PV ohne Netzeinspeisung: Wie Nulleinspeiser im Messstellenbetrieb funktionieren 

Fast in letzter Minute vor den vorgezogenen Bundestagswahlen hat die noch amtierende Regierung mit den Stimmen der Unions-Fraktion die sog. Kleine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) oder auch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ beschlossen, das am 25.02.2025 in Kraft trat.  

Bereits seit Frühherbst 2024 kursierten verschiedene Entwürfe des EnWGs. Gemeinsames Ziel der Vorschläge war die bessere Integration von erneuerbaren Energien, speziell von Solarstrom. Man wollte Vorsorge treffen für Zeiten temporärer Erzeugungsüberschüsse, die aufgrund der erfreulich hohen Zubauraten ab spätestens dem kommenden Sommer zu erwarten sind. Denn 16,2 Gigawatt (GW) der insgesamt im Jahr 2024 zugebauten 20 GW Erzeugungsleistung entfielen auf die Solarenergie. 

Dass die Novelle noch so unmittelbar vor der Neuwahl verabschiedet wurde, zeigt die Dringlichkeit der enthaltenen Neuerungen. Die politischen Mehrheiten kamen zustande, da einige der mit dem Entwurf für eine „EnWG-Novelle“ durch das BMWK von November 2024 vorgestellten Gesetzesänderungen als praktisch unaufschiebbar galten.  

Bevor wir uns den technischen und regulatorischen Neuerungen zum Thema Nulleinspeiser widmen, hier noch die Kurzversion der EnWG-Kurznovelle:  

  • Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen: Wenn der Strompreis ins Negative fällt, erhalten PV-Betreiber keine Vergütung für den eingespeisten Strom.  
  • Pflicht zur Installation von Smart Meter und Steuerbox: Künftig müssen neue PV-Anlagen mit einem intelligenten Stromzähler (Smart Meter) und einer Steuerbox ausgestattet sein. Die Steuerbarkeit gilt für Photovoltaik-Anlagen ab einer Leistung von 7 KW, wobei sogenannte „Nulleinspeise-Anlagen“ und Stecker-Solar-Geräte ausgenommen sind. 
  • Leistungsdrosselung ohne Steuertechnik: PV-Anlagen ohne Smart Meter und Steuerbox dürfen nur noch 60 % ihrer maximalen Leistung ins Netz einspeisen. 
  • Mehr Flexibilität in der Direktvermarktung: Künftig ist es erlaubt, Netzstrom in den eigenen Speicher zu laden und zu einem späteren Zeitpunkt gewinnbringend zu verkaufen.   

Nulleinspeiser als Anlagenkategorie  

Um die Lastspitzen dauerhaft zu senken, erhalten Netz- und Anlagenbetreiber durch die EnWG-Novelle die Option des Anschlusses von PV-Neuanlagen als sog. „Nulleinspeiser“. Dabei handelt es sich bei der Nulleinspeisung um ein PV-Einspeisemodell, das keine Netzeinspeisung vorsieht. Die Netzeinspeisung wird vielmehr durch das System unterbunden. Vielmehr wird der erzeugte PV-Strom vollständig vor Ort verbraucht und/oder gespeichert. Als Folge erwirtschaften PV-Anlagen in Nulleinspeisung keine Einspeisevergütung. 

Nulleinspeiser werden also mit der Motivation einer möglichst hohen Eigenverbrauchsquote errichtet oder auch für den Fall, dass eine Einspeisung nicht möglich ist. Durch den Verzicht auf die Netzeinspeisung muss der Anlagenbetreiber keine Steuerungstechnik implementieren, wodurch die Steuer-POG entfällt. Steckersolargeräte sind von der Regelung ausgenommen.  

Regulatorische Voraussetzungen 

Geregelt ist die Nulleinspeisung in §29, Absatz 5 des Messtellenbetriebsgesetzes (MsbG).  

Der Umstand, dass kein Strom in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird, lässt Nulleinspeiser zu einem mittelbaren Netzanschluss werden. Dies hat zur Folge, dass man jederzeit von der Nulleinspeisung zur Überschusseinspeisung wechseln kann für den Fall, dass das Nulleinspeiser-Modell sich doch nicht so rechnet wie erwartet. Dabei ist zu beachten, dass für einen Wechsel eine vierjährige vorherige Ankündigungsfrist beim Messstellenbetreiber besteht. Voraussetzung ist außerdem, dass der Netzbetreiber informiert wird und sein Einverständnis gibt.  

Grundsätzlich gilt: Steckersolargeräte sind von der Regelung ausgenommen.  

Genehmigung und Marktstammdatenregister  

Auch Nulleinspeiser müssen sowohl im Marktstammdatenregister registriert als auch beim zuständigen Netzbetreiber angemeldet werden. Die Genehmigung des Netzbetreibers ist vor der Inbetriebnahme erforderlich, während die Anmeldung im Marktstammdatenregister bis zu vier Wochen nach der Inbetriebnahme erfolgen kann. Eine Anmeldung beim Finanzamt ist für Nulleinspeisungsanlagen in der Regel nicht nötig, da keine Einnahmen aus der Einspeisevergütung erzielt werden. 

Technische Voraussetzungen für das Nulleinspeisermodell 

Wichtig ist, Nulleinspeiser können die POG sparen, da sie keine Steuerungstechnik verbaut bekommen.  

Wie bei jeder PV-Anlage benötigt man auch für Nulleinspeiseanlagen einen Wechselrichter. Der intelligente Wechselrichter stellt sicher, dass tatsächlich kein Strom in das Netz abgegeben wird. Voraussetzung dafür ist, dass der Wechselrichter die Option bietet, eine Einspeisegrenze „Null“ einstellen zu können und die PV-Anlage bei Stromüberschüssen abregelt.  

Wie auch bei PV-Anlagen, die ins Netz einspeisen, verlangen viele Netzbetreiber für Nulleinspeiser einen Zweirichtungszähler. Ein Zweirichtungszähler ist darauf ausgelegt, einerseits den ins Netz eingespeisten Strom als auch den aus dem Netz bezogenen Strom zu messen. Auch wenn bei der Nulleinspeisung gerade kein Strom ins Netz abgegeben wird, wird der Zweirichtungszähler oft als Nachweis eingesetzt, um genau dies zu beweisen.  

Netzbetreiber & Nulleinspeiser  

Für Netzbetreiber bedeuten Nulleinspeiser die Möglichkeit, ihre Lastspitzen dauerhaft zu senken, sofern sich der Anlagenbetreiber freiwillig für die Lösung entscheidet. Außerdem kann eine klar definierte Einteilung von Anlagen vorgenommen werden, was die Systemintegration durch bessere Planbarkeit vereinfacht. 

Dennoch bringen Nulleinspeiser einiges an Regelungsbedarf für Netzbetreiber mit sich. So müssen sie zunächst ihren Netzanschlussprozess um die Funktion der Nulleinspeisung erweitern. Auch die Netzleitsysteme müssen die Nulleinspeiser berücksichtigen können. Schließlich müssen Netzbetreiber die schriftlichen Erklärungen zur Nulleinspeisung seitens der Anlagenbetreiber erfassen und verwalten. Das Ziel ist es, sicherzustellen, dass an Nulleinspeiser keinerlei Steuerungssignale gesendet werden.  

Netzbetreiber müssen Nulleinspeiser auch bei der Ermittlung des Netzverknüpfungspunktes und ggf. bei der Netzverträglichkeitsprüfung berücksichtigen, da die Nulleinspeiser mit dem Vorlauf von vier Jahren und der Bestätigung des zuständigen Messstellenbetreibers in die Einspeisung wechseln können.   

Derzeit ist in den technischen Regeln des VDE FNN (VDE-AR-N), für die Niederspannung die VDE-AR-N 4105, die Anwendung der Nulleinspeisung noch nicht abgebildet. Allerdings hat der VDE FNN die Konstellation der Nulleinspeisung in einem Hinweis „Anschluss und Betrieb von Speichern am Niederspannungsnetz“ beschrieben, die nach Ausführungen des VDE FNN auch für Konstellationen ohne Speicher Gültigkeit haben (unter 4.4. des Hinweises). Ab 2025 soll eine entsprechende Regelung in die VDE-AR-N 4105 aufgenommen werden. 

Die Tatsache, dass ein Wechsel von der Nulleinspeisung auf die Netzeinspeisung mit vier Jahren Vorlauf angemeldet werden muss, gibt Netzbetreibern für ihre Kapazitätsberechnungen gute Planungssicherheit.  

Messstellenbetreiber  

Auch die Messstellenbetreiber müssen die Nulleinspeiser berücksichtigen und ihre Systeme zur korrekten Klassifikation mit einem eigenen Messkonzept anpassen. Auch sind sie für die Sperrung bei Einbau einer Steuerungseinrichtung für die betroffenen Anlangen zuständig.  

Den Messstellenbetreibern muss außerdem der Wechselwunsch in die Volleinspeisung mit einer Frist von vier Jahren seitens der Anlagenbetreiber mitgeteilt werden. Sie halten weiterhin die Daten der abgegebenen Erklärungen seitens der Anlagenbetreiber zur Nulleinspeisung und deren Fristen von mindestens vier Jahren.  

Anlagenbetreiber und Nulleinspeiser 

Voraussetzung für den Status Nulleinspeiser ist eine schriftliche Erklärung gegenüber dem Messstellenbetreiber, dass die Anlage dauerhaft keinen Strom ins Netz einspeist. Dafür und für weitere Anpassungen bzw. die Erklärung des Übergangs in die Einspeisung bedarf es einer geregelten Kundenkommunikation bzw. der Anpassung der Netzportale.  

Außerdem muss, wie oben bereits beschrieben, ein intelligenter Wechselrichter die Wirkleistungseinspeisung der Anlage dauerhaft auf 0 Prozent der installierten Leistung begrenzen können. Bei Nichteinhaltung muss der Anlagenbetreiber mit Sanktionen rechnen.  

Es liegt in der Natur der Sache, dass Nulleinspeiser nicht aktiv zur Netzstabilität beitragen, da sie nicht durch die Netzbetreiber regelbar sind. In der Folge kann laut § 29, Abs. 5 Messstellenbetriebsgesetz auf den Einbau von Steuerungstechnik verzichtet werden, wodurch die Steuer-POG entfällt. Allerdings muss dennoch ein intelligentes Messystem verbaut werden, um zu beweisen, dass tatsächlich keine Kilowattstunde eingespeist wurde.  

Für Lieferanten haben die Nulleinspeiser im Übrigen keine direkten Auswirkungen, da die Regelung primär Netz- und Messtellenbetrieb betrifft. Für sie dürfte allerdings eine Information nützlich sein, dass es bei bestimmten Kundinnen und Kunden einen installierten Nulleinspeiser gibt. Ggf. könnten auch Anpassungen bei der Vertragsgestaltung für Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber mit Eigenverbrauch in Betracht kommen, um dies in die eigenen Prognosen einzubinden.  

Für wen ist die Nulleinspeisung lukrativ?  

Entscheidend scheint bei der Überlegung Nulleinspeisung – Netzeinspeisung, wie effizient die PV-Anlage genutzt wird – sprich, wie viel vom selbst erzeugten Strom man tatsächlich nutzen kann. Perspektivisch wird der Stromverbrauch eher steigen, insbesondere durch die Elektrifizierung von Sektoren wie Wärme und E-Mobilität. Bei höherem Strombedarf im Haushalt entstehen auch in Zeiten hoher Erträge weniger Überschüsse – das würde für die Nulleinspeisung sprechen. Der Umstieg auf eine volle Eigenversorgung kann dadurch daraus attraktiv bleiben, denn Solarstrom bleibt nach wie vor bedeutend günstiger als Netzstrom, zumal, wenn man sich die Steuerungseinrichtung und die POG damit sparen kann.  

Auch vor dem Hintergrund, dass die Einspeisevergütung für PV-Strom kontinuierlich sinkt, lohnt sich ein „Nulleinspeiser“ für private PV-Anlagenbetreiberinnen und -betreiber vor allem in den Fällen, in denen sie sich kostengünstig mit dem eigenen Strom versorgen können. Wer heute eine PV-Anlage installiert, erhält 8,04 Cent pro eingespeister Kilowattstunde. Zum Vergleich: Eine Kilowattstunde Netzstrom kostete im Februar 2025 durchschnittlich 28,8 Cent. Dies ist verglichen zum Februar 2024 ein Zuwachs von 11,5 Prozent. Aus wirtschaftlicher Sicht ist es daher vorteilhafter, den eigenen Solarstrom direkt zu nutzen, da jede selbst verbrauchte Kilowattstunde den Bedarf an teurem Netzstrom reduziert.  

Andererseits bleibt der Haushaltsstrombedarf im Winter hoch, wenn auch eine große PV-Anlage weniger Strom erzeugt – dann muss teurer Netzstrom hinzubezogen werden.  

Man sollte also bei seinen Überlegungen in Erwägung ziehen, dass man durch die Abregelung nicht mehr zu verbrauchenden Stroms einiges an eigenem PV-Ertrag nicht nutzt, den man bei einer Überschusseinspeisung vergütet bekäme. Um möglichst von jeder eigenproduzierten Kilowattstunde Solarenergie zu profitieren, sollte man daher einen Stromspeicher als Ergänzung in Erwägung ziehen. So kann der PV-Strom, der nicht direkt verbraucht wird, für die Abend- und Nachtstunden und Zeiten vorgehalten werden, in denen ansonsten Netzstrom zugekauft werden müsste. So muss die Anlage nicht sofort abgeregelt werden und man kann seine Stromrechnung weiter senken. Um dieses Zusammenspiel möglichst effizient zu gestalten, sollte die Speicherkapazität in etwa der Nennleistung der PV-Anlage entsprechen. 

Fazit 

Die vierjährige Vorlaufzeit für den Wechsel vom Nulleinspeiser-Modell zur Einspeisung ist für Netz- und Messstellenbetreiber für die Antizipation, Planbarkeit und Kontinuität komfortabel. Für Anlagenbetreiber bedeutet dies allerdings, dass sie gegebenenfalls über einen längeren Zeitraum bis zum Wechsel mit ihrer Nulleinspeiseanlage weniger Strom erzeugen oder zu viel Strom erzeugen, den sie dann abregeln müssen, als zunächst im Business-Plan gedacht. Allerdings sparen sich die Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber die Steuerungstechnik und die damit verbundenen Kosten.  

Bei den meisten Nulleinspeisern lohnt sich daher mit hoher Wahrscheinlichkeit der parallele Zubau eines Stromspeichers, um die eigene Solarernte zeitlich in die Stunden zu verschieben, in denen normalerweise teurer Netzstrom hinzugekauft werden müsste. Auch eine Ausrichtung der PV-Anlage in Ost-West-Richtung – statt rein Süd – scheint ein geeigneter Ansatz zu sein, um die zeitliche Verfügbarkeit des eigenen Solarstroms möglichst lang zu strecken und hohe kurzzeitige Spitzen über die Mittagszeit zu verhindern, die dann in der Regel abgeregelt werden.  

Zukünftig könnten die Nulleinspeiser interessant werden, wenn in den kommenden Jahren die EEG-Vergütung neu geregelt wird. Es ist davon auszugehen, dass die Förderungen weiter eingeschränkt werden und auch zunehmend kleine Anlagen mit in die Direktvermarktung einbezogen werden. Neue PV-Anlagen mit Nulleinspeisung könnten sich so die Mess- und Direktvermarktungskosten sparen.

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Januar 2025

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe Januar 2025 vom 22.01.2025

Energiewirtschaftskompass Überblick

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KURZKOMMENTAR – WELCHE THEMEN DOMINIERTEN IN DEN VERGANGENEN WOCHEN?

Nach vorn schaut man am besten zurück: Kurzanalyse der Energiepolitik der Ampelkoalition und Ausblick auf die Bundestagswahl 2025 (31.12.24)

Das Jahr 2025 ist in „Full Swing“ – der Wahlkampf in vollem Gange und die Wahlprogramme werden – nicht nur hier im aktuellen ENWIKO – auf ihren politischen Gehalt hin erörtert. Die wichtigsten Inhalte für die Energiewirtschaft haben wir für Sie im Wahlkampfticker vor dem Kapitel „Sektorübergreifend“ aufgearbeitet.

Dass Ankündigungen in Wahlprogrammen kein Garant auf Umsetzung sind, ist bei einem Koalitionssystem eine Binsenweisheit. Daher könnte ein Blick zurück helfen, um zu beurteilen, was neben all der berechtigten Kritik im persönlichen „Miteinander“ der Ampel-Koalition tatsächlich sachlich umgesetzt wurde. Wie viel „Mehr Fortschritt wagen“ bleibt als Erbe der Ampel? Hier unsere Kurzanalyse, in der wir uns über das Tagesgeschehen hinaus und Spekulationen über Koalitionsoptionen und Kandidat:innen für Ministerposten einmal Bilanz ziehen wollen:

Umgang mit der Energiekrise

  • Auf der Habenseite stehen, dass sich die Koalition mit unvorhersehbaren Krisen mit enormen Konsequenzen auf die Energiewirtschaft auseinandersetzen musste, wie die Corona-Pandemie und dem Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine. Drastische und teure Eingriffe mussten in kurzen Intervallen entschieden werden.
  • SPD, Grüne und FDP sicherten die Versorgung mit Erdgas in der Energiepreiskrise über LNG-Importe über eigens gebaute LNG-Terminals und schalteten den Turbo ein, was Genehmigung und Ausbau der Wind- und Solarkraft angeht. Alte Kohlekraftwerke wurden wieder aus der Reserve geholt.
  • Ende 2022 brachte die Ampel Strom- und Gaspreisbremsen auf den Weg, um Haushalte und Unternehmen vor Preissprüngen zu schützen.
  • Trotz Krisen blieb die Energieversorgung stabil, auch wenn bis heute die Alarmstufe des Notfallplan Gas gilt. Deutschland löste sich von russischen Gaslieferungen – damals noch mit funktionierender Zusammenarbeit und finanziellem Spielraum vor dem Bundesverfassungsgerichtsurteil von November 2023.
  • Der Strompreis 2024 lag deutlich unter dem von 2023 mit Ausnahme des Monats November. Die Diskussion rund um die Dunkelflaute bis hin zu Black-Out Szenarien konnte anhand von Fakten erhellt werden, um zu zeigen: Der Markt funktioniert und tut seinen Teil, um genau dies zu verhindern.
  • Das lässt aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass wir strukturell in Deutschland an Grenzen stoßen, die die neue Regierung zügig angehen muss. Dazu zählen Speicherausbau und marktliche Anreize für bivalente Speicher sowie anderer Flexibilitäten, Wärmewende, Netzausbau und darauf aufbauend eine Kraftwerksstrategie.
  • Wenn man sich ein weiteres Krisenszenario anschaut, das der Dunkel-Flaute, so können wir feststellen, dass am Dezember 2024 die Residuallast im deutschen Stromnetz – nach Abzug der erneuerbaren Stromerzeugung und Speichern – bei etwa 53 Gigawatt (GW) lag. Diese wurde durch fossile Kraftwerke gedeckt, von denen derzeit 72 GW im deutschen Kraftwerkspark verfügbar sind. Warum nicht alle fossilen Kapazitäten genutzt wurden, wird nun von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüft. Die Thematik scheint daher weniger politisch als oft angenommen (s. auch weiter unten).

Ausbau Erneuerbare

  • Windenergie und PV kann mit hohen Zubauzahlen als „gut vorangekommen“ klassifiziert werden, die mit günstigen Stromgestehungskosten die Strompreise stabilisieren. FDP-Chef Christian Lindner bezeichnete die Erneuerbaren im Bundestag als „Freiheitsenergien“. Die Koalition stellte sie ins überragende öffentliche Interesse, um vor allem die Genehmigungen und den Bau zu beschleunigen. Tatsächlich ging die Emissionsreduktion von 2023 zu 2024 von 18 Mio. Tonnen CO2-Äquivalente zu 80 Prozent auf das Konto des Energiesektors und damit auf die Umstellung auf erneuerbare Energien und auf die deutliche Reduktion der Kohleverstromung um 19 Terawattstunden (TWh).
  • 2021, also zu Beginn der Koalition, lag die installierte PV-Leistung bei 60 GW. 2024 wurde die 100 GW-Marke geknackt. Eine Million neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 17 Gigawatt wurden 2024 zugebaut, was etwa 10 Prozent mehr als 2023 bedeutet und dazu führte, dass die Solarenergie damit rund 14 Prozent des deutschen Stromverbrauchs abdeckte.
  • Die Windenergie an Land gewann rund 7 GW und stieg auf 63,6 GW. Wichtig sind hier die Genehmigungszahlen: Die Fachagentur Wind und Solar berichtet, dass 2021 eine Windenergieleistung von 3.050 Megawatt (MW) genehmigt wurde, während im laufenden Jahr bereits über 11.000 MW Genehmigungen erfolgten. Dies ist in Zusammenhang zu sehen mit den kürzeren Fristen für Genehmigungen, so dass die Anlagen sehr viel schneller ans Netz gehen als in der Vergangenheit.
  • Die installierte Leistung bei Biomasse und Wasserkraft blieb unverändert.
  • Umgesetzt wurde dies im beginnend mit dem Osterpaket in zahlreichen Novellierungen des EEGs und des ENWGs, im Windenergie-auf-See-Gesetz und Wind-an-Land-Gesetz, im Bundesbedarfsplangesetz und Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz, im Solarpaket usw.

Fossile Energien

  • Das Ende der Atomenergienutzung in Deutschland fiel 2023 in die Regierungszeit der Ampel, basierte jedoch auf gesetzlichen Grundlagen, die bereits zehn Jahre zuvor unter der Regierung Merkel beschlossen wurden.
  • Die installierte Leistung bei der Kohle sank um rund 7 GW auf ein Rekordtief, das letztmalig 1957 zu sehen war.
  • Die CO2-Bilanz in der Stromerzeugung fiel 2024 auf ca. 145 Mio. Tonnen ebenfalls auf ein Rekordtief – und das bei steigendem Stromverbrauch im letzten Jahr. Zum Vergleich: 2014 betrug der CO2-Ausstoß durch die Stromerzeugung noch 312 Mio. Tonnen, mehr als doppelt so viel.

Stromnetze

  • Die Zahl der genehmigten Ausbaukilometer im Übertragungsnetz lag im Jahr 2021 bei 321 Kilometern, für das laufende Jahr rechnet das BMWK mit 2000 Kilometern.

Auf der Sollseite stehen:

Flexibilisierung

  • Und damit die Möglichkeit, die Vorteile und Stärken eines auf Erneuerbaren beruhenden Energiesystems voll ausspielen. Speicher sowie die Verbraucherflexibilität mit Smart Metern, Wärmepumpen, Energy Sharing und e-Mobilität sowie dynamischen Tarifen und variablen Netzentgelten stehen ganz am Anfang. Die Grundsteine sind in vielen Gesetzesinitiativen angedacht, die nun aufgrund des Ampel-Aus auf Stopp liegen und aufgrund des Diskontinuitätsprinzips nicht nur Verbesserungspotenzial beinhalten, sondern auch die Gefahr von erheblichen zeitlichen Verzögerungen. Denn eine neue Regierung führt noch nicht abgeschlossene Gesetzesinitiativen in der Regel nicht fort, sondern setzt sie neu auf.

Strommarktdesign, Sektorenkopplung und Energy Sharing

  • Sektorenkopplung, ein neues Strommarktdesign mit dem Fokus auf Flexibilität, Energy Sharing und Direktbelieferung sind in Ansätzen ausformuliert. Nun gilt es, die vollen Kapazitäten zu aktivieren. Spoiler: Die gut 13 GWh Heimspeicher sind derzeit auf die Optimierung des Eigenbedarfs ausgerichtet. Hier besteht ein großes Potenzial der Netzdienlichkeit, das die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit ersten Überlegungen untermauert hat und in ihrer Unabhängigkeit zügig vorantreiben könnte.

Digitalisierung

  • Die Ampel wollte auch bei der Digitalisierung vorankommen. 2023 verabschiedete sie das „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“, um den stockenden Ausbau intelligenter Messsysteme anzukurbeln. Erste Erfolge sind sichtbar: Die Zahl der installierten Smart Meter stieg von 276.000 Ende 2022 auf 724.000 Mitte 2024, wie die Bundesregierung berichtet. Dennoch bleibt Kritik: Viele Marktteilnehmer bemängeln die im Vergleich zu anderen EU-Staaten weiterhin zu bürokratischen und kaum kostendeckenden Rollout-Verfahren. Es bleibt abzuwarten, wie die EnWG-Rumpfnovelle umgesetzt wird.

Wärmewende

  • Die Debatten um das Gebäudeenergiegesetz (GEG) sorgten in der Öffentlichkeit – gelinde gesagt – für besonders viel Aufmerksamkeit, da sie die Spannungen zwischen SPD und Grünen einerseits und der FDP andererseits offenbarten. Daher gilt es hier für die neue Regierung „verbrannte Erde“ zu betreten und sich noch einmal die dahinterstehende Grundidee und -motivation vor Augen zu führen, um – das bereits in der großen Koalition begonnene – Projekt voranzutreiben.
  • Heizungs-Einbauraten brachen ein, viele setzten auf Gas oder Öl – ein Rückschlag für die Klimaziele.
  • Die Verknüpfung des GEG mit der kommunalen Wärmeplanung führte zu mehr Konsistenz in der systemischen Planung.

Kraftwerksstrategie

  • Es fehlt der Entscheid zu klimaschonenden und flexibel steuerbaren Kapazitäten für die Energieerzeugung. Die Folge: Die Voraussetzungen für einen vorgezogenen Kohleausstieg fehlen.
  • Der Vorwurf an die Ampel: Sie versäume, den Ausstieg aus konventionellen Energien durch neue flexible Kraftwerke abzusichern. Die Kraftwerksstrategie stockte: Statt 20 GW wurden nur 10 GW geplant.
  • Positive Ansätze wie die Plattform Klimaneutrales Stromsystem konnten wegen des Koalitionsbruchs nicht umgesetzt werden. Klar ist: Das aktuelle System ist nicht auf über 50 Prozent erneuerbare Energien ausgelegt, was Netzbetreiber zunehmend wegen Solarspitzen belastet. Ob bis zur Wahl Lösungen kommen, bleibt offen.
  • Wenig oder zu späte Aufmerksamkeit fanden auch die Möglichkeiten des dezentralen Backups im Stromsystem, die günstigster, schneller und sauberer zur Verfügung stehen: Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, saubere KWK und Speicher.

Fazit

Angesichts der großen Herausforderungen für Deutschland und die Wirtschaft ist es entscheidend, positive Entwicklungen für die nächste Legislaturperiode zu sichern und liegengebliebene oder unvollendete Projekte zügig voranzutreiben. Die Netzentgeltsystematik sollte überdacht werden und Flexibilisierung marktgerechter vorangetrieben werden, z.B. durch die Einführung bivalenter Speichernutzung. Auch von EU-Ebene wird es einiges umzusetzen geben, was mehr in Richtung marktlicher Anreize geht. Außerdem sollte ein Fokus auf die Wärmewende – auch in der Industrie liegen, denn mehr als 50Prozent unseres Energieverbrauchs liegt im Wärmesektor.

[Dr. Constanze Adolf]

Quellen:          

Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE): Vertrauensfrage: BEE zieht gemischte
Ampel-Bilanz
, abgerufen am 20.12.2024

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts, abgerufen am 20.12.2024

Forschungsstelle für Energiewirtschaft (2024): Flexibilisierung des Stromsystems: Beitrag von Energy Sharing für Netz-, System- und Marktdienlichkeit. Studie im Auftrag der Elektrizitätswerke Schönau, abgerufen am 20.12.2024

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Gesamtleistung aller Solaranlagen knackt 100-Gigawatt-Marke, abgerufen am 07.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Licht und Schatten in der Energiepolitik der
Ampel, abgerufen am 20.12.2024

Sprint: Was ändert sich 2025 in der Energiewirtschaft?

Ohne Gewähr auf Vollständigkeit möchten wir Ihnen im Folgenden einige der wichtigsten regulatorischen Neuerungen für 2025 vorstellen. Bitte zögern Sie nicht, bei Fragen, Ideen oder Gesprächsbedarf auf uns zuzukommen. Kontaktieren Sie uns unter enwiko@itemsnet.de.

CO2-Preis steigt auf 55 Euro

  • 2025 steigt der CO2-Preis 45 auf 55 Euro pro ausgestoßener Tonne CO2. Dadurch wird das Tanken von Autos mit Diesel- und Benzinmotoren teurer. Auch Hausbesitzer und Mieter, die mit Öl, Gas oder Fernwärme heizen, zahlen mehr. Ebenso sind die Müllverbrennungsanlagen vom CO2-Preis betroffen. Die höheren Kosten werden in die Abfallgebühren einfließen.

Dynamische Tarife

  • Ab dem 01.01.2025 müssen Stromanbieter ihren Haushaltskund:innen einen dynamischen Stromtarif anbieten. Der Kilowattstunden-Preis orientiert sich dabei an der Strombörse.
  • Stromanbieter stellen dafür ihre Preise mittags für den nächsten Tag ein – abrufbar auf der Internetseite oder per App.
  • Dynamische Netzentgelte: Ab dem 01.04.2024 müssen Netzbetreiber ein dynamisches Netzentgelt anbieten.

Smart Meter

  • Mit Beginn des Jahres gilt die Pflicht zum Einbau von Smart Metern für Verbraucher ab 6.000 Kilowattstunden (KWh) pro Jahr.
  • Stromverbraucher mit weniger als 6.000 kWh pro Jahr oder Prosumer, die weniger als 7 KW Erzeugungsleistung installiert haben, können seit Jahresbeginn ebenfalls einen entsprechenden Zählerwechsel verlangen. Das Gerät muss dann innerhalb von vier Monaten installiert werden. Es kostet einmalig höchstens 30 Euro und dann 20 monatlich.

Netzanschlussbegehren für EE-Anlagen < 30 kW erfolgt über Webportal

  • Netzbetreiber müssen ab dem 01.01.2025 alle notwendigen Informationen für Netzanschlussbegehren für EE-Anlagen mit einer Leistung < 30 kW aktiv auf ihrer Homepage veröffentlichen.
  • Das Netzanschlussbegehren für diese Anlagen erfolgt standardisiert und vereinheitlicht über ein webbasiertes Anmeldeportal, s. dazu VDE-FNN-Datenset.
  • Netzbetreiber haben einen Monat nach Eingang des Netzanschlussbegehrens Zeit, um standardisiert erforderliche Daten zur Verfügung zu stellen, s. BDEW-Leitfaden zur Beschleunigung von Netzanschlüssen, Version 2.0.

24h-Lieferantenwechsel auf Juni verschoben

Geänderte Netzentgelt-Verteilung

  • Ab dem 01. Januar 2025 werden Kosten für den Netzanschluss von Ökostromanlagen bundesweit gleichmäßig auf alle Haushalte verteilt.
  • Demnach werden die Kosten für den Netzanschluss von Ökostromanlagen nicht mehr nur regional auf die Netzentgelte umgelegt, sondern ab diesem Jahr gleichmäßig auf alle bundesdeutschen Haushalte.
  • In zehn Bundesländern mit vielen EE-Anlagen (z. B. Mecklenburg-Vorpommern) sinken die Netzentgelte teils erheblich (z. B. über 200 Euro jährlich für einen Durchschnittshaushalt).
  • In sechs Bundesländern mit weniger Ökostromanlagen steigen die Entgelte leicht.

Fauna tritt mit dem 01. Januar 2025 in Kraft

  • Die sog. FAUNA-Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) kommt zur Anwendung, wenn innerhalb der kommunalen Wärmeplanung ein Wasserstoffversorgungsgebiet ausgewiesen wurden und ein sog. verbindlicher Fahrplan vorliegt.
  • In diesem Fall erlaubt es die Ausnahmeregelung des § 71k GEG während einer Übergangsfrist bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz weiterhin Einbau, Aufstellung und Betrieb von Heizungsanlagen, die Erdgas verbrennen können (mehr dazu s. weiter unten).

Verpflichtender Netzanschluss mit ZEREZ ab dem 01.02.2025

  • Ab dem 01.02.2025 sind Hersteller, Anlagen- sowie Netzbetreiber dazu verpflichtet, das neu eingeführte Zentrale Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate – kurz ZEREZ – zu nutzen.
  • Durch ZEREZ werden Prozesse und die Zertifikate selbst digitalisiert. Im Register werden alle Daten der Einheiten- und Komponentenzertifikate erfasst, die für den Netzanschluss erforderlich sind. Diese werden durch die Anlagenbetreiber beim Betriebszulassungsverfahren übermittelt.
  • Die Netzbetreiber dürfen nur noch die so erzeugten Registrierungsnummern verwenden.
  • Betrieben wird das Register aktuell durch die Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien (z.B. FGW e.V. und s. ENWIKO vom Dezember 2024).

Festlegungsverfahren Zugangsregulierung

  • Die StromNZV und GasNZV sind zum 31.12.2025 außer Kraft getreten. Der Prozess zur Entwicklung von Nachfolgeregelungen muss daher kurzfristig begonnen werden.
  • Für die Umsetzung werden die Regelungsinhalte der GasNZV im Zugangsbereich auf themenbezogene Festlegungen aufgeteilt (z.B. Kapazitäten, Bilanzierung, Lieferantenwechsel, Zugang Biogas). Gleiches gilt bezüglich der Inhalte der StromNZV.

BSI überarbeitet Smart-Meter Gateway Dokumente in 2025

  • Für 2025 plant das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die Überarbeitung der Technischen Richtlinie TR-03109-6, die Anforderungen an die Smart-Meter Gateway Administration beschreibt.
  • Darüber hinaus wird das BSI einen Implementierungshinweis zum „Steuern mit Nachweisführung im SMGW“ erarbeiten. Es setzt damit auf dem im August 2024 veröffentlichten Impulspapier

[Dr. Constanze Adolf]

Bundesnetzagentur treibt die Regulierung 2.0 in vier zentralen Themen voran

Kurz vor Redaktionsschluss kam die große Neuigkeit: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) treibt die Neuausrichtung der Energienetzregulierung unter dem Projekt “Netze. Effizient. Sicher. Transformiert” (NEST) entscheidend voran. Ziel ist eine effizientere Anreizregulierung und Entbürokratisierung, die sie bereits 2024 als eine „Zäsur“ benannt hat. Im Rahmen der Modernisierung des Regulierungsrahmens (Regulierung 2.0) hat die Bonner Behörde gleich vier zentrale Papiere zur zukünftigen Gestaltung vorgelegt.

Ab dem zweiten Quartal sind offizielle Festlegungsentwürfe zu erwarten für RAMEN, den Effizienzvergleich und die Kapitalverzinsung. Bis Ende des Jahres 2025 sollen die Beschlüsse fallen. Darunter zur Kapitalverzinsung, Effizienzvergleich und Energiewendekompetenz.

Wesentliche Änderungen umfassen:

  • Verkürzte Regulierungsperioden: Die geplante Reduktion von fünf auf drei Jahre kommt später – erst in den 2030er Jahren. Damit reagiert die BNetzA auf Kritik aus der Branche.
  • Vereinfachungen: Der Törnqvist-Index entfällt, und es gibt ein einfacheres Verfahren für Kleinst-Netzbetreiber. Mehr Pauschalen und standardisierte Verfahren sollen die Regulierung vereinfachen, insbesondere für kleinere Netzbetreiber.
  • Energiewendekompetenz: Neue Qualitätsregeln bewerten Digitalisierung und Geschwindigkeit von Netzanschlüssen. Überdurchschnittliche Leistungen sollen honoriert werden.
  • Baukostenzuschüsse: Diese bleiben zinsfrei und werden bei der Kapitalverzinsung unberücksichtigt; ein Bonus honoriert deren Nutzung.
  • Gewerbesteuer: Die kalkulatorische Gewerbesteuer bleibt bestehen, entgegen ursprünglicher Pläne, diese durch reale Werte zu ersetzen.
  • Kapitalkosten: Ein Gutachten bestätigt das Capital Asset Pricing Modell (CAPM) als Grundlage zur Ermittlung der Eigenkapitalkosten, jedoch bleibt die Diskussion offen.

Positive Aspekte:

  • Die stärkere Berücksichtigung der Energiewendekompetenz spiegelt den Wandel zu einer klimafreundlicheren Infrastruktur wider.
  • Vereinfachte Verfahren reduzieren Bürokratie und entlasten insbesondere kleinere Betreiber.

Herausforderungen:

  • Die spätere Einführung kürzerer Regulierungsperioden verzögert die erhoffte schnellere Anpassung von Kosten und Erlösen.
  • Kritiker fordern mehr Fokus auf die Sicherstellung von Investitionen in die Netzinfrastruktur statt allein auf Effizienz.

Die Reformen der BNetzA markieren einen strategischen Wechsel hin zu einer dynamischeren und vereinfachten Regulierung. Insgesamt stellen die Reformen einen Schritt in die richtige Richtung dar, bleiben jedoch in einigen Bereichen hinter den Erwartungen zurück. Die Verzögerung bei der Einführung verkürzter Regulierungsperioden zeigt jedoch, dass die Behörde auf den Dialog mit der Branche angewiesen ist. Von den Netzbetreibern ist eine voraussetzungsvolle Anpassungsfähigkeit der gefordert, die auf Kritik stoßen könnte, da sie Effizienzanreize reduziert. Der Dialog mit der Branche und die Umsetzung der neuen Rahmenbedingungen werden entscheidend sein, um hier zu praktikablen Lösungen zu kommen.

Ausblick:

  • Festlegungsentwürfe für RAMEN, Effizienzvergleich und Kapitalverzinsung ab Q2 2025.
  • Finalisierung der Beschlüsse bis Ende 2025 vorgesehen.

Anm. der Redaktion: Da uns diese Neuerungen kurz vor Redaktionsschluss erreichten, begnügen wir uns hier mit einer ersten kurzen Zusammenfassung. Im nächsten ENWIKO werden wir eine tiefergehende Analyse und Einschätzung vornehmen. Sollten Sie in der Zwischenzeit Fragen haben, melden Sie sich bitte bei uns unter enwiko@itemsnet.de

[Dr. Constanze Adolf]

Eine wichtige Verordnung, die bislang beim Rollout nicht beachtet wurde

Die EU-Kommission hat am 29. November eine Änderung der Messgeräterichtlinie 2014/32/EU (MID) vorgeschlagen, die weitreichenden Folgen für den deutschen Smart-Meter-Rollout haben könnte und bislang kaum beachtet wurde. Während die deutsche Politik und Regulierung sich bisher stark auf das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und die Anforderungen des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) konzentriert haben, könnte diese EU-Initiative nun einen die Debatte um das Messwesen erweitern.

Was ändert sich?

Der Vorschlag der EU sieht vor, die bislang stark fragmentierten Vorgaben für intelligente Messsysteme europaweit zu harmonisieren. Für den deutschen Markt bedeutet dies konkret:

  • Messstellenbetreiber könnten statt der bisher vorgeschriebenen, BSI-zertifizierten Smart-Meter-Gateways auch andere kostengünstigere und dennoch MID-konforme Technologien einsetzen. Steuerungsrelevante Einbaufälle dürften aber erstmal unberührt bleiben
  • Die verpflichtende Sichtanzeige an Messgeräten entfällt. Stattdessen soll eine Fernanzeige, beispielsweise über eine Smartphone-App, ausreichend sein.
  • Veraltete nationale Sonderregelungen, die als Markteintrittsbarrieren für innovative Technologien wie Wallboxen und Smart Meter wirken, könnten abgeschafft werden.

Auswirkungen auf den deutschen Rollout nach dem MsbG

Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) in Deutschland legt seit Jahren hohe Hürden für den Einsatz von Smart-Meter-Technologien. Der Fokus auf zertifizierte Smart-Meter-Gateways sollte zwar die Sicherheit gewährleisten, hat aber zugleich den Rollout verlangsamt und verteuert. Mit der neuen MID-Änderung der EU könnten diese Hürden deutlich reduziert werden:

  1. Kostenreduktion
    Die Vorgabe, ausschließlich BSI-zertifizierte Gateways einzusetzen, ist kostenintensiv und schränkt die Auswahl an verfügbaren Technologien ein. Durch die Zulassung MID-konformer Geräte könnten Messstellenbetreiber künftig auf günstigere und dennoch sichere Lösungen zugreifen. In welchem Umfang ist jedoch abzuwarten.
  2. Beschleunigung des Rollouts
    Die aufwendigen Konformitätsbewertungsverfahren nach deutschen Sonderregelungen sind zeitintensiv. Eine Harmonisierung mit der MID würde diese Verfahren vereinfachen und den Marktzugang beschleunigen.
  3. Technologieoffenheit und Innovation
    Die EU fordert ausdrücklich eine technologieoffene Gestaltung der Anforderungen. Für Deutschland bedeutet das, dass nicht nur Smart-Meter-Gateways, sondern jegliche MID-konforme Messgeräte genutzt werden könnten. Gleichzeitig bleibt es Marktakteuren überlassen, bewährte Technologien freiwillig weiterzuverwenden – insbesondere bei sicherheitsrelevanten Anwendungen wie der Steuerung von Erzeugungsanlagen.

Herausforderungen für Deutschland

Die geplanten Änderungen stellen die deutsche Regulierung vor erhebliche Herausforderungen. Die nationale Gesetzgebung, insbesondere das MsbG, müsste innerhalb von 24 Monaten an die neuen EU-Vorgaben angepasst werden. Dies erfordert einen grundlegenden Wandel im bisherigen Ansatz:

  • Sicherheitsstandards müssen technologieoffener gestaltet werden, ohne Abstriche bei der Manipulationssicherheit zu machen.
  • Die bisherige Zertifizierungsinfrastruktur des BSI könnte an Bedeutung verlieren, was zu Widerständen seitens der Behörden und etablierter Marktteilnehmer führen könnte.

Ein Weckruf für die deutsche Regulierung

Der Vorschlag der EU-Kommission zeigt, dass die schleppende Digitalisierung des deutschen Energiemarkts zunehmend auf europäische Kritik stößt. Mit dem Druck aus Brüssel könnte Deutschland gezwungen sein, die Regulierung endlich zukunftsgerichtet zu gestalten und den Rollout intelligenter Messsysteme zu beschleunigen.

Diese Initiative ist ein interessantes Signal, die zeigt, dass sich die Energiewende nicht länger durch nationale Sonderregelungen ausbremsen lässt. Der Ball liegt nun bei der Bundesregierung, die Vorgaben der EU zu prüfen. Der Ball liegt nun bei der Bundesregierung, die Vorgaben der EU schnell und effektiv umzusetzen – im Interesse der Verbraucher, der Marktakteure und der Energiewende insgesamt.

[Marcel Linnemann]

Schürfen wir bald alle nach Kilowattstunden? – Die neue Goldgräberstimmung bei Energiespeichern

Inmitten der globalen Energiewende steht ein neuer, aufstrebender Trend im Zentrum: der Boom der großen Batteriespeicher. Und dieser Boom ist nicht nur eine technische Entwicklung, sondern eine regelrechte Goldgräberstimmung, die sich in Deutschland und weltweit ausbreitet. Der Begriff „Schürfen nach Kilowattstunden“ beschreibt dabei treffend das neue Wirtschaften im Energiespeicherbereich. Denn statt wie einst nach Edelmetallen zu schürfen, geht es jetzt darum, Energiespeicher zu bauen, um von den Schwankungen der Strompreise zu profitieren. Doch wie bei der historischen Goldgräbersuche gibt es auch hier Risiken, Unsicherheiten und politische Herausforderungen.

Ein Tsunami der Großspeicher

Seit dem Höhepunkt der Energiepreiskrise 2022 explodieren die Pläne für große Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) in Deutschland. Das Ziel ist klar: Diese Speicher sollen als Puffer fungieren, um die Stromversorgung zu stabilisieren, vor allem in Zeiten, in denen erneuerbare Energien wie Wind und Sonne unzuverlässig sind. Bei den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) sind mittlerweile Netzanschlussbegehren für Großspeicher mit einer Gesamtleistung von 161 Gigawatt eingegangen – ein Vielfaches der aktuellen Netzkapazitäten. Diese Dimensionen sind beeindruckend und erinnern an die erste Goldrausch-Stimmung des 19. Jahrhunderts, als plötzlich Tausende in eine Region strömten, um nach Gold zu schürfen.

Doch wie damals im Wilden Westen gibt es auch heute viele unvorhersehbare Elemente, die den Erfolg dieser Speicherprojekte gefährden könnten. Die Netze sind bereits jetzt überlastet, und der Ausbau hinkt der Nachfrage hinterher. Die Frage, wie viele der eingegangenen Anfragen tatsächlich umgesetzt werden, ist ebenso offen wie die nach den nötigen rechtlichen und finanziellen Rahmenbedingungen.

Die Verheißungen des Marktes

Die Marktlogik hinter diesem Speicher-Boom ist einfach und verführerisch: Batteriespeicher können bei niedrigen Strompreisen geladen und bei hohen Preisen entladen werden. Diese kurzfristigen Preisschwankungen machen das Geschäftsmodell für viele Entwickler attraktiv. Laut einer Studie von 50Hertz können Großspeicher bereits heute von der Volatilität auf dem Strommarkt profitieren, besonders durch die starken Preisschwankungen, die durch Photovoltaik erzeugt werden. Je größer die Schwankungen, desto mehr kann ein Speicherbetrieb durch „Laden und Entladen“ Gewinne erzielen.

Damit erinnern die Speicherbetreiber ein wenig an die Goldgräber der Vergangenheit, die bei hohen Goldpreisen von den riesigen Goldvorkommen in den Minen profitierten. Doch auch hier gilt: Der erhoffte Reichtum ist nicht ohne Risiko. Die Entwicklung und Implementierung von Energiespeichern erfordert enorme Investitionen, und die Unsicherheiten hinsichtlich der Netzanschlüsse und regulatorischen Hürden können die Profitabilität gefährden.

Politische Hürden und rechtliche Unsicherheiten

Genauso wie beim historischen Goldrausch die Politik ins Spiel kam, so stellen auch heute rechtliche Rahmenbedingungen eine große Herausforderung für den Markt dar. Ein zentrales Thema sind die Baukostenzuschüsse für Netzanschlüsse, die derzeit von den Speicherbetreibern gefordert werden, um ihre Projekte wirtschaftlich umzusetzen. Der Gesetzgeber hat jedoch Maßnahmen ergriffen, um hier mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen Abhilfe zu schaffen. Doch auch diese Novellen stoßen auf Widerstand, vor allem von Seiten der Netzbetreiber und der Bundesnetzagentur. Zudem sind die freien Anschlusskapazitäten begrenzt, was zu Verzögerungen führen kann.

Die geplante Reform, die eine flexiblere Handhabung der Netzanschlüsse ermöglicht, könnte den Speicherboom zwar ankurbeln, aber viele Fragen bleiben offen. Wie schnell und in welchem Umfang diese Speicherprojekte realisiert werden, bleibt fraglich. Ein geplantes Urteil des Bundesgerichtshofs über die Höhe der Baukostenzuschüsse könnte der gesamten Speicherindustrie eine Vollbremsung verpassen.

Goldgräberstimmung und systemische Risiken

Die Goldgräberstimmung, die sich derzeit um die Batterien und ihre Marktpotenziale rankt, birgt nicht nur Chancen, u.a. einer hohen Netzdienlichkeit und kann damit Netzausbau verhindern. Es bestehen auch systemische Risiken. Wenn zu viele Großspeicher an einzelnen Netzpunkten gleichzeitig aktiv sind, kann dies zu unvorhergesehenen Netzengpässen führen. Tennet warnte in seiner Studie, dass der derzeit rein erlösoptimierte Betrieb zu einer regionalen Häufung der Speicher führen könnte, die die Netzkapazitäten überlasten und das System destabilisieren würden. Der Tsunami der Großspeicher könnte so schnell zu einem gefährlichen Sturm werden.

Dennoch bleibt die Frage: Können wir uns diesen „Goldrausch“ leisten? Die Antwort hängt stark von den regulatorischen Anpassungen und der tatsächlichen Verteilung der Speicherprojekte ab. Der Markt könnte sich als gewinnbringend erweisen, aber nur unter der Voraussetzung, dass ein stabiler, zukunftsfähiger regulatorischer Rahmen geschaffen wird.

Fazit

Das „Schürfen nach Kilowattstunden“ ist ein treffendes Bild für die aktuelle Entwicklung im Bereich der großen Energiespeicher. Es gibt enorme wirtschaftliche Potenziale, die es zu heben gilt – doch wie beim historischen Goldrausch werden nur die wenigsten den erhofften Reichtum erlangen. Die politischen und technischen Herausforderungen sind beträchtlich. Wenn jedoch die richtigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, könnte der Boom bei den Batteriespeichern nicht nur den Energiemarkt revolutionieren, sondern auch einen entscheidenden Beitrag zur Stabilisierung der Energiewende leisten.

[Marcel Linnemann]

Sektorübergreifend

Die wichtigsten Zahlen zum Energiemarkt 2024 auf einem Blick (03.01.2025)

Pünktlich zum Jahresbeginn erscheinen zahlreiche Analysen des Strommarktes – hier sind die wichtigsten Zahlen für Sie zusammengefasst.

Hinweis: Unterschiedliche Zahlenangaben entstehen aus der Angabe von Brutto vs. Netto-Stromerzeugung.

BDEW-Strompreisanalyse

Der BDEW veröffentlichte seine Analyse der Strompreise im vergangenen Jahr:

Haushalte:
  • Für Haushalte ist der durchschnittliche Strompreis um knapp 4,81 ct/kWh gesunken. Das ist eine Abnahme um rund 11 Prozent im Vergleich zum Jahr 2023. Der durchschnittliche Preis lag demnach bei 40,92 ct/kWh.
  • Kosten für Beschaffung und Vertrieb sanken um 6,27 ct/kWh und machen mit 17,57 ct/kWh rund 43 Prozent des Endpreises aus.
  • Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushaltskunden sanken ebenfalls, sie betrugen mit 11,82 ct/kWh rund 5 Prozent weniger als noch 2023. Sie machen 29 Prozent des Gesamtpreises aus.
  • Die Netzentgelte stiegen um 2 ct/kWh gegenüber dem Vorjahresdurchschnitt auf 11,53 ct/kWh an. Ihr Anteil am Endpreis betrug damit 28 Prozent.
  • Insgesamt war der Strompreis teurer als die Jahre zuvor, vor allem die Kosten für Beschaffung und Vertrieb sind gestiegen, im Vergleich zu 2023 allerdings wieder gesunken.
Bildquelle: BDEW
Kleine bis mittlere Industrie:

Inklusive Stromsteuer bezahlten diese Betriebe rund 16,99 ct/kWh. Das sind 7,47 ct/kWh weniger als 2023. Damit liegt der Preis wieder bei einem ähnlichen Niveau wie vor der Energiepreiskrise 2022.

Bildquelle: BDEW

Strommarktanalyse der BNetzA

  • Insgesamt wurden 431,7 TWh Strom erzeugt, rund 4,2 Prozent weniger als noch 2023. Die BNetzA kommt hier auf einen Erneuerbaren-Anteil von 59 Prozent, 2023 lag dieser Anteil noch bei 56 Prozent.
  • Vor allem der Wind brachte im letzten Jahr viel Strom: 25,7 TWh wurden Offshore erzeugt, zusätzliche 111,9 TWh Onshore. Offshore wurde mehr als 2023 erzeugt, Onshore ging die Produktion um rund 7 TWh zurück. Solar steuerte 63,3 TWh bei, 7,6 TWh mehr als im Vorjahr. Biomasse ging leicht zurück um rund 1 TWh auf 36 TWh.
  • Der starke Anstieg von Solar kann auf einen großen Ausbau installierter Leistung und viele Sonnenstunden im Sommer zurückverfolgt werden.
  • Andere Energieträger steuerten 176,8 TWh bei, 10,9 Prozent weniger als 2023. Stein- und Braunkohle waren beide rückläufig, die Stromerzeugung aus Erdgas stieg allerdings um 8,6 Prozent an auf 56,9 TWh.
Großhandelsstrompreise:
  • Rückgang um 17,5 Prozent im Vergleich zu 2023: Im Durchschnitt bezahlte man im Day-Ahead-Markt 78,51 €/MWh.
  • Negative Großhandelspreise traten etwas öfter auf als noch 2023: In 457 Stunden von 8.788 Gesamtstunden.
  • Sehr hohe Preise wurden dagegen seltener: An 2.296 Stunden im Jahr kam es zu Preisen von über 100 €/MWh.

BDEW-Jahresbericht zur Energieversorgung 2024

  • Der Primärenergieverbrauch sank um 1,3 Prozent durch die fortschreitende Dekarbonisierung und schwache Konjunktur. Auch die Stromerzeugung verzeichnet einen Rückgang um rund zwei Prozent.
  • Dagegen leichter Verbrauchsanstieg bei Strom und Gas.
  • Gasspeicher weiterhin gut gefüllt, Mitte Dezember lagen die Speicherstände bei 85 Prozent. Damit hat Deutschland EU-weit die höchsten Speicherkapazitäten.
  • Erneuerbaren Anteil am Stromverbrauch lag im vergangenen Jahr bei 55 Prozent. Photovoltaik verzeichnete einen rekordhaften Zubau. Beim Primärenergieverbrauch beträgt der Erneuerbaren-Anteil gerade einmal 20 Prozent, da Wärme und Verkehr bisher wenig dekarbonisiert sind. Dennoch macht auch das einen Anstieg am Anteil um 1,6 Prozent aus.
  • Beim Stromaustausch besteht ein Importüberschuss, bezogen wird vor allem aus Frankreich und skandinavischen Ländern.
  • CO2-Ausstoß der Energiewirtschaft sank um 6 Prozent gegenüber 2023, seit 1990 ist das ein Rückgang um 60 Prozent.
Bildquelle: BDEW

Agora Energiewende: Stand der Transformation im Jahr 2024

  • Die am 10.01.2025 veröffentlichten Daten des EU-Erdbeobachtungsdienstes Copernicus zeigen für 2024 den Anstieg der Durchschnittstemperatur auf 1,6 Grad über dem vorindustriellen Niveau. Dies ist der höchste jemals gemessene Anstieg.
  • Der CO2-Ausstoß lag damit um 36 Mio. Tonnen unter dem im Klimaschutzgesetz festgelegten Gesamtziel für das vergangene Jahr.
  • Die Treibhausgasemissionen lagen 2024 bei 656 Mio. Tonnen CO2-Äquivalenten. Im Vergleich zu 2023 entspricht dies einem Rückgang um drei Prozent.
  • Seit 1990 hat Deutschland seine Emissionen um 48 Prozent gesenkt, was zum größten Teil auf die Beiträge der Energiewirtschaft zurückzuführen ist, in dem sich strukturelle Erfolge bei der CO2-Reduktion zeigen, vor allem durch den Ausbau der erneuerbaren Energien.
  • Drei Gründe für den Rückgang:
  1. Rückgang der Kohleverstromung
  2. geringerer Heizbedarf wegen der milden Witterung sowie
  3. die weiterhin schleppende wirtschaftliche Konjunktur. Wobei 2024 der CO2-Ausstoß in der Industrie um drei Mio. auf 158 Mio. Tonnen anstieg.
  • Höhere Stromimporte, die zu rund 50 Prozent aus Erneuerbaren und 25 Prozent aus Kernenergie und wiesen damit insgesamt einen besseren Emissionsfaktor auf als der inländische Strommix aufweist.
  • Keine Trendwenden im Bereich Gebäude und Verkehr, was auf die strukturellen Herausforderungen in beiden Sektoren hinweist. In der Konsequenz verfehlt Deutschland seine Ziele im Rahmen der europäischen Effort Sharing Regulation (ESR) um 12 Mio. Tonnen. Die ESR umfasst Sektoren, die nicht im EU-Emissionshandel (Industrie/Energie) erfasst sind. Um diese Zielverfehlung auszugleichen, müsste Deutschland Emissionszertifikate für Milliardenbeträge von anderen EU-Staaten erwerben.
  • Ein Klimasofortprogramm mit Maßnahmen ist bei einer Zielverfehlung einzelner Sektoren seit der jüngsten Änderung des Klimaschutzgesetzes 2024 nicht mehr vorgesehen. Es zählt nun die Bilanz aller Sektoren.

Nächste Schritte:

Im März legt das Umweltbundesamt die geprüften Emissionsdaten für das 2024 vor, die als Grundlage für den Bericht des Expertenrates für Klimafragen dienen. Die Experten legen darin dar, ob Deutschland tatsächlich auf Klimaschutzkurs ist. Wir werden Sie zu den Ergebnissen auf dem Laufenden halten.

Quellen:

BDEW: BDEW-Strompreisanalyse Dezember 2024. Haushalte und Industrie, abgerufen am 09.01.25

BNetzA: Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2024, abgerufen am 09.01.25

BDEW: Jahresbericht Energieversorgung 2024, abgerufen am 09.01.25

Copernicus: The 2024 Annual Climate Summary. Global Climate Highlights 2024, abgerufen am 10.01.2024

Agora Energiewende: Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2024, abgerufen am 08.01.25

Regulatorik

KWKG: Verlängerung rückt in realistische Nähe (15.01.2025)

Der Wirtschaftsausschuss des Bundestages hat am 15.01.2025 auf Druck der Energiewirtschaft eine virtuelle Anhörung zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) durchgeführt. Grundlage bildet ein Gesetzentwurf der CDU/CSU Fraktion. Ziel ist die Verlängerung der KWKG-Förderung über das Ende der aktuellen Laufzeit – Dezember 2026 – hinaus, um Investitionssicherheit zu gewährleisten.

Hintergrund

  • Unternehmen zögern mit Investitionen aufgrund möglicher fehlender Förderung bei nicht rechtzeitiger Inbetriebnahme.
  • Lange Projektvorlaufzeiten verstärken Unsicherheiten.
  • Der Gesetzentwirf der CDU/CSU-Fraktion sieht eine Verlängerung des KWKG bis 2030 vor.
  • Die SPD und Grüne schlagen vor, dass Anlagen, die bis 2026 einen gewissen Planungsstand – beispielsweise eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung – erreicht haben, auch dann förderfähig bleiben, wenn sie später in Betrieb gehen.

Positionen der Sachverständigen – Anhörung im Deutschen Bundestag am 15.01.2024

Insgesamt kann man eine breite Zustimmung zur KWKG-Verlängerung und Anschlussförderung für Biogasanlagen feststellen.

  • Hauptanliegen sind Investitionssicherheit, Flexibilisierung und die Sicherung der Wärmewende. Kritik wird geäußert in Richtung fehlende Weiterentwicklungen bzw. ein langes „Sich-Verlassen“ auf Förderungen, unzureichende Übergangsregelungen sowie der Zeitdruck vor den Wahlen.
  • Das KWKG sei die entscheidende Größe, um Fernwärmeinfrastruktur auszubauen. Da das bestehende Gesetz ein Auslaufdatum mit Inbetriebnahme 2026 hat, stehe bereits heute unmittelbar „der Fadenriss bevor“, so die 8KU GmbH.
  • Die FAU Erlangen-Nürnberg brachte den Vorschlag eines Speicherkapazitätszuschlages von 25 ct/kWh zusätzlich zum Flexibilitätszuschlag auf.

KWKG als Staatliche Beihilfe eingestuft?

  • Die KWKG-Förderung wurde 2021 von der EU-Kommission als staatliche Beihilfe eingestuft.
  • Die Bundesregierung klagte erfolgreich dagegen, die EU-Kommission legte jedoch Rechtsmittel ein.
  • Eine Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs wird für Sommer 2025 erwartet.

Nächste Schritte

Angesichts des großen Drucks aus der Energiewirtschaft wird eine Einigung zwischen CDU/CSU, SPD und Grünen noch vor der Bundestagswahl im Februar als wahrscheinlich angesehen.

 

Quellen:

heute im Bundestag – Wirtschaft, Klimaschutz und Energie – Nr. 5, abgerufen am 15.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Anhörung zum KWK-Gesetz beschlossen, abgerufen am 19.12.2024

AI-Act: BNetzA erhält umfangreiche Befugnisse (15.01.2025)

Noch haben die Mitgliedsstaaten bis August 2025 Zeit, den europäischen AI-Act in nationales Recht zu gießen. Der gemeinsame Entwurf des BMWK und Justizministeriums beinhaltet folgende Vorschläge:

  • Marktüberwachungsbehörde sowie zuständige notifizierende Behörde soll die BNetzA werden. Zeitgleich soll sie auch die Beschwerdeanlaufstelle werden. Aufgabe wird vor allem sein, die Arbeit mit anderen betroffenen Behörden zu koordinieren.
  • Besonders beachtet werden sollen dabei die als solche im AI-Act definierten Hoch-Risiko-Systeme, die in der kritischen Infrastruktur, in Unternehmen, bei der Justiz sowie beim Grenzschutz und in öffentlichen Einrichtungen Anwendung finden.
  • Auch soll die BNetzA ein KI-Reallabor einrichten, in denen Innovation in dem Bereich gefördert werden solle.

Das Gesetzgebungsverfahren soll nach der Ressortabstimmung am 15. Januar zügig in der kommenden Legislaturperiode, auch unter neuen Mehrheitsverhältnissen, abgeschlossen werden.

 

Quelle:

VKU-Digitalisierungsnewsletter vom 15.01.2025

NKI: Neue Kommunalrichtlinie des BMWK startet (08.01.2025) 

Die Förderung über die Kommunalrichtlinie der Nationalen Klimaschutzinitiative des BMWK soll unbürokratischer und zielgerichteter werden. So soll Kommunen die Umsetzung von Klimaschutz-Maßnahmen vereinfacht werden. 

    • Die Richtlinie fördert strategische und investive Maßnahmen, um Treibhausgasminderungspotentiale in Kommunen auszuschöpfen. 

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Start der neuen Kommunalrichtlinie 

Die ersten 100 Tage der neuen EU-Kommission aus energiewirtschaftlicher Perspektive (02.01.2025)

Während sich Deutschland auf die Wahlen am 23.02.2025 vorbereitet, hat EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen den 11.03.2025 rot in ihrem Kalender markiert. Dann nämlich enden die ersten 100 Tage ihrer neuen Kommission. Am 26. Februar, knapp vor Ende ihrer selbst gesetzten Frist der „ersten 100 Tage”, will die Kommission ihre zwei großen wirtschaftspolitischen Initiativen vorstellen: Den „Clean Industrial Deal“ und das Sammelgesetz zum Bürokratieabbau, das in Brüssel als „Omnibus” bekannt ist.

  • Von einer Rückabwicklung des Green Deals, wie zu Wahlkampfzeiten noch thematisiert wurde, ist nicht mehr die Rede. Dennoch hat sich der Blick auf die Energie- und Klimapolitik– ähnlich wie auch in der bundesdeutschen Debatte – gewendet.
  • Weniger ist von Klimazielen oder strategischer Unabhängigkeit von fossilen Importen die Rede. Dafür steht die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit ganz oben auf der Agenda. Diese Priorität durchzieht sämtliche Politikbereiche.
  • Ob der „Omnibus“, die Bürokratieabbau-Agenda es bis Ende Februar bis zu Ihrem Ziel schafft, ist derzeit noch sehr fraglich. Eher ist damit Ende Q1 zu rechnen.

Vom Green Deal zum Clean Industrial Deal – Alter Wein in neuen Fässern?

Darin sollen nach bisherigem Kenntnisstand Aktionspläne mit konkreten Maßnahmen enthalten sein für

  • Bezahlbare Energie
  • Ein Beschleunigungsgesetz zur Dekarbonisierung der Industrie
  • Ein Maßnahmenpaket für die Chemieindustrie
  • Vorschläge für einen EU-Wettbewerbsfähigkeitsfonds
  • Die Automobilindustrie mit einem eigens einberufenen Automobilgipfel

Zuständigkeiten

  • Die obersten EU-Kommissar:innen Teresa Ribera und Stéphane Séjourné werden den Masterplan implementieren.
  • Der Industrial Decarbonization Accelerator Act, eine seiner Schlüsselkomponenten zur Dekarbonisierung der Industrie wird unter die Zuständigkeit des europäischen Klimakommissars Wopke Hoekstra fallen, der auch damit beschäftigt sein wird, die Gespräche zur Reform der Energiebesteuerungsrichtlinie abzuschließen, die die Steuersätze für verschiedene Energieformen regelt.
  • EU-Energiekommissar Dan Jørgensen ist zuständig für den Ausbau und Finanzierung der Stromnetze. Der Däne will bis Ende Februar einen „Aktionsplan für bezahlbare Energiepreise“ vorlegen.

„Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“ als Leitfaden für die Klima- und Innovationspolitik

  • Präsidentin Ursula von der Leyen und Industriekommissar Stéphane Séjourné planen einen auf fünf Jahre ausgerichteten „Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“, um die künftige Klima- und Innovationspolitik zu gestalten.
  • Der Kompass enthält unter anderem Vorschläge aus Berichten von Mario Draghi und Enrico Letta. Das Dokument sollte eigentlich bereits Mitte Januar in Brüssel präsentiert werden, kommt aber wohl erst gegen Ende des Monats mit folgenden Säulen:
  • der Schließung der Innovationslücke gegenüber den USA und China
  • der Reduzierung strategischer Abhängigkeiten und
  • der Verknüpfung von Dekarbonisierung mit Wettbewerbsfähigkeit.
  • Als wichtige Voraussetzungen dafür werden verlässliche Rahmenbedingungen und die Stärkung der europäischen Klimaziele und des Emissionshandels gesehen.
  • Davon erhofft sich die Kommissionspräsidentin einen großen Schub in Richtung Investitionen, Vereinfachung und Kompetenzen, z.B. durch die Stärkung von europäischen Leitmärkten.
  • Aus den Vorabinformationen wird deutlich, dass der Kompass einen Schwerpunkt darauf legen soll, private Investitionen in die Dekarbonisierung zu erhöhen, um die Modernisierung und Wettbewerbsfähigkeit zu stärken.
  • Finanziell stützen solle die Europäische Investitionsbank (EIB) und der EU-Innovationsfonds sowie später auch ein Europäischer Wettbewerbsfähigkeitsfonds, der für den kommenden EU-Haushalt noch auszuverhandeln ist.
  • Die konkrete Ausgestaltung lässt noch auf sich warten.

Europa wird digitaler: KI als Sprungbrett

  • In den ersten 100 Tagen will die EU-Kommission auch eine Initiative für „KI-Fabriken“ vorlegen. Start-ups und Industrie sollen Zugang zu Supercomputern erhalten, Spitzenforschung soll gefördert werden und Start-ups sollen in Europa wachsen können. Europa soll technologischer Vorreiter in der Welt werden.
  • Ob Europa tatsächlich die Unternehmen braucht, die die beste KI herstellen, statt die, die sie am besten nutzen und damit viele neue Arbeitsplätze schaffen könnten, ist dabei zu diskutieren.

Quellen:          

DIHK: Themen der Woche. Von der Leyen II – Was die neue EU-Kommission zur
Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit plant
, abgerufen am 02.01.2025

Euractiv: Energy, Environment & Transport Pro Brief, abgerufen am 15.01.2025

Europäisches Parlament: Zehn Themen, die 2025 im Fokus stehen werden, abgerufen am 13.01.2025

RedaktionsNetzwerk Deutschland: Weniger Regeln, mehr Rüstung: Was bringt von der Leyens Krisenplan für Europa?, abgerufen am 01.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Brüssel weckt Erwartungen an
Wettbewerbskompass, abgerufen am 10.01.2025

Polen übernimmt dem EU-Ratsvorsitz von Ungarn – die Energieagenda (01.01.2025)

Die polnische Ratspräsidentschaft ist die erste, die mit der neuen EU-Kommission und dem noch relativ neu gewählten EU-Parlament für die kommenden sechs Monate die Energie- und Klimapolitik der EU mitbestimmen wird. Was können wir erwarten?

  • Ein neues Jahr bedeutet eine neue Ratspräsidentschaft: Am 01.01.2025 hat Polen den Ratsvorsitz von Ungarn übernommen. Bis zum 30.06.2025 organisiert und leitet Polen alle EU-Ratssitzungen der Minister:innen und der zahlreichen Arbeitsgruppen, ehe es den Staffelstab am 01.07.2025 an Dänemark für das zweite Halbjahr übergibt.
  • Damit übernimmt es, ähnlich wie der Vorsitz im Deutschen Bundesrat, die rotierende Koordination und Repräsentation der EU-Mitgliedstaaten.
  • „Security, Europe!“ – mit diesem Motto hat der Warschauer Ratsvorsitz seine sechsmonatige Amtszeit überschrieben. Gemeint ist militärische Sicherheit.

Stärkung und Ausweitung der Europäischen Strategie für Energiesicherheit

  • Unter dem Begriff Energiesicherheit fasst Polen nicht nur die Abkehr von russischen Energieimporten, sondern auch den Zugang zu bezahlbarer Energie sowie den Klima- und Umweltschutz zusammen.
  • Dies „stabile Energiequellen“, die oft „von fossilen Brennstoffen gespeist werden“, so der Minister für Staatsvermögen Jakub Jaworowski in Brüssel am 09.12.2024 bei der Vorstellung der Prioritäten der EU-Ratspräsidentschaft.
  • Gemeint ist damit auch eine der wichtigsten Prioritäten, nämlich die vollständige Unabhängigkeit von Energieimporten aus Russland zu erreichen. Dazu gehören auch die Energieimporte aus Russland zu stoppen, die teils direkt und teils über Umwege nach wie vor in die EU gelangen. Das könnte zu Konflikten führen, denn Polen gehört zu den Ländern, die keine russischen Energieimporte mehr akzeptieren.
  • Doch auch eine neue Energiesicherheitsinfrastruktur mit der Stärkung der physischen Infrastruktur und Cyber-Resilienz ist für Polen ein wesentliches Element der Energiesicherheit.
  • Diese umfassende Definition soll in die Schlussfolgerungen des Rates zur Aktualisierung und Stärkung der europäischen Strategie für Energiesicherheit Eingang finden, die Polen laut Programm ausarbeiten will.
  • Darüber hinaus möchte Polen sich im Rahmen der Energiewende bemühen, die Abhängigkeit von importierten Technologien, Komponenten und den zur Herstellung dieser Technologien benötigten kritischen Rohstoffen zu verringern.
  • Diese Vorhaben könnten Thema beim Treffen der EU-Energieminister:innen werden, das am 16.05.2025 in Luxemburg stattfindet. Zuvor ist ein informelles Treffen am 12. und 13.05.2025 geplant.

Quellen:        Euractiv: Energie, Umwelt & Verkehr Pro Brief – 20. Dezember, abgerufen am
                        20.12.2024

                        Polnische Ratspräsidentschaft: Programm der Polnischen Ratspräsidentschaft der EU,
                        abgerufen am 20.12.2024

Bundesrat stimmt für Ladesäulen-Verordnung zur Anpassung an die AFIR (20.12.2024)

In seiner letzten Sitzung vor der Winterpause hat der Bundesrat dem Verordnungsvorschlag der Bundesregierung vom 04. Dezember 2024 zugestimmt, um damit das deutsche Ladesäulenrecht an die EU-Regelungen der AFIR anzupassen.

Worum geht es?  

  • Bestehende Schnellladesäulen (ab 50 kW) sollen nachträglich den europäischen Vorgaben zur Preisinformation entsprechen. Diese Vorgabe geht über die europäische Verordnung zur Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR) hinaus, die nur neue Schnellladesäulen betrifft. 
  • Die Bundesregierung möchte mit der neuen Verordnung zum Ladesäulenrecht Wettbewerb und Transparenz fördern, indem sie u.a. technische Anforderungen an öffentlich zugängliche Ladesäulen festlegt.  
  • Betreiber von Ladepunkten müssen die Einhaltung technischer Anforderungen nur noch auf Verlangen nachweisen, anstatt dies automatisch zu tun. 
  • Die Bundesnetzagentur erhält die Rolle, die Einhaltung der technischen Anforderungen der AFIR an öffentlich zugängliche Ladepunkte zu überwachen und bei Verstößen Sanktionen zu verhängen. 
  • Auch die Preisangabenverordnung (PAngV) soll in diesem Zuge angepasst werden: Die Einheit für den Arbeitspreis wird auf Kilowattstunden festgelegt, um die Vergleichbarkeit von Ladesäulen zu erhöhen. 

Nächste Schritte 

Die genauen Daten des Inkrafttretens der Verordnung sind in dem Bundesratsdokument bisher noch offengelassen. Denn bisher befindet sich das zugrunde liegende Gesetz noch im parlamentarischen Gesetzgebungsverfahren: Im Bundestag befasst sich derzeit noch der Ausschuss für Klimaschutz und Energie mit den Vorschlägen zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes.  

Quelle: Bundesrat: Plenartagung vom 20.12.2024, abgerufen am 23.12.2024  

Marktentwicklung

Smart-Meter-Ausbau: Aktuelle Quote liegt bei 2 Prozent (08.01.2025)

Mitglieder der Smart-Meter-Initiative (SMI) berichten, dass zudem knapp 70 Prozent aller deutschen Haushalte Ansprechpartner bei den zuständigen Messstellenbetreibern haben. Dennoch bleibt die Anzahl installierter Geräte niedrig. Die Einbaupflicht für smarte Messgeräte gilt seit dem 01. Januar des neuen Jahres, greift aber erst ab Verbrauchern mit mindestens 6.000 KWh/Jahr. Doch auch mit einem niedrigeren Verbrauch oder als Prosumer kann man einen Zählerwechsel verlangen.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Smart-Meter-Quote von zwei Prozent

Verkaufsstart für Emissionszertifikate im nEHS auf Q2/2025 verschoben (11.12.2024)

Bereits im Dezember hatte die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) in Abstimmung mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) beschlossen, den geplanten Verkauf von Zertifikaten im nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) über die EEX zu verschieben.

    • Grund: Die Gesetzgebungsverfahren zur Anpassung des TEHG und BEHG laufen noch.
    • Der Verkaufskalender soll mindestens sechs Wochen vor dem ersten Termin veröffentlicht werden.
    • Laut DEHSt war die Nachfrage zu Jahresbeginn in den letzten Jahren gering. In den ersten fünf Monaten der Jahre 2022 und 2023 wurden nur wenige Prozent der Zertifikate verkauft. Der Großteil wurde jeweils ab September gehandelt. Daher werden keine wesentlichen Einschränkungen für Käufer erwartet.
    • Der Verkauf von nEHS-Zertifikaten mit der Jahreskennung 2024 endete am 05.12.2024. Ein begrenzter Nachkauf ist 2025 wie gewohnt möglich, zusätzlich können Unternehmen Differenzmengen über den Sekundärhandel ausgleichen.

Quellen:

VKU: Verkaufsstart für Emissionszertifikate im nEHS auf Q2/2025 verschoben , abgerufen am 11.12.2024

Strom

Regulatorik

EnWG-Rumpfnovelle im Bundestag diskutiert (15.01.2025)

Am 17.12.2024 haben SPD und Grüne einen deutlich kürzeren Entwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgelegt. Ziel ist es, durch entschärfte und fokussierte Regelungen den Umgang mit Erzeugungsüberschüssen zu verbessern und gleichzeitig pragmatische Lösungen für Netzstabilität und Digitalisierung voranzutreiben.

  • Statt mehr als 450 Seiten, wie beim Kabinettsbeschluss von Mitte November hat der neue Gesetzgebungsvorschlag vom 17.12.2024 nun einen Umfang von 90 Seiten.
  • „Rumpfnovelle“ oder „EnWG 4“ wird das abgespeckte Dokument nun mit Arbeitstitel genannt.
  • Auf Druck der Übertragungsnetzbetreiber wurden die Vorschläge zur Integration von Solarenergie prioritär berücksichtigt, um hier schnell eine Regelung zu finden.
  • Am 15.01.2024 diskutierte die Energiewirtschaft innerhalb einer Anhörung im Deutschen Bundestag die Vorschläge – mit überwiegend positivem Votum.
  • Ob das Gesetz allerdings noch vor der Bundestagswahl am 23.02.2025 entschieden wird, ist nach wie vor offen. Unter anderem ist es zurzeit nicht sicher, ob das Gesetz die nötige Zustimmung aus den Kreisen der CDU und der FDP findet.
  • Sollte die EnWG-Novelle vor der Wahl nicht durch den Bundestag gehen, müsste über das Paket in einigen Monaten unter neuer Regierung neu verhandelt werden.

Die wesentlichen Änderungen und Inhalte im Überblick:

  1. Fokus auf Erzeugungsüberschüsse
  • Der Entwurf zielt darauf ab, temporäre Erzeugungsüberschüsse, insbesondere aus der Solarenergie, besser zu regulieren.
  • Ursprünglich umfassendere Regelungen wurden deutlich entschärft.
  • Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen:
  • Diese Regelung bleibt im Entwurf bestehen, um Einspeisungen in Zeiten negativer Preise unattraktiv zu machen.
  1. Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Kabinettsbeschluss
  • Pflicht zur Direktvermarktung:
  • Die ursprünglich geplante Senkung der Grenze für Direktvermarktungspflichten auf Anlagen ab 25 kW entfällt, die 100 kW Grenze bleibt bestehen.
  • Ziel bleibt, die Direktvermarktung zu vereinfachen und massentauglich zu gestalten.
  1. Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz (MSBG)
  • Steuerbarkeit von Neuanlagen
  • Die geplante Absenkung der Grenze für steuerbare Anlagen auf 2 kW wurde gestrichen.
  • Es bleibt bei der ab 2025 vorgesehenen Grenze von 7 kW.
  • Haltefrist für Messsystemwechsel
  • Die ursprünglich geplante Haltefrist von zwei Jahren, bevor Kund:innen nach Einbau eines intelligenten Messsystems zu einem anderen Anbieter wechseln können, entfällt.
  • Kundenwahlrecht
  • Der Entwurf sieht keine Einschränkungen des Kundenwahlrechts vor, auch nicht bei geplanten Ausstattungen ganzer Gebäude mit intelligenten Zählern.
  • Jährliche Testpflicht für Anlagen und POGs
  • Die jährliche Testpflicht für Anlagen führt zu einer Mehrbelastung der Netzbetreiber, die als nicht praktikabel angesehen wird. Auch die Anhebung der Preisobergrenze (POG) für Smart-Meter-Installationen auf 130 Euro, von denen 50 Euro auf Anlagenbetreiber entfallen sollen, stößt auf Ablehnung. Die Branche warnt vor einer unverhältnismäßigen Kostenbelastung für Verbraucher:innen.

Übernahme von Regelungen aus dem Regierungsentwurf

  1. Systemstabilisierung
  • Netzbetreiber können verlangen, dass an Standorten stillgelegter Kraftwerke Einrichtungen zur Blindleistung erhalten bleiben.
  • Flexible Netzanschlüsse
  • Vorgaben zu flexiblen Netzanschlussvereinbarungen und der Nutzung von Batteriespeichern, die auch Netzstrom laden dürfen, bleiben erhalten.
  • Aus dem Regierungsentwurf wurde die Regelung übernommen, dass Übertragungsnetzbetreiber verlangen können, dass an Standorten abgeschalteter Kraftwerke Einrichtungen zur Systemstabilisierung (Blindleistung) erhalten bleiben.

Reaktionen aus der Energiewirtschaft – Anhörung im Bundestag am 15.01.2025

Bei der Expert:innenanhörung im Energieausschuss des Deutschen Bundestages am 15.01.2025 herrschte überwiegend Einigkeit, dass die Rumpfnovelle ein Schritt in die richtige Richtung sei und schnelle Umsetzung bedürfe. Lediglich beim Energy Sharing und beim Smart-Meter-Rollout forderte die Runde Korrekturen.

  • Netzbetreiber (50 Hertz, Bayernwerk)
  • Die vorgeschlagenen Maßnahmen werden zur Stabilisierung des Stromsystems als dringend nötig empfunden, da die Netzbetreiber die Gefahr von Engpasssituationen im Frühjahr befürchten.
  • Die Regelung, dass neue Anlagen ab 7 kW in der Einspeisevergütung eine Beschränkung der Wirkleistung auf maximal 60 Prozent hinnehmen müssen, bis ein intelligentes Messsystem verbaut ist, wird daher begrüßt. Durch die Kappung lasse sich das Netz auf weniger Leistung ausgelegen, Einspeisespitzen kleinerer Anlagen würden vermieden.
  • Vorschlag für strengere Regeln bei negativen Strompreisen (z. B. Pönalen).
  • Bei den UNBs herrschte Uneinigkeit bei den Änderungen des Bundesbedarfsplangesetzes. Dieses Gesetz sieht die Aufnahme von fünf weiteren HGÜ-Netzausbauvorhaben vor. Tetiana Chuvilina von Tennet warnte vor einer Verzögerung, die zu Mehrkosten von über 150 Millionen Euro führen könnte, da Unterlagen nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung im Juni neu erstellt werden müssten. Sie betonte die Dringlichkeit der Verabschiedung, um Ressourcen zu schonen und die Vorhaben zügig umzusetzen. Stefan Kapferer von 50 Hertz hingegen sprach sich für einen Aufschub aus, da unsichere Stromverbrauchsprognosen und mögliche Mehrkosten von über 100 Millionen Euro sowie Akzeptanzprobleme durch nachträgliche Änderungen zu beachten seien. Chuvilina hob hervor, dass bei zeitnaher Umsetzung eine Anpassung an den Strombedarf möglich sei, ein Wechsel von Erdkabeln zu Freileitungen jedoch nicht.
  • Branchenverbände (BDEW, BSW-Solar)
  • Zustimmung zu vereinfachter Direktvermarktung, da von der installierten gesamten Solarleistung von 100 GW bereits heute gut zwei Drittel „gesetzlich verpflichtend steuerbar“ seien.
  • Forderung nach wirtschaftlich kalkulierbaren Bedingungen für Volleinspeisungsanlagen.
  • Deutsche Umwelthilfe (DUH)
  • Zustimmung zu „minimalinvasiven“ Maßnahmen für Netzstabilität und günstige Preise.
  • Kritik: Drosselung auf 60 Prozent Leistung für reine EEG-Anlagen nicht sinnvoll.
  • Stiftung Umweltenergierecht
  • Zustimmung zu Novelle, aber eingeschränkte kurzfristige Wirksamkeit.
  • Kritik: Bestandsanlagen seien nicht ausreichend adressiert.

Ausblick:

  • Eine Verabschiedung der Novelle könnte noch vor den Neuwahlen Ende Februar erfolgen, da noch anderthalb Sitzungswochen im Bundestag verbleiben.
  • Die Voraussetzung ist allerdings eine Zustimmung der CDU/CSU Fraktion

Quellen:

BDEW: BDEW setzt sich für Maßnahmenpaket zu Stromspitzen im Bundestag ein | BDEW Plus, abgerufen am 16.01.2025

BDEW setzt sich für Maßnahmenpaket zu Stromspitzen im Bundestag ein, abgerufen am 16.01.2025

Deutscher Bundestag: heute im Bundestag – Wirtschaft, Klimaschutz und Energie – Nr. 6,

Energate Messenger: EnWG-Novelle: Netzbetreiber uneinig über Bundesbedarfsplan, abgerufen am 16.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Überwiegend Zustimmung zu kleiner EnWG-Novelle, abgerufen am 15.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: SPD und Grüne legen Mini-EnWG vor,
abgerufen am 18.12.2024

Aktualisierte Regelungen für Netzbetreiber und Elektrotechniker-Handwerk (13.01.2025)

Der Bundes-Installateurausschuss Elektro (BIA) hat am 05.12.2024 die „Grundsätze für die Zusammenarbeit von Netzbetreibern und Elektrotechniker-Handwerk bei Arbeiten an elektrischen Anlagen gemäß Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)“ überarbeitet.

  • Ziel der Grundsätze ist die moderne und effiziente Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und dem Elektrotechniker-Handwerk bei der ordnungsgemäßen Errichtung, Erweiterung, Änderung und Instandhaltung elektrischer Anlagen hinter der Hausanschlusssicherung gemäß 13 Abs. 2 Satz 4 NAV.
  • Zudem regeln sie die Voraussetzungen für die Eintragung von Installationsunternehmen in das Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers.
  • Die neue Fassung ersetzt die bisher gültige Regelung und gilt ab Januar 2025.
  • Im Wesentlichen geht es um die Präzisierung der Anforderungen an den Nachweis der fachlichen Qualifikationen.

Anpassung der Verfahrensordnung für den Sachkundenachweis

  • In derselben Sitzung wurde auch die Verfahrensordnung zum Sachkundenachweis überarbeitet. Neben geringfügigen redaktionellen Änderungen wurde klargestellt, dass die Nutzung von Berechnungsprogrammen und Künstlicher Intelligenz (KI) während der Prüfung nicht gestattet ist.
  • Der BIA empfiehlt, die aktualisierte Verfahrensordnung ab Januar 2025 auf Landesebene umzusetzen.

Überarbeitete Schulungsinhalte für Fortbildungsmaßnahmen

  • Für Unternehmen, die im Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers eingetragen sind, bleibt die regelmäßige Fort- und Weiterbildung unverzichtbar.
  • Der BIA hat die Schulungsinhalte für Fortbildungsmaßnahmen aktualisiert. Diese sollen Schulungsanbietern als Grundlage für ihre Angebote nutzen. Die Inhalte werden jährlich überprüft, angepasst und veröffentlicht, um den Anforderungen des Elektrotechniker-Handwerks gerecht zu werden.

Dokumente

 

Quelle:

BDEW: Bundes-Installateurausschuss Strom – Aktualisierung der Grundsätze der
Zusammenarbeit und weiterer Unterlagen,
abgerufen am 13.01.2025

Konsultation der Bundesnetzagentur zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen und Netzanschlüssen nach § 14a EnWG (07.01.2025)

Bis zum 07. Februar 2025 konsultiert die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Empfehlungen zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen und Netzanschlüsse gemäß Beschluss BK6-22-300 vom 27.11.2023.

Ziel der Konsultation

  • Entwicklung einer bundesweit standardisierten und massengeschäftstauglichen Lösung für die netzorientierte Steuerung unter Einbeziehung relevanter Marktpartner.

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) hat am 18.12.2024 Empfehlungen zu folgenden Punkten vorgelegt:

  • Netzzustandsermittlung (Tenorziffer 2e): Standardisiertes Vorgehen zur Ermittlung des Netzzustands auf Basis von Echtzeit-Messwerten.
  • Mindestleistung (Tenorziffer 2f): Berechnung des mindestens zu gewährenden netzwirksamen Leistungsbezugs.
  • Reaktionszeit (Tenorziffer 2g): Festlegung des maximalen Zeitraums zwischen Netzzustandsermittlung und Auslösung der Leistungsreduzierung.

Die Empfehlungen basieren auf Studien und Impulspapieren des VDE FNN sowie auf Rückmeldungen aus Workshops mit Marktpartnern, welche im Oktober 2024 veröffentlicht wurden. Die vorgelegten Papiere sind größtenteils deckungsgleich mit den nun veröffentlichten.

Stellungnahmen

  • Stellungnahmen zu den Dokumenten können bis Freitag, 07.02.2025 per E-Mail an bk6@bnetza.de eingereicht werden.
  • Es wird gebeten, Beiträge ausschließlich über dieses Formblatt (xlsx / 128 KB)
  • Die Bundesnetzagentur bittet darum, zur Stellungnahme ausschließlich das folgendes Formblatt zu verwenden.
  • Nach der Konsultationsfrist lädt die BNetzA alle Beitragenden zu einer Online-Konsultationssitzung ein, bevor die finalen Dokumente veröffentlicht werden.

 

Quelle:

Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 3 – Konsultation Tenorziffer 2e, f und g zu BK6-22-
300,
abgerufen am 07.01.2025

Marktentwicklung

Bidding Zone Review kommt erst im März (16.01.2025)

Der Bericht wurde zuletzt für den 27.01.2025 erwartet, wird nun aber voraussichtlich Ende März erscheinen. Die europäische Agentur ACER bestellte den Bericht im Jahr 2022.

  • In dem Bericht sollen drei mögliche Gebotszonenmodelle für Deutschland bewertet werden.
  • Möglich wäre eine Teilung der deutschen Einheitszone in zwei oder mehrere, dabei muss beachtet werden, dass keine strukturellen Engpässe innerhalb der Zonen dauerhaft bestehen könnten. Da aber vor allem im Norden viel Strom aus Erneuerbaren produziert wird, diese aber nicht immer effizient in den Süden transportiert werden können, gibt es hier Potential für Probleme.
  • Daher könnte eine Teilung vor allem zu höheren Strompreisen in den südlichen Bundesländern führen.
  • Die Politik und auch die Netzbetreiber warnen vor einer Aufteilung, da bisher keine Transportkapazitäten gesichert seien. Der Netzausbau müsste daher weiter fortgeschritten sein, als er es aktuell sei.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Bericht zu Stromgebotszonen verzögert sich

Stromnetz-Engpasskosten 2024 deutlich gesunken (13.01.2025)

Die Kosten für Maßnahmen zur Vermeidung von Stromnetz-Engpässen haben sich im Jahr 2024 voraussichtlich halbiert. Das teilte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) mit.

  • Bis Ende November beliefen sich die Kosten für das sogenannte Netzengpassmanagement laut Bundesnetzagentur auf knapp 1,5 Mrd. Euro. Bereits 2023 waren die Kosten spürbar auf 3,2 Mrd. Euro gesunken. 2022 lagen sie noch bei 4,2 Milliarden Euro.
  • Die Finanzierung dieser Maßnahmen erfolgt über die Netzentgelte.
  • Das Ministerium führt den Rückgang auf mehrere Faktoren zurück: den Fortschritt beim Netzausbau, eine effizientere Netzauslastung, das Ausbleiben extremer Wetterereignisse und die stark gesunkenen Brennstoffpreise. Endgültige Zahlen sollen Ende Februar vorliegen.

Redispatch-Maßnahmen als Hauptkostenfaktor

  • Der Großteil der Kosten entsteht durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen. Dabei greifen Netzbetreiber gezielt in die Stromerzeugung ein, um Überlastungen bestimmter Netzabschnitte zu verhindern. Bei drohenden Engpässen werden Kraftwerke diesseits des Engpasses, wie etwa Windräder in Norddeutschland, angewiesen, ihre Stromproduktion zu reduzieren. Gleichzeitig erhöhen Anlagen jenseits des Engpasses, beispielsweise Gaskraftwerke in Süddeutschland, ihre Einspeisung.
  • Der Rückgang der Kosten zeige, dass die bisherigen Maßnahmen zum Netzausbau und zur Effizienzsteigerung erste spürbare Erfolge erzielen.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Kosten infolge von Stromnetz-Engpässen 2024 halbiert, abgerufen am 13.01.2025

BNetzA: Windförderhöhe bleibt für 2025 bestehen (20.12.2024)

Die maximale Förderhöhe für Windenergie an Land bleibt auch 2025 bei 7,35 ct/kWh.

  • Die BNetzA begründet dies damit, dass die steigenden Gebotsmengen bisher noch nicht zu einem Rückgang der Zuschlagswerte geführt hätten.
  • Der Windverband BWE lobt die Entscheidung, da sie die Planungssicherheit bestehender und zukünftiger Projekte unterstütze. Trotz steigender Preise könnten diese weiterhin realisiert werden.

Maximale Förderbeträge für andere Energieträger:

  • Freiflächen-Solar: 6,80 ct/kWh
  • Dach-Solar: 10,40 ct/kWh
  • Anlagenkombination (Innovationsausschreibung): 9 ct/kWh
  • Demnächst werden die Förderbeträge für folgende Energieträger erwartet Biomasse & Biomethan erwartet.

Im Vergleich zu 2024 sind diese etwas zurückgegangen. Das begründet die Behörde mit den vermutlich sinkenden Stromgestehungskosten und den prognostizierten höheren Ausschreibevolumen für PV im neuen Jahr.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: BNetzA behält Förderhöhe für Wind an Land in 2025, abgerufen am 20.12.2024

BGH urteilt: Eigenkapitalzinssätze der Bundesnetzagentur für Netzbetreiber bleiben bestehen (19.12.2024)

900 Netzbetreiber hatten in 14 Musterverfahren gegen die Bundesnetzagentur geklagt und sich gegen eine Reduktion der Eigenkapitalzinssätze ausgesprochen. Der Bundesgerichtshof hat nun dagegen entschieden. Damit muss die BNetzA die aktuell geltenden Zinssätze von 5,07 Prozent für Neuanlagen und 3,51 Prozent für Altanlagen nicht neu ermitteln.

  • Gegenüber der dritten Regulierungsperiode reduzieren sich die Zinssätze um 1,84 Prozent für Neuanlagen bzw. um 1,61 Prozent für Altanlagen.
  • Zur Einordung: Ein Prozentpunkt steht in etwa für ein Volumen von etwa einer Milliarde Euro.

Hintergrund

  • Der Hauptkritikpunkt der klagenden Netzbetreiber bezieht sich auf die nicht ausreichend plausibilisierte Methode zur Berechnung der Marktrisikoprämie Netzbetreiber zweifeln, ob regulatorische Bedingungen in Deutschland ausreichen, um notwendige Investitionen zu fördern und äußern Befürchtungen, dass Kapital ins Ausland abfließen könnte.
  • Deutsche Eigenkapitalzinsen fallen im internationalen Vergleich niedrig aus: 4,13 Prozent nach Steuern. Die internationale Bandbreite lag 2021 zwischen 3,22 Prozent und 8,08 Prozent nach Steuern. Nur in den Niederlanden und Flandern gibt es noch weniger.

Stimmen der Beteiligten

  • Insgesamt bedinge das Urteil keine kurzfristige Geschäftsbeeinflussung. Netzbetreiber sind dennoch enttäuscht Deutschlands größter Netzbetreiber Eon ist von dem Urteil finanziell stark betroffen. Es gäbe aber auch bei einigen Netzbetreibern eine Art verhaltener Optimismus, dass sich doch noch höhere Renditen ergeben könnten.
  • N-Ergie: Fürchtet den hohen Kapitalbedarf für Netzinvestitionen, Renditen seien für internationale Investoren unattraktiv.
  • Die EWE schlägt einen „vergleichenden Blick über den Tellerrand auf andere Regulierungsregime“ vor, um evaluieren zu können, ob die „regulatorischen Rahmenbedingungen in Deutschland ausreichende Anreize für die notwendigen Investitionen“ böten.
  • bbh: Das Kapital von institutionellen Anlegern wie Pensionsfonds, Versicherungen etc. könne abgezogen werden, um angesichts der kümmerlichen Rendite anderweitig angelegt zu werden.

Nächste Schritte

  • Die Begründung wird voraussichtlich im Februar veröffentlicht.

Quelle:

energate messenger: Eigenkapitalverzinsung: BGH-Urteil enttäuscht Juristen und Netzbetreiber, abgerufen am 19.12.2024

Ein nüchterner Blick auf die Dunkelflaute: Expert:innen fordern mehr Transparenz (16.12.2024)

Nur wenige Wörter aus dem deutschen Wortschatz schaffen eine internationale Karriere. „Kindergarten“ ist ein Beispiel. „Dunkelflaute“ ein weiteres. Am 12. Dezember 2024 kam es zur zweiten Dunkelflaute innerhalb weniger Wochen und machte eine Sollbruchstelle der Energiewende sichtbar: Der Übergang von einem statisch geprägten Kraftwerkspark zu einem flexiblen, volatilen Erneuerbaren-System.

  • Wind- und Solarenergie lieferten zur Mittagszeit nur 3.600 MW.
  • Zum Vergleich: am 6. Dezember 2024 waren es noch 37.000 MW.
  • Es entbrannte eine lebhafte Diskussion um den Zustand unseres Energiesystems, die in die Frage der Verabschiedung des Kraftwerksicherheitsgesetzes noch vor der Bundestagswahl hineinspielte und bis hin zu Blackout-Szenarien reichte.

Marktentwicklung: Der Markt hat einwandfrei funktioniert und Knappheit anhand von Preisen klar widergespiegelt

  • Eine steuerbare Leistung von 90 GW aus Kohle, Gas, Pumpspeicher oder Biomasse stand theoretisch bereit.
  • Die Spitzenlast von über 70 GW konnte dadurch jederzeit gedeckt werden.
  • Strompreise erreichten Spitzenwerte von über 930 Euro pro MWh im Day-Ahead Handel bzw. über 1.100 Euro pro MWh im Intraday-Handel.
  • Diese Preisspitzen sind laut Expert:innen ein Ausdruck funktionierender Marktdynamiken: knappes Angebot bei hoher Nachfrage führt zu Preisanstiegen.

Versorgungssicherheit gegeben

  • Laut Expert:innen war die Versorgung zu keinem Zeitpunkt gefährdet.
  • Importmöglichkeiten und Reserven standen bereit, die Situation blieb jederzeit beherrschbar.

BNetzA und Bundeskartellamt suchen nach Gründen für die Unregelmäßigkeiten

  • Rund 11,4 GW steuerbare Leistung (Großkraftwerke und Pumpspeicher) waren nicht oder nur eingeschränkt verfügbar.
  • Kohlekraftwerke Schwarze Pumpe und Heilbronn meldeten kurzfristige Ausfälle, u. a. aufgrund von Problemen in der Brennstoffversorgung.
  • Dezentrale Gaskraftwerke von insgesamt 13 GW unterliegen keiner Meldepflicht, sodass unklar bleibt, ob und wie viel sie tatsächlich beigetragen haben.
  • Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt prüfen Vorwürfe, dass das Angebot künstlich verknappt oder Anlagen zu hohen Preisen angeboten wurden. Bisher gibt es keine konkreten Beweise für Marktmanipulation.

Ausblick auf den Winter

  • Weitere Hochpreissituationen sind wahrscheinlich, insbesondere bei wenig Sonne und Wind.
  • Importmöglichkeiten aus Frankreich könnten begrenzt sein, da dort bei niedrigen Temperaturen der Strombedarf durch elektrische Heizungen steigt.

Fazit: Langfristige Herausforderungen sind vorhersehbar, sollten aber dringend von der neuen Regierung angegangen werden

Dunkelflauten stellen eine Herausforderung für Energiesysteme dar, die auf einen hohen Anteil erneuerbarer Energien setzen. Sie erfordern:

  • Spätestens mit einem Anteil von über 60 Prozent muss das Stromsystem besser auf schwankende Einspeisungen aus erneuerbaren Energien vorbereitet werden.
  • Mehr Speicher, Flexibilität und steuerbare Kraftwerke sind erforderlich, um Erzeugung, Verbrauch und Speicherung besser in Einklang zu bringen.
  • Eine neue Bundesregierung sollte den Zubau steuerbarer Kapazitäten als Priorität setzen, um langfristig Versorgungssicherheit und Marktstabilität zu gewährleisten. Nicht zu unterschätzen ist auch die Verunsicherung der Bevölkerung, die zu mangelnder Unterstützung bzw. Akzeptanz führen kann. Wichtig sind dabei:
  • Speicherkapazitäten: Um in Zeiten niedriger Erzeugung ausreichend Energie bereitzustellen.
  • Flexibilität: Steuerbare Kraftwerke, die kurzfristig hochgefahren werden können.
  • Importe: Nutzung von Strom aus Nachbarländern mit anderen Wetterbedingungen.
  • Effizientes Lastmanagement: Anpassung des Verbrauchs an die Verfügbarkeit von Strom.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Experten fordern mehr Transparenz im Kraftwerkspark, abgerufen am 16.12.2024

Gas

Regulatorik

Gasspeicherumlage für grenzüberschreitende Lieferungen abgeschafft (20.12.2024)

Ab dem 20.12.2024 ist sie Geschichte: In letzter Minute haben Bundestag und Bundesrat in ihren jeweiligen letzten Sitzungen des Jahres die an Grenzübergangspunkten erhobene Gasspeicherumlage abgeschafft. Mit anderen Worten: die Gasspeicherumlage wird ab dem 01.01.2025 auf inländische Verbraucher beschränkt. Trading Hub Europe kündigte an, die Umlage ab Januar 2025 auf 2,99 Euro pro MWh zu erhöhen.

  • Die Gasspeicherumlage war im Herbst 2022 eingeführt worden, um die Kosten des Einkaufs und der Speicherung von Gas nach Beginn des russischen Energiekriegs gegen Deutschland und Europa zu finanzieren.
  • Erhoben wird die Umlage seither auf sämtliches Gas, das nach Deutschland importiert wurde – auch auf Transitgas aus LNG-Terminals Westeuropas, das nicht für den deutschen Markt bestimmt war.
  • Bereits im Frühjahr hatte die Bundesregierung seinen Anrainerstaaten zugesagt, die Umlage für Transitlieferungen durch Deutschland ab dem 01.01.2025 abzuschaffen.
  • Die Transitgebühr lag bisher bei 2,50 Euro/MWh und verwendet, um die Kosten der schnellen Gasspeicherbefüllung in Deutschland auszugleichen.
  • Dass die Bundesregierung die sogenannte Gastransit-Umlage rückgängig machen wollte, war schon seit Mai 2024 bekannt, zumal sie mit dem EU-Recht unvereinbar ist. Durch den Bruch der Ampelkoalition war das Vorhaben jedoch zunächst in die Ferne gerückt.

Grenzübergangspunkte (GÜP) und virtuelle Grenzkopplungspunkte (VIP) sind ab 01.01.2025 ausgenommen

  • Zentral- und osteuropäische Länder wie Österreich und die Tschechische Republik kritisierten die Gebühr, da sie LNG-Alternativen zu russischem Gas verteuerte. Österreich verursachte sie bislang Kosten von 60 Mio. Euro. Zusätzliche Kosten von 750.000 Euro pro Tag drohen aufgrund des russischen Lieferstopps (s. ENWIKO vom 18. Dezember 2024).
  • Die Kosten für den Gastransit durch Deutschland sollen so künftig erheblich sinken. Im Sommer hatte die ehemalige EU-Energiekommissarin Kadri Simson davor gewarnt, dass die Umlage auf Gastransite durch Deutschland dazu führen könnte, dass einige EU-Länder wieder stärker von Gaslieferungen aus Russland abhängig würden. Das soll nun verhindert werden.
  • Möglich war dieser Schritt, weil neben der SPD und Grüne auch CDU-Chef Friedrich Merz für die Unterstützung plädierte, um die parlamentarische Mehrheit zu sichern. Die CDU will damit gute Beziehungen zu EU-Nachbarn wie Tschechien und Österreich pflegen, deren Regierungen die Gebühr kritisiert hatten.

Quellen:

BDEW: Keine Gasspeicherumlage mehr bei grenzüberschreitenden
Lieferungen
, abgerufen am 20.12.24
Euractiv: Deutschland kippt umstrittene Gastransitgebühr, abgerufen am 18.12.24

Marktentwicklung

Wasserstoff-Kernnetz soll 2025 mit 525 Kilometern starten (06.01.2025)

Die Gasnetzbetreiber sind zuversichtlich, dass sie 2025 die ersten 525 km des neuen bundesweiten Wasserstoff-Kernnetzes fertigstellen.

  • 507 Kilometer bestehende Erdgasleitungen sollen umgestellt, 18 Kilometer neu gebaut werden.
  • Das längste Teilstück umfasst rund 400 km und reicht von Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) bis Bobbau (Sachsen-Anhalt).
  • Weitere Projekte verbinden Sachsen-Anhalt (Bad Lauchstädt – Leuna-Süd) und Niedersachsen/Nordrhein-Westfalen (Lingen – Legden).
  • Ob 2025 bereits Wasserstoff durch die Leitungen fließt, hängt vom Markt und Händlern ab.
  • Für 2026 sind weitere 142 km Umwandlung bestehender Gasnetze geplant sowie der Neubau von zwei Kilometern.
  • Bis 2032 soll dann das Gesamt Kernnetz mit 9.040 km ausgebaut sein. Davon 40 Prozent Neubau, 60 Prozent Umstellung bestehender Leitungen.
  • Kosten: 19 Mrd. Euro, getragen von der Privatwirtschaft mit staatlicher Unterstützung (Netzentgelt-Deckelung).

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Wasserstoff-Kernnetz soll 2025 mit 525 Kilometern starten, abgerufen am 06.01.2025

EU-Kommission genehmigt deutsche LNG-Subventionierung (02.01.2025)

Deutschland darf über 4 Mrd. Euro in den Betrieb von vier schwimmenden LNG-Importterminals investieren. Die EU-Kommission begründete ihre Genehmigung mit der Diversifizierung der Energieversorgung und der Sicherung der Gasversorgung.

  • Genauer handelt es sich um die Subventionierung der vier schwimmenden Importterminals in Brunsbüttel, Stade und zwei Standorte in Wilhelmshaven. Sie wurden im Zuge der Energiekrise errichtet und sollen die Unabhängigkeit von russischen Gaslieferungen sichern.
  • Die derzeit temporären schwimmende Terminals (FSRUs) sollen langfristig durch Landterminals ersetzt werden.
  • 4,06 Mrd. Euro darf Deutschland zur Deckung der Verluste der Deutschen Energy Terminal (DET) bis zum Ende der Charterzeit investieren.
  • Verluste entstanden durch hohe Charterkosten während der Energiekrise.
  • Mögliche Erhöhung auf 4,96 Mrd. Euro bei höheren Verlusten.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Deutschland darf LNG mit Milliarden subventionieren, abgerufen am 02.01.25

Wärme

Regulatorik

FAUNA: Verbände üben scharfe Kritik an BNetzA Festlegung zu Wasserstoff-Fahrplänen (18.12.2024)

Gasnetzbetreiber müssen laut der neuen Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Wasserstoff-Fahrplan mit Wirtschaftlichkeitsnachweis für den Übergang von Gas auf Wasserstoff für die 2030er Jahre erbringen. Diese Art von Genehmigung durch eine Bundesbehörde innerhalb der kommunalen Wärmeplanung kritisiert der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) als Behinderung für die Wärmewende.

Hintergrund

  • Am 17. Dezember 2024 veröffentlichte die BNetzA nach einer Konsultation die „Festlegung zum Format der Fahrpläne für die Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff“ – kurz FAUNA. Diese basiert auf § 71k des Gebäudeenergiegesetzes (GEG).
  • Gemäß § 71k des GEG entfällt die Verpflichtung, beim Einbau von Heizungen 65 Prozent erneuerbare Energien zu nutzen, sofern es sich um „H2-Ready“-Gasheizungen handelt, die vollständig auf Wasserstoff umgestellt werden können.
  • Voraussetzung ist, dass die lokale Wärmeplanung ein Wasserstoffnetz vorsieht und Gasnetzbetreiber spätestens bis zum 30. Juni 2028 einen verbindlichen Wasserstofffahrplan vorlegen, der die Umstellung bis Ende 2044 sicherstellt. Bis dahin dürfen diese Heizungen weiterhin mit Erdgas betrieben werden.
  • Zudem müssen die Gasnetzbetreiber in den Fahrplänen die Kostenaufteilung zwischen Betreibern und Verbrauchern verbindlich darlegen und nachweisen, dass die Umstellung mit den Klimazielen in Einklang steht.

Kritik vom BDEW und VKU

  • Nach Auffassung des BDEW besteht eine regulatorische Lücke in Form eines fehlenden Rechtsrahmens für die erforderlichen Transformationsprozesse. Mit anderen Worten: § 71k GEG und seine Bezugnahme auf Prozesse im Wärmeplanungsgesetz setzen eine Planung der Verteilernetzbetreiber von Gas und Wasserstoff voraus, die erst gesetzlich noch zu verankern ist.
  • Außerdem besteht eine Terminkollision zwischen der Abgabe eines verbindlichen Fahrplans bis zum 30. Juni 2028 und dem Abschluss der kommunalen Wärmeplanung von Kommunen mit weniger als 100.000 Einwohnern zum gleichen Stichtag. Eine kongruente parallele Planung sei kaum möglich.
  • Der BDEW schlägt in seiner Stellungnahme vor, den Prozess der Fahrplanerstellung an das Prinzip der rollierenden Planung anzupassen, wie es beispielsweise in der kommunalen Wärmeplanung genutzt wird. Demnach könnten bestimmte Nachweise und Prognosen zwar bis Juni 2028 eingereicht werden, sollten jedoch bis zum Zieljahr 2045 konkretisiert und überarbeitet werden können, ohne die Verbindlichkeit des Plans zu beeinträchtigen.

Fazit

  • Wasserstoff bleibt laut dieser Festlegung eine theoretische Option, da die erforderliche Infrastruktur unter den gegebenen Bedingungen weder aufgebaut noch auf Wasserstoff umgestellt werde, warnte VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Der VKU setzt sich dafür ein, die Genehmigungspflicht durch die BNetzA abzuschaffen.

Quellen:

BDEW: BNetzA veröffentlicht Festlegung zu §71k GEG, abgerufen am 08.01.2025

VKU-Pressemitteilung vom 18.12.24: VKU gegen Genehmigungspflicht durch Bundesbehörde bei kommunalen Planungen, abgerufen am 19.12.2024

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Kritik an Anforderungen für Wasserstoff-Fahrpläne, abgerufen am 19.12.2024

Marktentwicklung

Kommunale Wärmeplanung: Fortschritt mit Anlauf (08.01.2025)

Das Kompetenzzentrum Wärmewende (KKW) berichtet, dass bereits über ein Drittel der deutschen Kommunen mit der Wärmeplanung beschäftigt sei. Vor allem große Kommunen seien hier Vorreiter, kleinere könnten aus ihren Schritten lernen.

  • Vor allem Baden-Württemberg legt vor: 13 Prozent haben die Planerstellung bereits abgeschlossen. Insgesamt machen sie 92,5 Prozent aller Kommunen aus, die bundesweit mit der Planung fertig sind.
  • Im Prozess befinden sich in NRW aktuell 72 Prozent der Kommunen, dicht darauf folgt das Saarland mit 64 Prozent und Rheinland-Pfalz mit 52 Prozent. Thüringen, Sachsen und Bayern liegen auf den letzten Plätzen mit respektive elf und 18 Prozent.
  • Doch einige Länder, wie etwa Sachsen-Anhalt, kritisieren die fehlenden gesetzlichen Grundlagen – denn nicht alle Landesregierungen haben bereits gesetzliche Regelungen zur Wärmeplanung verabschiedet. Das gestalte vor allem die Datenerhebung als schwierig.

Die großen Kommunen mit mehr als 100.000 Einwohnern müssen die Pläne bis 2026 vorgelegt haben, kleinere haben noch bis 2028 Zeit. In den Plänen soll festgelegt werden, welche Technologien und Energieträger für die jeweilige Region geeignet seien.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Jede dritte Kommune arbeitet an Wärmeplanung, abgerufen am 08.01.2025

Studien & Analysen

Verbesserte Nachhaltigkeitsregeln: Schlüssel zu mehr Klimainvestitionen (09.01.2025)

Eine aktuellen Studie der Europäischen Zentralbank (EZB) kommt zu dem Schluss, dass die jährlich in der EU benötigten 558 Mrd. Euro an Investitionen durch verbesserte Regeln in der Nachhaltigkeitsberichterstattung generiert werden könnten.

  • Insbesondere die hohe Komplexität der EU-Taxonomie und strenge Schwellenwerte erschweren es Investor:innen, Projekte als nachhaltig zu klassifizieren, was private Kapitalflüsse behindert.
  • EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen plant, die Vorschriften zu vereinfachen, um Wettbewerbsnachteile für europäische Unternehmen zu vermeiden. Dabei soll jedoch die Transparenz nicht geopfert werden, um das Vertrauen in grüne Finanzierungsmodelle zu wahren.
  • Einige Expert:innen fordern ergänzende Maßnahmen. So z.B. Stanislas Jourdan, Direktor des Netzwerks „Positive Money“, der für die Einführung eines „grünen Zinssatzes“ plädiert. Dieser könnte nachhaltige Kredite attraktiver machen und so den Transformationsprozess beschleunigen.

Quelle:

Euractiv: EZB-Studie: Schwächen in EU-Regeln für Klimaschutzfinanzierung, abgerufen am 09.01.2025

Ausblick Gesetzesvorhaben

Fokustag Digitale Netze 2025

Wir freuen uns, dich am Donnerstag, den 26. Juni 2025 zum Fokustag »Digitale Netze« ab 12:00 Uhr einladen zu dürfen. Dazu treffen wir uns bei uns am Hafenweg 7 in der items Hafen Lounge im EG.

Also: Merke dir den Termin jetzt schonmal vor!

Die Digitalisierung der Versorgungswirtschaft und unserer Städte und Kreise schreitet im großen Tempo voran. Es gilt die Energiewende zu unterstützen, dem Klimawandel zu begegnen und unsere Städte und Stadtwerke effizienter und lebenswerter zu gestalten. Am Fokustag »Digitale Netze« der items, wollen wir zusammen mit euch Projekte und Lösungen aus der Stadtwerkewelt in den Vordergrund stellen und uns mit euch persönlich austauschen. Schwerpunkte werden Themen in der Digitalisierung der Energienetze und insbesondere der Fernwärme mit unserer Plattform „Grid Insight: Heat“, dem IoT Metering, Urbanen Datenplattformen, der Digitalisierung der Niederspannungsnetze im Umfeld EnWG §14a und viele weitere spannende IoT- und KI-Projekte im Umfeld der Smart Cities und Smart Grids sein. Am Vormittag wird es noch spezifische Deep-Dive Workshops geben, hierzu werden wir dich noch separat einladen.

Im Anschluss der Veranstaltung laden wir dich zu einem Get-Together ein.
Die Teilnahme ist kostenfrei.

Im vergangenen Jahr konnten wir über 60 Teilnehmer*innen auf unserer Veranstaltung begrüßen und freuen uns auch in diesem Jahr auf zahlreiche Teilnahme!

Anmeldung

Agenda

Die Agenda zum Fokustag »Digitale Netze« befindet sich im Entwurfsstatus – Änderungen vorbehalten.

Agenda

Die Agenda zum Fokustag »Digitale Netze« befindet sich im Entwurfsstatus – Änderungen vorbehalten.

Workshops

Die Workshops finden von 9:30 - 11:30 Uhr statt

Raum: Dublin

Workshop 1

Grid Insight: Heat
– Anwenderschulung – Q&A

Mark Feldmann | Teamleiter Grid Insight, items

Raum: Berlin

Workshop 2

Datenmanagement der Verteilnetze – Netzdatenplattform – Offene Diskussion und Vorstellung der Ansätze

Oliver Bergmann | IoT Solution Architect, items GmbH und Co. KG
Mathias Renner | Community Manager, Civitas Connect e.V.

Fokustag Digitale Netze - 26.06.2025

12:00 – 12:30 Uhr

Check-In und Snacks

12:30 – 13:00 Uhr

Begrüßung & Strategischer Ausblick

Alexander Sommer | Bereichsleiter Digitale Netze, items

13:00 – 13:30 Uhr

Grid Insight: Heat – aktuelle Updates & Roadmap (Fernabgleich 2.0, Lastprofile & Bedarfsprognose)

Dr. Mark Feldmann | Teamleiter Grid Insight, items GmbH & Co. KG

Raum: Hafen Lounge

Stream 1 | Infrastruktur

13:30 – 14:00 Uhr

Hochwassermonitoring im Landkreis Diepholz
Referenten:
Eckhard Hage, Stadtwerke EVB Huntetal
Felix Netwig, Pepperl & Fuchs

14:00 – 14:30 Uhr

Nach dem Piloten folgt der Rollout – Umsetzung des §14a bei ENERVIE mit niotix Grid
Referenten:
N.N. Enervie Service
Christopher Rath, Digimondo GmbH
Jascha Quaas, Digimondo GmbH

Raum: Berlin

Stream 2 | Prozesse

13:30 – 14:00 Uhr

Grid4US – Die Plattform für Verteilnetze
Referent:
Marc Hilkenbach, items GmbH & Co. KG

14:00 – 14:30 Uhr

Rollout-Dashboard und Prozessmonitor für intelligente Messsysteme
Referent:
Michael Sidon, items GmbH & Co. KG

14:30 – 15:00 Uhr

Coffee, Snacks & Networking

15:00 – 15:30 Uhr

Smart Metering meets HEMS: Die Brücke zwischen Netzdienlichkeit und Marktoptimierung

Sebastian Icks | Smartoptimo GmbH

15:30 – 15:45 Uhr

Trafostationsmonitoring bei den Stadtwerken Tecklenburg Netz – Retrofit
Niklas Menke | SWTE Netz

16:00 – 16:30 Uhr

Flexibilität ist mehr als Technik – Stadtwerke im Zentrum einer neuen Verbraucherdynamik

Dr. Constanze Adolf | Senior Managerin Strategieberatung Energiewirtschaft, items GmbH & Co. KG

16:30 – 17:00 Uhr

Coffee, Snacks & Networking

17:00 – 17:15 Uhr

CIVITAS/CORE – Ein Open Source Standardsoftware für das Datenmanagement jeder Art

Mathias Renner | Community Manager, Civitas Connect e.V.

17:15 – 17:30 Uhr

Update & Ausblick: items Produkte und Dienstleistungen für die Digitalisierung der Netze

Hubertus Aumann | items GmbH & Co. KG

17:30 – 17:45 Uhr

Abschluss

ab 19:00 Uhr

Hafen, Pizza & Drinks

Speaker

Alexander Sommer ist Leiter des Bereichs Digitale Netze. Sein Schwerpunkt liegt in der Fragestellung, welche Rolle Städte und Stadtwerke in der digitalen Welt einnehmen und wie gemeinsam die Energiewende gelingen kann. Den daraus abgeleiteten Handlungsfelder an Stadtwerke und insbesondere der Transformation der digitalen Infrastruktur von Versorgungsunternehmen bilden den Kern seiner Arbeit. Weiterhin ist er Mitinitiator und Organisator des Münsterhack für digitale Stadtentwicklung, Mitinitiator der kommunalen Kooperationsplattform „Civitas Connect“ und Buchautor mehrerer Publikationen im Bereich IoT und Netzdigitalisierung . Beim Freeride Skifahren erkundet er auch privat neue Wege abseits der ausgefahrenen Pisten.

Mathias Renner ist Experte für urbane Datenplattformen. Als Projektsteuerer und IT-Architekt begleitet er seit vielen Jahren Organisationen im öffentlichen Sektor bei der Konzeption und Entwicklung von Datenplattformen.
Im Verein Civitas Connect organisiert er die Entwicklungsgemeinschaft aus kommunalen Akteuren, die eine Datenplattform als Open Source Technologie entwickeln. Ziel: Die Organisation von Daten in Kommunen maximal zu vereinfachen. Mit einer Lösung, die aus organisatorischer und technologischer Sicht neue Maßstäbe setzt.

Mark Feldmann ist Data-Scientist und Product Owner für das Produkt Grid Insight: Heat. Sein Schwerpunkt liegt in der Entwicklung und Verwendung von künstlicher Intelligenz sowie dem maschinellen Lernen. Auf Basis seines umfangreichen mathematischen Hintergrundwissens erstellt und optimiert er die zugrunde liegenden Logiken der Softwareprodukte, um bestmögliche Ergebnisse unter Verwendung der aktuellsten Methoden zu kreieren. In Zusammenarbeit mit dem Entwicklungsteam erarbeitet er Darstellungsmöglichkeiten und Datenstrukturen, um das erzeugte Wissen dem Kunden möglichst verständlich und übersichtlich darzustellen.

Impressionen 2024

Lokation

items GmbH & Co. KG
Hafenweg 7, 48155 Münster

Hafen Lounge im EG

Dezember 2024

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe November / Dezember 2024 vom 18.12.24

Energiewirtschaftskompass Überblick

Regulatorische Entwicklungen der Energiewirtschaft

Zum Kurzkommentar

  • Wie das Urteil zur Kundenanlage zu werten ist 
  • Von der Leyen Reloaded: Was die Energiewirtschaft von der neuen EU-Kommission erwarten kann  
  • Der Vorstoß des BNetzA Präsidenten – Die Karten im Metering werden neu gemischt 
  • CSRD-Projekte in der Schwebe – wie nun weitergemacht werden sollte  

Für das vollständige Inhaltsverzeichnis bitte unsere vier Fokusthemen anwählen

Regulatorik

• Sprint oder Marathon: Einordnung von aktuellen Gesetzesvorhaben und ihrer Umsetzungswahrscheinlichkeit vor den Neuwahlen  

• Erste Systementwicklungsstrategie in der Konsultation 

• EnWG-Novelle: Reicht der Kabinettsbeschluss zum Durchkommen? 

• Jahressteuergesetz: Das sind die Neuerungen für Speicher und Solar 

• Zweites Zukunftsfinanzierungsgesetz von der Regierung beschlossen 

• CSRD: Fortsetzung des Gesetzgebungsverfahrens ungewiss 

• Vergaberecht: Gesetzesentwurf durchs Kabinett gekommen 

• Haushalt 2025: Noch fehlt der Beschluss, doch es winken EU-Mittel

• NIS2: Kabinettsbeschluss sieht deutliche BNetzA-Stärkung vor 

Marktentwicklung

• EU-Kommission: Spitzenpositionen bestätigt 

• Biogas: Forderungen der Branche an eine neue Regierung 

• EU Clean Industrial Deal: Erstes Programm Ende März 2025 

• KTF: Unionspapier könnte das Aus des Klima- und Transformationsplans bedeuten 

• EU-ETS2: EU legt Zertifikatsmenge fest 

• ZEREZ: Verbesserungen beim Netzanschluss von Erzeugungsanlagen 

Regulatorik

• Baukostenzuschüsse: Neues Positionspapier und Modell der BNetzA 

• Netzregulierung: BNetzA-Chef pocht auf Entbürokratisierung und Beschleunigung 

• Netzausbau: Bund pocht auf Berücksichtigung großer Rechenzentren 

• BDEW setzt auf Freiwilligkeit und legt eigenes Konzept zur Energiewendekompetenz vor 

• Solarpaket I: Vielen Regelungen fehlt noch die beihilferechtliche Genehmigung der EU 

• Vorrang von Erneuerbaren gilt auch für den Denkmalschutz 

• Strompreisbremse: Bundesverfassungsgericht bestätigt Rechtmäßigkeit der Abschöpfung von Zufallsgewinnen

• Kabinett beschließt Anpassung des Ladesäulenrechts 

• Reform-Bioenergieförderung: BMWK legt neuen EEG-Entwurf vor 

• Kraftwerkssicherheitsgesetz ist für diese Legislatur gescheitert 

Marktentwicklung

• Sicherheitsbedenken: Boykott von CLS-Adaptern für Submetering von PPC 

• BNetzA-Präsident will Gatewaypflicht lockern 

• Strommarktreform: Kommission deutet auf geplantes Weißbuch für 2025 hin

• Verschoben: der 24h-Lieferantenwechsel kommt erst zum 06. Juni 2025 

Regulatorik

• BNetzA-Festlegung GeLi Gas 2.0: Marktanwendung startet zum 01. April 2026 

• Wasserstoff: So könnte es in der nächsten Legislaturperiode weitergehen 

Marktentwicklung

• EU stimmt für CO2-Kreislauf Verordnung 

• Grüner Wasserstoff: EU wird voraussichtlich ihre Ziele bei der Produktion verfehlen 

• Gasspeicherumlage: THE veröffentlicht Umlage für 2025 

• Finanzierung des H2-Kernnetzes: KfW sichert 24 Mrd. Euro zu 

• E-Rechnung: Kooperationsvereinbarung Gas für 2025 verabschiedet 

• EU: Zwischenziele für Gasspeicher festgelegt 

Regulatorik

• AVBFernwärmeV: Novelle scheitert kurz vor Weihnachten 

Marktentwicklung

• Wärmeplanung: Aktueller Stand in den Kommunen

• Fernwärmeplattform sorgt für mehr Preistransparenz 

Zu “Studien & Analysen” 

  • Wärmepumpen & KWK-Anlagen treiben die Dekarbonisierung der Fernwärme voran 
  • Zustimmung zum Erneuerbaren-Ausbau weiterhin auf hohem Niveau 
  • Vorbereitungs- und Wissensstand zur CSRD bei kommunalen Unternehmen noch verbesserungsfähig 
  • Monitoringbericht 2024 der BNetzA: Marktrekord für Erneuerbare, sechs Millionen Wechselkunden und Marktbeherrschung von RWE 
  • Auf den Punkt gebracht: BMWK informiert über den Fortschritt bei Erneuerbaren Energien 

Zu “Ausblick Gesetzesvorhaben”

  • Gesetzesticker Dezember
  • BDEW Anwendungshilfen

Kurzkommentar - Welche Themen dominieren

Wie das Urteil zur Kundenanlage zu werten ist

Das EuGH-Urteil zur Kundenanlage war ein unerwarteter Paukenschlag im Dezember, welches am Erscheinungstag im Vergleich zum BGH-Urteil zum Thema Energiepreisbremsen und der Erlösabschöpfung etwas unterging. Statt einer Einzelfallentscheidung hat das EuGH an den Grundfesten der Kundenanlage gerüttelt und dürfte mittel- bis langfristig zu einer Neubewertung vieler Geschäftsmodelle führen, da das bisherige Konstrukt der Kundenanlage vermutlich keine Zukunft mehr hat.

Wichtig ist an dieser Stelle aber festzuhalten, dass das Konstrukt der Kundenanlage weiterhin angewandt werden muss im EnWG, da noch keine gesetzliche Änderung erfolgt ist. Allerdings kann es schon jetzt in laufenden gerichtlichen Verfahren berücksichtigt werden. Ob industrielle Konstrukte bei der Kundenanlage, Mieter- und Gebäudestrom oder Quartierskonzepte, es gibt eine ganze Reihe von Produkten, welche von der Entscheidung betroffen sind.

Worum ging es bei dem Urteil genau? Das Verfahren behandelte ein Wärmecontractingmodell mit zwei galvanisch getrennten Anlagen je BHWK, welches aus Sicht des Netzbetreibers nicht als Kundenanlage eingestuft wurde. Diese Einschätzung wurde sowohl von der Regulierungsbehörde als auch dem OLG Dresden gestützt, allerdings vom BGH als Kundenanlage bestätigt. Das BGH gab die Vorlagefrage anschließend an das EuGH weiter. Konkret ging es um die Frage, ob der Art. 2 Nr. 28 und 29 sowie die Art. 30 ff. der EU-Richtlinie 2019/944 der Regelung zur Kundenanlage in § 3 Nr. 24a EnWG entgegenstehen.

Das EuGH entschied in diesem Zusammenhang, dass der jetzige Kundenanlagenbegriff nach § 3 Nr. 24a EnWG nicht mit Strommarkt-Richtlinie vereinbar ist! Mit der Einführung der Kundenanlage nach Art.3 Nr.24a EnWG, weiche der nationale Gesetzgeber zu stark von der autonomen Auslegung des Begriffs Verteilnetze aus der EU-Richtlinie ab. Stattdessen sieht das EuGH zwei zentrale Kriterien, wann die Pflichten eines Verteilnetzbetreibers übernommen werden: (1) Weiterleitung von Elektrizität mit HS, MS und NS, (2) zum Verkauf an Großhändlern und Endkunden. Weitere Kriterien wie die Größe, Erzeugung, wettbewerbliche Bedeutsamkeit, Menge durchgeleiteter Energie etc., welcher z. T. mit der aktuellen Kundenanlagenbegrifflichkeit verknüpft ist, sind nicht zulässig. Alleinige Ausnahmen gelten nach der Strommarktbinnenrichtlinie nur für: Bürgerenergiegemeinschaften − Geschlossene Verteilernetze − Kleine isolierte Netze, kleine Verbundnetze – Direktleitungen.

Das EuGH-Urteil selbst wirkt zuerst nur unmittelbar bindend im konkreten Verfahren, bei dem nun das BGH oder bei der Zurückweisung an das OLG Dresden die EuGH-Entscheidung berücksichtigt werden müssen, direkte Auswirkungen auf jetzige Kundenanlagen im Sinne des EnWG gibt es aber noch nicht. Trotzdem ist nun von Seiten der Bundesregierung eine unionskonforme Auslegung umzusetzen, welche allerdings erst durch die kommende Regierung zu erwarten ist. Bei aktuell laufenden Verfahren könnte die EuGH-Entscheidung trotz noch fehlender nationaler gesetzlicher Anpassung schon jetzt Berücksichtigung finden.

Zwar hat die EuGH-Entscheidung sich konkret nicht mit einer Kundenanlage nach §3 Nr.24b EnWG beschäftigt, allerdings gibt es eine indirekte Auswirkung durch die Bildung der zwei Kriterien für ein Verteilnetz (Hoch-, Mittel- oder Niederspannungsebene sowie die Versorgung von Kunden). Da in Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung auch häufig auch Dritte angeschlossen sind (Dienstleister, Lohnfertiger, DL, Lohnfertiger, UAN, Unterabnehmer) liegt ein Strombezug zur Versorgung über Kundenanlage vor, weswegen auch diese Kundenanlagen von der EuGH-Entscheidung betroffen sein dürften.

Würden Betreiber von Kundenanlagen ihre Privilegierung verlieren und als Verteilnetzbetreiber eingestuft werden, müssten diese umfangreiche energiewirtschaftliche Pflichten übernehmen. Dazu gehören u.a.: Genehmigung für die Aufnahme des Netzbetriebs §4 EnWG, Entflechtung nach §6ff EnWG, Beachtung der Regelungen des Netzanschluss nach §17 EnWG & §8 EEG, Systemverantwortung §13 EnWG, Netzausbau nach §§ 11 und 14d EnWG, Netzentgelte §21 EnWG, Veröffentlichungspflichten nach §23c EnWG, Messstellenbetrieb nach §3 Nr. 26b EnWG und §2 Nr.4 EnWG.

Die Konflikte, welche sich hier unmittelbar in 2025 ergeben könnten, wären z. B. folgende Punkte: Netzbetreiber könnten Kundenanlagen als nachgelagerte Netze einzustufen. Dies hat zur Folge, dass für Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK), die in solchen Kundenanlagen angeschlossen sind, keine Einspeisevergütung gewährt wird. Zudem entfällt die Einrichtung und der Betrieb von Unterzählern gemäß § 20 Abs. 1d EnWG.

Anschlussnehmer, zu denen sowohl Letztverbraucher als auch Anlagenbetreiber bzw. Erzeuger gehören, können ihren Anspruch auf Netzanschluss bei einer Kundenanlage geltend machen. Dieser Anspruch ergibt sich aus den §§ 17 und 18 EnWG sowie aus spezifischen Regelungen des § 8 EEG und § 3 KWKG.

Die Regulierungsbehörden übernehmen die Aufgabe, die Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben gemäß §§ 30 ff. und § 65 EnWG zu überprüfen. Dabei kontrollieren sie, ob Netzbetreiber und Anschlussnehmer die rechtlichen Bestimmungen ordnungsgemäß umsetzen. Hier wäre in der Theorie bereits jetzt eine Auswirkung auf Kundenanlagen möglich, wobei die Behörden beide Augen zudrücken dürften, solange noch keine unionsrechtliche Anpassung erfolgt ist.

Jahresabschlussprüfer könnten im Rahmen ihrer Tätigkeit das rechtskonforme Handeln der jeweiligen Akteure, insbesondere der Netzbetreiber, in Bezug auf die Einhaltung aller relevanten gesetzlichen Vorgaben überprüfen und das Thema Kundenanlage ansprechen.

Mit Blick auf die dezentralen Einspeiser wäre zu klären, ob sich der Förderanspruch auf den Betreiber des bisherigen Kundenanlage verlagert, wenn er als VNB eingestuft wird, da sich der Förderanspruch (Marktprämie, Einspeisevergütung, Mieterstromzuschlag) an Betreiber des öff. Versorgungsnetzes richtet (§§ 19 Abs. 1, § 3 Nr. 35 EEG). Daher sollten die Regulierungsbehörden zeitnah ein Statement erlassen, dass die jetzigen VNBs weiter die Förderansprüche auszahlen dürfen und kein finanzieller Nachteil in der Zukunft dadurch entsteht. Genauso könnte sich der Anspruch der Betreiber der Einspeiseanlagen bzgl. eines Netzanschlusses verlagern, da dieser direkt gegenüber dem bisherigen Kundenanlagenbetreiber zu richten wäre.

Auch auf Direktlieferkonzepte dürften sich die Entscheidung auswirken. So gilt im EnWG eine Mindestabstandsregel von 5km zwischen der EE-Anlage und einer Kundenanlage. Im europäischen Recht findet sich der Mindestabstand nicht. Zu prüfen wäre, ob sich das Konzept der Direktleitung zu einer Kundenanlage in das Konzept der Direktlieferkonzepte „retten“ könnte. Allerdings könnte sich dies als schwierig erweisen, da bei einer Versorgung mehrerer Rechtspersonen über Direktleitung nach § 3 Nr. 12 EnWG fraglich ist; nach Art. 7 Abs. 1 lit. b) Strommarktrichtlinie wäre die Belieferung mehrerer Kunden möglich. Es bleibt also eine Einzelfallprüfung notwendig.

Auch Mieter- und Gebäudestromkonzepte dürften durch das EuGH-Urteil auf den Prüfstand gelangen. Zwar wird das Kriterium der Netznutzung nicht erfüllt, allerdings liegt eine Versorgung von Kunden vor (Kriterium 2). Da bei Mieterstromprojekten meist eine Mieterstromprämie ausgezahlt wird, wäre auch hier eine Klarstellung der Regulierungsbehörden hilfreich, dass Netzbetreiber ohne spätere Konsequenzen die Mieterstromprämie auszahlen dürfen wie bei Einspeiseanlagen. Ähnliche Fragen dürften sich auch beim Thema Quartierskonzepte ergeben, welche allerdings z. T. das öffentliche Netz mitnutzen.

In Summe zeigt sich beim Urteil zur Kundenanlage, dass es sich um ein weitreichendes Urteil handelt, welches uns über längere Zeit auch mit einer neuen Ausgestaltung beschäftigen wird. Auch wenn ein Teil des Regelungsrahmens nun in Frage steht, sollte niemand in Panik verfallen oder die Auszahlung von finanziellen Ansprüchen stoppen. Viele Kanzleien dürften sich die nächsten Monate intensiv damit beschäftigen, wie das Urteil zu interpretieren ist und mit welchen gesetzlichen Anpassungen zu rechnen ist. Genau dieses Verfahren werden wir im ENWIKO auch beobachten und weiter über den Stand der Dinge informieren.

Von der Leyen Reloaded: Was die Energiewirtschaft von der neuen EU-Kommission erwarten kann

Die EU ist und bleibt ein politisches Gebilde mit einer ganz eigenen Prägung, das in dieser Form einmalig ist. Man könnte es als die Klaviatur zwischen einem supranationalen Staatenbund verbunden mit einer Art von Bundesstaatlichkeit bezeichnen. Daher verwundert es nicht, dass auch der Prozess der Ernennung der EU-Exekutive, der EU-Kommission, eigenen Regeln folgt. Man könnte diesen Prozess auf die Bundespolitik übertragend vergleichen, in dem jedes deutsche Bundesland seinen Mehrheiten entsprechend eine Person benennen würde, die in einer neuen Bundesregierung als Minister:in benannt werden würde. Es gäbe demnach 15 Ressorts.

Die Besetzung für den Bundeskanzler oder die Bundeskanzlerin würde als 16. Ressort ebenfalls zwischen den Bundesländern verhandelt. Wenn diese Person bestimmt ist, ist es ihre Aufgabe, den benannten Kandidat:innen Zuständigkeitsbereiche bzw. politische Ressorts zuzuteilen. Was auffällt ist, dies ist vollkommen unabhängig von den Mehrheitsverhältnissen des zuvor direkt gewählten Bundestages. Mit anderen Worten, die EU-Kommission geht nicht wie die Bundesregierung aus den Mehrheitsverhältnissen des Bundestages hervor, sondern aus den Regierungskonstellationen der Mitgliedstaaten.  

Um der Europäischen Kommission mehr demokratische Legitimität zu verleihen, stellen sich die Kandidat:innen dem Votum des EU-Parlaments. Dieses kann nur dem gesamten Vorschlag zustimmen – oder ihn ablehnen, so geschehen am 27. November, an dem das EU-Parlament nach wochenlangem Tauziehen die neue EU-Kommission als Ganzes bestätigte.

Ein Novum: Erstmals haben sich die drei größten zentristischen Fraktionen im Europäischen Parlament, die Christdemokraten (EPP), die Sozialdemokraten (S&D) und die Liberalen (Renew Europe) auf einen ersten Quasi-Koalitionsvertrag der EU-Geschichte geeinigt. Das zweiseitige Dokument bekräftigt die politischen Leitlinien von Kommissionspräsidentin von der Leyen aus dem Juli dieses Jahres, u.a. „eine mutige Agenda für nachhaltiges Wachstum, Wettbewerbsfähigkeit, Vorsorge und digitalen Wandel“ im Sinne einer „immer engeren Union“.

So konnte die alte und neue Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen parallel mit Antonio Costa, dem neuen Ständigen Präsidenten des Europäischen Rates am 1. Dezember die Arbeit aufnehmen. Der Portugiese Costa bekleidet ein weiteres mächtiges Amt, das in der kommenden Legislaturperiode noch bedeutender werden könnte, wenn man den Trend weiter fortschreibt, dass die EU-Mitgliedstaaten und damit der Ministerrat immer mächtiger werden gegenüber dem EU-Parlament. Das bedeutet, dass man in den letzten Jahren eine klare Trendwende weg von gemeinsamen Handlungssträngen hin zu mehr nationaler Interessensvertretung erkennen konnte. Während sich die EU-Kommission voll auf die inhaltliche Politiksetzung konzentriert, wird die Hauptaufgabe des neuen Präsidenten Antonio Costa darin bestehen, die angeschlagene Struktur der Institutionen zu reformieren und die Beziehungen zwischen Rat, Kommission und Parlament zu verbessern.

Bereits im Sommer hatte Ursula von der Leyen ihre politischen Leitlinien für ihre zweite Präsidentschaft vorgelegt. In ihrer Rede kurz vor der Abstimmung im Europäischen Parlament kündigte sie verschiedene Initiativen für die ersten 100 Tage der neuen Kommission an. Die erste größere Initiative soll ein „Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“ sein. Der Kompass basiert auf den drei Säulen des Draghi-Berichts: Erstens dem Schließen der Innovationslücke im Vergleich zu den USA und China. Zweitens einem gemeinsamen Plan für Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit. Dazu soll ein „Clean Industrial Plan“ vorgelegt werden, u. a. mit einem Plan für die Stahlindustrie und einen Aktionsplan für bezahlbare Energie. Die dritte Säule soll die Sicherheit verbessern und Abhängigkeiten abbauen.

Wie geht es weiter?

Für die ersten hundert Tage hat die EU-Kommission ein Paket für Wettbewerbsfähigkeit und Klima angekündigt. Dafür wird es Mrd. von Euro brauchen. Um das Programm zu finanzieren, bringen Sachverständige neue Schulden, die Einbindung nationaler Fördergelder und die Schaffung eines neuen Fonds ins Spiel.

Währenddessen auf der globalen Bühne: Die COP29 kommt und geht – und was bleibt?

Die UN-Klimakonferenz fand dieses Jahr in Baku, Aserbaidschan statt. Erneute Versuche der Industrienationen, weitere Geberländer für das Erreichen des Jahresfinanzierungszieles zu rekrutieren, blieben bisher erfolglos: China und Indien verweisen weiterhin auf ihre Einstufung als Entwicklungsländer und verbleiben somit als freiwillige Geldgeber. Daher sollen auch private Finanzierer die Möglichkeit erhalten, zum erhöhten Ziel von 300 Mrd. Euro jährlich beizutragen.

Es bleibt spannend, wie ambitioniert die Nationalen Differenzverträge ausgestaltet werden im kommenden Jahr: Sie basieren hauptsächlich auf dem Pariser Klimaziel von 1,5 Grad. Bisher befinden sich vor allem ärmere Länder in der Schonfrist, und haben generell weniger Anreize sich hohe Ziele zu stecken – vor allem, da höhere Ziele stets mit höheren Kosten verbunden sind. Auch ein möglicher Austritt der USA unter Trump aus dem Pariser Klimaabkommen wird hier einen maßgeblichen Einfluss haben.

Der frisch eingesetzter EU-Klimakommissar Wopke Hoekstra resümierte, dass es große Fortschritte im Bereich der Klimafinanzierung gegeben habe. Übrig blieb allerdings die Weiterentwicklung der 2022 beschlossenen Klimaziele. Bereits gesteckte Ziele wurden zwar nicht zurückgenommen, es fehlen allerdings weiterhin konkrete Folgemaßnahmen.

Der Vorstoß des BNetzA Präsidenten – die Karten im Metering werden neu gemischt

Kommt es zu einer Trennung zwischen abrechnungsrelevanten und steuerungsrelevanten Werten mit Blick auf den Einsatz der Messtechnik? Mit Blick auf die stockende MsbG-Novelle durch das Koalitionsende der Ampel, scheinen die Karten im Messwesen neu gemischt zu werden.

Der Vorstoß des BNetzA-Präsidenten Müller auf den Metering Days kann hier als exemplarisches Beispiel gesehen werden, welcher in der kommenden Legislaturperiode eine Verschiebung im Energiewirtschaftlichen Dreieck aus der Wirtschaftlichkeit, der Umweltverträglichkeit und der Versorgungssicherheit hin zu mehr Wirtschaftlichkeit sieht, weswegen die Kosten für Messsysteme sinken sollten und einfachere Lösungen für Kunden ohne Steuerungsbedarf, welche nicht einem intelligenten Messsystem entsprechen, zugelassen werden sollten, sofern diese dem EU-Recht entsprächen. Denkbar wäre u.a. die Nutzung der EZ-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung, welche seit Juli auch für Deutschland gilt, wo nach Artikel 7b auch spezielle Messgeräte zugelassen werden könnten, wenn noch kein digitaler Zähler – im deutschen Fall ein iMS – verbaut sind.

Insgesamt verfestigt sich der Eindruck, dass sowohl das BMWK und die BNetzA auf der oberen Ebene eine Art Backlog für Vorschläge für die kommende Regierung erstellen, welche u.a. noch einmal das Thema Vereinfachung des Messwesens aufgreifen. Auf der Arbeitsebene scheint dies allerdings noch nicht der Fall zu sein, welche bislang von einer Beibehaltung der bisherigen Rolloutvorgaben ausgehen. Durch den wahrscheinlichen Nichtbeschluss der MsbG-Novelle, dürfte uns somit ab Sommer 2025 mit der neuen Regierung ein neuer MsbG-Entwurf begleiten, welche gegebenenfalls anders aussehen könnte, wie der bisherige. Der Ausgang der Entwicklung ist sicherlich noch offen, allerdings darf man bereits mutmaßen, dass im Gegensatz zu der Vergangenheit die Diskussion um das iMS anders geführt werden könnte, damit es primär dort verbaut wird, wo ein Steuerungsbedarf besteht. Um jedoch auch nicht steuerungsrelevanten Einbaufälle Zugang zu neuen Produkten wie dynamischen Tarifen oder Netzentgelten zu ermöglichen könnte in der nächsten MsbG-Novelle noch etwas Bewegungen kommen. Wir werden das Thema im ENWIKO daher wieder aufgreifen, sollten sich relevante Änderungen am Regulierungshorizont ergeben.

CSRD-Projekte in der Schwebe – wie nun weitergemacht werden sollte

Die unklare Situation, wann die EU-Richtlinie der CSRD in die nationale Rechtsprechung überführt wird, stellt die laufenden Projekte innerhalb der Energieversorgung vor eine Herausforderung

Da die meisten Projekte sich bereits in der Umsetzung befinden und sich nur an der Richtlinie orientierten konnten, welche in einigen Punkten einen gewissen Interpretationsspielraum zulassen, sollten die Projekte sich auf die Punkte fokussieren, welche hinreichend detailliert in der Richtlinie beschrieben wurden.

Genauso ist es aber keine Option die laufenden Projekte pausieren zu lassen, da die Umsetzungsfrist ab der nationalen Umsetzung sehr kurz ausfallen könnte. Mit Blick auf die kommenden Neuwahlen ist daher vor Sommer 2025 nicht mit einer Umsetzung zu rechnen, gegebenenfalls sogar erst in Q4 2025, obwohl die Berichtspflicht zum 01.01.2026 starten soll. Auch die aktuelle Empfehlung des Bundesrates eventuell kommunale Unternehmen von der Berichtspflicht auszunehmen, dürfte daher weiter ungeklärt bleiben, ob die Empfehlung den Weg in die nationale Rechtsprechung schafft.

Gerade Unternehmen, welche gerade erst in das CSRD-Projekt starten, sollten daher wie geplant mit der Wesentlichkeitsanalyse, der Erstellung des eigenen CO2-Fußabdrucks nach dem Greenhouse-Gas-Protokoll starten und sich vorerst zuerst dem E1 widmen bevor weitere Bereiche analysiert werden. Für größere Stadtwerke, welche auch unter das Lieferkettengesetz fallen sollte allerdings eine gesonderte Analyse durchgeführt werden, ob nicht zuerst eine Priorisierung des CSRD-Projekts sinnvoll ist, mit Blick auf die Diskussionen, dass Unternehmen nicht zu stark von beiden Berichtspflichten belastet werden sollten.

Auf der EU-Ebene geht die Diskussion um die Weiterentwicklung der CSRD in der neuen EU-Kommission indes weiter. Auf Brüsseler Ebene ist die Rede von einem Omnibuspaket, das die EU Taxonomie Richtlinie, die CSRD und das europäische Lieferkettengesetz CSDDD konsolidieren will. Dies könnte die Berichtspflichten von Unternehmen um 25 Prozent senken. Unterstützt wird das u. a. von Maria Luis Albuquerque, der neuen EU-Kommissarin für Finanzdienstleistungen.

Sektorübergreifend

Sprint oder Marathon: Einordnung von aktuellen Gesetzesvorhaben und ihrer Umsetzungswahrscheinlichkeit vor den Neuwahlen (18.12.24)

Der Countdown zum 23. Februar 2024 läuft. Mit dem Ampel-Aus stellt sich die Frage: Welche Gesetzgebungsverfahren haben eine Chance verabschiedet zu werden und auf welche werden wir mit einer Verzögerung, Veränderung oder Streichung rechnen müssen und was bedeutet dies für die kommunale Energiewirtschaft?

  • CSU-Chef Markus Söder (CSU) verweigert die Unterstützung für Netzentgeltsenkungen und weitere energiepolitische Vorhaben der rot-grünen Minderheitsregierung.
  • Die FDP priorisiert Wirtschaftsdynamisierung über Energievorhaben. Für sie ist der Ausgleich der Kalten Progression und ein Ermöglichen von CO2-Speichern eine höhere Priorität. Auch will die Fraktion schnell das Ende der EEG-Förderung bereiten. Doch auch sie stellt sich quer bei den Netzentgeltsenkungen mithilfe der Intel-Gelder.
  • Noch besteht Hoffnung, dass der Entwurf der EnWG-Novelle, der bereits das Kabinett passiert hat, mit der FDP durchkommen könnte: Stark eingeschränkt soll unter anderem die Vergütung von Negativpreisen und die Kappung von PV-Spitzen. Dies hatte zuletzt vor allem der energiepolitische Sprecher der FDP Michael Kruse gefordert.
  • Aktuell hat der Bundestag nur noch wenige Sitzungswochen: Zwei Wochen im Dezember 2024 sind gesichert, zwei Wochen im Januar 2025 sind möglich, aber fraglich. Der Februar 2025 ist bisher unsicher wegen Wahlkampf.

In unserem Gesetzesticker am Ende seht Ihr alle Gesetzesvorhaben und unsere Einschätzung zur Verabschiedung auf einen Blick.

Quellen:

ZfK: Wichtige Energiegesetze: Hoffnung auf Durchbruch schwindet – mit einer Ausnahme

ZfK: SPD-Ministerin Geywitz: Müssen Heizungsgesetz grundsätzlich reformieren

Timeline Neuwahlen

Olaf Scholz stellt die Vertrauensfrage im Bundestag.

Der Bundestag hat Scholz nicht das Vertrauen ausgesprochen

Kanzler Scholz stellt den Antrag auf Auflösung des Bundestages bei Bundespräsident Steinmeier

16. Dezember 2024

Letztmögliches Datum zur Auflösung des Bundestages durch Bundespräsident Steinmeier

06. Januar 2025

Neuwahlen

23. Februar 2025

Koalitionsverhandlungen, je nach Wahlergebnis dauerten diese 30 bis 90 Tage an in den letzten Legislaturperioden

Voraussichtlich 23.02.2025 bis ca. 23.05.2025

Konstituierende Sitzung des Bundestages: Gegebenenfalls Wahl des neuen Bundeskanzlers

Falls nicht: Bisherige Bundesregierung bleibt geschäftsführend im Amt

Mitte März 2025

Neue Regierung nimmt die Arbeit auf

Voraussichtlich April 2025

Parlamentarische Sommerpause Bundestag

Juli & August 2025

Regulatorik

Erste Systementwicklungsstrategie in der Konsultation (18.11.24)

Die Systementwicklungsstrategie 2024 (SES) bildet ein technisch-systemisches Leitbild für die Energiewende ab und soll die Transformation des Energiesystems stabilisieren. Ein erster Entwurf wurde nun vom BMWK veröffentlicht:

Kernthemen:

  • Ökostrom werde zentraler Energieträger in den kommenden Jahren.
  • Direktstromnutzung (z. B. Wärmepumpen, Elektroautos) wird in den kommenden Jahren bevorzugt werden.
  • Es kann von einer Verdopplung des Bruttostromverbrauchs bis 2045 von 520 TWh auf 1.100–1.300 TWh/Jahr bei zeitgleichem Rückgang des deutschen Primärenergieverbrauchs von 3.000 auf 2.200 TWh ausgegangen werden, dementsprechend müsse die Netzplanung angepasst werden.
  • Ausbau erneuerbarer Energien: 400 GW Photovoltaik, 160 GW Wind an Land, 70 GW Offshore-Wind bis 2040.
  • Import von Strom, Wasserstoff und synthetischen Energieträgern. Wasserstoff selbst soll aufgrund von geringer Verfügbarkeit, hohen Kosten und technischen Einschränkungen hauptsächlich in der Industrie, im Luft- & Seeverkehr und in der Rückverstromung eingesetzt werden. Im Gebäudesektor soll ihm keine größere Bedeutung zugewiesen werden. Auch nach 2030 sei ein Einsatz in der Wärmeversorgung unwahrscheinlich, heißt es im Entwurf.
  • Vor allem die Begrenzung von Wasserstoff stößt auf Kritik: Felix Matthes, Forschungskoordinator für Energie- und Klimapolitik am Öko-Institut kritisiert, dass die SES von bekannten Langfristszenarien stark abweiche.
  • Simon Müller von der Agora Energiewende hofft, dass es die Vorschläge auch in die Realität schaffen. Die Strategie sei der „Schlüssel“, um die Infrastruktur-Planung besser abzustimmen.
  • Der Bundesverband für Erneuerbare Energien kritisiert, dass der Interkonnektoren-Ausbau auf 80 bis 90 GW überdimensioniert sei.

Ab 2027 soll die SES alle vier Jahre im Bundestag vorgelegt und aktualisiert werden. Sie ist im EnWG als gemeinsame Grundlage für die Netzentwicklungspläne verankert. Einige Ankerpunkte sollen aber bereits in den Netzentwicklungsplänen für 2025 beachtet werden. Die Konsultation läuft noch bis zum 31. Mai 2025

 

Quellen:           

Tagesspiegel Background: Erstes Leitbild für die Energiewende

Fraunhofer ISE: Studie: Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem – Bundesländer im Transformationsprozess

BMWK: Die Systementwicklungsstrategie: Ein Rahmen für die Transformation zum klimaneutralen Energiesystem

Systementwicklungsstrategie 2024

Bildquelle: BMWK

EnWG-Novelle: Reicht der Kabinettsbeschluss zum Durchkommen? (22.11.24)

Das Kabinett einigte sich auf einen Beschluss, der allerdings noch umfangreicher wie der von Ende Oktober ist. Dass das Gesetz noch vor den Neuwahlen durchgeht, ist zwar noch möglich, aber doch auch unwahrscheinlich.

Das ist alles im Entwurf enthalten:

  • Die Einführung einer Steuerbarkeit kleinerer Solaranlagen durch Netzbetreiber.
  • Die Absenkung der Pflicht zur Direktvermarktung auf Anlagen ab 25 kW, um Anreize für eine bedarfsgerechte Einspeisung zu schaffen
  • Keine Vergütung mehr für Einspeisung bei negativen Strompreisen.
  • Regelungen zu Festpreisverträgen
  • Neuausrichtung & Priorisierung von Messstellen und intelligenten Messsystemen im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG)
  • Energy-Sharing: Abrechnung durch Lieferanten entfällt. Auch die Regelungen zum Bilanzkreis bleiben: Das Sharing darf nicht über diesen hinausgehen
  • Regelungen zur Liefersperre: Bei drohender Energiesperre sollen Sozialämter miteinbezogen werden
  • Regelungen zur Sicherung der Systemstabilität
  • Umsetzung der novellierten EU-Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie
  • Umsetzung einzelner Aspekte des neuen EU-Gas- & Wasserstoffpaktes
  • Übergangsregelung betreffend §7 im EnWG zur De-Minimis Regelung

Netzanschlüsse §8 ff. & §17a ff EnWG:

  • Stärkung des beschleunigten Netzausbaus
  • Beschleunigte & transparentere Netzanschlussprozesse
  • Unverbindliche Netzanschlussauskunft
  • Regelungen zu flexiblen Netzanschlüssen & Cable-Pooling
  • Standardisierung & Digitalisierung der Netzanschlussverfahren für alle Spannungsebenen

Quellen:            

Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung

BDEW: Bundeskabinett beschließt EnWG-EEG-MsbG-Novelle 2024 trotz Ampel-Aus

Jahressteuergesetz: Das sind die Neuerungen für Speicher und Solar (27.11.24)

Das Jahressteuergesetz (JStG) ist in Kraft getreten, mit ihm kommen viele Neuerungen für die Energiewirtschaft: 

  • Bei der Gewerbesteuer für Speicher orientiert sich die Novelle an den Vorgaben für PV und Windkraft: Standortgemeinden mit Speicheranlagen sollen am Gewerbesteueraufkommen der Betreiber beteiligt werden. Eine solche Regelung gibt es bereits für Wind- und Solarparks. Der Bau von Speicheranlagen soll so attraktiver für Kommunen werden.
  • Betriebe mit mehreren Betriebsstätten in verschiedenen Gemeinden sind in jeder Gemeinde gewerbesteuerpflichtig – die Aufteilung der Steuerpflicht erfolgt normalerweise anhand der in den Betriebsstätten gezahlten Löhne.   
  • Erneuerbare Energieanlagen beschäftigen vor Ort oft kaum Arbeitskräfte, was bisher zu wenig Berücksichtigung der Standortgemeinden führte.  Für Windkraft- und Solaranlagen wurde deshalb eine Aufteilung des Steueraufkommens von 90 Prozent für Standortgemeinden und 10 Prozent für die Gemeinden des Unternehmenssitzes festgelegt, das gilt nun auch für Speicher. 

Kleine PV-Anlagen bis 30 KW Peak Leistung sollen nun einheitlich steuerbefreit werden: Diese Regelung gilt nun für alle Gebäudearten.

Quellen:              

Drucksache 529/24: Gesetzesbeschluss Jahressteuergesetz 2024 

Tagesspiegel Background: Steuerliche Besserstellung von Stromspeichern beschlossen 

Tagesspiegel Background: Standortgemeinden können an Speichern mitverdienen

Zweites Zukunftsfinanzierungsgesetz von der Regierung beschlossen (28.11.24)

Die Bundesregierung hat das Zweite Zukunftsfinanzierungsgesetz beschlossen, um den Finanzmarkt für junge Unternehmen attraktiver zu machen und Investitionen in erneuerbare Energien sowie Infrastruktur zu erleichtern. Das Gesetz ist Teil der Wachstumsinitiative zur Stärkung des Wirtschaftsstandorts Deutschland und soll steuerliche Rahmenbedingungen für Wagniskapital verbessern und bürokratische Hürden im Finanzmarktbereich reduzieren.

  • Das Gesetz wird von der rot-grünen Minderheitsregierung vorangetrieben, daher ist unklar, ob es im Bundestag eine Mehrheit findet.
  • Die FDP, die maßgeblich an der Ausarbeitung beteiligt war, prüft noch ihre Unterstützung. Das Gesetz ist Teil der Wachstumsinitiative zur Stärkung des Wirtschaftsstandorts Deutschland. Lindner arbeitete vor seiner Entlassung am Gesetzesentwurf mit, daher ist eine Zustimmung immer noch möglich.

Finanzminister Jörg Kukies (SPD) erhofft sich dadurch mehr Unternehmensniederlassungen in Deutschland.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Zukunftsfinanzierungsgesetz erleichtert Erneuerbare-Investitionen

CSRD: Fortsetzung des Gesetzgebungsverfahrens ungewiss (28.11.24)

Nach dem Ampel-Aus ist die Umsetzung der europäischen CSRD-Richtlinie in der Schwebe, sofern kein Gesetz bis Ende des Jahres steht, unterliegen die Unternehmen weiterhin den bestehenden nationalen Vorschriften.

  • Erfolgt die Umsetzung erst Ende 2025, gelten die Berichtspflichten nur für das Geschäftsjahr 2025.
  • Der BDEW fordert, dass kleine und mittlere Unternehmen nicht mit zusätzlichen Pflichten belastet werden sollen, wenn sie nicht in die EU-Vorgaben zu den Größenkriterien passen.
  • Ferner fordert der Verband, dass die Berichtspflichten zwischen CSRD, Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) und dem Energieeffizienzgesetz harmonisiert werden sollen. Zusätzlich sollen Unternehmen, die nach der CSRD berichten, vom LkSG-Jahresbericht befreit werden, um bürokratischen Aufwand zu reduzieren.

Das Bundesjustizministerium arbeitet an einer Formulierungshilfe, die zwischen den Regierungsparteien abgestimmt werden soll. Die Priorität der CSRD scheint aktuell niedrig, was eine Verzögerung wahrscheinlich macht.

Quelle:             BDEW: Berichtspflichten nach der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD)

Vergaberecht: Gesetzesentwurf durch Kabinett gekommen (29.11.24)

Das Bundeskabinett hat zwei Gesetzentwürfe beschlossen, einen zur Vergaberechtsreform und einmal zum Tariftreuegesetz:

Vergaberechtsreform:

  • Ziel ist die Vereinfachung und Beschleunigung von Vergabeverfahren, insbesondere für Infrastruktur- und Transformationsprojekte.
  • Dabei sollen soziale und umweltbezogene Kriterien bei der öffentlichen Beschaffung beachtet werden, um die deutsche Wirtschaft zu stärken und grüne Leitmärkte (z. B. für Stahl und Zement) zu fördern.
  • Umgesetzt werden EU-Vorgaben aus dem Net Zero Industry Act.

Tariftreuegesetz:

  • Unternehmen müssen bei öffentlichen Aufträgen tarifvertragliche Arbeitsbedingungen gewährleisten.
  • Das gilt ab einem Auftragswert von 30.000 Euro für Liefer- und Dienstleistungsaufträge und ab 50.000 Euro für Bauaufträge und Baukonzessionen.

Öffentliche Beschaffung umfasst jährlich Aufträge im unteren dreistelligen Mrd.bereich und hat damit eine große Bedeutung für die deutsche Wirtschaft. Beide Gesetzentwürfe sind gekoppelt und verfolgen gemeinsame Ziele – nachhaltige Beschaffung und faire Arbeitsbedingungen.

Ob die rot-grüne Minderheitsregierung die Kabinettsentwürfe durchs Parlament bekommen, ist aktuell fraglich.

 

Quelle:
Bundesregierung: Kabinettsbeschluss zu Vergabereform und Tariftreuegesetz   

Haushalt 2025: Noch fehlt der Beschluss, doch es winken EU-Mittel (03.12.24)

Bisher steht kein endgültiger Bundeshaushalt für das kommende Jahr. Der im Juli vorgelegte Entwurf konnte nicht verabschiedet werden, Deutschland wird daher 2025 zunächst unter einer vorläufigen Haushaltsführung stehen. Die erste Aufgabe der neu gewählten Regierung wird also sein, den Haushalt für 2025 zu beschließen.

Ende Dezember erwartet Deutschland 13,5 Mrd. Euro aus EU-Mitteln, die im Rahmen des Deutschen Aufbau- und Resilienzplans (DARP) bereitgestellt werden. Diese Gelder stammen aus der schuldenfinanzierten Aufbau- und Resilienzfazilität (ARF) der EU zur Finanzierung des wirtschaftlichen Aufbaus nach der Corona-Pandemie und sind für Energiewende und Klimaschutzmaßnahmen vorgesehen. Deutschland kann insgesamt bis zu 30,3 Mrd. Euro aus diesem Programm abrufen.

  • Die Mittel sind zweckgebunden und müssen bis Ende 2026 verwendet werden. Im Fokus stehen Maßnahmen wie der Aufbau von Wasserstoffprojekten, die Förderung klimafreundlicher Fernwärmesysteme und die Unterstützung von Klimaschutzverträgen mit der Industrie. Mindestens 37 Prozent der Mittel fließen in Klimaschutzmaßnahmen.
  • Für die Auszahlung mussten Zielvorgaben erfüllt werden, darunter die Ausstellung von Förderbescheiden für Wasserstoffprojekte, die Einführung einer Förderrichtlinie für Klimaschutzverträge sowie die Förderung effizienter Wärmenetze. Bereits jetzt wurden Förderzusagen in Milliardenhöhe erteilt, um den Umbau zu klimafreundlichen Technologien voranzutreiben.
  • Ein weiterer Teil des DARP umfasst das RepowerEU-Programm, das Zuschüsse und Kredite für den Heizungstausch fördert. Damit können Verbraucher bis zu 70 Prozent der Kosten für den Wechsel zu Wärmepumpen erstattet bekommen.

Bis Ende 2026 nicht fristgerecht abgerufene Mittel könnten umgewidmet werden. Dies lehnte das Bundesfinanzministerium unter Lindner bisher ab. Je nachdem wer das Ministerium nach den Neuwahlen übernimmt, könnte dies aber dennoch passieren. Diese Umwidmung wäre nach EU-Vorgaben rechtmäßig.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: Geldsegen aus dem Corona-Topf

Legal Tribune Online: Haushalterische Folgen des Koalitionsbruchs

NIS2: Kabinettsbeschluss sieht deutliche BNetzA-Stärkung vor (13.12.24)

Die Regierungskoalition hat sich im parlamentarischen Verfahren auf einen Entwurf zur Umsetzung der EU-NIS-2-Richtlinie geeinigt. Sie weist der Bundesnetzagentur (BNetzA) umfassende neue Befugnisse zur Stärkung der Cybersicherheit im Energiesektor zu. Neu erfasst sind neben Netzen und Energieanlagen „digitale Energiedienste“.

  • Die verbleibenden Koalitionspartner haben zuletzt über zwei zentrale Streitpunkte verhandelt: Wie kann die Unabhängigkeit des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) gewährleistet werden, und wie sollte die Bundesregierung mit Sicherheitslücken und Schwachstellen umgehen? Der nun vorliegende Entwurf stellt einen Kompromiss dar, der unter anderem Änderungen am Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umfasst.
  • Auf Vorschlag des Innenausschusses wurden neben Betreibern von Energieversorgungsnetzen und Energieanlagen nun auch „digitale Energiedienste“ im Sinne des EnWG in den Entwurf aufgenommen. Dabei geht es konkret um Systeme, die es Betreibern ermöglichen, von zentraler Stelle aus standortübergreifend Energieanlagen oder dezentrale Verbrauchsanlagen (Gas oder Strom) zu steuern.
  • Die Bundesnetzagentur erhält eine zentrale Rolle in der Sicherung der Cyberresilienz im Energiesektor, während die operative Umsetzung der Cybersicherheitsrichtlinien durch Unternehmen streng überwacht wird. Das Innenministerium behält strategische Entscheidungsbefugnisse bei kritischen Komponenten.
  • Die folgende Formulierung im Entwurf deutet darauf hin, dass es für die Bundesnetzagentur ein Balanceakt sein könnte, die Vor- und Nachteile solcher Anforderungen an Energieunternehmen gegeneinander abzuwägen: „Bei der Bewertung, ob Maßnahmen dem bestehenden Risiko angemessen sind, sind das Ausmaß der Risikoexposition und die Größe des Betreibers sowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswirkungen, zu berücksichtigen.“
  • Folgende Kompetenzen sollen nach dem Entwurf festgelegt werden:
  1. Bundesnetzagentur (BNetzA):
  • Überwachung und Kontrolle: Erhält weitreichende Befugnisse zur Erstellung und Überwachung eines umfassenden IT-Sicherheitskatalogs für Energieversorgungsnetze, Energieanlagen und digitale Energiedienste.
  • Definition kritischer Komponenten: Bestimmt, welche Komponenten als „kritisch“ gelten. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) muss jedoch zustimmen.
  • Informationsanforderungen: Kann von Unternehmen Nachweise und Dokumentationen zur Einhaltung des IT-Sicherheitskatalogs einfordern und bei Cyber-Vorfällen gesammelte Daten -inklusive personenbezogener Daten – verlangen.
  • Bußgelder: Kann bei Verstößen Bußgelder von bis zu 10 Millionen Euro oder 2 Prozent des Jahresumsatzes (bei großen Unternehmen) verhängen.
  1. Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI):
  • Meldestelle: Zusammen mit dem Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK) betreibt das BSI eine Meldestelle für Cybervorfälle.
  • Weiterleitung: Übernimmt die Weiterleitung der Meldungen von Unternehmen an die BNetzA.
  • Kritische Komponenten: Gibt sein Einverständnis zur Einstufung einer Komponente als „kritisch“.
  1. Bundesinnenministerium (BMI):
  • Untersagungsrecht: Hat exklusiv das Recht, den Einsatz kritischer Komponenten zu untersagen. Andere Ministerien können Vorschläge einbringen, ihre Zustimmung ist jedoch nicht erforderlich.
  1. Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK):
  • Gemeinsame Meldestelle: Arbeitet mit dem BSI an der Meldestelle für Cybervorfälle, um Vorfälle zu dokumentieren und koordinierte Maßnahmen einzuleiten.
  1. Unternehmen (Betreiber):
  • Meldepflichten: Müssen Cybervorfälle innerhalb von 24 Stunden an die BSI/BBK-Meldestelle melden. Innerhalb von 72 Stunden ist eine erste Bewertung vorzulegen, und innerhalb eines Monats ein umfassender Bericht mit Ursachen und Maßnahmen.
  • Dokumentationspflichten: Verpflichtet, umfassende Dokumentationen und Daten an die Behörden zu übermitteln.
  • Strafen: Bei Verstößen drohen erhebliche Bußgelder.
  1. Besondere Regeln für Kernenergieanlagen:
  • Die Anforderungen des Atomgesetzes haben Vorrang vor den Vorgaben des EnWG. Jedoch sollen kernenergiebezogene Behörden am IT-Sicherheitskatalog mitwirken.

Auf die lange Bank geschoben?

Der Entwurf ist weit fortgeschritten und müsste eigentlich umgesetzt werden, doch vieles darin könnte bei einer unionsgeführten Regierung auf Ablehnung stoßen.

Die darin vorgesehenen Verpflichtungen, insbesondere für Energieunternehmen, sind äußerst umfangreich und würden erheblichen Arbeitsaufwand mit sich bringen.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Viel Macht für BNetzA bei Cybersicherheit

Marktentwicklung

EU-Kommission: Spitzenpositionen bestätigt (21.11.24)

Teresa Ribera und Jessika Roswall, die zuletzt nach ihrer Anhörung im EU-Parlament noch in einer Zitterpartie hingen, wurden nun offiziell bestätigt. Alle wichtigen Kommissare und Kommissarinnen haben wir in der letzten ENWIKO-Ausgabe vom November 2024 für Sie zusammengefasst. Am 27. November wurde die Kommission vom EU-Parlament offiziell bestätigt. Am 01. Dezember startete dann die eigentliche Regierungsarbeit, ein Ausblick auf den Clean Industrial Deal wurde bereits von der Kommission gegeben.

In einer Kooperationsvereinbarung einigten sich die Sozialdemokraten und die Konservativen auf eine Zusammenarbeit, die die politischen Leitlinien von Kommissions-Präsidentin Von der Leyen bestätigt:

  • Nachhaltiges Wachstum
  • Wettbewerbsfähigkeit stärken
  • Krisenvorbereitung
  • Für demokratische Werte einstehen
  • Digitalen Wandel vorantreiben
  • Europäische Zusammenarbeit fördern

Die Nominierung von Fitto, Mitglied der rechten Partei „Fratelli d’Italia“ der italiensichen Ministerpräsidentin Georgia Meloni als exekutiven Vizepräsidenten Von der Leyens stieß auf vehemente Ablehnung bei den Sozialdemokraten. Daraufhin blockierten die Mitte-Parteien und der rechte Flügel die Nominierung Teresa Riberas. Zuletzt konnten sich die Fraktionen aber einigen, beide Kandidaten wurden bestätigt.

Hier finden Sie die neue EU-Kommission, die bis 2029 im Amt bleibt. Der neue Energiekommissar Dan Jørgensen hat bereits einen Einblick in seine künftigen Pläne gewährt:

  • Er hat in seinem “Bewerbungsschreiben als Energiekommissar” angekündigt, dass er seinen Fokus als Energiekommissar auf den Faktor Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit im energiewirtschaftlichen Dreieck legen wird. Konkret bedeutet dies z.B. ein Senken der Energiepreise in Europa. Gelingen soll das mit mehr Erneuerbaren, Energiespeichern, mehr Flexibilitätsanreizen und dem Ausbau von Stromnetzen.
  • Dafür hat er einen Elektrifizierungs-Aktionsplan angekündigt, um die Transformation hin zu Net-Zero durch ein Energiesystem zu unterstützen, das auf lokal erzeugtem Strom basiert.
  • Außerdem will er eine strategische Roadmap für die Digitalisierung und KI im Energiesektor entwickeln und wurde von Ursula von der Leyen beauftragt, ein 2040-Ziel für Erneuerbare vorzulegen.
  • Von der Leyens ist mit dem Versprechen angetreten, die CO2-Vorschriften für Autos wieder zu öffnen, um E-Kraftstoffe zuzulassen. Diesem Schritt sollte im zweiten Quartal 2025 ein neuer Legislativvorschlag zum Thema „E-Kraftstoff/Biokraftstoff/kohlenstoffarmer Kraftstoff“ folgen, auch wenn keine Einzelheiten dazu genannt werden, was dies bedeuten könnte.
  • Weniger dringlich scheint das bereits unter der Vorgängerkommission vorbereitete Klimagesetz sein, das aktualisiert werden muss, um Ziele für 2040 aufzunehmen.

Unter der Oberfläche wird gerade in Brüssel gemutmaßt, dass die EU-Kommission 2025 ein Weißbuch plane, das als Grundlage für weitere Reformen des Strommarktes dienen soll. Dies lässt einige Fragen offen. Denn einerseits hat die neue EU-Kommission sich zur Aufgabe gestellt, die Energiepreise zu senken. Während ihrer Anhörungen vor dem EU-Parlament im November verpflichteten sich die zuständigen EU-Kommissare jedoch nicht zur Überarbeitung der Strommarktregeln. Laut dem internen Dokument vom Juli soll das Weißbuch eine „umfassende politische Reflexion“ darstellen, die dazu dient, „eine mögliche europäische Reform in Richtung eines vollständig integrierten Binnenmarktes für Elektrizität zu informieren“. Ein vergleichbares Weißbuch aus dem Jahr 2012 führte zum „Saubere Energie für alle Europäer-Paket“ (Clean Energy for All Europeans Package), das acht neue Gesetze umfasste. Dieses hatte das Ziel, „allen Europäern Zugang zu sicherer, wettbewerbsfähiger und nachhaltiger Energie zu verschaffen“.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: Europaparlament legt Streit um neue EU-Kommission bei

Euractiv: Mit Kooperationsvereinbarung zur Bestätigung der neuen EU-Kommission

Biogas: Forderungen der Branche an eine neue Regierung (22.11.24)

Die Biogasbranche warnt, dass ohne neue Förderregelungen bis zu 10 Prozent der Anlagen im kommenden Jahr vom Netz gehen könnten, was etwa 3,4 TWh Ökostrom und 1,7 TWh erneuerbare Wärme gefährden würde. Besonders kleinere Anlagen und lokale Wärmenetze wären betroffen.

Die Branche sieht großes Potenzial für flexible Biogasanlagen, die in Zeiten von Dunkelflauten Wind- und Solarenergie ergänzen könnten. Mit einem Ausbau könnten die Kapazitäten bis 2030 von 6 auf 12 Gigawatt verdoppelt werden.

  • Um dies zu ermöglichen, fordert die Branche eine Erhöhung der Ausschreibungsmenge auf 1800 MW und einen Flexibilisierungszuschlag von 120 Euro pro installiertem Kilowatt. Dies würde Investitionen erleichtern und Biogasstrom günstiger machen als geplante wasserstofffähige Gaskraftwerke. Ein Reformpaket zur Förderung flexibler Biogasanlagen wurde vom Wirtschaftsministerium angekündigt, ist aber noch nicht umgesetzt. Die Branche hofft auf die nächste Bundesregierung, um stabile Rahmenbedingungen zu schaffen.
  • Parallel dazu könnten bis zu 50 Prozent der Anlagen auf Biomethanproduktion umstellen, was jedoch ein langfristiger Prozess ist. Die aktuellen Bedingungen der Biomethan-Ausschreibungen seien laut der Branche wirtschaftlich unattraktiv und behinderten den Ausbau.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Biogasbranche drängt auf Regeln zur Anschlussförderung

EU Clean Industrial Deal: Erstes Programm Ende März 2025 (01.12.24)

Ende März soll ein Programm für mehr Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit in der europäischen Industrie von der EU-Kommission vorgelegt werden. Die Finanzierung wird bereits jetzt heiß debattiert:

  • Fest steht, dass mehr staatliche Mittel aufgebracht werden müssen: Möglich wäre das über Schuldenaufbau, die Einbindung nationaler Fördergelder oder sogar die Schaffung eines neuen Fonds. Einnahmen aus dem Emissionshandel könnten ebenfalls vorgezogen werden, oder die Finanzierung wird über ungenutzte Corona-Hilfsgelder gestemmt.
  • Genaue Zusagen zum Förderaufkommen seien noch nicht möglich, da die Datengrundlage nicht vollständig geklärt sei: Würde die EU sich für ein 90 prozentiges Klimaziel bis 2040 aussprechen, wäre allerdings ein Fördervolumen zwischen 2031 und 2040 von 48 Mrd. Euro jährlich nötig.
  • Diese Summe liegt deutlich unter dem bisher kommunizierten Investitionsziel von 96 Mrd. Euro jährlich für den Stromnetzausbau und 248 Mrd. Euro  jährlich für Gebäudesanierungen.
  • Ein neues Förderinstrument, der „European Competitiveness Fund“ (ECF), soll ab 2028 starten, doch Experten mahnen, die Finanzierungs- und Förderlücke bis dahin zu schließen. Vorschläge umfassen eine Aufstockung des Innovationsfonds, die Nutzung ungenutzter Corona-Hilfsgelder und die Einführung neuer EU-Einnahmen wie Umweltabgaben. Kurzfristige Maßnahmen könnten auch über nationale Förderungen europäische Ausschreibungen ergänzen.
  • Langfristig schlägt die Denkfabrik Agora Industrie einen „Green Deal Implementation Fund“ in Höhe von 260 Mrd. Euro für 2028–2032 vor, um die Industrietransformation zu finanzieren. Dabei soll die EU gezielt in Schlüsseltechnologien und Infrastruktur wie Wasserstoff-Pipelines investieren, um Klimaziele und Wettbewerbsfähigkeit zu vereinen. Die Zeit drängt: Die EU-Kommission hat bis zum 10. März, um den Plan zu konkretisieren.

Möglich ist, dass das Programm Investitionen in neue Großwärmepumpen, Elektrodenkessel, Lichtbogenöfen und Elektrolyseure sowie CCUS und E-Fuels fördern kann. Zudem soll es dem Stellenabbau in der Industrie entgegenwirken, wie zuletzt von Thyssen-Krupp und BASF angekündigt. Vor allem Konkurrenz aus China bedrohe die europäischen Geschäfte.

Quelle:             Tagesspiegel Background: So ließe sich der Clean Industrial Deal finanzieren

Tabelle: Mögliche Finanzierungsmodelle des Clean Industrial Deals (Diese Grafik wurde mithilfe von KI generiert)

KTF: Unionspapier könnte das Aus des Klima- und Transformationsplans bedeuten (04.12.24)

Die energiepolitischen Pläne der Union könnten den Klimafonds (KTF) erheblich schwächen. Der zentrale Fonds für die Finanzierung der Klimatransformation droht durch die geplante Umwidmung der Einnahmen aus der CO₂-Bepreisung nahezu leer zu laufen. Konkret sollen diese Einnahmen, die 2025 auf 22 Mrd. Euro geschätzt werden, größtenteils in Steuer- und Netzentgeltentlastungen fließen:

  • 7 Mrd. Euro für die Senkung der Stromsteuer auf das EU-Mindestmaß.
  • 10 Mrd. Euro für die Halbierung der Netzentgelte.

Damit blieben lediglich 5 Mrd. Euro für andere Aufgaben übrig. Doch selbst dieser Betrag ist eigentlich schon verplant, da der EEG-Zuschuss von rund 17 Mrd. Euro ebenfalls aus dem KTF finanziert werden müsste. Dies bedeutet: Der Fonds wäre nahezu erschöpft, bevor zentrale Förderprogramme wie die Gebäudesanierung (2025: 16 Mrd. Euro) oder die Klimaschutzverträge (bis 2041: 22,7 Mrd. Euro) bedient werden könnten.

Langfristig verschärft sich die Lage weiter. Laut Berechnungen sinkt der Einnahmenüberschuss aus der CO₂-Bepreisung auf 4 Mrd. Euro im Jahr 2026 und 2,5 Mrd. Euro im Jahr 2027. Gleichzeitig wächst der Finanzierungsbedarf der Transformation deutlich.

Welche Mittel müssten in den Haushalt überführt werden?

Aus dem KTF in den Kernhaushalt:

  • EEG-Zuschuss: Der jährliche Zuschuss von ca. 17 Mrd. Euro belastet den KTF stark und könnte – wie bereits von der Ampel-Koalition angedacht – in den Kernhaushalt verlegt werden.
  • Klimaschutzverträge: Diese könnten durch eine Grundfinanzierung im Haushalt stabilisiert werden, da sie langfristige Investitionen absichern.

Mittel, die nicht zwingend in den Kernhaushalt müssten:

  • Programme wie die Gebäudeförderung könnten theoretisch im KTF verbleiben, vorausgesetzt, die Einnahmenbasis bleibt erhalten und die Ausgaben werden zielgerichtet priorisiert.

Hat der KTF noch eine Zukunft?

Unter den Plänen der Union ist die Zukunft des KTF fraglich:

  1. Einnahmegrundlage schrumpft: Die Umwidmung der CO₂-Bepreisungseinnahmen für kurzfristige Entlastungen würde den Fonds langfristig aushöhlen.
  2. Förderprogramme in Gefahr: Wichtige Projekte wie die Gebäudesanierung oder die industrielle Dekarbonisierung drohen massiv gekürzt oder gestrichen zu werden.
  3. Alternativen fehlen: Ohne neue Finanzierungsquellen oder eine stärkere Unterstützung durch den Kernhaushalt wäre der KTF mittelfristig kaum handlungsfähig.

Fazit: Der KTF könnte unter den Plänen der Union in seiner bisherigen Form nicht überleben. Er wäre entweder auf eine grundlegende Neuausrichtung mit klaren Prioritäten angewiesen oder müsste schrittweise aufgelöst und seine Aufgaben in den Kernhaushalt integriert werden. Ohne staatliche Förderung, so warnen Experten, ist die Transformation jedoch kaum zu bewältigen – ein Problem, das dringend politische Lösungen erfordert.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Kaum noch Geld im KTF mit Unionsvorschlag

EU-ETS2: EU legt Zertifikatsmenge fest (05.12.24)

Die Europäische Union hat die Rahmenbedingungen für den neuen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS2) festgelegt, der mit einer strikten Obergrenze für CO2-Zertifikate und ambitionierten Reduktionszielen ab 2027 einen entscheidenden Beitrag zur Erreichung der Klimaziele leisten soll. Folgende Eckpunkte sind für den Start des ETS2 zu beachten:

Startmenge und Cap des ETS2:

  • Die Obergrenze (Cap) für den neuen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS2) liegt bei etwa einer Milliarde Tonnen CO2 pro Jahr im Jahr 2027.
  • Zusätzlich könnten 300 Mio. Zertifikate durch „Frontloading“ im ersten Jahr hinzukommen, was die Gesamtmenge nicht erhöht, da sie aus späteren Jahren abgezogen werden.
  • Bis 2030 könnte eine Reserve von 600 Mio. Zertifikaten genutzt werden, um den CO2-Preis zu stabilisieren.

Zeitplan:

  • Der Start des ETS2 ist für 2027 geplant, könnte aber bei hohen Energiepreisen auf 2028 verschoben werden.

Preisprognosen und Auswirkungen:

  • Der CO2-Preis könnte auf 200–300 Euro pro Tonne steigen.
  • Dies würde den Gaspreis um 4–6 Cent pro kWh und den Benzinpreis um 50–70 Cent pro Liter netto erhöhen.
  • Höhere Preisszenarien könnten Benzin und Diesel um mehr als 1 Euro pro Liter verteuern.

Herausforderungen bei Emissionsminderung:

  • Die Zertifikatemenge soll ab 2027 jährlich um 63 Mio. sinken, was ein fast fünffaches Tempo der Emissionsreduktion im Vergleich zur Vergangenheit erfordert.
  • In den letzten Jahren sanken die Emissionen um mehr als 40 Megatonnen jährlich, was als positiver Trend gesehen wird.

Soziale und politische Herausforderungen:

  • Hohe Preissteigerungen können insbesondere in ärmeren Mitgliedstaaten zu Energiearmut führen. Daher wird der sog. Klima-Sozialfonds mit 87 Milliarden Euro ausgestattet.
  • 37,5% der Mittel aus dem Klima-Sozialfonds sind für direkte Einkommenshilfen zur Unterstützung von benachteiligten Haushalten und Verkehrsnutzer:innen vorgesehen. Der Rest der gut Mittel 87 Milliarden Euro soll dort eingesetzt werden, wo sie auf strukturelle Maßnahmen zielen, und langfristige Veränderungen bewirken (s. Art. 4 der EU-Verordnung 2023/955).

Begleitende Maßnahmen erforderlich:

  • Politische Maßnahmen wie beschleunigte energetische Sanierungen, schneller Heizungstausch, Umstieg auf Elektromobilität und Tempolimits sind notwendig, um die Wirkung des ETS2 zu ergänzen.

Einordnung:

Am 01. Januar 2025 übernimmt Polen die halbjährlich rotierende EU-Ratspräsidentschaft. Dem Programm zur polnischen Ratspräsidentschaft zufolge ist zu erwarten, dass Klimapolitik keine Priorität eingeräumt wird. So hatte die polnische Regierung bereits im Vorfeld angekündigt, den EU-Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS2) verschieben zu wollen.

In Deutschland hatte die Ampelkoalition im Koalitionsvertrag das Ziel formuliert, einen „möglichst reibungslosen Übergang“ vom nationalen Brennstoffemissionshandel zum ETS 2, dem neuen Emissionshandelssystem für Gebäude und Verkehr, sicherzustellen. Der entsprechende Gesetzentwurf – eine Novelle des Gesetzes über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen (TEHG) – wurde im Oktober vom Bundeskabinett verabschiedet. Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass dieser noch vor den Neuwahlen im Parlament beschlossen wird.

Zudem enthält die Novelle nur wenige konkrete Regelungen zum Übergang; diese sollen erst durch Verordnungen festgelegt werden. Auch das wird eine Aufgabe der neuen Regierung sein.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: EU legt Menge der Zertifikate für neuen Emissionshandel fest

Tagesspiegel Background: Übergang in den ETS 2 muss noch geregelt werden

Tagesspiegel Background: Polen möchte Klimapolitik „flexibler“ gestalten

EUR-Lex: Klima-Sozialfonds

ZEREZ: Verbesserungen beim Netzanschluss von Erzeugungsanlagen (10.12.24)

Ab dem 01. Februar 2025 sind Hersteller, Anlagen- sowie Netzbetreiber dazu verpflichtet, das neu eingeführte Zentrale Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate verpflichtend.

  • Das ZEREZ ist Teil des Zertifizierungspakets, durch das Zertifizierungsverfahren von Stromerzeugungs- und Speicheranlagen modernisiert und weiterentwickelt werden sollen.
  • Durch die erhöhte Nachfrage zum Anschluss von Anlagen im Bereich der Mittelspannung gab es immer mehr Probleme bei der Erstellung der nötigen Anlagenzertifikate. Diese Zertifikate werden benötigt, um die Einhaltung der technischen Mindeststandards zu gewähren.
  • Die Branche hofft durch die Einführung des ZEREZ auf allgemeine Verbesserungen und schnellere Verfahren bei Netzanschlüssen.
  • Durch ZEREZ werden Prozesse v.a. digitalisiert, Zertifikate werden so nicht mehr länger per Post oder Mail versandt:
    • Im Register werden alle Daten der Einheiten- und Komponentenzertifikate erfasst, die für den Netzanschluss erforderlich sind. Diese werden durch die Anlagenbetreiber beim Betriebszulassungsverfahren übermittelt.
    • Jedes Einheiten- und Komponentenzertifikat erhält eine Registrierungsnummer, über welche es eindeutig identifiziert werden kann.
    • Die Netzbetreiber dürfen nur noch diese Registrierungsnummern verwenden, auf anderen Wegen dürfen keine Informationen mehr von den Anlagenbetreibern eingeholt werden.
  • Betrieben wird das Register aktuell durch die Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien (FGW e.V.)

Hinweis:

Zu ZEREZ gibt es am 15. Januar 2025 ein Webinar, hier geht es zur Anmeldung beim FGW e.V.

Quellen:            

BMWK: Zentrales Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate (ZEREZ)

BMWK: Änderungen zur Modernisierung und Weiterentwicklung des Zertifizierungsverfahrens von Stromerzeugungs- und Speicheranlagen

Strom

Regulatorik

Baukostenzuschüsse: Neues Positionspapier und Modell der BNetzA (20.11.24)

Das Positionspapier der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Erhebung von Baukostenzuschüssen (BKZ) schlägt konkrete Weiterentwicklungen des bestehenden Modells vor. Zuvor wollen wir aber einen Blick auf die Frage werfen, wie die BNetzA generell auf das Thema BKZ blickt:

Grundsätzliche Perspektive der BNetzA auf BKZ

Die Bundesnetzagentur definiert Baukostenzuschüsse (BKZ) als einmalige Aufwendungen für den Ausbau oder die Verstärkung eines vorgelagerten Netzes, die vom Anschlussnehmer zu leisten sind. BKZ sind leistungsabhängig, nicht verbrauchsabhängig, und unterliegen den europarechtlichen Vorgaben gemäß Artikel 18 der Verordnung (EU) 2019/943. Diese Vorgaben betonen Transparenz, Kostenorientierung und die Netzsicherheit, ohne dass die Einnahmen für politische Ziele zweckentfremdet werden dürfen.

Als Hauptfunktionen der BKZ werden aus Sicht der BNetzA folgende Punkte gesehen:

  • Lenkungs- und Steuerungsfunktion:
    • BKZ sollen ein Preissignal setzen, das auf die Vermeidung ineffizienter Netzausbauanforderungen abzielt.
    • Sie fordern Anschlussnehmer dazu auf, Kapazitätsanforderungen bedarfsgerecht zu dimensionieren, um Netzüberdimensionierung zu vermeiden.
  • Finanzierungsfunktion:
    • BKZ stellen Mittel für den Netzausbau bereit und verringern die allgemeine Belastung der Netznutzungsentgelte.
    • Sie schaffen eine verursachungsgerechte Kostenzuweisung, insbesondere in Netzen mit Ausbaubedarf, ohne primär Einnahmemaximierung anzustreben.
  • Erfüllung gesetzlicher Anforderungen:
    • BKZ müssen diskriminierungsfrei, kostenorientiert und transparent gestaltet sein.
    • Netzbetreiber sind verpflichtet, wirtschaftlich effiziente Maßnahmen zu ergreifen, um Netzanschlüsse zu ermöglichen.

Modellvorschlag:

Perspektivisch schlägt die BNetzA in ihrem Positionspapier eine Anpassung des Leistungspreismodells vor, welches seit 2009 angewendet wird:

Berechnungsmethodik:

  • BKZ = arithmetisches Mittel des Leistungspreises (LP) über 5 Jahre x bestellte Leistung
  • Der Betrachtungszeitraum für das arithmetische Mittel umfasst das aktuelle Jahr und die vier vorangegangenen Jahre.
  • Diese Glättung soll kurzfristige Schwankungen des LP ausgleichen und zu einer langfristigen Planbarkeit beitragen.

Grundsätze der Berechnung:

  • Der LP wird auf der Basis von Netzanschlussleistungen (>2.500 Benutzungsstunden/Jahr) ermittelt und reflektiert die Bedeutung der Kapazität für die Netzdimensionierung.

Anpassungen für Netzbetreiber:

  • Netzbetreiber haben Spielraum, BKZ anzupassen, jedoch nur im Einklang mit sachlichen und energiewirtschaftlichen Erwägungen.
  • Es wird erwartet, dass Netzbetreiber ihre jeweiligen BKZ konsequent und einheitlich im Netzgebiet anwenden.

Differenzierung der BKZ

Die BNetzA unterscheidet zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und Verteilnetzbetreibern (VNB) hinsichtlich der BKZ-Differenzierung:

ÜNB:

  • Differenzierungen sind möglich und sinnvoll, basierend auf spezifischen Netzbedingungen wie Auswirkungen zusätzlicher Lasten auf Netzengpassmanagement oder Redispatch-Mengen und -Kosten.
  • Eine Staffelung in Intervallen (z. B. 20–100 Prozent des LP) wird als praktikabel angesehen.
  • Ein Mindest-BKZ von 20 Prozent des LP sei erforderlich, um die Steuerungsfunktion aufrechtzuerhalten.

VNB:

  • Differenzierungen werden als schwierig begründbar und potenziell diskriminierend angesehen.
  • Ein einheitlicher BKZ für alle Anschlüsse im Netzgebiet wird bevorzugt.

Spezielle Anwendungsfälle für BKZ

Die Erhebung von BKZ wird in spezifischen Situationen genauer geregelt:

Standortwechsel:

  • Bei einem Wechsel des Netzanschlussstandortes kann ein neuer BKZ erhoben werden, da das Kapazitätsrecht an den alten Anschluss gebunden ist.

Netzebenenwechsel:

  • Beim Wechsel auf eine höhere Netzebene (z. B. von Mittel- auf Hochspannung) gilt die BKZ-Berechnung für die neue Netzebene.

Leistungserhöhungen:

  • Jede Leistungserhöhung führt zur Neubemessung des BKZ, unabhängig davon, ob bauliche Maßnahmen erforderlich sind.

Transparenzanforderungen

  • BKZ müssen jährlich im Voraus transparent und nachvollziehbar veröffentlicht werden, z. B. in Form von Preisblättern auf der Website des Netzbetreibers.
  • Die Berechnungsmethodik soll für Laien verständlich sein.

Übergangsregelungen

  • Das Positionspapier ersetzt das vorherige aus dem Jahr 2009 wobei bestehende Vereinbarungen bis 2025 nicht rückwirkend überprüft werden sollen.
  • Netzbetreiber sind angehalten, ihre Praxis für die Zukunft an die neuen Vorgaben anzupassen.

Fazit

Das Positionspapier zielt darauf ab, eine klare und transparente Grundlage für die Erhebung von BKZ zu schaffen, die wirtschaftliche Effizienz und Netzsicherheit fördert. Das vorgeschlagene Modell balanciert zwischen Kostendeckung, Lenkungswirkung und der Vermeidung von Diskriminierung, wobei die zentrale Rolle des Leistungspreismodells hervorgehoben wird.

Quelle:             BNetzA: Positionspapier zur Erhebung von Baukostenzuschüssen

Netzregulierung: BNetzA-Chef pocht auf Entbürokratisierung und Beschleunigung (22.11.24)

BNetzA-Chef Klaus Müller gewährte einen Einblick in die künftige Netzregulierung mit Vorschlägen unter anderem z.B. zur Kosten- und Erlösbestimmung, zur Strom- und Gas-Netzentgeltverordnung sowie zu Modellen der Kapitalverzinsung.

Zeitplan für die neuen Festlegungsverfahren und Maßnahmen:

  • Die BNetzA kündigt folgende Festlegungsentwürfe für nach der Weihnachtspause (Januar 2025) an:
    • Rahmenfestlegung des künftigen Regulierungssystems.
    • Nachfolgeregelungen für StromNEV und GasNEV.
    • Sachstand zur Kapitalverzinsung (WACC) und zum Effizienzvergleich.
  • Fertigstellung der Kosten-/Erlösbestimmung bis Ende 2025: Abschluss des Prozesses zur Bestimmung der neuen Regulierungsregeln.
  • Überprüfung der Betriebskosten für 2024:
    • Analyse der Jahresabschlüsse 2024, um mögliche Anpassungen der Erlösobergrenze ab dem 1.Januar 2026 vorzubereiten.
    • Gegebenenfalls offizielle Datenerhebung zur Bestimmung der tatsächlichen Kosten.
  • Einführung einer verkürzten Regulierungsperiode von drei Jahren wird weiterhin als Ziel verfolgt, jedoch übergangsweise in der 5. Regulierungsperiode auch fünf Jahre möglich.

Positionen, an denen die Bundesnetzagentur festhalten möchte:

  • Vereinfachung und Beschleunigung:
    • Reduktion der Bürokratie im Regulierungsprozess.
    • Beschleunigung der Anpassung an reale Kostenentwicklungen.
  • Keine pauschale Anerkennung steigender Betriebskosten:
    • Betriebskostenanstieg der Jahre 2021–2023 konnte nicht in der Breite festgestellt werden.
    • Reaktionen nur auf Basis konkreter Zahlen aus den Jahresabschlüssen 2024.
  • Kalkulatorische Gewerbesteuer: Beibehaltung der kalkulatorischen Ermittlung der Gewerbesteuer anstelle der tatsächlichen Steuerzahlungen, trotz heftiger Kritik.
  • Modell für Anpassung während der laufenden Regulierungsperiode: Anwendung eines vom VKU vorgeschlagenen Modells für kurzfristige Anpassungen.
  • Die (BNetzA) legt einmal jährlich zum Stichtag 30.06. den Kapitalkostensatz (CAPM-WACC) fest. WACC und verkürzte Regulierungsperiode: Anpassung des WACC-Modells in Verbindung mit einer kürzeren Regulierungsperiode wird geprüft.
    • Das WACC-Modell würde Deutschland an den internationalen Standard anpassen und so auch als Anlagenmarkt attraktiver machen.
  • Katalog der „dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten“ ausdünnen: Pauschalen statt individueller Zahlungen.
    • Erhalten bleiben sollen aber die vorgelagerten Netzkosten, vermiedene Netzentgelte sowie Versorgungsleistungen.
    • Bei den Versorgungsleistungen soll die Stichtags-Regelung entfallen.
    • Im Januar

Quellen:            

ZfK: Bundesnetzagentur-Chef Müller: “Wir wollen Zahlen sehen”

ZfK: Bundesnetzagentur-Chef Müller: „Einen Bonus wird es nicht für alle geben“

PWC im Auftrag der BNetzA: Eckpunkte zur Überführung des heutigen Systems in einen WACC-Ansatz ohne strukturelle Schlechterstellung

Netzausbau: Bund pocht auf Berücksichtigung großer Rechenzentren (25.11.24)

Die Bundesregierung betont die Notwendigkeit, Standorte von Rechenzentren frühzeitig in die Stromnetzplanung einzubeziehen, da der Energiebedarf durch Künstliche Intelligenz (KI) in den kommenden Jahren erheblich steigen könnte.

  • Aktueller Stromverbrauch: Rund 20 Terawattstunden (TWh) pro Jahr. Bis 2030 wird mit einem Verbrauch von 25–35 TWh gerechnet.
  • Langfristig: 39–88 TWh zwischen 2037 und 2045 (laut Übertragungsnetzbetreibern, ÜNB).
  • Das führt zu einem zunehmenden Wettbewerb um Stromkapazitäten durch den Zubau von Rechenzentren.
  • Gleichzeitig verliert Deutschland international an Bedeutung im Bereich der KI-Rechenleistung.
  • Hier würde eine Unterstützung der Marktabfragen im Rahmen der Netzentwicklungsplanung, um die nötige Strominfrastruktur zu sichern sowie eine gesetzliche Absicherung des Netzausbaus durch den Bundesbedarfsplan helfen.

Die frühzeitige Integration von Rechenzentren in die Netzplanung soll helfen, den steigenden Energiebedarf zu bewältigen und Deutschlands Wettbewerbsfähigkeit im KI-Sektor zu sichern.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Bund will frühe Einbeziehung von Rechenzentren in Netzplanung

BDEW setzt auf Freiwilligkeit und legt eigenes Konzept zur Energiewendekompetenz vor (27.11.24)

Unter dem StichwortEnergiewendekompetenz“ versteht die Bundesnetzagentur (BNetzA) in ihrem Eckpunktepapier aus Oktober 2014 die Fähigkeit eines Verteilnetzbetreibers, die Anforderungen der Energiewende proaktiv zu antizipieren und umzusetzen. Dazu gehören Dekarbonisierung, Sektorkopplung und Digitalisierung im Einklang mit Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit. Die BNetzA will damit der Anreizmechanismen für die Versorgungsqualität von Netzen verbessern. Diese Kompetenz ist stark regional geprägt und muss im Kontext der spezifischen Versorgungsaufgabe bewertet werden.

In einem ersten Entwurfspapier des BDEW zum Eckpunktepapier der BNetzA bezieht der BDEW Stellung zu den Ausgestaltungsoptionen der Energiewendekompetenz und der Qualitätsregulierung und legt in diesem Zuge ein eigenes Zweisäulenkonzept vor:

Erste Säule: Kompetenzparameter für einzelne Netzbetreiber

Diese Säule konzentriert sich darauf, individuelle Anreize für Netzbetreiber zu schaffen, um ihre Energiewendekompetenz zu steigern.

  1. Definition von Kompetenzparametern:
  • Es werden wenige, aber aussagekräftige Indikatoren definiert, die strukturelle Unterschiede zwischen den Netzbetreibern berücksichtigen. Diese Indikatoren könnten z. B. den Umgang mit Netzanschlüssen, Lastmanagement oder die Einführung digitaler Technologien bewerten.
  • Ziel ist es, jene Parameter zu fördern, die den größten Nutzen für die Energiewende bringen.
  1. Freiwillige Teilnahme:
  • Netzbetreiber können sich entscheiden, ob sie an diesem System teilnehmen möchten, um ihre Kompetenz unter Beweis zu stellen und mögliche Belohnungen zu erhalten.
  1. Losgelöst vom klassischen Qualitätselement:
  • Diese Anreize werden unabhängig vom bisherigen Bonus-Malus-System der Netzregulierung (z. B. Netzzuverlässigkeit) geschaffen, da diese Systeme für die Belohnung von Energiewendekompetenz laut BDEW ungeeignet sind.
  1. Anreize als Opt-in-Lösung:
  • Netzbetreiber können Anreize z. B. in Form von Zuschüssen oder regulatorischen Erleichterungen beantragen. Denkbar ist eine Anlehnung an bestehende Modelle wie Investitionsmaßnahmen gemäß §23 Anreizregulierungsverordnung (ARegV) oder Forschungs- und Entwicklungskosten nach §25a ARegV.

Zweite Säule: Zielvereinbarungen für branchenweite Lösungen

Diese Säule soll die Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern fördern, um übergeordnete Herausforderungen gemeinsam zu bewältigen.

  1. Entwicklung von Standardlösungen:
  • Netzbetreiber oder Netzbetreiber-Gruppen entwickeln in Kooperation mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) skalierbare Lösungen und Standards, die anderen Netzbetreibern helfen können. Beispiele:
    • Standardisierung von Netzanschlussverfahren.
    • Entwicklung digitaler Tools für Netzmanagement.
    • Plattformen für den Austausch technischer Lösungen.
  1. Individuelle Zielvereinbarungen:
  • Netzbetreiber oder Gruppen schließen mit der BNetzA Vereinbarungen ab, in denen sie sich zur Entwicklung bestimmter Lösungen verpflichten.
  • Die Teilnahme an diesen Projekten ist freiwillig und für alle Netzbetreiber offen.
  1. Belohnung bei erfolgreicher Umsetzung:
  • Netzbetreiber werden nur dann belohnt, wenn die entwickelten Lösungen tatsächlich umgesetzt und von anderen Netzbetreibern genutzt werden.
  • Der Fokus liegt dabei auf der Bereitstellung der Lösungen, nicht auf der Nutzung durch Dritte.
  1. Freiwillige Nutzung durch andere Netzbetreiber:
  • Die entwickelten Lösungen sollen branchenweit zugänglich gemacht werden, ihre Nutzung bleibt jedoch optional. Verpflichtende Standards sollen nur über gesetzliche Regelungen eingeführt werden, nicht durch die Anreizregulierung.

Wer soll mitmachen?

  1. Teilnehmerkreis:
  • Alle Netzbetreiber, unabhängig von Größe und Region, können an beiden Säulen teilnehmen.
  • Dies ermöglicht sowohl großen überregionalen als auch kleinen lokalen Netzbetreibern, von den Anreizen zu profitieren.
  1. Voraussetzungen:
  • Netzbetreiber müssen sich freiwillig zur Teilnahme entscheiden und bereit sein, Zeit und Ressourcen in die Entwicklung bzw. Umsetzung von Maßnahmen zu investieren.
  1. Zielgruppe für die erste Säule:
  • Besonders jene Netzbetreiber, die sich individuell in der Energiewende engagieren wollen und spezifische Kompetenzen aufweisen, die belohnt werden sollen.
  1. Zielgruppe für die zweite Säule:
  • Netzbetreiber oder Gruppen, die innovative Lösungen entwickeln und einen Beitrag zur Skalierung von Best Practices in der Branche leisten möchten.

Vorteile des Modells

  • Flexibilität: Netzbetreiber können je nach Kapazität und regionaler Versorgungsaufgabe entscheiden, ob und wie sie teilnehmen.
  • Effizienz: Der Fokus auf wenige, zentrale Parameter und freiwillige Teilnahme reduziert Bürokratie.
  • Skalierbarkeit: Durch die Entwicklung branchenweiter Standards profitieren auch kleinere Netzbetreiber mit begrenzten Ressourcen.
  • Zukunftsorientierung: Das Modell erlaubt eine flexible Anpassung an zukünftige Anforderungen der Energiewende.

Weitere zentrale Forderungen im Papier:

  1. Vereinfachung und Standardisierung:
  • Beschleunigung des Netzanschlussprozesses durch Digitalisierung und Vereinheitlichung der Verfahren.
  • Förderung von skalierbaren Innovations- und Standardisierungsprojekten.
  1. Datenerhebung und Qualitätssicherung:
  • Einführung einer robusten und exakten Datengrundlage für die Qualitätsregulierung.
  • Berücksichtigung regionaler Unterschiede bei der Definition von Indikatoren und Standards.
  1. Vermeidung von Fehlanreizen:
  • Keine Bewertung der Netzbetreiber ausschließlich nach Anschlusszahlen, da diese oft durch externe Faktoren getrieben sind.
  • Sicherstellung, dass Digitalisierung und Smart Grids wirtschaftlich und bedarfsorientiert erfolgen.
  1. Abgrenzung der Zuständigkeiten:
  • Netzbetreiber sollten nicht für externe Herausforderungen (z. B. Genehmigungsprozesse) verantwortlich gemacht werden.
  1. Transformation der Gasnetze:
  • Der BDEW sieht keine Notwendigkeit für eine Qualitätsregulierung der Gasverteilernetze aufgrund der bereits sehr hohen Zuverlässigkeit.

Fazit

Der BDEW betont die Notwendigkeit, die Energiewendekompetenz differenziert, regional angepasst und unter Vermeidung zusätzlicher Bürokratie zu fördern. Gleichzeitig fordert er Transparenz und sorgfältige Prüfung neuer Regulierungsmechanismen, um gesamtwirtschaftlich sinnvolle Anreize zu setzen.

Quelle:             Vorläufige Stellungnahme im Entwurf vom 27.11.2024 des BDEW

Solarpaket I: Vielen Regelungen fehlt noch die beihilferechtliche Genehmigung der EU (27.11.24)

Obwohl das Gesetzespaket seit Mai 2024 gilt, können wichtige Regelungen noch nicht angewendet werden, da die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission aussteht. Dies betrifft insbesondere neue oder erhöhte Förderungen:

Betroffene Bereiche:

  • Neue Ausschreibungssegmente für spezielle PV-Anlagen (z. B. auf Moorflächen, Parkplätzen, Agri-PV) mit höheren Höchstwerten.
  • Verbesserungen beim Repowering von PV-Dachanlagen.
  • Erhöhte Vergütung für PV-Dachanlagen ab 40 kW, besonders auf Gewerbedächern.
  • Erhöhung der maximalen Gebotsgröße bei Freiflächenanlagen von 20 auf 50 MW.

Ungewissheit über den Zeitrahmen:

  • Wirtschaftsminister Habeck rechnet frühestens bis Februar 2025 mit einer Entscheidung der EU-Kommission.
  • Die politische Unsicherheit in Deutschland (Ampel-Koalition) und die Neuorientierung der EU-Kommission nach der Europawahl erschweren den Genehmigungsprozess zusätzlich.

Folgen der Verzögerungen:

  • Viele Projekte sind aufgrund der unsicheren Rahmenbedingungen auf Eis gelegt.
  • Unklar ist, ob höhere Vergütungen rückwirkend für Anlagen gezahlt werden, die seit Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen wurden.

Kritik aus der Branche:

Die Solarbranche wartet weiterhin auf eine „zeitnahe Lösung”, da zentrale Regelungen bisher nicht wirksam sind und damit die Planungssicherheit fehlt.

Quelle:             Zfk: Teile des Solarpakets warten noch auf EU-Genehmigung

Vorrang von Erneuerbaren gilt auch für den Denkmalschutz (28.11.24)

Das Oberverwaltungsbericht (OVG) Münster hat entschieden, dass Eigentümer denkmalgeschützter Gebäude grundsätzlich Anspruch auf die Genehmigung von Solaranlagen haben. Die Richter begründen dies mit dem Vorrang des Ausbaus erneuerbarer Energien gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von 2022, das erneuerbare Energien über den Denkmalschutz stellt, solange die Stromerzeugung in Deutschland nicht klimaneutral ist.

  • In zwei Fällen aus Düsseldorf und Siegen wurden zunächst Genehmigungen für Solaranlagen verweigert.
  • Das OVG entschied, dass der Denkmalschutz nur in Ausnahmefällen Vorrang haben darf, sofern besondere Umstände vorliegen, was hier nicht der Fall war.
  • Beide Vorhaben verwendeten denkmalschonende Solarmodule, was wesentlich für die Genehmigungsfähigkeit war.
  • Eigentümer denkmalgeschützter Gebäude können sich auf das Urteil berufen, um Solaranlagen zu installieren, solange keine besonderen denkmalrechtlichen Gründe entgegenstehen.

Revisionen gegen die Urteile wurden nicht zugelassen, es besteht jedoch die Möglichkeit einer Beschwerde. Einige begrüßen das Urteil, da es den Ausbau erneuerbarer Energien stärkt.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Gericht erlaubt Solaranlagen auf Denkmal-Gebäuden

Strompreisbremse: Bundesverfassungsgericht bestätigt Rechtmäßigkeit der Abschöpfung von Zufallsgewinnen (29.11.24)

2022 stiegen Energiepreise bedingt durch die Energiekrise und teures Gas stark an. Das Merit-Order-Prinzip führte dazu, dass Strompreise durch teure Gaskraftwerke bestimmt wurden, während erneuerbare Energien günstig produzieren konnten.

Hintergrund

  • Die Strompreisbremse sollte Haushalte und Unternehmen von Dezember 2022 bis Juni 2023 entlasten, teils finanziert durch die Abschöpfung von Überschussgewinnen bei Stromerzeugern.
  • 22 Betreiber von Wind-, Solar- und Biomasseanlagen klagen gegen die Abschöpfung. Sie argumentieren, dass sie nicht für die Strompreisentlastung zuständig seien und die Maßnahme aus Steuermitteln hätte finanziert werden müssen. Sie kritisieren, dass fossile Kraftwerksbetreiber nicht in gleicher Weise belastet wurden.
  • Das Gericht urteilte, dass die Abschöpfung gerechtfertigt sei, da die hohen Gewinne nicht auf unternehmerische Leistung, sondern auf Marktverzerrungen zurückzuführen seien.
  • Bis Ende September wurden 750 Mio. Euro abgeschöpft, viele Erzeuger haben jedoch noch nicht gezahlt oder reagiert.

So lautet das Urteil

  • Der Eingriff in die Berufsfreiheit der Erzeuger sei aufgrund der gegebenen Ausnahmesituation 2022 rechtmäßig gewesen. Der Spielraum der europäischen Notfallverordnung sei zulässig genutzt worden.
  • Das Gericht stimmt den Klägern allerdings in dem Punkt zu, dass der administrative Aufwand nur aufgrund der Ausnahmesituation gerechtfertigt sei. In anderen Umständen wäre dies nicht zulässig gewesen und soll in Zukunft bei solchen Notfallmaßnahmen berücksichtigt werden.

Offene Fragen

  • Unklar bleibt, ob sich eine Abschöpfung auf die tatsächlich realisierten Erlöse beschränkt oder auch auf fiktive Erlöse, z.B. basierend auf dem Day-Ahead-Preis, angewendet werden darf.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: Bundesverfassungsgericht urteilt am Donnerstag über Strompreisbremse

BDEW: Überschusserlösabschöpfung nach StromPBG nicht verfassungswidrig

Kabinett beschließt Anpassung des Ladesäulenrechts (06.12.24)

Die Bundesregierung hat eine neue Verordnung zur Anpassung des Ladesäulenrechts beschlossen, um Wettbewerb und Transparenz zu fördern. Ob diese Verordnung noch vor den Wahlen in Kraft treten kann, ist unsicher, da das zugrunde liegende Gesetz noch im parlamentarischen Verfahren blockiert ist. Die Bundesregierung möchte mit der neuen Verordnung zum Ladesäulenrecht Wettbewerb und Transparenz im Bereich der Ladeinfrastruktur stärken.

 

Die rechtliche Grundlage der Verordnung befindet sich noch im Gesetzgebungsverfahren. Sie hängt vom geplanten Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie ab, das im Bundestagsausschuss für Klimaschutz und Energie blockiert ist. Folgendes ist im Zusammenhang mit der Anpassung des Ladesäulenrechts geplant:

Neue Anforderungen an Schnellladesäulen:

  • Bestehende Schnellladesäulen (ab 50 kW) sollen nachträglich den europäischen Vorgaben zur Preisinformation entsprechen.
  • Diese Vorgabe geht über die europäische Verordnung zur Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR) hinaus, die nur neue Schnellladesäulen betrifft.

Preisangabenverordnung (PAngV):

  • Die Einheit für den Arbeitspreis wird auf Kilowattstunden festgelegt, um die Vergleichbarkeit von Ladesäulen zu erhöhen.

Anpassung nationaler Regelungen:

  • Definitionen im nationalen Recht werden an die AFIR-Verordnung angeglichen.
  • Die Rolle der Bundesnetzagentur (BNetzA) wird präzisiert: Sie soll die Einhaltung der technischen Anforderungen überwachen und Verstöße sanktionieren.

Erleichterungen für Betreiber:

  • Betreiber von Ladepunkten müssen die Einhaltung technischer Anforderungen nur noch auf Verlangen nachweisen, anstatt dies automatisch zu tun.

Verfahrensstatus der Verordnung:

  • Die Verordnung als solche benötigt nur die Zustimmung des Bundesrates, nicht des Bundestags.
  • Die Bundesregierung greift jedoch auf eine Ermächtigung im geplanten Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes geplante Ermächtigung zurück – diese hängt jedoch seit Juli im Bundestagsausschuss für Klimaschutz und Energie fest.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Kabinett: Anpassung des Ladesäulenrechts durch Verordnung ohne Aussicht

Reform-Bioenergieförderung: BMWK legt neuen EEG-Entwurf vor (09.12.24)

Das BMWK plant eine umfassende Neugestaltung der Förderung von Biogasanlagen im Rahmen des EEG, mit einem Fokus auf Flexibilisierung und Abstimmung auf Wind- und Solarenergie.

Die zentralen Elemente des Vorschlags umfassen:

  1. Flexibler Betrieb:
    • Förderung soll auf 2.500 Betriebsstunden (10.000 Viertelstunden) beschränkt werden, in denen Anlagen am meisten Strom produzieren.
    • Ziel ist, Biogas als Lückenfüller für Schwankungen bei Wind und PV zu nutzen.
  1. Erhöhung der Flexibilitätszuschläge:
    • Anhebung von 65 auf 85 Euro pro kW installierter Leistung.
  1. Ausschreibungsvolumen:
    • Geplante Erhöhung der Ausschreibungsmenge, konkrete Zahlen bleiben aber offen.
  1. Streichung der Südquote:
    • Keine Bevorzugung von Anlagen südlich der Mainlinie mehr.
  1. Wärmeversorgung:
    • Vorrang für Anlagen, die Wärme in Nahwärmenetze einspeisen.

Umsetzung unwahrscheinlich

Die Umsetzung des Gesetzes in dieser Legislaturperiode erscheint sehr unwahrscheinlich. Gründe sind:

  • Zeitlicher Druck: Die geplanten EEG-Änderungen müssten bis Februar 2024 abgeschlossen sein, was angesichts der Neuwahl und des umfangreichen Konsultationsprozesses kaum realistisch ist.
  • Fehlende Ressortabstimmung: Der Entwurf ist noch nicht innerhalb der Bundesregierung abgestimmt.
  • Widerstand der Branche: Die Verbände kritisieren den Entwurf scharf und fordern Nachbesserungen, was die politische Durchsetzbarkeit weiter erschwert.

Positionen der Akteure

  • BMWK:
    • Sieht Biogas als Ergänzung zu Wind und Solar und fordert daher eine stärkere Flexibilisierung.
  • Branchenverbände:
    • BEE: Kritisiert die zu hohen Flexibilitätsanforderungen bei zu geringen Anreizen. Befürwortet eine deutliche Erhöhung der Vergütung für flexible Fahrweise und fordert eine Volumensteigerung auf 1.800 MW als Übergangslösung.
    • Fachverband Biogas: Warnt vor einem „Direktausstieg“ vieler Anlagenbetreiber und lehnt die Betriebsstundenregelung kategorisch ab.
    • Hauptstadtbüro Bioenergie: Hält den Vorschlag für unpraktikabel, insbesondere wegen der biologischen Restriktionen von Biogasanlagen und den Auswirkungen auf die Wärmeversorgung.
  • Regionale Akteure:
    • Die Streichung der Südquote wird weitgehend akzeptiert, da sie bereits teilweise umgesetzt wurde.

Das BMWK verfolgt mit seinem Vorschlag ambitionierte Ziele, die jedoch aufgrund mangelnder Detailtiefe, der kurzfristigen Konsultationsfristen und des breiten Widerstands der Branche nur schwer durchsetzbar sind. Ein kurzfristiger Beschluss ist unwahrscheinlich, und der Entwurf wird voraussichtlich erheblich überarbeitet oder von der nächsten Regierung aufgegriffen werden müssen.

Quelle:             Tagesspiegel Background: BMWK will Bioenergie auf Wind und PV abstimmen

Kraftwerkssicherheitsgesetz ist für diese Legislatur gescheitert (11.12.24)

Im Juni nächstes Jahr hätten die ersten Kraftwerksausschreibungen für 12,5 GW H2-Ready Kraftwerke, Gaskraftwerke, Speicher und reine Wasserstoffkraftwerke starten sollen. Durch das Ampel-Aus verzögert sich das Inkrafttreten des Gesetzes und somit auch der Start der Ausschreibungen.

  • Am 11. Dezember 2024 wurde bekannt, dass das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) seine Pläne für ein neues Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) in der laufenden Legislaturperiode aufgegeben hat. Nach Angaben des BMWK fehlt es an den notwendigen Mehrheiten, um das Gesetz, das den Bau neuer Gaskraftwerke fördern sollte, zu verabschieden.
  • Ein Sprecher des Ministeriums erklärte, die Unionsfraktion habe ihre Ablehnung unterstrichen und sich gegen eine zügige Umsetzung des Gesetzes ausgesprochen.

So geht es weiter:

  • Die Union plant bei Regierungsbeteiligung eine eigene Kraftwerksstrategie, was das Verfahren nach der Bundestagswahl 2025 neu starten könnte. Die CDU unterstützt dabei u.a. eine Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) bis Ende 2030.
  • Die FDP kritisiert strenge Vorgaben wie der Neubau auf der grünen Wiese und 800 Betriebsstunden pro Jahr. Investoren seien durch höhere Kosten abgeschreckt und zudem würde kein zusätzliches CO2 eingespart werden. Sie will einen größeren Fokus auf flexible Gaskraftwerke. Auch kritisieren sie die stärkere Belastung der Steuerzahler und Stromkunden, die die Förderkosten über eine Umlage mittragen sollen.
  • Eine Verzögerung der Kraftwerks-Inbetriebnahme in die 2030er Jahre ist wahrscheinlich, was bedeutet, dass Kohlekraftwerke länger laufen müssen.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: Ein Kraftwerksgesetz für die Schublade

Tagesspiegel Background: KWSG nicht mehr in dieser Legislatur machbar

energate messenger: FDP: Kraftwerkssicherheitsgesetz schreckt ab

ZfK: Kraftwerksgesetz: Habeck geht auf mehrere Branchenwünsche ein

VKU: VKU zum Entwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes

Marktentwicklung

Sicherheitsbedenken: Boykott von CLS-Adaptern für Submetering von PPC (20.11.24)

Der Smart-Meter-Anbieter Hausheld boykottiert die Adapter des Herstellers PPC aufgrund von Datenschutzbedenken und möglichen Verstößen durch unkontrollierte Datenerhebung.

  • Hausheld berichtet, dass die CLS-Adapter ohne Einwilligung der Kunden beliebige Daten erfassen könnten. Dies sei ein Verstoß gegen die gesetzlichen Schutzvorgaben bei Smart-Meter-Gateways.
  • Das Bundesamt für Informationssicherheit (BSI) ließ die Adapter zu, das kritisiert Hausheld stark. Auch Sebastian Schnurre von der Kanzlei Assmann Pfeiffer hält die Zertifizierung der Adapter gemäß der Technischen Richtlinie TR-5 für rechtswidrig.
  • PPC weist die Vorwürfe von sich, alle Sicherheitsstandards würden erfüllt werden, dies hätte das BSI bestätigt. Die Datenerfassung und -übermittlung könne stets vom Kunden gesteuert werden.

Quelle:             ZfK: Hausheld boykottiert CLS-Adapter für Submetering

BNetzA-Präsident will Gatewaypflicht lockern (20.11.24)

„Das aktuelle System ist zu teuer“, dieses Statement gab der Präsident der Bundesnetzagentur Klaus Müller auf den MeteringDays in Fulda von sich als es um die Diskussion der Kosten und mögliche Alternativen zum laufenden Rollout ging. Wesentliche Bausteine um die Energiewende zu fördern seien die Einführung von dynamischen Tarifen und Netzentgelten, wofür die aktuelle Messtechnik zu teuer sei.

  • Hintergrund der Einschätzung von Klaus Meyer ist, das nach der Bundestagswahl in einer deutliche Verschiebung im Energiewirtschaftsdreieck, bei dem die Kosten des Energiesystems im Mittelpunkt stehen.
  • Grundlage seien die Smart-Meter, derer es schnell bedarf, um gangbare Übergangslösungen zu finden. Pragmatischer wäre es, übergangsweise Zähler nutzen, die nur intelligente Tarife ermöglichen, aber keine Steuerbarkeit erlauben. Eine Zielsetzung, welche auch die neu gegründete Smart-Meter-Initiative verfolgt. Dies ist n Statement, welches überraschend kam, da bislang der Kurs alleinig auf das iMS ausgelegt ist. So gesehen hat der Präsident der Bundesnetzagentur einen neuen Impuls in die politische Diskussion gebracht, welche an Bedeutung gewinnen könnte, sofern die EnWG-Novelle nicht beschlossen würde und das Thema Metering, wie auch viele weitere neu erörtert werden müssten in der kommenden Legislaturperiode.
  • Die Digitalisierung der Energiewende bleibt somit ein Dauerthema und auch wenn sich nun alle zu Recht auf das aktuelle MsbG fokussieren werden, um den Rollout voranzubringen, dürfte es so oder so noch zu spannenden Anpassungen kommen. Ob nun mit einem iMS oder pragmatischen Übergangslösungen, wie sie Herr Müller vorschlägt, das Fundament eines smarten Messwesens muss definitiv an Geschwindigkeit gewinnen.

Inwieweit der Vorschlag der BNetzA allerdings mit dem BMWK und dem BSI abgestimmt war, ist schwer zu beurteilen, daher dürfte Herr Müllers Vorschlag sicherlich auch auf der politischen Ebene zu Diskussionen führen. In Summe eine interessante Entwicklung, welche es zu beobachten gilt, die aber den Rollout von iMS nicht bremsen sollte. Steuerungsbedarf ist definitiv genug vorhanden.

Quelle:             Metering Days: Status Quo Umsetzung des Digitalisierungsberichts – Podiumsdiskussion

Strommarktreform: Kommission deutet auf geplantes Weißbuch für 2025 hin (29.11.24)

Die Europäische Kommission plant möglicherweise für 2025 ein Weißbuch zur Reform des Strommarktes. Dieses Dokument soll eine umfassende politische Reflexion darstellen und als Grundlage für eine künftige europäische Reform hin zu einem vollständig integrierten Elektrizitätsbinnenmarkt dienen.

Ziele der geplanten Reform sind unter anderem:

  • Förderung erneuerbarer Energien: Stärkere Investitionsanreize für erneuerbare Energien an Standorten, die besonders produktiv sind.
  • Zentralisierung der Energieregulierung: Die Befugnisse sollen von nationalen Regulierungsbehörden zu einer stärker zentralisierten europäischen Institution verlagert werden, um Verzögerungen und Ineffizienzen zu reduzieren.
  • Marktkopplung: Wichtige Marktfunktionen, die derzeit dezentral geregelt sind, sollen zentralisiert werden, um die Funktionsfähigkeit des europäischen Strommarkts zu verbessern.

Kontext: Was ist ein Weißbuch?

Ein Weißbuch ist ein offizielles Dokument, das von Regierungen oder Institutionen wie der Europäischen Kommission herausgegeben wird. Es dient dazu, politische Absichten darzulegen und Vorschläge für künftige Gesetzgebungsmaßnahmen oder Reformen zu machen. In diesem Fall würde ein Weißbuch der Kommission die Grundzüge für die Reform des Strommarktes skizzieren, ohne sofort rechtlich verbindlich zu sein. Es bildet häufig die Grundlage für weitere Diskussionen und politische Entscheidungen.

Quellen:            

Euractiv Energy, Environment & Transport Pro Brief

European Union: EUR-Lex: Weißbuch

Verschoben: Der 24h-Lieferantenwechsel kommt erst zum 06. Juni 2025 (06.12.24)

Der geplante Lieferantenwechsel innerhalb von 24 Stunden (LFW24), bisher geplant für April 2025, stellt die deutsche Energiewirtschaft vor enorme Herausforderungen. Am 6. Dezember 2024 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) darauf reagiert und den Einführungstermin vom 04. April auf den 06. Juni 2025 verschoben.

  • Während IT-Anbieter wie Cortility ihre Systeme rechtzeitig anpassen wollten, haben sich andere Akteure, darunter die deutschsprachige SAP-Anwendergruppe (DSAG), der Edna-Bundesverband und evu+, mit dem Starttermin April schwergetan. Laut einer internen Umfrage der DSAG können 90 Prozent der befragten Unternehmen die Umsetzung bis zum 4. April 2025 nicht sicherstellen. Darauf und auf die Bedenken zahlreicher Akteure reagierte die BNetzA nun mit der Verschiebung des Einführungsdatums.
  • Zur Unterstützung der operativen Umsetzung der Festlegung zum 24h-Lieferantenwechselprozesss hat der BDEW die Anwendungshilfe Prozesse zur Änderung der Technik an Lokationen veröffentlicht. Zudem wurden die Anwendungshilfen zum 24 Stunden Lieferantenwechsel und zum Netzbetreiber-Wechsel
  • Auch begleitet der BDEW die Umsetzungsphase mit einem BDEW-Informationstag am 4. Februar 2025 mit dem Fokus auf die Marktprozesse zum Lieferantenwechsel in 24 Stunden.
  • Die BNetzA weist ausdrücklich darauf hin, dass die Fristverlängerung etwaige Fristen nach den geltenden RzÜ-Dokumenten, insbesondere auch nach der Mitteilung Nr. 45 zu den Datenformaten (Inhaltsverschlüsselung S/MIME Gas) nicht Soweit sich hieraus Umsetzungstermine im April 2025 ergeben, bleiben diese bestehen.

Fazit:

Trotz einzelner Fortschritte bleibt die Unsicherheit groß, und die Stimmen für eine flexible Anpassung des Zeitplans nehmen zu.

Quelle:             Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 4 zur Festlegung für einene beschleunigten werktäglichen Lieferantenwechsel in 24 Stunden (LFW24), Az.: BK6-22-024 / BK6-24-174

Gas

Regulatorik

BNetzA-Festlegung GeLi Gas 2.0: Marktanwendung startet zum 01. April 2026 (27.11.24)

Am 27. November 2024 hat der BDEW zusammen mit BDEW zusammen mit dem VKU, FNB Gas und GEODE eine Anwendungshilfe GeLi Gas 2.0 (Geschäftsprozesse und Datenformate beim Wechsel des Lieferanten bei der Belieferung mit Gas und des Messstellenbetreiberrahmenvertrags) ausgearbeitet. Diese detaillierte Prozessbeschreibung für die schrittweise Bearbeitung für die GeLi Gas 2.0 wird seit dem 28. November 2024 von der BNetzA konsultiert.

  • Die Stellungnahmefrist ist der 10. Januar 2025.
  • Nach dieser Konsultationsphase und Fertigstellung der Prozessbeschreibung schließt sich die Ausgestaltung der erforderlichen Entscheidungsbaum-Diagramme und Datenformate an.
  • Die Prozessregelungen sind ab dem 1. April 2026 anzuwenden. Die Regelungen zu AS4 einschließlich der Verwendung einer Smart-Meter-Public-Key-Infrastruktur sind bereits ab dem 1. April 2025 anzuwenden.

Hintergrund:

  • Am 22. November 2023 hat die BNetzA die Festlegung zur Anpassung der GeLi Gas 2.0 (BK7-19-001 Beschluss, Festlegungsverfahren) veröffentlicht.
  • Mit dem Verfahren erfolgte neben inhaltlichen Änderungen zur Einbindung des Messstellenbetreibers Gas in den Datenaustausch und die Anbindung von neuen Messeinrichtungen Gas an ein Smart-Meter-Gateway Strom auch die Neuerung, dass die BNetzA mit ihrer Festlegung ausschließlich den regulatorischen Rahmen vorgibt.

Folge:

  • Im nächsten Bearbeitungsschritt hat die BNetzA diese Prozessbeschreibung am 28. November 2024 zur marktweiten Konsultation gestellt.
  • Die Anpassungs- und Implementierungsbedarfe sollen so gering wie möglich gehalten werden.
  • Im Dialog mit der BNetzA konnte der BDEW erreichen, dass in der Sparte Gas der Prozess „Stammdatensynchronisation“ nicht eingeführt wird.
  • Ebenfalls wurde Abkehr von den Überlegungen zur Einführung eines elektronischen „Freitext“-Preisblattes genommen. Der Austausch von Kontakt- und Kommunikationsdaten erfolgt zukünftig via EDIFACT. Hier folgt die BNetzA den bereits bestehenden Regelungen in der Sparte Strom.

Zeitleiste und Arbeitsschritte zur Umsetzung der GeLi Gas 2.0

  1. Veröffentlichung der Festlegung (22. November 2023)
  • Die Bundesnetzagentur (BNetzA) veröffentlicht den Beschluss BK7-19-001 zur Anpassung der einheitlichen Geschäftsprozesse und Datenformate.
  • Kernpunkte:
    • Einbindung des Messstellenbetreibers Gas in den Datenaustausch.
    • Anbindung von neuen Messeinrichtungen Gas an ein Smart-Meter-Gateway (SMGW) Strom.
    • Vorgabe eines regulatorischen Rahmens durch die BNetzA, während die Branche die operativen Details ausarbeiten soll.
  1. Erstellung der Anwendungshilfe GeLi Gas 2.0 durch den BDEW
  • In Zusammenarbeit mit VKU, FNB Gas und GEODE entwickelt der BDEW eine detaillierte Prozessbeschreibung.
  • Ziel: Minimierung der Anpassungs- und Implementierungsbedarfe durch Orientierung an bestehenden Standards der Anwendungshilfe „Standards zur Modellierung von Marktprozessen im Energiemarkt (Version 1.2)“.
  1. Marktweite Konsultation (28. November 2024)
  • Die BNetzA stellt die vom BDEW erarbeitete Prozessbeschreibung zur Konsultation.
  • Stellungnahmefrist für Marktteilnehmer: Januar 2025.
  1. Abschluss der Konsultation und Fertigstellung der Prozessbeschreibung
  • Basierend auf den Konsultationsergebnissen wird die Anwendungshilfe GeLi Gas 2.0 finalisiert.
  • Nächste Schritte:
    • Erstellung der Entscheidungsbaum-Diagramme und Datenformate.
    • Definition von Use-Cases, Sequenzdiagrammen und Aktivitätsdiagrammen.
  1. Umsetzung der Regelungen zu AS4 (01. April 2025)
  • Einführung der Marktkommunikation über das AS4-Protokoll und die Nutzung der Smart-Meter-Public-Key-Infrastruktur.
  1. Anwendung der Prozessregelungen (01. April 2026)
  • Alle weiteren Prozessregelungen der GeLi Gas 2.0 treten in Kraft.

Nächste Schritte:

Wir halten Sie über die weiteren Entwicklungen auf dem Laufenden.

Quelle:             BDEW, VKU, FNB Gas, GEODE: Anwendungshilfe_Geschäftsprozze_Lieferantenwechsel_Gas_GeLiGas_2.0

Wasserstoff: So könnte es in der nächsten Legislaturperiode weitergehen (28.11.24)

Die aktuelle Bundesregierung hat zahlreiche Initiativen für den Import von grünem Wasserstoff und E-Fuels angestoßen, deren Zukunft von der kommenden Regierung abhängt. Das BMWK und die Union ließen nun erste Vermutungen zum weiteren Verlauf verlauten:

Zentrale Punkte:

  • Wasserstoff-Importstrategie: Geplante Importe von 360-500 Terawattstunden Wasserstoff und 200 TWh H2-Derivaten bis 2045. Fokus auf Pipelines als primäre Einfuhrrouten, ergänzt durch den Ausbau von Häfen für Schiffstransporte. Weiterentwicklung der Plattform H2Global und bilateraler Energiepartnerschaften.
  • EU-Importkriterien: Deutschland drängt auf weniger strenge Kriterien für die Einfuhr grüner Energieträger, um Importe aus Ländern wie den USA zu erleichtern. Unterstützung aus der CDU, die ebenfalls auf Anpassungen bei EU-Standards pocht.
  • Technologieoffenheit: Die CDU fordert neben grünem Wasserstoff auch einen Fokus auf „blauen Wasserstoff“ (aus Erdgas mit CO2-Abscheidung) und andere Derivate. CDU und BMWK setzen auf einen marktwirtschaftlichen CO2-Preis zur Förderung klimaschonender Energieträger.
  • Hohe Kosten grüner Energieträger: Der Preis für grünen Wasserstoff ist etwa viermal so hoch wie der fossiler Brennstoffe. Lösungsvorschläge umfassen staatlich geförderte Differenzverträge und marktorientierte Preismechanismen.
  • Industrie und Verkehr als Leitmärkte: Der Stahlsektor könnte als Leitmarkt für klimaschonenden Wasserstoff dienen. Vorschlag: Autohersteller sollten die Verwendung grünen Stahls auf Emissionsziele ihrer Flotten anrechnen können.
  • Organisationsreform: CDU und Branchenvertreter fordern eine Neustrukturierung der Zuständigkeiten im BMWK, da die aktuelle Organisation ineffizient sei.

Die kommende Bundesregierung steht vor der Herausforderung, diese Projekte fortzuführen, die Kostenfrage zu lösen und den politischen sowie rechtlichen Rahmen zu schaffen, um die Wasserstoffstrategie langfristig umzusetzen.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Wasserstoff-Erbschaft für die nächste Bundesregierung

Marktentwicklung

EU stimmt für CO2-Kreislauf Verordnung (20.11.24)

Der EU-Rat hat einer Verordnung zugestimmt, die Regeln für Kohlenstoffabbau, -anbau und -speicherung festlegt, um die Emissionsreduktion und Klimaneutralität bis 2050 zu unterstützen. Die Einigung basiert auf einem Vorschlag der EU-Kommission und umfasst Maßnahmen wie direkte CO₂-Abscheidung, Kohlenstoffspeicherung in Produkten (z. B. Holz) und die Verbesserung der Kohlenstoffbindung in Böden und Wäldern.

  • Es gibt vier Zertifizierungskriterien: Maßnahmen müssen messbare Netto-Reduktionen erzielen, zusätzlich zu gesetzlichen Anforderungen sein, langfristige Kohlenstoffspeicherung gewährleisten und keine Umweltschäden verursachen.
  • Die Zertifizierung erfolgt über unabhängige Stellen, unterstützt durch ein digitales System und Haftungsregeln für mögliche CO₂-Freisetzungen.

Die Verordnung tritt 20 Tage nach Veröffentlichung im EU-Amtsblatt in Kraft.

Quelle:             Tagesspiegel Background: EU-Rat stimmt Zertifizierungsregeln für CO2-Kreislauf zu

Grüner Wasserstoff: EU wird voraussichtlich ihre Ziele bei der Produktion verfehlen (20.11.24)

Bis zum Jahr 2030 hat die EU sich vorgenommen, 20 Megatonnen grünen Wasserstoffs jährlich zu verbrauchen. Die Hälfte davon sollte innerhalb der EU produziert werden.

  • Die europäische Dachorganisation der Energieregulierungsbehörden, Acer, benennt Kostenrisiken und eine unsichere Nachfrage als Gründe für den schleppenden Ausbau der Infrastruktur.
  • Grüner Wasserstoff sei immer noch weitaus teurer als Wasserstoff auf der Basis von Erdgas. Daher bestünde zu wenig Nachfrage nach dem klimafreundlicheren Gas.
  • Für nur knapp einem Prozent der finalen Infrastruktur für grünen Wasserstoff gäbe es bisher Investitionsentscheidungen. Die Acer hofft daher auf eine rasche Umsetzung des europäischen Erdgas- und Wasserstoffpakets.
  • Um die Branche zu beleben, setzt die EU auf zwei zentrale Maßnahmen:
    • Koordinationsplattform (ab Mitte 2025): Eine Plattform soll Anbieter und Abnehmer zusammenbringen, Infrastrukturbedarfe analysieren und Finanzinstitutionen einbinden. Dafür stehen 9 Mio. Euro bereit.
    • Umsetzung bestehender Gesetze: Die EU will die Nachfrage nach sauberem Wasserstoff durch die aktualisierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie stärken, die vorschreibt, dass 42 Prozent des derzeitigen Wasserstoffverbrauchs in der Industrie (8 Mio. Tonnen) erneuerbar sein müssen. Eine strikte Überwachung und Durchsetzung der Ziele soll Marktvertrauen schaffen.

Es wird kein neues öffentliches Geld bereitgestellt. Stattdessen fordert die EU, die Erwartungen an zusätzliche Budgets zu managen. Die Industrie, vertreten durch Hydrogen Europe, drängt darauf, die Nachfrage nach sauberem Wasserstoff stärker in den Fokus zu rücken, z. B. durch Anreize für Landwirte, grüne Wasserstoffdünger zu verwenden, oder die Einrichtung nationaler Wasserstoffreserven.

Die EU setzt auf eine strategische Kombination aus Koordination, Regulierung und Marktförderung, um die Wasserstoffwirtschaft wiederzubeleben.

Quelle:            

Acer: European Hydrogen Markets 2024 Market Monitoring Report

Tagesspiegel Background: Acer: EU verfehlt Ziel bei Wasserstoffproduktion

Euractiv Energy, Environment & Transport Pro Brief: The EU’s plan to revive the hydrogen economy

Gasspeicherumlage: THE veröffentlicht Umlage für 2025 (22.11.24)

Die Gasspeicherumlage steigt ab dem 01. Januar 2025 um 49 Cent auf 2,99 Euro pro Megawattstunde.

  • Ab Januar 2025 soll eine Änderung greifen, wonach die Umlage nicht mehr auf Transitmengen erhoben wird. Diese Anpassung reagiert auf Kritik aus Nachbarländern wie Österreich, Tschechien, der Slowakei und Ungarn, die bisher ebenfalls durch die Umlage belastet wurden. Ob die Gesetzesänderung rechtzeitig in Kraft tritt, ist jedoch aufgrund politischer Unsicherheiten nach dem Bruch der Ampel-Koalition unklar. Sollte die Änderung erfolgen, würde die Umlage nur noch auf Gasverbrauch in Deutschland, sowohl bei privaten Verbrauchern (Standardlastprofile) als auch gewerblichen Großabnehmern (RLM-Kunden), erhoben.
  • Die aktuelle Umlagehöhe berücksichtigt den Rückgang der umlagefähigen Gasmengen. In der Vergangenheit stieg die Umlage mehrfach, zuletzt um 41 Cent im Januar 2024 und 64 Cent im Juli 2024. Der Fall, dass die Gesetzesänderung nicht rechtzeitig umgesetzt wird, adressierte THE nicht.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: THE setzt Gasspeicherumlage ohne Transitmengen an

Euractiv: Germany raises controversial gas transit surcharge to Euro 2.99/MWh

Finanzierung des H2-Kernnetzes: KfW sichert 24 Mrd. Euro zu (27.11.24)

Die KfW unterstützt den Aufbau und Betrieb des neuen Wasserstoffkernnetzes in Deutschland mit bis zu 24 Mrd. Euro. Die Finanzierung erfolgt über ein Amortisationskonto, das zunächst von der KfW gespeist wird, um die anfänglichen hohen Kosten auszugleichen. Langfristig sollen die Nutzer des Netzes die Kosten tragen, ähnlich wie bei Strom- und Gasnetzen.

  • Die Baukosten werden auf 19 Mrd. Euro geschätzt. Das 9000 Kilometer lange Kernnetz soll bis 2032 alle 16 Bundesländer und wichtige Industrieregionen verbinden.
  • Es sind 13 Knotenpunkte für Wasserstoffimporte geplant.
  • Der Bau kann in Ausnahmefällen bis 2037 gefördert werden.

Etwa 60 Prozent des Netzes basieren auf umgewidmeten Erdgasleitungen, der Rest erfordert Neubauten.

Die Rückzahlung der KfW-Mittel ist bis spätestens 2055 geplant. Diese staatliche Unterstützung soll den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur beschleunigen, um den Industriestandort Deutschland zukunftsfähig zu machen.

Quelle:             Tagesspiegel Background: KfW sichert Wasserstoffkernnetz mit 24 Mrd. ab

Bildquelle: BDEW

E-Rechnung: Kooperationsvereinbarung Gas für 2025 verabschiedet (29.11.24)

Die Kooperationsvereinbarung (KoV) Gas XIV.1, verabschiedet von den Verbänden BDEW, VKU und GEODE, tritt am 1. Januar 2025 in Kraft und enthält Regelungen zur Übergangsfrist für die Abrechnungsprozesse zwischen Netzbetreibern im Gasmarkt.

  • Bestehende Abrechnungsprozesse bleiben bis zum 1. Januar 2027 gültig.
  • Bis dahin müssen keine neuen elektronischen Rechnungsformate gemäß § 14 UStG angewendet werden.
  • Rechtzeitige Entwicklung und Implementierung eines gesetzeskonformen elektronischen Abrechnungsformats für alle B2B-Prozesse.
  • Nutzung der Ausnahmeregelung aus § 27 Abs. 38 Nr. 1 UStG, um das bisherige Verfahren bis Anfang 2027 weiterzuführen.

Die Änderungen gewährleisten Kontinuität in den Abrechnungsprozessen und schaffen Zeit für die Einführung eines digitalen Abrechnungssystems.

Quelle:             BDEW: Kooperationsvereinbarung Gas

EU: Zwischenziele für Gasspeicher festgelegt (03.12.24)

Die EU-Kommission hat für das kommende Jahr 2025 Zwischenziele zur Befüllung der Gasspeicher festgelegt, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Zwischenziele sollen dafür sorgen, dass das übergreifende Speicherziel von 90 Prozent bis zum 01. November erreicht wird.

18 von 27 EU-Staaten, darunter Deutschland, müssen diese Füllstände zu festgelegten Zeitpunkten erreichen:

  • Februar: 45 Prozent
  • Mai: 10 Prozent
  • Juli: 30 Prozent
  • September: 65 Prozent

Dies kommt zur selben Zeit, wie die Ukraine ankündigt, ab 2025 kein russisches Gas mehr gen Westen durchzuleiten. Bisher erlaubt die Ukraine den Transit nur, weil westliche Staaten auf das Gas angewiesen waren. Die Verträge würden nun nicht erneuert werden, auch da es vermehrt zu Zahlungsverzögerungen von der russischen Gazprom kommt.

Aktuelle Speicherstände in Deutschland:

Bildquelle: BNetzA

Quellen:            

Tagesspiegel Background: EU-Kommission legt Zwischenziele für Gasspeicher fest

Die Presse:  Ukraine will ab 2025 kein russisches Gas mehr in den Westen durchleiten

Wärme

Regulatorik

AVBFernwärmeV: Novelle scheitert kurz vor Weihnachten (16.12.24)

Die Reform der Fernwärmeverordnung, die für mehr Transparenz, fairere Preise und den Ausbau klimafreundlicher Wärmenetze sorgen sollte, ist vorerst gescheitert. Dieser Stillstand wirft Fragen auf, wie Verbraucherinteressen, Klimaziele und die wirtschaftlichen Anforderungen der Fernwärmeanbieter in Einklang gebracht werden können – und welche Konsequenzen das für die Wärmewende hat.

Nach einem ersten nicht weiter verfolgen Referentenentwurf aus dem Sommer 2022 nahm das BMWK in diesem Sommer erneut Anlauf und legte einen neuen Verordnungsentwurf vor. Die dritte Überarbeitung aus November 2024 enthält unter anderem eine Auswertung der Stellungnahmen aus dem Sommer, die dann am 04. Dezember zum dritten Mal zur Konsultation an die Verbände und Länder geschickt wurde. Nun gab das BMWK am 16.12.24 bekannt, dass die Novelle als gescheitert angesehen wird, da die Positionen zu weit auseinander liegen würden.

Warum die Novelle gescheitert ist:

  • Unterschiedliche Interessen: Es gab grundlegende Differenzen zwischen Verbraucher- und Versorgerinteressen, die nicht überwunden werden konnten.
  • Zeitmangel: Laut Bundeswirtschaftsministerium war eine sachgerechte Diskussion in der verbleibenden Legislaturperiode nicht mehr möglich.
  • Unzufriedenheit mit dem Entwurf: Energieverbände und Stadtwerke kritisierten, dass der Entwurf die Interessen der Fernwärmeanbieter nicht ausreichend berücksichtigte. Verbraucher- und Umweltschützer hingegen sahen die geplanten Transparenzvorgaben als deutliche Verbesserung.

Positionen der Akteure:

Befürworter des Stopps (Versorger und Energieverbände):

  • Argumentation:
    • Der Entwurf sei einseitig auf Verbraucherschutz ausgerichtet.
    • Der gestrichene §24a, der Preisänderungsklauseln bei Umstellung auf erneuerbare Energien erlaubt hätte, wurde als essenziell für Investitionen in die Dekarbonisierung betrachtet.
    • Ohne die Möglichkeit zur Refinanzierung könnten Ausbau und Dekarbonisierung der Fernwärme ins Stocken geraten.

Kritiker des Stopps (Verbraucherschützer und Umweltverbände):

  • Argumentation:
    • Verbraucher seien derzeit intransparenten Preisanpassungen und stark steigenden Kosten ausgesetzt.
    • Die Fernwärme bleibe durch den Stopp ein Monopolmarkt mit „gefangenen Kunden“.
    • Der fehlende Fortschritt bei der Reform sei ein Rückschlag für die Dekarbonisierung und Modernisierung der Fernwärme.

Welche Kernpunkte sollten in der Novelle geregelt werden:

  1. Vertragsgestaltung
  • Neue Laufzeitregelungen (§ 32):
    • Maximal 10 Jahre Laufzeit für neue Verträge.
    • Automatische Verlängerung nur noch um maximal zwei Jahre für Verbraucher.
    • Kündigungsfrist von sechs Monaten vor Ablauf der Vertragslaufzeit.
    • Bei Mietverträgen kann der Kunde bei Beendigung des Mietverhältnisses mit einer Frist von einem Monat kündigen.
  • Klarstellung der Textform als Vertragsabschlussoption (§ 2):
    • Verträge müssen in Textform abgeschlossen werden; Bestätigung in Textform bei mündlichem Abschluss erforderlich.
    • Inhalte der Verträge wie Leistungen, Zahlungsweisen, Wartungsdienste und Kündigungsbedingungen müssen klar angegeben werden.
  1. Verbraucherrechte
  • Wärmeleistungsanpassung (§ 3):
    • Verbraucher können während der Vertragslaufzeit einmal jährlich die Wärmeleistung um bis zu 50 Prozent reduzieren.
    • Bei Umstellung auf erneuerbare Energien oder energetischer Sanierung kann eine Kündigung oder Anpassung ohne Nachweis erfolgen.
  • Informationspflichten bei Preisänderungen (§ 24):
    • Preisänderungsklauseln müssen eine vollständige und verständliche Berechnungsformel enthalten.
    • Änderungen müssen nachvollziehbar anhand von Indizes oder tatsächlichen Kosten erläutert werden.
    • Kunden haben das Recht, bei Preisanpassungen von mehr als 2 Prozent Einspruch zu erheben und außerordentlich zu kündigen.
  1. Transparenzpflichten
  • Erweiterte Veröffentlichungspflichten (§ 1b) – Unternehmen müssen folgende Informationen gebündelt und barrierefrei online bereitstellen:
    • Allgemeine Bedingungen und Preise.
    • Musterrechnung für Preisänderungsklauseln.
    • Angaben zu Energieeffizienzmaßnahmen und Netzverlusten.
    • Grafiken zu Energiequellen, Treibhausgasemissionen und Primärenergiefaktoren.
  • Interaktive Berechnungsinstrumente (§ 1b Abs. 2):
    • Unternehmen müssen ein interaktives Tool bereitstellen, das die Auswirkungen von Preisänderungen simuliert.
  • Verpflichtung zur Offenlegung von Messkosten (§ 25):
    • Messkosten und mögliche Einsparungen durch digitale Zähler müssen klar dargelegt werden.
  1. Preisregelungen
  • Neue Vorgaben für Preisänderungsklauseln (§ 24):
    • Preisänderungen müssen sich auf ein „Kostenelement“ (z. B. Brennstoffkosten) und ein „Marktelement“ (z. B. Wärmepreisindex) stützen.
    • Indizes für Preisänderungen müssen öffentlich zugänglich sein.
    • Übermäßige Weitergabe von CO₂-Kosten an Kunden ist unzulässig.
  • Verpflichtung zur Rückerstattung bei Berechnungsfehlern (§ 21):
    • Kunden haben Anspruch auf Rückerstattung bei fehlerhafter Messung oder Abrechnung.
  1. Technische Anforderungen
  • Pflicht zur Nachrüstung von Messgeräten (§ 18a):
    • Alle Messgeräte müssen bis Ende 2026 fernablesbar sein.
    • Datenschutz- und Sicherheitsanforderungen an die Geräte sind zu gewährleisten.
    • Bei bestehenden Smart-Meter-Gateways (Strom) können Wärmezähler integriert werden.
  • Einschränkungen bei Ersatzverfahren (§ 18 Abs. 2):
    • Ersatz- oder Hilfsverfahren für die Messung (z. B. Verbrauchsschätzung) dürfen nur in Ausnahmefällen verwendet werden.
    • Kosten für Umrüstung auf elektronische Zähler belaufen sich einmalig auf ca. 60 Euro pro Haushalt.
  1. Mieterschutz
  • Informationspflicht bei Zahlungsausfällen des Kunden (§ 33):
    • Bei Zahlungsverzug des Kunden müssen auch Mieter über geplante Versorgungsunterbrechungen informiert werden.
    • Mieter haben Anspruch auf Informationen zu monatlichen Zahlungsverpflichtungen des Kunden.
  • Ankündigungsfristen (§ 33 Abs. 5):
    • Einstellung der Versorgung muss mindestens acht Werktage vorab angekündigt werden.
  1. Umwelt- und Klimaschutz
  • Förderung „grüner Fernwärme“ (§ 2a):
    • Unternehmen können Tarife mit definierten Anteilen erneuerbarer Energien anbieten.
    • Kunden müssen über den thermischen Energiemix (z. B. Anteil erneuerbarer Energien) informiert werden.
  • Primärenergiefaktoren (§ 1b Abs. 1 Nr. 8):
    • Verpflichtung zur Veröffentlichung des Primärenergiefaktors des Wärmenetzes, basierend auf anerkannten technischen Regeln.
  1. Übergangs- und Sonderregelungen
  • Bestehende Verträge (§ 36):
    • Anpassung bestehender Verträge an die neuen Regelungen innerhalb von 18 Monaten nach Inkrafttreten.
    • Preisänderungsformeln müssen bis dahin überarbeitet werden.
  • Technische Ausnahmen (§ 18 Abs. 2):
    • Ersatzverfahren dürfen verwendet werden, wenn eine Umrüstung unverhältnismäßig hohe Kosten verursacht.
    • 60 Euro pro Haushalt für Umstellung auf elektronische Zähler.

Ausblick

Der Stopp der Novelle der Fernwärmeverordnung bedeutet, dass sie in dieser Legislaturperiode nicht mehr verabschiedet wird. Dennoch bleibt die Reform ein zentrales Thema, da die Dekarbonisierung der Fernwärme eine Schlüsselrolle in der Wärmewende spielt. Ein erneuter Anlauf wird voraussichtlich in der nächsten Legislaturperiode erfolgen, möglicherweise mit einem besseren Ausgleich zwischen Verbraucher- und Versorgerinteressen. Besonders strittige Punkte wie die Preisänderungsklauseln (§24a) dürften dabei erneut im Fokus stehen. Übergangslösungen könnten in der Zwischenzeit helfen, beispielsweise durch gezielte Förderprogramme oder Anpassungen im Energiewirtschaftsgesetz, um Investitionen in klimafreundliche Netze zu erleichtern. Verbraucher- und Umweltverbände werden weiterhin Druck ausüben, um eine zügige Reform voranzutreiben, insbesondere angesichts der anhaltenden Kritik an intransparenten Preisen und dem Monopolcharakter der Fernwärme. Auch wenn die Reform aufgeschoben wurde, bleibt sie entscheidend für das Ziel, bis 2045 klimaneutrale Fernwärmenetze zu etablieren. Die Verzögerung könnte den Fortschritt jedoch erheblich bremsen, was den Handlungsdruck auf die nächste Bundesregierung weiter erhöhen dürfte.

Quellen:

Tagesspiegel Background: Fernwärmeverordnung in Verbändeanhörung

Tagesspiegel Background: Fernwärme-Novelle missfällt Verbänden

ZfK: Fernwärme-Krach: Energieverbände geißeln überarbeitete Verordnung

ZfK: Fernwärmeverordnung: Einige Anpassungen und neuer Zeitplan

Tagesspiegel Background – Stillstand bei der Fernwärme

Marktentwicklung

Wärmeplanung: Aktueller Stand in den Kommunen (27.11.24)

Die Mehrheit der Kommunen arbeitet an der kommunalen Wärmeplanung, die seit dem 01. Januar 2024 gesetzlich vorsieht, dass Kommunen über 100.000 Einwohner:innen bis zum 30. Juni 2027 kommunalen Wärmeplan vorlegen. Für Ortschaften mit weniger als 100.000 Einwohner:innen ist der 30. Juni 2028 der festgelegte Stichtag.

  • Laut der Befragung des VKU treffen 47 Prozent der Kommunen Vorbereitungen, 29 Prozent erarbeiten konkrete Pläne und sechs Prozent setzen diese bereits um. Vorreiter ist Baden-Württemberg.
  • Die teuerste Fernwärmeversorgung findet sich in Stockelsdorf (Schleswig-Holstein) mit einem Preis von 35,94 ct/kWh (brutto). Der niedrigste Preis findet sich in Dortmund (Nordrhein-Westfalen). Er liegt bei 9,67 ct/kWh (brutto). Diese signifikanten Unterschiede könnten durch größere und effizientere Fernwärmenetze oder den Einsatz von Abwärme aus der Industrie erklärt werden.

Herausforderungen, die die Kommunen mit der Wärmeplanung anführen:  

  • Personalmangel: Der Bedarf an Fachkräften liegt oft über den vorhandenen Kapazitäten.
  • Finanzierung: Unklare Finanzierungsmöglichkeiten erschweren Fortschritte.
  • Datenmangel: Fehlende Daten für Bestands- und Potenzialanalysen behindern die Planung.
  • Kleinere Kommunen: Ein Drittel der Kommunen mit weniger als 10.000 Einwohnern hat noch nicht begonnen, häufig fehlen Ressourcen.
  • Arbeitsweise: Größere Städte planen oft selbst, kleinere Kommunen beauftragen externe Planungsunternehmen oder arbeiten interkommunal zusammen.

Stimmungsbild bei Energieversorgern

  • Investitionen: 97 Prozent der befragten Energieversorger plant, ihre Investitionen in Wärmeerzeugung und -infrastruktur zu erhöhen. Besonders Fernwärme (83 Prozent), Wärmepumpen (74 Prozent), Geothermie (59 Prozent) und industrielle Abwärme (44 Prozent) gelten als Schwerpunkte.
  • Hindernisse:
    • Unklare Finanzierung (73 Prozent),
    • Bürokratische Hürden und langwierige Genehmigungen.
    • Hohe Kosten grüner Energieträger (viermal höher als fossile Brennstoffe).
  • Finanzierungsvorschläge:
    • Auflage eines Energiewende-Fonds zur Mobilisierung von privatem Kapital, etwa von Pensionsfonds.
    • Aufstockung der Förderung für Wärmenetze von 3,5 Mrd. Euro bis 2034 auf 3,5 Mrd. Euro jährlich.

Politische Forderungen:

  • Rechtliche Rahmenbedingungen: Anpassung der Wärmelieferverordnung und Verlängerung des Kraft-Wärme-Koppelungsgesetzes (KWKG) über 2026 hinaus. Dazu hat das Bundeskabinett am 11. Dezember 2024 einen Gesetzentwurf zum KWKG beschlossen. Demnach sollen KWK-Anlagen, Fernwärmenetze und Wärmespeicher auch nach 2026 in Betrieb gehen können und über das KWKG gefördert werden. Das aktuelle KWKG läuft am 31. Dezember 2026 aus, was bisher ein Förderaus für Neuanlagen bedeutet. Mit der vorgeschlagenen Gesetzesänderung soll der Förderanspruch künftig ab dem Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung oder anderer früherer Tatbestände gelten. Bisher entsteht ein Förderanspruch durch Inbetriebnahme der KWK-Anlage.
  • Effiziente Förderung: Fördermittel sollten gezielt für die als effizienteste identifizierte Wärmeversorgungsart bereitgestellt werden.

Herausforderungen und Ausblick:

  • Die Wärmewende erfordert eine Verdrei- bis Vervierfachung der Investitionen in die Wärmeinfrastruktur.
  • Kommunen und Energieversorger stehen vor großen finanziellen und organisatorischen Herausforderungen, während politische und rechtliche Unsicherheiten die Fortschritte bremsen. Die Lösung dieser Probleme wird entscheidend sein, um eine klimaschonende Wärmeversorgung voranzutreiben.

Wie wir bei der items die Wärmewende unterstützten

Mit Grid Insight: Heat optimiert die items Wärmenetze sowie die Wärmeproduktion. Dieses Tool haben wir auf der vergangenen HEATEXPO in Dortmund vorgestellt.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: Fehlende Ressourcen bremsen Wärmeplanung

Tagesspiegel Background: Bundeskabinett legt Formulierungshilfe für KWKG-Gesetz vor

VKU: Stimmungsbild unter Energieversorgern: Unklare Finanzierung bremst Wärmewende

Fernwärmeplattform sorgt für mehr Preistransparenz (09.12.24)

Im Mai startete die Preistransparenzplattform Fernwärme. Jetzt haben AGFW, BDEW und VKU ihre Plattform aktualisiert. Ziel ist es, Verbraucher:innen über die Entstehung und die Zusammensetzung der Fernwärmepreise informieren. Die Fernwärmepreise sinken leicht.

  • Mit der überarbeiteten Plattform informieren mittlerweile 283 Energieversorger mit insgesamt 527 Teilnetzen über ihre Fernwärmepreise – das sind 115 Unternehmen mehr als beim Start des Online-Angebots im Mai. Laut Angaben der beteiligten Verbände erfasst die digitale Übersicht damit etwa 50 Prozent des Marktanteils am Wärmeabsatz.
  • Auch von großen Betreibern wird die Plattform zunehmend genutzt, einzig Eon fehlt noch. Eon-Chef Leon Birnbaum mahnt vor einer „Scheintransparenz“, da abgeschriebene und nicht-abgeschriebene Anlagen miteinander verglichen werden können.
  • Birnbaum stellt in Aussicht, dass, sobald die regulatorische Basis der Plattform feststeht, auch Eon auf diese umziehen wird.
  • Unmittelbar nach dem Start der Plattform, hagelte es Kritik von den Unternehmen, dass die Datenerhebung zu umständlich sei. Die Verbände meldeten in ihrem Update, dass dies mittlerweile vereinfacht worden sei und dass auch die Suchfunktion verbessert sei.

Preisentwicklungen

  • Nach der Energiepreiskrise schienen sich die Preise zunächst zu stabilisieren. Je nach Region sinken die Preise sogar.
  • Die Preisspanne sei aber groß: Je nach Teilnetzgebiet bezahlen Verbraucher in der Mehrfamilienhaus-Kategorie zwischen 9,15 ct/kWh im Teilnetz Dortmund-Scharnhorst und bis zu 32,64 ct/kWh in Schleswig-Holstein.
  • Auch wenn die Preise teilweise sinken, sind sie vereinzelt auch gestiegen. Ehemaliger Preissieger, die Stadtwerke Hemau aus Bayern, setzten ihren Preis in der Einfamilienhaus-Kategorie von 8,7 ct/kWh auf 11,55 ct/kWh hoch.

VKU-Vize Kai Lobo setzte sich zuletzt für die Fernwärme ein, da diese im Schnitt oft besser abschneide als Wärmepumpen, da viele Baukosten für Verbraucher entfallen würden.

Quelle:             ZfK: Fernwärme-Plattform: Mehr Versorger legen Preise offen

Studien & Analysen

Wärmepumpen & KWKG-Anlagen treiben die Dekarbonisierung der Fernwärme voran (20.11.24)

Eine Analyse der Unternehmensberatung Compass Lexecon zeigt, dass KWK-Anlagen (Kraft-Wärme-Kopplung) und Wärmepumpen zentrale Elemente für eine kostengünstige Dekarbonisierung Europas sein könnten. Sie könnten CO₂-Emissionen senken, erneuerbare Energien besser in die Wärmeversorgung integrieren und den Kohleausstieg beschleunigen.

  • Fünf Fallstudien aus Dänemark, Ungarn, Tschechien und Polen belegen, dass Investitionen in flexible Technologien machbar und zukunftssicher sind. Beispielsweise stabilisierte die KWK in Ungarn das Stromnetz und reduzierte Emissionen, während in Polen ein kohlebasiertes Fernwärmesystem erfolgreich modernisiert wurde.
  • Fernwärme deckt derzeit nur 11 Prozent des europäischen Heizbedarfs, hat aber großes Potenzial, das durch nationale politische Maßnahmen und EU-Richtlinien wie die Energieeffizienzrichtlinie gefördert werden muss. Erfolgreiche Beispiele, wie Subventionen in Tschechien oder Marktmechanismen in Ungarn, zeigen, wie Investitionen beschleunigt werden können.

Quellen:            

Tagesspiegel Background: KWK und Wärmepumpen dekarbonisieren Fernwärme am effizientesten

Wärtsilä: Decarbonising District Heating: A Profitable Pathway to Net Zero​

Zustimmung zum Erneuerbaren-Ausbau weiterhin auf hohem Niveau (25.11.24)

Zu dem Ergebnis kommt eine Umfrage des RWI Leibniz-Instituts für Wirtschaftsforschung im Auftrag der Eon-Stiftung:

  • 89,4 Prozent der Befragten stimmen demnach dem Ausbau „voll und ganz“ bis „eher“ zu. 2023 lag dieser Wert noch bei 87,4 Prozent.
  • Allgemein pendelt dieser Wert seit 2021 auf einem Niveau von 87 bis 89 Prozent. 2024 wurde allerdings ein neuer Höchstwert erreicht. Befragt wird seit vier Jahren die gleiche repräsentative Stichprobe.
  • Weniger Zustimmung konnte man beim Ausstieg aus der Atomenergie verzeichnen: 2021 stimmten dem Ausstieg noch knapp 58 Prozent zu, dieses Jahr sind es nur noch 50,8 Prozent. 2023 lag dieser Wert auf dem absoluten Tiefpunkt von 46,1 Prozent.
  • Auch bei Fragen zum Kohleausstieg (76 Prozent stimmen diesem zu) und dem Ausbau überregionaler Stromnetze (85,7 Prozent Zustimmung) gab es neue Höchstwerte.

Eon-Chef Leonhard Birnbaum resümiert, dass, um diese Werte weiterhin hochzuhalten, vor allem finanzielle Mehrbelastungen für die Bürger und Bürgerinnen begrenzt werden sollten.

Quelle:             Tagesspiegel Background: Hohe Zustimmung zum Ausbau erneuerbarer Energien

Vorbereitungs- und Wissensstand zur CSRD bei kommunalen Unternehmen noch verbesserungsfähig (26.11.24)

Becker Büttner Held zeigt in einer Umfrage auf, wo es bei der Umsetzung der Nachhaltigkeitsberichterstattung noch hakt:

  • 87 Prozent der befragten Unternehmen sind ab 2025 berichtspflichtig. Rund 72 Prozent sind zusätzlich von der europäischen Taxonomieverordnung (TaxVO) betroffen, anhand derer die Wirtschaftsaktivitäten der Unternehmen hinsichtlich der ökologischen Nachhaltigkeit bewertet werden.
  • Ganze 64 Prozent fühlten sich mit den Inhalten der CSRD mäßig bis gar nicht vertraut. Die TaxVO ist schemenhafter bekannt: Rund 81 Prozent gaben an, sich mit dieser Verordnung auch nur teilweise auszukennen. Ein Viertel hat sich sogar noch gar nicht mit der TaxVO beschäftigt.
  • Ein Großteil, 58 Prozent, planen, die CSRD mit externer Hilfe umzusetzen. Teil davon ist meisten eine Wesentlichkeitsanalyse, die Implementation neuer Datenerhebungsstrukturen und die Erhebung einer Treibhausgasbilanz. 13 Prozent planen zusätzlich ihre Managementsysteme anzupassen.
  • Drei Viertel der Befragten, haben zur Bewältigung der Aufnahmen interne Arbeitsgruppen gebildet. Für die CSRD sind zumeist unterschiedliche Fachbereiche zuständig, die TaxVO wird hauptsächlich vom Controlling oder Rechnungswesen umgesetzt.
  • Als wichtigste Reporting Standards wurden der Umweltstandard ESRS E1, der Standard zur Umweltverschmutzung (ESRS S4) sowie der unternehmenspolitische Standard (ESRS G1) bewertet. Für unwichtiger werden die Standards zu den biologischer Vielfalt und Ökosystemen (ESRS E4) und zu den betroffenen Gemeinschaften (ESRS S3) bewertet.

Die Kanzlei schlägt vor, dass Energieversorger die ersten Schritte zur Identifikation von Berichtspflichten bis zum 1. Januar 2025 abschließen, damit keine Daten retrospektiv aufgearbeitet werden müssen.

Quelle:             bbh: Nachhaltigkeitsumfrage zum aktuellen Umsetzungsstand der Nachhaltigkeitsberichterstattung bei Energieversorgern und Stadtwerken

Monitoringbericht 2024 der BNetzA: Marktrekord für Erneuerbare, sechs Millionen Wechselkunden und Marktbeherrschung von RWE (27.11.24)

Deutlich erhöhte Handelsvolumina, einen neuen Rekord bei dem Anteil von Erneuerbaren im Stromsektor, Rekord im Wechselverhalten Strom und Gas sowie hohe Marktmacht für RWE: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) und das Bundeskartellamt haben am 27. November 2024 ihren jährlichen Monitoringbericht vorgelegt.

Der Fokus des Bundeskartellamtes ist dabei auf die Analyse der Wettbewerbsbedingungen der gesamten Wertschöpfungsketten Strom und Gas gerichtet. Die Schwerpunkte der Bundesnetzagentur liegen in den Bereichen der Erzeugung, der Netzentgelte, der Bewertung der Versorgungssicherheit und der Belieferung von Haushaltskunden.

Strommarkt

  1. Erzeugung und Verbrauch:
  • Nettostromerzeugung sank 2023 um 9,2 Prozent auf 482,4 TWh. Erneuerbare Energien erreichten erstmals einen Anteil von 53 Prozent (2022: 45 Prozent).
  • Konventionelle Erzeugung ging um 26,5 Prozent zurück, bedingt durch Stilllegungen der letzten Kernkraftwerke und höhere Energiepreise.
  1. Marktkonzentration:
  • Die fünf größten Stromerzeuger (RWE, LEAG, EnBW, Uniper, Vattenfall) hatten einen Marktanteil von 61,3 Prozent (2022: 63,5 Prozent). RWE bleibt führend und weist weiterhin strukturelle Marktmacht auf.
  1. Netzausbau:
  • Bis 2045 sind Investitionen von über 200 Mrd. Euro im Verteilnetz nötig. 1.316 km von geplanten 14.000 km Übertragungsleitung wurden fertiggestellt.
  1. Kosten:
  • Netzentgelte stiegen 2024 um 24 Prozent auf 11,62 ct/kWh für Haushalte. Haupttreiber: gestiegene Übertragungskosten und Systemdienstleistungen.
  1. Elektromobilität:
  • Öffentliche Ladeinfrastruktur wuchs um 42 Prozent; 125.000 Ladepunkte mit 4,4 GW Leistung stehen zur Verfügung.

Gasmarkt

  1. Versorgung und Verbrauch:
  • Gasimporte sanken um 32 Prozent auf 968 TWh, während russische Lieferungen vollständig durch LNG und Gas aus Norwegen, Belgien und den Niederlanden ersetzt wurden. Der Verbrauch sank um 9 Prozent auf 790,3 TWh.
  1. Marktkonzentration:
  • Speicherbetreiber kontrollieren 72,6 Prozent der Kapazitäten, bedingt durch staatliche Übernahmen.
  1. Netzausbau und Investitionen:
  • Investitionen in das Gasnetz stiegen 2023 auf 1,65 Mrd. Euro (+101 Prozent), u. a. für die Umstellung auf grüne Gase und LNG-Infrastruktur.

Energiepreise

  1. Großhandelspreise:
  • Strompreise fielen um 60 Prozent (Baseload: 95,18 Euro /MWh). Gaspreise sanken um 67,3 Prozent (EGSI: 40,88 Euro /MWh).
  1. Endkundenpreise:
  • Strompreise für Haushalte sanken um 8 Prozent auf 41,59 ct/kWh; Gaspreise um 15 Prozent auf 12,5 ct/kWh.

Erneuerbare Energien

  1. Ausbauziele:
  • Installierte Leistung stieg auf 265,4 GW (+20,6 GW). Ausschreibungen für Wind- und Solaranlagen zeigten hohen Wettbewerb.
  1. Kosten und Förderung:
  • EEG-Zahlungen stiegen auf 17,4 Mrd. Euro (+41 Prozent). Marktprämien machen 75 Prozent der Förderung aus.

Herausforderungen

  1. Marktmacht:
  • Hohe Konzentration bei Netz- und Speicherbetreibern erfordert stärkere Regulierung.
  1. Infrastruktur:
  • Massiver Investitionsbedarf in Netze und grüne Gase bleibt eine zentrale Aufgabe, um die Klimaziele 2030 und 2045 zu erreichen.

Quelle:             Bundesnetzagentur | Bundeskartellamt (2024): Monitoringbericht 2024 gemäß § 63 Abs. 3 i. V. m. § 35 EnWG und § 48 Abs. 3 i. V. m. § 53 Abs. 3 GWB, Stand: 27.11.2024

Auf den Punkt gebracht: BMWK informiert über den Fortschritt bei Erneuerbaren Energien (29.11.24)

Auf Grundlage der Ergebnisse der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) berichtet das BMWK in der neuen Broschüre über den erreichten Fortschritt beim Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland, in Europa und der Welt.

Was wir mitnehmen:

  • Strom: Anstieg der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien um 7 Prozent auf 273 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2023.
  • Wärme: Die Nutzung von Wärme aus erneuerbaren Energien ging gegenüber dem Vorjahr deutlich um fast 8 Prozent auf 192,8 TWh zurück. Da auch der gesamte Wärmeverbrauch abnahm, sank der Anteil erneuerbarer Energien am Wärmeverbrauch nur leicht von 17,9 auf 17,7 Prozent.
  • Verkehr: Der Anteil erneuerbarer Energien im Verkehr stieg von 6,9 auf 7,5 Prozent, was vor allem auf den gestiegenen Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien zurückzuführen ist.
  • Vermeidung von Treibhausgasemissionen: Im Jahr 2023 wurden dadurch den sog. „Fuel Switch“, also den Ersatz von fossilen Brennstoffen durch Erneuerbare insgesamt 248,7 Mio. t CO2-Äquivalente Treibhausgasemissionen vermieden.
  • Investitionen und wirtschaftliche Impulse: Aufgrund des beschleunigten Ausbaus stiegen die Investitionen in neue Anlagen im Jahr 2023 kräftig auf 37,3 Mrd. Euro an.

Quelle:             BMWK: Erneuerbare Energien in Zahlen. Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2023.

Ausblick Gesetzesvorhaben

Gesetzesticker Dezember:

November 2024

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe November

Energiewirtschaftskompass Überblick

Regulatorische Entwicklungen der Energiewirtschaft

Zum Kurzkommentar

  • Die Ampel ohne Gelbphase: Stopp or Go für die Energiepolitik? – Oder: Der Wahlkampf hat begonnen
  • EU-Wahl – In welche Richtung steuert die EU-Energiepolitik? 

Regulatorik

• EnWG: Die wichtigsten Änderungen auf einen Blick (13.11.2024)

• Jahressteuergesetz (JStG): Neuerungen für Speicher beschlossen (21.10.2024)

• Stromsteuergesetz: Diese Neuerungen haben es nicht geschafft (21.10.2024)

• BMWK-Maßnahmenpaket für Windkraft (21.10.2014)

• EEG: Banken fürchten hohes Finanzierungsrisiko im Systemwechsel und Konto riskiert den Dispo (24.10.2024)

Marktentwicklung

• Stromversorgungsqualität in Deutschland auf gutem Niveau (12.11.2024)

Regulatorik

• Gasumlage bleibt in 2025 erhalten (18.11.2024)

• Kohlenstoffspeichergesetz: Umsetzung mit Union möglich – Neuerungen für Bundesländer (11.11.2024)

Marktentwicklung

• Wasserstoffkernnetz von BNetzA genehmigt (22.10.2024)

Regulatorik

• Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes: Union bringt Gesetzesvorschlag ein (07.11.2024)

• AVBFernwärmeV & Geothermiebeschleunigungsgesetz: Wie geht es weiter? (07.11.2024)

Marktentwicklung

• Messtechnik: Schweizer Unternehmen Landis+Gyr prüft Abzug aus Europa (31.10.2024)

• Ende der Koalition: Wie geht es weiter mit den noch nicht beschlossenen Gesetzen? (07.11.2024) 

Regulatorik

• NIS-2: Umsetzung von Bund und Ländern unterschiedlich weit (21.10.2024)

• E-Rechnung ab 2025: EDI-Verfahren soll weiterhin angewendet werden können (21.10.2024)

• Bürokratieentlastungsgesetz IV: Viel verändert hat sich nicht (22.10.2024)

• Novelle des BauGB: Verbesserungen für Erneuerbaren-Anlagen (04.11.2024)

• Kritis-Dachgesetz: Erster Entwurf liegt dem Kabinett vor (06.11.2024)

Marktentwicklung

• Kraftwerksstrategie: Kraftwerkssicherheitsgesetz steht auf der Kippe (14.11.2024)

• EU-Kommission: Designierte Kommissarinnen und Kommissare absolvieren Anhörung im Parlament (28.10.2024)

• US-Wahl: Trumps Sieg und die Bedeutung für Europa (06.11.2024)

• Ladeinfrastruktur: Übergangslösung für §7 Abs. 1 EnWG von Kabinett beschlossen (13.11.2024)

• Kabinett beschließt statistische Erhebung von Wasserstoff (14.11.2024)

Zu “Studien & Analysen” 

  • Studie sieht Verbesserungsbedarf bei Dynamischen Tarifen (30.10.2024)
  • Think Tank Ember veröffentlicht Vorschläge für eine sichere grüne Energieversorgung (30.10.2024)
  • Studie zum Potential von KI in der Fernwärmeoptimierung (08.11.2024)

Zu “Ausblick Gesetzesvorhaben”

  • Noch nicht absehbare Vorhaben
  • BDEW-Anwendungshilfen

Kurzkommentar - Welche Themen dominierten in den vergangenen Wochen?

Die Ampel ohne Gelbphase: Stopp or Go für die Energiepolitik? – Oder: Der Wahlkampf hat begonnen!

Eigentlich geht es in diesem ersten Teil des ENWIKO immer darum, die vier bis fünf wichtigsten energiewirtschaftlichen und regulatorischen Neuerungen der letzten vier Wochen für Sie einzuordnen.

Dieses Mal ist alles etwas anders, denn neben den Details einzelner Beschlüsse geht es seit dem 06. November um die essenzielle Frage: Wie geht es nach dem Ampel-Aus weiter mit der Energiepolitik in unserem Land? Wo wird der energiewirtschaftliche Norden sein, auf den sich der Kompass in Zukunft ausrichten wird?

Fest steht: Die Neuwahlen am 23.02.2025 stattfinden, sollte Bundeskanzler Scholz am 16.12.2024 die Vertrauensfrage stellen und diese verlieren. Bis dahin regiert eine Minderheitsregierung aus SPD und Grüne, die auf die Stimmen der CDU/CSU Fraktion angewiesen ist. Die Union kündigte bereits an, alle Tagesordnungen des Bundestags pauschal abzulehnen, bis die Vertrauensfrage gestellt werde. Ausnahmen solle es nur für „Vorgänge von außerordentlicher Dringlichkeit oder überfraktioneller Einigkeit“ geben.

Und der Wahlkampf hat begonnen. Dies wurde in der Regierungserklärung von Bundeskanzler Scholz am 13. November deutlich. Noch deutlicher wurde es in der Replik des CDU-Kanzlerkandidaten Merz, der unter anderem eine Wende in der Energiepolitik zu mehr Technologieoffenheit ankündigte. Dies ist kein überraschender Move der Christdemokraten. Geradezu sensationell überraschend war allerdings die Ankündigung von Friedrich Merz, er könne sich die Lockerung der Schuldenbremse vorstellen. Nicht in Punkto Soziales oder Konsum, wohl aber in Punkto Investitionen. Auf den zweiten Blick ist das gar nicht so überraschend, muss sich doch eine zukünftig mit allergrößter Wahrscheinlichkeit an der Regierung beteiligte Partei finanziellen Handlungsspielraum sichern. Dafür benötigt es eine Zweidrittelmehrheit im Deutschen Bundestag, die Friedrich Merz nach der Wahl für nicht als selbstverständlich gegeben sehen könnte. Zurecht. Je nach Stimmengewichtung für die FDP, die AfD und das BSW könnte eine Zweidrittelmehrheit zu einem Vabanquespiel werden. Daher könnte es in Punkto Schuldenbremse noch einiges an Dynamik geben, sollte diese noch vor den Neuwahlen zur Disposition gestellt. Denn was genau die Begründungen für deren Aufweichung seien, was genau also unter „Investitionswürdig“ fallen wird, darüber kann man sich trefflich streiten. Für die Energiewirtschaft wird dies aber gegebenenfalls folgenschwer sein. Denn schließlich hat auch die Energiefrage bei dem Scheitern der Ampel-Koalition eine Rolle gespielt. Unter anderem ging es um die Frage der steuerfinanzierten Entlastung der Netzentgelte.

Nun liegt der Ball im Lager der CDU/CSU-Fraktion, die bereits vor zwei Wochen erste Entwürfe für eine eigene Energieagenda vorgelegt hat. Jens Spahn, stellvertretender Vorsitzender der CDU/CSU-Bundestagsfraktion fasste die Pläne seiner Fraktion kurz zusammen, in dem er ankündigte, durch eine „Kostenwende“ „die Energiepolitik wieder vom Kopf auf die Füße“ stellen zu wollen.

Wie navigieren wir durch die nächste Zeit ohne Haushalt?

Wie regierungsfähig ist die Minderheitsregierung? Eine Einigung auf den Haushalt 2025 im Bundestag gilt als ausgeschlossen, denn die Union müsste mitstimmen. Die Regierung arbeitet daher zurzeit mit der sogenannten vorläufigen Haushaltsführung weiter. Dies ist eine zum Beispiel nach Bundestagswahlen übliche Praxis, um in der Zeit bis zur Regierungsbildung handlungsfähig zu bleiben. Der Bund kann Ausgaben für „bestehende Einrichtungen und gesetzlich beschlossene Maßnahmen“ tätigen. Unter bestimmten Umständen sind auch überplanmäßige Ausgaben möglich – etwa, wenn die EEG-Förderung höher ausfällt als veranschlagt. Einen solchen ungeplanten Mehrbedarf muss aber das BMF bewilligen und bei größeren Beträgen auch das Parlament unterrichten.

Die Bundestagsfraktionen sind dabei, die Sitzungsplanung bis zur Wahl am 23. Februar festzuzurren. Eine Entscheidung gibt es bereits: Die letzte Novemberwoche, in der eigentlich über den Haushalt für 2025 hätte entschieden werden sollen, wird als Plenarwoche gestrichen. 

Im Gespräch ist darüber hinaus, im Januar nur eine Sitzungswoche einzuplanen. Ursprünglich waren zwei geplant. Die beiden Plenarwochen direkt vor dem Wahltermin im Februar könnten ebenfalls gestrichen werden. Hier steht eine Entscheidung allerdings noch aus.

Was bedeutet das Ampel-Aus für die Energiewirtschaft?

In erster Linie Geduld. Denn wann eine neue Bundesregierung nach den angekündigten Wahlen am 23. Februar 2025 regierungsfähig ist, bleibt offen. Was allerdings fest steht: Es besteht kein Automatismus, dass ein neu gewählter Bundestag noch offene Gesetzesentwürfe übernimmt. Und bis dahin? Initiativen, wie zum Beispiel Eckpunkte zum Kapazitätsmarkt, die keinen Gesetzescharakter haben, könnte das aktuelle Kabinett noch verabschieden. Hier gilt es, die Maßnahmen anzustoßen, die auch bei der CDU/CSU Anklang finden.

Was nach den Wahlen zu erwarten ist, ist eine Zeit der Neuorientierung. Was wir heute sagen können, ist, dass es unabhängig von der Regierungszusammensetzung nicht Usus ist, die in einer Vorgängerregierung nicht mehr beschlossenen Gesetzesvorhaben zu Ende zu bringen. Themen wie Netzentgeltentlastung, das Kraftwerkssicherheitsgesetz inklusive Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz-Verlängerung, der Start der geplanten Ausschreibungen, die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes inklusive eines Biomassepaketes und die Umsetzung der RED III sowie der Beschleunigungsgesetze für Geothermie und Wasserstoff stehen zur Disposition.

Besonders nach den zurückliegenden Monaten, die von Kontroversen und Streitigkeiten der drei Ampel-Partner, die einmal als „Fortschrittskoalition“ gestartet sind, wird klar, dass die Mehrheitsfindung in Bundestag und Bundesrat Kooperation und Kompromisse benötigen statt wirtschaftspolitischer Grundsatzkonflikte.

Für die Parteien heißt es jetzt, mit Hochdruck Kandidat:innen aufzustellen und Wahlprogramme zu verabschieden. Die Diskussionslinien und Positionierungen zu den energierelevanten Themen und Personalien werden wir in den kommenden Wochen und Monaten engmaschig für Sie begleiten. Für unsere Partner werden wir ad-hoc Meldungen und Informationen jeweils situativ bereitstellen, damit Sie sich schnell ein Bild über handlungsrelevante Trends und Entwicklungen machen können, so dass Sie „hands-on“ mit den neuesten Nachrichten versorgt sind.

EU-Wahl – In welche Richtung steuert die EU-Energiepolitik?

Die Abgeordneten des Europäischen Parlaments sollen eigentlich am 27. November im Plenum über die gesamte EU-Kommission abstimmen. 26 Posten, 26 Personen unter der Leitung der bereits bestätigten EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen.

Letzte Woche mussten sich die designierten Kommissar:innen, die die Mitgliedstaaten für die neue Europäische Kommission nominiert hatten, in Brüssel den Fragen der zuständigen Fachausschüsse des Parlaments stellen. Doch wie erwartet, hakte es bei den Anhörungen der Vizepräsident:innen am Dienstag weniger wegen hehrer Sachfragen als wegen Macht- und Parteipolitik, die sich um die Sozialistin Teresa Ribera und den rechtskonservativen Raffaele Fitto dreht. Die Entscheidung über die Besetzung der neuen EU-Kommission ist bis auf Weiteres aufgeschoben.

Im Laufe dieser kommenden Woche werden wir mehr erfahren. Erfahren werden Sie allerdings bereits in diesem ENWIKO die wichtigsten Eckpunkte zu den energiewirtschaftlich relevanten Kommissionsanwärtern Dan Jørgensen für das Energieressort und Wopke Hoekstra für die Klimapolitik.

Strom

Regulatorik

EnWG: Die wichtigsten Änderungen auf einen Blick (13.11.2024)

Drei Versionen mit unterschiedlichem Umfang der Energiewirtschafts-Gesetzesnovelle (EnWG) haben uns in den letzten Wochen beschäftigt. Nach dem Ampel-Aus ist die Frage, was von dem ambitionierten Plan übrigbleibt.

Im Gesetzesentwurf der EnWG-Novelle, der es überraschend am 13. November auf die Agenda des Kabinetts geschafft hat und beschlossen wurde, finden sich einige Änderungen, die weitreichende Auswirkungen auf die Energiewende haben würden – zu nennen sind u.a. folgende Neuerungen:

  • Neue Vorgaben für die Umsetzung zur Beschleunigung von Netzanschlüssen.
  • Neugebaute Kleinanlagen ab 2 kW sollen von Netzbetreibern angesteuert werden können.
  • Neue Vorgaben zum Einbau von Steuerungs- und Messtechnik, inklusive neuer Messkonzepte für Erzeuger und Nutzer. Das neue Leitprinzip bedeutet: „Vom Smart Metering zum Smart Grid“
  • Schrittweise Absenkung der Direktvermarktungspflicht auf 25 kW.
  • Keine Vergütung mehr bei Null-Preisen

Netzausbau und Netzregulierung

  • Die Standardisierung und Digitalisierung von Netzanschlussverfahren werden weiter vorangetrieben. Vorgesehen ist, entlang gestufter Umsetzungsfristen innerhalb von 3 Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes sämtliche Netzanschlussverfahren für Erzeugungsanlagen, Verbrauchseinrichtungen und Speicher in den Verteilnetzen geeignet zu standardisieren und zu digitalisieren.
  • Auch soll die Transparenz zur Netzanschlusskapazität erhöht werden. Unter anderem werden Verteilnetzbetreiber zur unverbindlichen Netzanschlussauskunft verpflichtet. Im Vergleich zum ersten Gesetzesentwurf beinhaltet der aktuelle Entwurf längere Umsetzungsfristen (1. Januar 2028 statt 2026) und eine Vereinfachung in Bezug auf die Auskunftspflichten.
  • Vereinfachung und Standardisierung der Netzanschlussprozesse, einschließlich neuer Plattformen und digitaler Schnittstellen.
  • Cable Pooling, also das Nutzen eines gemeinsamen Anschlusses für Speicher und EE-Anlagen, soll ermöglicht werden.
  • Die Möglichkeit zum Abschluss flexibler Netzanschlussvereinbarungen ist als positiv zu bewerten. Netzbetreiber und Anlagenbetreiber können die Begrenzung der maximalen Einspeisung am Netzanschlusspunkt vereinbaren. Hierdurch können Anlagen auch bei begrenzter Netzkapazität zügig ans Netz angeschlossen und im Falle langfristiger Vereinbarungen auch Netzausbaubedarfe reduziert werden.

Smart-Meter-Rollout – Änderungen des MSbG

  • Der Smart-Meter-Rollout soll zukünftig stärker netzorientiert erfolgen. Der Fokus liegt auf Neuanlagen
  • Vom Smart-Meter zum Smart-Grid-Rollout: Fokuswechsel auf systemische Steuerbarkeit und Integration von Steuerungseinrichtungen.
  • Um dieses Ziel zu erreichen, sollen zukünftig Anlagen mit einer installierten Leistung über 2 kW steuerbar gemacht werden.
  • Für eine breitere Digitalisierung wurde im MsbG die Grenze für Smart-Meter-Pflichteinbaufälle wieder von 10.000 auf 6.000 kWh/a abgesenkt. Die Preisobergrenzen für Smart Meter wurden für Kunden mit mehr als 20.000 kWh/a angehoben, ebenso für moderne Messeinrichtungen. Neu ist, dass Netzbetreiber nun die Hälfte der Kosten für Einbau und Betrieb von Technik zur Anlagensteuerung übernehmen sollen.
  • Entsprechend sollen auch die gesetzlichen Rollout-Ziele angepasst werden, so dass zunächst 90 Prozent der installierten Leistung von Neuanlagen und perspektivisch auch von Bestandsanlagen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet werden sollen.
  • Flankierend sollen die Preisobergrenzen (POG) insbesondere für optionale Anlagen und Einspeiser angehoben werden:
  • Erweiterte Aufgaben des Messstellenbetreibers (MSB): Verantwortung für Steuerungseinrichtungen wird MSB übertragen.
  • EEG-Anpassungen: Verpflichtung zur Fernsteuerbarkeit und Sichtbarkeit von EE-/KWK-Anlagen durch MSB.
  • Aufnahme der Steuerungsaufgabe in die Standartleistung des MSB und Einführung einer Steuerungs-POG.
  • Neue Rollen: Einführung des Aggregationsverantwortlichen und verstärkte Rolle des Auffangmessstellenbetreibers (AMSB).
  • Haltefrist für iMS: Mindestvertragslaufzeit von zwei Jahren für intelligente Messsysteme.
  • Fraglich ist, ob aufgrund des hohen technischen Aufwands bei der Nachrüstung von Kleinanlagen, des zweifelhaften Nutzens für das Stromnetz sowie der möglichen bremsenden Wirkung auf den PV-Zubau die Steuerbarkeits-Grenze nicht wie bisher bei 7 kW liegen sollte.
  • Neu ergänzt in der aktuellen Gesetzesvorlage: Ein nachgelagerter VNB, der seine Pflichten zur Steuerfähigkeit und zum Abruf der Ist-Einspeisung dauerhaft oder wiederholt verletzt und diese daher seitens BNetzA entzogen bekommt, kann diese mit Nachweis seiner Leistungsfähigkeit (neu) auch wieder zurückübertragen bekommen.

Neuanlagen:

  • Direkte Steuerung ab 2 kW; Direktvermarktungspflicht schon ab 25 kW. Dazu soll die Die Direktvermarktung einfacher und digitaler gestaltet werden.
  • Rückgang der Subventionierung: Neuanlagen ab 25 kW sollen nur eine EEG-Vergütung bei positiven Großhandelspreisen erhalten. Balkon-PV soll hiervon ausgenommen werden.

Verbraucherschutz

  • Einführung von Festpreisverträgen mit bindenden Laufzeiten, um Verbraucher vor Strompreisschwankungen zu schützen.
  • Erweiterte Informationspflichten der Energielieferanten (z. B. Preisänderungen, Vertragskonditionen).

Stromspeicher:

  • Auflockerung des Ausschließlichkeitsprinzips: Bereits eingespeicherter Grünstrom soll nicht durch den Zufluss von Graustrom aus der Förderung entfallen.
  • Stärkung der Festlegungskompetenzen der BNetzA im Zusammenhang mit dem bivalenten Speicherbetrieb.

Energy-Sharing:

  • Teilnehmende solcher Projekte sollen einen eigenen Bilanzkreis führen.
  • Weiterhin keine Vorgaben für die Gestaltung der Teilnehmenden-Verträge oder zur Abrechnung der innergemeinschaftlich gehandelten Energiemengen. Auch fehlt eine gesetzliche Definition von Energy-Sharing-Gemeinschaften.
  • Zur Stärkung von Genossenschaften als Rechtsform, darunter fallen auch Energiegenossenschaften im Energy Sharing, plant die Bundesregierung eine Beschleunigung der Rechtsschritte zur Gründung solcher Gemeinschaften. Dies wurde wohl trotz Ampel-Aus noch im Kabinett beschlossen. Die Prüfung des Förderzwecks durch das Registergericht soll beschleunigt werden. Einige Schriftformerfordernisse im Genossenschaftsrecht entfallen und zusätzliche Maßnahmen sollen Missbrauch dieser Rechtsform verhindern.

Wie weiter nach dem Ampel-Aus?

Ob die Novelle in dieser Form noch beschlossen werden kann, hängt von einigen Faktoren ab: Habeck forderte gemeinsam mit den Energieministern und -ministerinnen der Länder die Union auf, das EnWG und das Kraftwerkssicherheitsgesetz im Parlament zu unterstützen. Aktuell ist folgender Zeitplan kommuniziert:

  • Der Gesetzesentwurf wurde als besonders eilbedürftig gekennzeichnet und soll laut Zeitplan am 19.12.2024 zur ersten Lesung in den Bundestag und am 20.12.2024 in den Bundesrat; eine Verabschiedung ist noch vor den Neuwahlen am 23.02.2025 geplant.
  • Ob der bisherige Koalitionspartner FDP der EnWG-Novelle zustimmen wird, ist offen. Die Liberalen hatten zuletzt kritisiert, der geplante stufenweise Förderstopp bei negativen Preisen bliebe hinter den Vereinbarungen derWachstumsinitiative  aus dem Sommer zurück. Die CDU/SCU hatte ja bereits angedeutet, keine Gesetze mittragen zu wollen.
  • Grundsätzlich passen Aspekte des jüngsten Energiepapiers der Union schon zu einigen Inhalten der EnWG-Novelle, wie etwa die darin geforderte stärkere Marktintegration der Erneuerbaren. Vermutlich will die Partei ihre Energieagenda ohnehin lieber selbst in einer Regierung umsetzen.
  • Klar ist: Passiert in der laufenden Legislatur in Sachen EnWG nichts, müsste das Verfahren von einer neuen Regierung neu gestartet werden, Monate dürften ins Land gehen. Aus unserer Sicht wäre es wichtig, dass zumindest Teile aus dem Gesetz zeitnah entschieden würden, wie z.B. das MsbG.

 

Quellen:

Kabinettsbeschluss vom 13.11.2024: Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung

BMWK, 13.11.2024: Bundeskabinett beschließt Vorhaben im Energiebereich und für innovationsfreundliche Rahmenbedingungen

BVES & ODH: Positionspapier zum Thema Energy Sharing

energate messenger: BMWK plant Direktvermarktungspflicht für Kleinanlagen

energate messenger: Habeck fordert Unterstützung von Ministerkonferenz

Tagesspiegel Background: Erneuerbaren-Förderung: Erneuerbare müssen mehr Systemverantwortung übernehmen

Tagesspiegel Background: Scharfe Kritik an Vorgaben für Smart-Meter-Ausbau

Tagesspiegel Background: Bundesregierung justiert Genossenschaftsrecht nach

ZfK: Energy Sharing: Vorgabe zu Bilanzkreisen sorgt für Ärger

Jahressteuergesetz (JStG): Neuerungen für Speicher beschlossen (21.10.2024)

Die Stromsteuer-Novelle (StrStG) und das Jahressteuergesetz (JStG) sollten in der dritten Oktoberwoche von Bundestag verabschiedet werden, geschafft hat dies nur das Jahressteuergesetz.

Beschlossene Neuerungen für Speicher im JStG:

  • Bei der Gewerbesteuer für Speicher orientiert sich die Novelle an den Vorgaben für PV und Windkraft: Standortgemeinden mit Speicheranlagen sollen am Gewerbesteueraufkommen der Betreiber beteiligt werden.
  • Betriebe mit mehreren Betriebsstätten in verschiedenen Gemeinden sind in jeder Gemeinde gewerbesteuerpflichtig – die Aufteilung der Steuerpflicht erfolgt normalerweise anhand der in den Betriebsstätten gezahlten Löhne.
  • Erneuerbare Energieanlagen beschäftigen vor Ort oft kaum Arbeitskräfte, was bisher zu wenig Berücksichtigung der Standortgemeinden führte. Für Windkraft- und Solaranlagen wurde deshalb eine Aufteilung des Steueraufkommens von 90% für Standortgemeinden und 10 Prozent für die Gemeinden des Unternehmenssitzes festgelegt, das gilt nun auch für Speicher.

Geplant war das Jahressteuergesetz als ein Gegenstück zum amerikanischen Inflation Reduction Act, mit Investitionsanreizen für Unternehmen. Diese haben es nicht in den Beschluss geschafft. Im IRA werden Investitionen in grüne Technologien mit „tax credits“ vergütet.

Quellen:

Drucksache 20/12780: Entwurf eines Jahressteuergesetzes 2024

Tagesspiegel Background: Steuerliche Besserstellung von Stromspeichern beschlossen

Stromsteuergesetz: Diese Neuerungen haben es nicht geschafft (21.10.2024)

Das StrStG hat es aufgrund fehlender Beschlussfähigkeit nicht durch das Parlament geschafft. Die Stromsteuer-Novelle soll für Rechtsklarheit und Erleichterungen führen, nicht nur für Speicher, sondern vor allem auch für Elektromobilität.

Auch wurden Regelungen an EU-rechtliche Vorgaben angepasst, das Gesetz wurde so verschlankt. Neu ist so zum Beispiel auch die Übernahme der europäischen Vorgabe, dass alle zur Stromerzeugung eingesetzten Energieerzeugnisse grundsätzlich steuerfrei sind. Auch wurden Anzeige- und Berichtspflichten eingegrenzt, um Bürokratie abzubauen. Dadurch erhofft sich die Bundesregierung eine Reduzierung der jährlichen Bürokratiekosten um rund 15,4 Mio. Euro.

Geplante Neuerungen für Speicher im StrStG:

  • Grundgedanke der Reform ist Vermeidung von Doppelbesteuerung von Stromspeichern; sie sollen technologieoffen, als Teil des Versorgungsnetzes definiert werden und müssten so nur beim Ausspeichern Steuern zahlen.
  • Auch die Anlagenverklammerung, also die Möglichkeit der Zusammenfassung von örtlich zusammenhängenden Anlagen zu einer, z.B. bei Kundenanlagen, wird aufgehoben. Steuerbefreiungen werden auf die einzelnen Anlagen abgestellt.
  • Ebenso wird im StrStG der Weg für bidirektionales Laden bereitet: Laut Wirtschaftsminister Robert Habeck soll dies bereits im nächsten Jahr möglich werden. Bidirektionales Laden eröffnet die Möglichkeit, dass Elektroautos als mobile Speicher genutzt werden können. Auch hier benötigte es einiger steuerrechtlichen Stellschrauben, die im StrStG adressiert wurden: Doppelbelastungen und Steuerschuldnerschaft für Autobesitzer wurden abgeschafft. Habeck zeigt sich zuversichtlich, dass mobile Speicher das Stromnetz zusätzlich stabilisieren könnten. Bis 2025 soll es dazu eine einheitliche digitale Sprache und Datenaustauschplattform geben.

Mit dem Koalitions-Aus werden diese Neuerungen vermutlich nicht beschlossen werden können.

Quellen:

Drucksache 20/12351: Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom und Energiesteuerrecht

energate messenger: Kritik an Biomasseplänen der Stromsteuerreform

energate messenger: Rahmenbedingungen für Stromspeicher verändert

Tagesspiegel Background: Bundestag bei Stromsteuer-Novelle nicht beschlussfähig

Tagesspiegel Background: Habeck macht Weg für bidirektionales Laden frei

BMWK-Maßnahmenpaket für Windkraft (21.10.2014)

Die Windturbinen-Hersteller und das Bundeswirtschaftsministerium haben eine haben sich auf eine Vereinbarung verständigt:

Das Wirtschaftsministerium will den Zugang außereuropäischer Anbieter erschweren und für verlässliche Marktvolumina sorgen. Windturbinen-Hersteller kurbeln dafür ihre Produktion an und sollen so für ein ausreichendes Angebot sorgen. Die Windindustrie leidet aktuell, ähnlich wie Solar, unter geringer Nachfrage und Konkurrenz aus China. Trotz verbesserteer Genehmigungssituation wurden die politischen Ausbauziele in diesem Jahr verfehlt.

  • Das Maßnahmenpaket beinhaltet Cyber-Sicherheitsanforderungen und Prüfung kritischer IT-Komponenten, dies ist ebenfalls Teil der NIS-2 Richtlinie, deren Umsetzung noch auf sich warten lässt.
  • Man einigte sich auf den Einsatz von EU-Handelsschutzinstrumenten (z. B. Foreign Subsidies Regulation sowie Antidumping- und Antisubventionsmaßnahmen)
  • Zudem will die Branche auch unabhängiger von chinesischen Komponenten, wie z.B. Magneten, werden.
  • KfW und EIB sollen staatliche Absicherungen und Garantien in Höhe von 16 Mrd. Euro bis 2030 anbieten, dies wurde bereits im Wachstumspaket angekündigt. Die Finanzierung von chinesischen Exporten soll ebenfalls überprüft und ggf. zurückgefahren werden, sofern europäische Hersteller das Nachsehen haben.

Das Paket erhielt Lob von der Stiftung Offshore-Windenergie, diese formulierte aber Forderungen nach einer Reform der Ausschreibungen für Offshore-Windflächen. Die IG Metall fordert mehr

Arbeitsplätze und Wertschöpfung durch Ausschreibungen mit europäischem Wertschöpfungsanteil (Local Content). Aktuell hagelt es an Kritik an den aktuellen Ausschreibungsbedingungen, bisher liegt der Vorschlag für zweiseitige Differenzverträge (CfD) im Raum, diese werden auch von der Branche gefordert.

Anfang 2025 soll auf einem Windgipfel die Maßnahmen evaluiert werden.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background: Maßnahmenpaket für heimische Windradbauer

EEG: Banken fürchten hohes Finanzierungsrisiko im Systemwechsel und Konto riskiert den Dispo (24.10.2024)

Die EEG-Förderung soll auf ein produktionsunabhängiges Modell umgestellt werden: Mit einer Kapazitätsprämie soll der Weg in einen Kapazitätsmarkt geebnet werden. Banken warnen nun in einem Brief an das BMWK vor möglichen Negativfolgen für die Energiewende:

  • Die vorgestellten Optionen hätten schwer abschätzbare Mengen- und Preisrisiken zur Folge, so die Banken, die Teil des Finanzier Beirats des Windverbands BWE sind.
  • Der Aufwand für Risikobewertung und -management sei hier zu groß. Die Unsicherheiten würden stark steigen, zudem müsse mehr Eigenkapital aufgewendet werden – in Kombination mit höheren Kosten allgemein würde das die Akteursvielfalt einschränken.
  • Zudem würde die Kreditvergabe begrenzt werden und die Kosten sowie der Zeitaufwand für die Anpassung der Ratingmodelle stark zunehmen.

All das würde den Ausbau von Erneuerbaren einschränken: Weniger Anlagen würden zugebaut werden und die Energiewende zudem teurer werden. Die Banken setzen sich dafür ein, dass die Marktprämie modifiziert werden solle: Sie stellen sich ein zeitunabhängiges Förderkontingent mit Abschöpfungskorridor vor. So würde das Risiko einer längeren Finanzierungslaufzeit berechenbar werden. Auch schlagen sie vor, dass die Förderung bei negativen Marktpreisen ausgesetzt werden könne. Auch möglich soll die Rückerstattung von Übergewinnen sein.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Banken befürchten höhere Finanzierungsrisiken bei EEG-Systemwechsel

ZfK: Ampel-Aus stiftet Verwirrung bei EEG-Bundeszuschüssen

Marktentwicklung

Stromversorgungsqualität in Deutschland auf gutem Niveau (12.11.2024)

Die Zahl der Versorgungsunterbrechungen in Deutschland bleibt trotz starkem Erneuerbaren-Anteil stabil, das sagt der SAIDI-Wert des Jahres 2023:

  • Die durchschnittliche Ausfallzeit pro Verbraucher betrug rund 12,8 Minuten. Im Vergleich zu 2006, das erste Jahr der BNetzA-Statistik, ist das ein Rückgang um 8,8 Minuten.
  • In den SAIDI-Wert fließen Unterbrechungen ab 3 Minuten. Unterbrechungen, die auf höhere Gewalt, z.B. Extremwetterereignisse, zurückgehen werden nicht berücksichtigt.
  • 852 Netzbetreiber meldeten insgesamt 158.360 Unterbrechungen, knapp 1100 mehr Meldungen als 2022.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background: Versorgungsunterbrechungen weiter auf niedrigem Niveau

Gas

Regulatorik

Gasumlage bleibt in 2025 erhalten (18.11.2024)

Geplant war der Wegfall der Gasumlage ab dem 01. Januar 2025 an allen Ausspeisepunkten zu europäischen Nachbarländern – jetzt wo die EnWG-Novelle durch das Koalitions-Aus vermutlich nicht vorangetrieben wird, hängt auch diese Zusage in der Schwebe.

Zum Kontext:

  • Aktuell fällt auf Gaslieferungen durch Deutschland ein Zuschlag von 2,50 Euro pro Megawattstunde als Gasspeicherumlage an. Erhoben wird diese vom Trading Hub Europe (THE), dem Verantwortlichen für das deutsche Gasmarktgebiet. Eigentlich sollte die Umlage für die Transite entfallen. Die entsprechende Änderung des Energiewirtschaftsgesetz (Artikel 35 e) hängt aber noch im Bundestag.
  • Die Gasspeicherumlage wurde im Zuge des Krieges gegen die Ukraine eingeführt. Sie finanziert die Kosten zur Befüllung der deutschen Gasspeicher. Seit 2022 gelten für diese verpflichtende Füllstandsvorgaben. Diese sollen die Versorgung absichern. Zuvor hatte Gazprom seine in Deutschland betriebenen Speicher gezielt leerlaufen lassen.
  • Durch den Kabinettsbeschluss am 13. November der EnWG-Novelle hat das Gesetzespaket zwar die nächste Hürde genommen, allerdings ist mit Blick auf den offiziell kommunizierten Zeitplan mit einem Beschluss frühstens Ende Februar 2025 zu rechnen. Das Auslaufen der Gasumlage ist somit nicht mehr möglich zum 01. Januar 2025.
  • Bis zum 20. November muss der Marktgebietsmanager THE die Höhe der Umlage für das erste Halbjahr des kommenden Jahres bekanntgeben.
  • Selbst bei einer Umlage von 0 ct/kWh ist es daher angebracht auf den Gasrechnungen eine Umlage von 0 ct/kWh auszuweisen, um den gesetzlichen Pflichten nachzukommen.
  • Da auf Grund der politischen Unsicherheit schwer absehbar ist, ob die Novelle in ihrer jetzigen Form nur beschlossen wird oder nur als Rumpfgesetz den Gesetzgebungsprozess passiert, ist es durchaus möglich, dass die Gasumlage über den 30. Juni 2025 hinaus erhalten bleibt.

Eine klare Regelung könnte erreicht werden, wenn der Bundestag in den verbleibenden Sitzungswochen im Dezember die entsprechende Änderung im EnWG verabschiedet. Dafür benötigen SPD und Grüne die Unterstützung der Opposition. Der Unionsfraktionsvorsitzende Friedrich Merz hatte diese Woche eine Zusammenarbeit mit

  • der Ampel bei nicht haushaltsrelevanten Themen nicht ausgeschlossen, allerdings erst unter der Voraussetzung, dass Bundeskanzler Olaf Scholz (SPD) zuvor die Vertrauensfrage stellt. Diese ist für den 16. Dezember geplant, während die letzte Plenarsitzung des Jahres am 20. Dezember stattfinden soll.
  • Positiv zu werten ist, dass auch die CDU bereits generelles Interesse signalisiert hat, die Gasumlage abschaffen zu wollen, weswegen das wahrscheinliche Enddatum der Umlage aktuell der 30. Juni 2025 sein dürfte.
  • Der Energieexperte der SPD, Andreas Rimkus schätzt das Durchkommen der EnWG-Novelle aktuell allerdings noch positiv ein.

 

Quellen:

energate messenger: Koalitions-Aus könnte Europas Gaswirtschaft verstimmen

CDU/CSU: Neue Energie-Agenda für Deutschland

Tagesspiegel Background: Wie der Ampel-Bruch den Gastransit belastet

Kohlenstoffspeichergesetz: Umsetzung mit Union möglich – Neuerungen für Bundesländer (11.11.2024)

Die Debatte um das Kohlendioxid-Speichergesetz (KSpG) spitzt sich zu, da die Branche auf eine Einigung drängt, bevor im Januar die Ausschreibungen für Klimaschutzverträge starten. FDP und Union haben ihre grundsätzliche Bereitschaft signalisiert, das Gesetz mitzutragen, knüpfen ihre Zustimmung jedoch an die Prüfung rot-grüner Änderungsanträge.

Das KSpG soll das bisherige Verbot kommerzieller CO2-Speicher aufheben, um rechtliche Unsicherheiten zu beseitigen und Unternehmen die Teilnahme an den Projekten zu ermöglichen. Ohne das Gesetz müssten diese sich auf rechtlich unzulässige CCS-Projekte bewerben.

  • Während Oliver Grundmann (CDU) den Entwurf für unzureichend hält, betont er die Notwendigkeit, zunächst Investitionssicherheit zu schaffen und mögliche Nachjustierungen später vorzunehmen. Die SPD hingegen lehnt den aktuellen Entwurf ab. Die klima- und energiepolitische Sprecherin Nina Scheer fordert, die Möglichkeit von CCS bei Erdgaskraftwerken zugunsten von erneuerbaren Energien und Wasserstoff zu streichen. Auch innerhalb der Grünen gibt es noch keine einheitliche Haltung, da eine abschließende Einschätzung zur Abstimmung, etwa durch die energiepolitische Sprecherin Lisa Badum, bisher aussteht.
  • Parallel dazu plant die Bundesregierung, CO2 in andere Staaten zu exportieren, um es dort unter dem Meeresboden zu speichern. Dieses Vorhaben, das zur Reduktion unvermeidbarer CO2-Emissionen beitragen soll, ist Teil des Ziels, Deutschland bis 2045 klimaneutral zu machen. Dafür wurde ein Vertragsgesetz beschlossen, das die Grundlage für die Ratifizierung einer 2009 beschlossenen Änderung des Londoner Protokolls schafft. Dieses internationale Übereinkommen regelt Maßnahmen zur Verhütung von Meeresverschmutzung und ermöglicht künftig auch den grenzüberschreitenden Transport von CO2.
  • Da die Änderung noch nicht von allen Staaten ratifiziert wurde, plant Deutschland eine vorläufige Anwendung und passt dafür das nationale Hohe-See-Einbringungs-Gesetz an. Die CO2-Speicherung spielt eine Schlüsselrolle im deutschen Klimaschutzplan und ergänzt Maßnahmen in Sektoren wie Energie, Verkehr und Umwelt. Begrenzte Speicherkapazitäten in der deutschen Außenwirtschaftszone machen den Export von CO2 zu einer zentralen Strategie, um die Klimaziele zu erreichen.

CCS für Bundesländer: Opt-In möglich

Die Bundesregierung plant die Zulassung geologischer CO2-Speicher in der Nordsee und überlässt die Entscheidung zur Nutzung von CO2-Speichern an Land den einzelnen Bundesländern über eine Opt-In-Klausel.

Haltung der Bundesländer:

  • Norddeutsche Länder (z.B. Niedersachsen, Schleswig-Holstein) lehnen Onshore-CO2-Speicher ab. Sie verweisen auf mangelnde geologische Voraussetzungen und Schutzbelange (z. B. Wasserschutz).
  • Nordrhein-Westfalen sieht keine Nutzungsmöglichkeit für CCS aufgrund fehlender Speicherkapazitäten.
  • Brandenburg: Ministerpräsident Woidke unterstützt CCS generell, möchte die Speicherung jedoch nach Polen auslagern.
  • Baden-Württemberg: Offen für CO2-Speicherung und weitere Untersuchungen zu Potenzialen, sieht jedoch den Anschluss an das europäische CO2-Pipeline-Netz als höchste Priorität.

Skepsis und Kritik:

  • Der Bundesrat fordert einheitliche Mindeststandards für CCS.
  • Verbände (BDEW, VKU) warnen vor Grundwassergefährdung und äußern sich skeptisch zur CO2-Speicherung an Land.
  • Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) kritisiert die unterschätzten Risiken von CCS und die Gefahr, dass die Technologie den Ausbau erneuerbarer Energien verlangsamen könnte.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Wie die Bundesländer zu CO2-Speichern stehen

Tagesspiegel Background: Opposition würde CO2-Speicherung mitbeschließen

Bundesregierung: CO2-Ausstoß im Meeresboden speichern

Deutscher Bundestag Drucksache 20/11900 Gesetzentwurf der Bundesregierung Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes

Marktentwicklung

Wasserstoffkernnetz von BNetzA genehmigt (22.10.2024)

Die BNetzA hat ein in großen Teilen gestutztes Wasserstoffkernnetz genehmigt – und das mit einiger Verspätung:

  • Insgesamt 9040 km wurden genehmigt, 626 km wurden gestrichen. Neu gebaut werden sollen nur rund 40 %, die restlichen Leitungen sollen aus ehemaligen Erdgas Leitungen entstehen.
  • Kürzungen seien vor allem von Netzbetreibern vorgenommen worden, so Ralph Bahke von der FNB Gas. Knapp 293 km wurden von der BNetzA selbst gestrichen: Klaus Müller erklärt, dies seien vor allem redundante und Anbindungsleitungen gewesen. Diese seien per se nicht Teil des Kernnetzes, weshalb diese Anträge beim Kernnetz rausfallen würden.
  • Teil des Genehmigungsantrags waren aber „erdgasverstärkende Leitungen“, insgesamt 660 km für knapp 2 Mrd. €. Diese sollen zunächst die Versorgungssicherheit garantieren.
  • Der Ausbau wird so vor allem günstiger: Rund 800 Mio. € können so eingespart werden, die Gesamtkosten belaufen sich somit auf 18,9 Mrd. €.
  • Im Netzentwicklungsplan (NEP) wird die Anbindung der Kommunen und Gemeinden aufgezeigt, dieser wird im nächsten Sommer erwartet.
  • Teilstrecken sollen bereits 2032 fertig gestellt werden. Zur Finanzierung wird es ein Hochlauf-Netzentgelt bis 2055 geben, dessen Höhe in den nächsten Monaten festgelegt werden soll. Die entstehenden Mehrkosten erhalten die Netzbetreiber aus einem Amortisationskonto zurück, später erhält der Staat das Geld von den Betreibern zurück.

Angeschlossen ans Kernnetz werden auf jeden Fall alle Bundesländer.  Baden-Württemberg will aber nicht auf den NEP warten, das Bundesland befürchtet eine zu geringe Netzdichte, die durch kleine Leitungen nicht abgefangen werden könnte. Doch auch in Sachsen gibt es weiße Flecken: Beide Bundesländer befürchten einen wirtschaftlichen Nachteil.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background: Gestutztes H2-Kernnetz genehmigt

Wärme

Regulatorik

Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes: Union bringt Gesetzesvorschlag ein (07.11.2024)

Anträge aus der Opposition haben im Normalfall keine Chance auf Durchkommen. Im Hinblick auf die neuesten Entwicklungen könnte es aber möglich sein, dass der Vorschlag der CDU mit SPD und Grüne zur Novelle des KWKG durchkommen wird.

Vorschlag der CDU:

  • Die Union schlägt eine Verlängerung bis zum 31. Dezember 2030 vor, die SPD war zuletzt für eine maximale Verlängerung bis 2028. 2030 wurde von den Sozialdemokraten aber nicht gänzlich ausgeschlossen. Das würde bedeuten, dass auch Anlagen, die nach 2026 in Betrieb genommen wurden in die Förderung fallen würden. Die CDU-Fraktion meint, dass so mehr Planungssicherheit geschaffen werden könnte.

 

Quellen:

Drucksache 20/13615: Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes

energate messenger: Chancen für KWKG-Verlängerung trotz Ampel-Aus

AVBFernwärmeV & Geothermiebeschleunigungsgesetz: Wie geht es weiter? (07.11.2024)

Ursprünglich sollte die AVBFernwärme-Verordnung Anfang November ins Kabinett kommen, aufgrund des fehlenden Kabinettsbeschluss rückt eine Verabschiedung in weite Ferne. Ziel der Novelle ist es, die Rahmenbedingungen für die Fernwärmeversorgung zu modernisieren, um den Anforderungen der Energiewende gerecht zu werden und eine effizientere sowie klimafreundlichere Wärmeversorgung zu gewährleisten. Diese Verordnung wird es voraussichtlich nicht mehr auf die limitierte Agenda schaffen.

Besser sieht das für das Geothermiebeschleunigungsgesetz aus: Der grüne Energieminister Schleswig-Holsteins, Tobias Goldschmidt, appellierte in einer Zusammenkunft der Energieminister und -ministerinnen der Länder an die schnelle Durchsetzung des Gesetzes, trotz Ampel-Aus. Dieses Gesetz müsse es auf die Agenda schaffen, so Goldschmidt.

Bis Redaktionsschluss gab es hier keine neuen Entwicklungen, nun muss man die Tage bis zur Vertrauensfrage abwarten.

 

Quelle:

energate messenger: Habeck fordert Unterstützung von Ministerkonferenz

Marktentwicklung

Messtechnik: Schweizer Unternehmen Landis+Gyr prüft Abzug aus Europa (31.10.2024)

Der Messtechnik- und IoT-Hersteller mit knapp 2.800 europäischen Beschäftigten unterzieht seine europäische Sparte einer strategischen Prüfung.

Grund hierfür seien hohe Verluste des Europageschäfts. Das Unternehmen erwäge einen Umzug in die USA mit dortigem Börsengang, da hier ein Großteil des Umsatzes erwirtschaftet wird.

In der EU gilt Landis+Gyr als einer der großen Marktvertreter im Bereich Messtechnik für den Strom- und Wärmesektor sowie Smart-Grid-Technologie. Mit einem EU-Marktanteil von rund 17 Prozent.

CEO Werner Lieberherr gibt an, dass Mitte bis Ende des nächsten Jahres eine Entscheidung feststehen würde. Möglich wäre neben einem Umzug auch ein Teil- oder Komplettverkauf der europäischen Sparte.

 

Quelle:

energate messenger: Landis+Gyr erwägt Abschied aus Europa

 

Sektorübergreifend

Ende der Koalition: Wie geht es weiter mit den noch nicht beschlossenen Gesetzen? (07.11.2024)

Am Mittwoch, dem 06. November wollte das Kabinett eigentlich die Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) beschließen. Stattdessen entließ Bundeskanzler Olaf Scholz den Bundesminister der Finanzen, Christian Lindner. Das hieß das Aus der Ampel-Koalition und eine Minderheitenregierung bis zu möglichen Neuwahlen.

Bundeskanzler Scholz plant die Vertrauensfrage am 16. Dezember zu stellen. Sollte ihm der Bundestag das Vertrauen nicht aussprechen, sind für den 23. Februar 2025 Neuwahlen angesetzt. Bis zu den Neuwahlen ist der alte Bundestag trotz Auflösung allerdings weiterhin arbeitsfähig. Nach den Neuwahlen kann bis April oder Mai mit einer neuen Regierung gerechnet werden.

Diese Gesetze können es noch schaffen:

  • Steuerfortentwicklungsgesetz: Anpassung des Einkommenssteuertarifs
  • Rentenpaket II: Stabilisierung des Rentenniveaus und Aufbau eines Generationenkapitals
  • GEAS-Anpassungsgesetz: Reform des Gemeinsamen Europäischen Asylsystems
  • Noch nicht beschlossene, aktuell in Beratung befindende Sofortmaßnahmen für die Industrie: Hier will Scholz auch auf die Zusammenarbeit mit Friedrich Merz setzen. Vermutlich werden sich hier aber Forderungen zu Energiepreisen finden. Eine Senkung der Stromnetzentgelte per Haushaltszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelte sei hier möglich.
  • Kraftwerkssicherheitsgesetz: Hier wäre eine Zusammenarbeit mit der CDU möglich. Das Bundeskabinett will den Entwurf nach Ministeriumsangaben bis Jahresende beschließen, damit im ersten Halbjahr 2025 eine erste Ausschreibungssequenz starten kann.
  • Auch ein Kapazitätsmarkt wäre mithilfe der Union umsetzbar, ebenso das Kohlenstoffspeichergesetz. Hier bleibt abzuwarten, ob Friedrich Merz diese Unterstützung auch ohne früher gestellte Vertrauensfrage geben wird. Unionsfraktionsvize Jens Spahn lehnte eine Zusammenarbeit mit SPD und Grünen in Sachen Energiepolitik ab. Der neu ernannte Finanzminister Jörg Kukies von der SPD signalisierte allerdings, dass es selbst innerhalb der Koalition aus SPD und Grüne Uneinigkeit über den Zeitplan gäbe, weswegen ein Beschluss in der auslaufenden Regierungsperiode zurzeit noch offen sei.
  • KWKG-Novelle: Ein Gesetzesvorschlag der CDU könnte von SPD und Grünen angenommen werden.

Vermutlich nicht beschlossen werden folgende Gesetze:

  • EnWG-Novelle: Durch den Beschluss am 13. November im Kabinett liegt nun ein offizieller Zeitplan vor. Demnach soll die EnWG-Novelle bis Ende Februar verhandelt sein. Ob der Zeitplan gehalten wird oder am Ende nur ein Rumpfgesetz beschlossen wird, bleibt abzuwarten. Es dürfte allerdings als wenig wahrscheinlich gelten, dass die Novelle mit mehr als 450 Seiten vollständig beschlossen wird.
  • Stromsteuernovelle: Änderungen für Speicher werden bis auf weiteres vertagt.
  • AVBFernwärmeV & Geothermiegesetz: Ein Beschluss im Kabinett steht bislang noch aus und wurde vertagt. Es ist offen, ob ein Beschluss noch vor den vorgezogenen Neuwahlen erfolgt.
  • Auch das Thema des Strommarktdesigns dürfte noch auf sich warten lassen müssen. Da die Opposition andere z.T. andere Ansätze verfolgt, dürfte eine kurzfristige Einigung als unwahrscheinlich gelten.
  • Wasserstoffbeschleunigungsgesetz: Planungs- und Genehmigungsverfahren für Elektrolyseure sollten beschleunigt werden. Da das Gesetz bereits mehrfach konsultiert wurde und bislang kein Konsens über den Grad der Beschleunigung erzielt werden konnte, steht auch ein großes Fragezeichen hinter dem Wasserstoffbeschleunigungsgesetz.
  • Anpassungen an EU-Gesetze: NIS-2-Umsetzungsgesetz, Anpassung TEHG sowie Energieeffizienzgesetz werden vermutlich nicht durchkommen, obwohl hier die Fristen teilweise schon abgelaufen sind.
  • BauGB-Novelle: Anhörung am 11. November im Bundestag wurde ausgesetzt.
  • Gebäude-Elektromobilitätsinfrastrukturgesetz
  • Biomasse-Paket

Wie geht es jetzt gesetzgeberisch weiter?

  • Es gilt das sogenannte Diskontinuitätsprinzip: Gesetze, die vor den Neuwahlen nicht beschlossen werden, werden in der Regel nicht von der nachfolgenden Regierung übernommen. Sie müssen erneut angestoßen werden, was aktuell bedeuten würde, dass wir bei den energiewirtschaftlich wichtigen Regelungen mit einer Verzögerung von mindestens sechs Monaten bis zu einem Jahr rechnen müssen.
  • Eine Minderheitsregierung aus Grünen und SPD wird versuchen, die geplanten Maßnahmen durchzubringen – mit wechselnden Mehrheiten.

Wie geht es weiter mit dem Haushalt?

  • Das Wichtigste: Trotz politischer Unklarheit zum Fortgang der gesetzgeberischen Tätigkeit ist die Bundesregierung handlungsfähig. Der neue Finanzminister Jörg Kukies (SPD) plant, ohne Haushaltssperre auszukommen.
  • Zuvor hatte es Befürchtungen gegeben, dass ohne Einigung auf einen Nachtragshaushalt eine Haushaltssperre wie schon Ende 2023 drohe. Dies hätte einen vorübergehenden Stopp von Förderungen, etwas im Heizungsbereich bedeutet.
  • Die ursprünglich geplante Haushaltswoche zur Diskussion des Nachtragshaushalts war für Anfang November angesetzt und dann gestrichen worden. Die in der ersten Dezember-Woche angesetzte Haushaltsdebatte ist auf zwei bis drei Tage verkürzt worden, die erste Januarwoche als Haushaltswoche gänzlich gestrichen. Somit ist die Haushaltssitzung auf Ende Januar oder Anfang Februar verschoben.
  • Stand heute wird der von der geplatzten Ampel-Koalition auf den Weg gebrachte Entwurf für einen Nachtragshaushalt für 2024 wahrscheinlich nicht die benötigte Zustimmung finden, da SPD und Grüne nicht über genügend Stimmen verfügen. Union und FDP wollen den Nachschlag bisher nicht mittragen.
  • Ein Nachtragshaushalt war unter anderem aufgrund der erhöhten Kosten für die Vergütung erneuerbarer Energien in diesem Jahr nötig geworden.
  • Finanzminister Jörg Kukies möchte nun nach bisherigem Kenntnisstand, statt einen Nachtragshaushalt aufzusetzen, knapp zehn Milliarden Euro, die ursprünglich für das Bau eines Werks des US-Chipherstellers Intel in Magdeburg geplant waren, aus dem Budget in den Klima- und Transformationsfonds (KTF) umschichten. Intel hatte zuvor angekündigt, den Bau des Werks zu verschieben.
  • Eine solche Lösung hatte Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) bereits vor dem Aus der Koalition vorgeschlagen, um das Milliardenloch im Haushaltsplan zu stopfen.
  • Folgen für das EEG-Konto: Die vorgeschlagene Lösung der Verschiebung von Mitteln aus dem laufenden Haushalt in den KTF zur Finanzierung des EEG-Kontos verschiebt das Problem nur, da langfristig zusätzliche Kredite bzw. anderweitige Finanzierungen erforderlich wären. Sollten die Bundeszuschüsse ausbleiben, müssten die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) Kredite aufnehmen, um gesetzlich verpflichtende Zahlungen an Anlagenbetreiber sicherzustellen. Dies würde ihre Ratings verschlechtern, was die Finanzierung des Netzausbaus verteuert und letztlich die Kosten auf die Stromnutzer umlegt. Höhere Strompreise und eine geringere Einspeisung erneuerbarer Energien durch schlechtes Wetter könnten kurzfristig das EEG-Konto entlasten, lösen aber das grundsätzliche Finanzierungsproblem nicht. Die Gefahr besteht, dass durch die Haushaltstricks und Kreditkosten sowohl die Energiewende als auch die Netzfinanzierung nachhaltig belastet werden.
  • Bis zur Entscheidung für einen Nachtragshaushalt oder dem Haushalt arbeitet die Regierung mit der sog. Vorläufigen Haushaltsführung. In dieser Zeit dürfen die wichtigsten Ausgaben weiterhin getätigt werden – Kosten für Personal, bereits zugesagte Investitionen und Fördergelder werden ausgezahlt. Unter bestimmten Umständen sind auch überplanmäßige Ausgaben möglich – etwa, wenn die EEG-Förderung höher ausfällt als veranschlagt. Einen solchen ungeplanten Mehrbedarf muss aber das BMF bewilligen und bei größeren Beträgen auch das Parlament unterrichten.
  • Mit einem Bundeshaushalt 2025 kann nach aktuellem Stand frühestens Mitte des kommenden Jahres gerechnet werden.

 

Quellen:

Die Einschätzung dieses Beitrages basieren auf eigenen Recherchen des Stabsbereich Energiewirtschaft: Strategie & Wissen

Bundeswahlleiterin: Vorbereitung der Wahl zum 21. Deutschen Bundestag, hier: Verfahrensweise für den Fall einer Auflösung des 20. Deutschen Bundestages nach Artikel 68 Abs. 1 Satz 1 Grundgesetz (GG) und einer Neuwahl nach Artikel 39 Abs. 1 Satz 4 GG vom 11.11.2024

Regulatorik

NIS-2: Umsetzung von Bund und Ländern unterschiedlich weit (21.10.2024)

Bund und Länder hatten zwei Jahre Zeit, um die NIS-2-Richtlinie umzusetzen, die erweiterte Cybersicherheitsvorschriften vorgibt, diese gelten auch für die Energiewirtschaft. Die NIS-2 verlangt von Betreibern kritischer Infrastruktur, wie z. B. Stromnetzen, Maßnahmen zur Cybersicherheit wie Risikobewertungen, Meldung von Cybervorfällen und die Sicherung von Lieferketten. Nach Ablauf der Frist zeigt sich: Nur die Hälfte der Bundesländer hat die Frist bis zum 17. Oktober eingehalten.

  • Der Bund ist in Verzug und rechnet mit der Verabschiedung des NIS-2-Umsetzungsgesetzes im Frühjahr 2025.
  • Einige Bundesländer (z. B. Sachsen, Bayern) haben bereits bestehende Gesetze angepasst, andere (z. B. Thüringen, Niedersachsen) arbeiten noch an der Umsetzung.
  • Im Norden (Bremen, Hamburg, Schleswig-Holstein) gibt es organisatorische Herausforderungen durch gemeinsame IT-Dienstleister und Notfallteams.
  • Andere Länder (z. B. Brandenburg und NRW) warten auf Bundesgesetzgebung für die Umsetzung.
  • Geplant waren weitere Diskussionen im Bundestag über das NIS-2-Umsetzungsgesetz am 04. November. Teilnehmende der öffentlichen Anhörung des Innenausschusses machten deutlich, dass sie sich eine zügige Umsetzung des Gesetzes wünschen. Besonders die Ausnahmen für staatliche Verwaltungen wurden kritisiert. Auch fordern sie eine bessere Verzahnung des NIS2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes mit dem KRITIS-Dachgesetz sowie eine Klarstellung der Rolle des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI).
  • Für Stadtwerke ist eine Doppelregulierung und unklare IT-Sicherheitspflichten durch das NIS-2-Umsetzungsgesetz in der derzeitigen Form zu befürchten.

 

Quellen:

Drucksache 20/13184: NIS-2-Umsetzungsgesetz – Entwurf

Tagesspiegel Background: Bund und Länder bei der NIS-2-Umsetzung unterschiedlich weit
Bundestag: Expertenkritik an geplanter Umsetzung der NIS-2-Richtlinie

E-Rechnung ab 2025: EDI-Verfahren soll weiterhin angewendet werden können (21.10.2024)

Ab dem 01. Januar 2025 ist es verpflichtend für deutsche Unternehmen, E-Rechnungen als Standard für Geschäftsabrechnungen einzuführen. Diese können direkt und ohne Medienbruch in die Systeme übertragen und dort lückenlos weiterverarbeitet werden, anders als PDF-Rechnungen.

  • Ab 2025 ist es Pflicht, E-Rechnungen für steuerbare Leistungen im B2B Bereich einzusetzen, ab 2027 müssen diese für alle B2B-Umsätze genutzt werden.
  • Bisher war nicht sicher, ob hier das EDI-Verfahren weiterhin eingesetzt werden wird, um die Umsetzung zu erleichtern hat man sich darauf aber nun geeinigt: Das EDI-Verfahren, was nun konkret bei E-Rechnungen Anwendung finden wird, muss lediglich den vorgegebenen EU-Standards entsprechen und interoperabel gestaltet werden.

Wann dieses Verfahren feststeht, bleibt abzuwarten, da dies Anbietersache sei.

 

Bild 

 

Quelle:

BDEW: EDI-Verfahren künftig auch für E-Rechnungen verwendbar

Bürokratieentlastungsgesetz IV: Viel verändert hat sich nicht (22.10.2024)

Der BDEW zeigt sich weiter kritisch vom zuletzt verabschiedeten BEG IV: Für die Energie- und Wasserwirtschaft gäbe es nur wenige Erleichterungen. Insgesamt erwartet die Bundesregierung Kosteneinsparungen von rund 3 Mrd. € pro Jahr für die gesamte deutsche Wirtschaft.

Was ist neu:

  • Erleichterte Genehmigung von Elektrolyseuren, vor allem im kleinen bis mittelgroßen Bereich.

Die Branche hätte sich zusätzlich gewünscht:

  • Überflüssige Berichtspflichten identifizieren und abschaffen
  • Erforderliche Berichtspflichten bündeln und digitalisieren
  • Einführung von Praxischecks, um Potentiale zum Bürokratieabbau zu erkennen
  • Statistikpflichten prüfen und Doppelerhebungen vermeiden
  • Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für Schwer- und Großraumtransporte
  • Priorisierte Antragsbearbeitung für Kabelrollen im Reparaturfall
  • Vereinfachte Genehmigungsverfahren zur Einrichtung von Ladeinfrastruktur

Im Strom- und Energiesteuerrecht wurden Bürokratie-Entlastungen für Stromspeicher beschlossen, dazu mehr in unserem Artikel zu den Neuerungen für Speicher.

 

Quellen:

Drucksache 20/11306: Viertes Bürokratieentlastungsgesetz

BDEW: Bundesrat hat Bürokratieentlastungsgesetz IV verabschiedet

Novelle des BauGB: Verbesserungen für Erneuerbaren-Anlagen (04.11.2024)

In der Novelle lag ein Fokus auf Wohnungsbau, Anpassungen an Klimawandel und Beschleunigung des Ausbaus Erneuerbarer Energien. Der Gesetzentwurf wurde am 6. September im Kabinett beschlossen und befindet sich jetzt im Gesetzgebungsverfahren.

Positiv schätzt der BDEW:

  • Geothermie ist im Außenbereich privilegiert (§ 35 BauGB).
  • Elektrolyseure ohne Größenbeschränkung in Gewerbe- und Industriegebieten zulässig.
  • Rechtssicherheit für Windenergieanlagen im Außenbereich, basierend auf Zeitpunkt der Antragstellung (§ 249 BauGB).
  • Windenergieprojekte auch bei entgegenstehenden Bauleitplänen möglich (§ 249 BauGB).
  • Vorranggebiete für Windenergie sind vor Veränderungssperren geschützt (§ 249 BauGB).

Negativ sieht der BDEW:

  • Anpassung der Privilegierung für PV-Anlagen entlang Autobahnen und Bahntrassen fehlt.
  • Unklare Regelung zur Ausweisung zusätzlicher Windflächen durch Gemeinden.
  • Repowering-Definition im BauGB sollte mit BImSchG harmonisiert werden.

Die Anhörung im Bundestag fand am 13. November statt, die Bundesregierung teilte mit, dass Gespräche zur Novelle laufen würden – unsicher bleibt, ob sie noch verabschiedet wird.

 

Quellen:

BDEW: Regierungsentwurf zur BauGB-Novelle bringt Verbesserungen für EE-Anlagen

Deutscher Bundestag: Auswirkung vorläufiger Haushaltsführung auf die Baupolitik

Drucksache 20/13091: Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung

Kritis-Dachgesetz: Erster Entwurf liegt dem Kabinett vor (06.11.2024)

Noch vor dem Ampel-Aus hat das Bundeskabinett am Morgen des 06. November den Entwurf des Kritis-Dachgesetzes beschlossen.

Worum geht’s?

  • Geregelt wird in dem Gesetz der physische Schutz kritischer Infrastrukturen: Vorgaben für Einrichtungen der sog. kritischen Infrastruktur sollen Deutschland besser vor Sabotage, Terroranschlägen und den Folgen von Naturkatastrophen schützen.
  • Zur kritischen Infrastruktur zählen Einrichtungen, die für die Gesamtversorgung in Deutschland wichtig sind und mehr als 500.000 Menschen versorgen.
  • Zentrale Anlaufstelle soll das Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BKK) werden, über ein Onlineportal des BSI.
  • Die BNetzA erhält umfangreiche Kontroll- und Weisungsbefugnisse.

Meldepflichten

  • Betreiber kritischer Anlagen müssen relevante Vorfälle an die zentrale Meldestelle berichten, um schnellen Informationsaustausch und präventive Maßnahmen zu ermöglichen.

Überwachung und Sanktionen

  • Behördliche Überprüfungen, Bußgeldregelungen und Dokumentationspflichten für die Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben.
  • Bußgelder: Bis zu 500.000 Euro drohen Unternehmen, die ihren Meldepflichten nicht nachgehen. Abstufungen gibt es, beginnend bei 20.000 Euro, über 100.000 bis 200.000 Euro. Dies drohe, wenn eine Angabe „nicht, nicht richtig, nicht vollständig, nicht in der vorgeschriebenen Weise oder nicht rechtzeitig übermittelt“ worden sei.
  • Weiterhin unklar bleibt, ob virtuelle Kraftwerke als kritische Infrastrukturen klassifiziert werden würden.

To Dos

  • Die BNetzA sollte im Zuge der angestoßenen EnWG-Änderung einen Sicherheitskatalog mit konkreten Anforderungen erstellen. Mithilfe von „qualifizierten Dritten“ will die Behörde die Einhaltung dieser Anforderungen überprüfen. Das Bundesministerium des Inneren geht von einem einmaligen Aufwand der Gesamtwirtschaft von 1,7 Mrd. Euro aus, sowie einer jährlichen Belastung von bis zu 500.000 Euro.

Reaktionen

  • Der BDEW begrüßt, dass die Zertifikate und Nachweisverfahren mit dem Informationssicherheitsrecht und Resilienzrecht erfolgreich verzahnt wurden. Kritisiert wird, dass verschiedenen Sektoren weiterhin auf Landesebene verwaltet werden – dies ist mit großem bürokratischem Aufwand verbunden. Auch sind die Nachweisverfahren weiterhin unklar. Auch müsse noch versichert werden, dass sensible Daten von kritischen Energieanlagen nicht öffentlich im Marktstammdatenregister einsehbar seien.
  • Rundum fehle also noch einiges, um das KritisDG als umfassende Regelung zu etablieren, so der Verband.

Zeitplan

  • Das Gesetz sollte ursprünglich am 20. Dezember in den Bundesrat eingehen und verabschiedet werden. Inkrafttreten sollte das Gesetz im zweiten Quartal nächstes Jahr. Fraglich bleibt jetzt, wann der Bundestag sich damit beschäftigen könnte.

 

Quellen:

Referentenentwurf BMI: Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen

Tagesspiegel Background: Kritis-Dachgesetz sieht Bußgelder bis 500.000 Euro vor

Tagesspiegel Background: Kritis-Dachgesetz im Bundeskabinett beschlossen

BDEW: Bundeskabinett hat KRITIS-Dachgesetz beschlossen

Marktentwicklung

Kraftwerksstrategie: Kraftwerkssicherheitsgesetz steht auf der Kippe (14.11.2024)

Im Kraftwerkssicherheitsgesetz sollen Maßnahmen für neue gas- und rein wasserstoffbasierte Kraftwerke sowie Langzeitspeicher gebündelt werden.

Das Ziel:

  • Bau von 12,5 Gigawatt Gas- und wasserstofffähigen Kraftwerken, um Versorgungslücken zu schließen und die Netzstabilität in einer erneuerbaren Energiewelt zu sichern. Der Zubau neuer flexibel einsetzbarer Kraftwerke wird als Voraussetzung für den Kohleausstieg gesehen.
  • Darüber hinaus stellt das Kraftwerkssicherheitsgesetz die Brücke in einen umfassenden, technologieneutralen Kapazitätsmechanismus dar, der insbesondere auch Nachfrageflexibilität und Speicher nutzen soll.

Der Plan:

  • In einer ersten Säule sollen zeitnah zunächst 5 Gigawatt (GW) an neuen H2-Ready-Gaskraftwerken ausgeschrieben werden. Zusätzlich sollen über eine separate Ausschreibung bestehende Gaskraftwerke in einem Umfang von 2 GW auf einen zukünftigen Wasserstoffbetrieb umgerüstet werden. 500 MW an Langzeitspeichern kommen schließlich noch hinzu.
  • Sowohl die geplanten neuen H2-Ready-Gaskraftwerke sowie die modernisierten Bestandskraftwerke sollen ab dem achten Jahr nach ihrer Inbetriebnahme bzw. Modernisierung auf grünen oder blauen Wasserstoff (H2) umgestellt werden.
  • Erste Ausschreibungen waren bisher für das erste Halbjahr 2025 geplant. Sollte eine Einigung vor Neuwahlen nicht gelingen, drohe ein Zeitverlust von bis zu neun Monaten, warnte Minister Habeck.
  • Im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes soll eine Förderung der Investitionskosten (Capex) als auch der Betriebskosten (Opex) durch zweiseitige Differenzverträge (CfD) ausgeschrieben werden. Während einer möglichen CO2-Speicherung wird die Opex-Förderung ausgesetzt.
  • Die Förderungen würden zu gegebenem Zeitpunkt im Rahmen der (mehrjährigen) Finanzplanung berücksichtigt, teilte das BMWK mit. Das Ministerium kalkuliert angeblich mit einer Fördersumme von 15,5 Milliarden Euro.

Verantwortlich für das Ausschreibungsdesign ist die BNetzA, die mit einer nötigen Vorbereitungszeit von 4-6 Monaten rechnet.

Stand der Dinge:

  • Trotz des Endes der Ampel-Koalition soll das Kraftwerkssicherheitsgesetz umgehend in die Länder- und Verbändeanhörung gehen. Das kündigte Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck beim Energiewendekongress der Dena am 11. November an.
  • Im Anschluss werde das Kabinett den Entwurf beschließen. Der Zeitplan, mit Ausschreibungen für den Neubau von Kraftwerken im kommenden Jahr zu beginnen, sei noch zu halten.
  • Allerdings sind SPD und Grüne im Bundestag nach dem Ausstieg der FDP aus der Regierung auf die Stimmen der Opposition angewiesen.
  • Last but not least: Das Gesetz muss durch die EU-Kommission notifiziert werden. Die Regierung sei hier in „konstruktiven Gesprächen“ mit der EU, wie aus einer aktuellen Antwort der Bundesregierung auf die parlamentarische Anfrage der CDU/CSU Fraktion hervorgeht.

 

Quellen:

Deutscher Bundestag: Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der CDU/CSU, Drucksache 20/13467, Umsetzung der Kraftwerksstrategie vom 05.11.2024

energate messenger: Habeck fordert Unterstützung von Ministerkonferenz

Pressemitteilung VKU vom 24.10.2024

Tagesspiegel Background: Kraftwerksausschreibungen droht Unterdeckung

Tagesspiegel Background: Diskussion um Kraftwerksstrategie

Tagesspiegel Background: Habeck will Kraftwerksgesetz und EnWG-Novelle anschieben

ZfK: Kraftwerksausschreibungen: Habeck-Zeitplan praktisch nicht mehr haltbar

Bundesminister Robert Habeck beim 15. dena Energiewende-Kongress 2024

EU-Kommission: Designierte Kommissarinnen und Kommissare absolvieren Anhörung im Parlament (28.10.2024)

Hier die Schwerpunkte, die die Nominierten ins Parlament schickten:

Dan Jørgensen, Kommissar für Energie und Wohnen

  • Bereitstellung von sauberer und kostengünstiger Energie durch eine „robuste Energieunion“. Dafür soll in den ersten 100 Tagen seines Mandats ein Aktionsplan im Rahmen des Clean Industrial Deal folgen. Auch er will auf PPAs und CfDs setzen. Auch will er dafür steigende Systemkosten ins Auge fassen.
  • Er will sich ferner für die Beseitigung von Infrastrukturengpässen und regulatorischen Hindernissen einsetzen. Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien und Netze will er weiter beschleunigen.
  • Wasserstoff soll vor allem in Sektoren zum Einsatz kommen, wo die Abkehr von Fossilen schwer durchführbar sei, z.B. in der Industrie und im Transportwesen. Für schwer dekarbonisierbare Sektoren soll zudem auch CCUS regulatorisch ermöglicht werden.
  • Atomkraft müsse wieder thematisiert werden, wenn eine Unabhängigkeit von Russland geschafft werden wolle. Auch hier soll es Chancen für schwer dekarbonisierbare Sektoren geben. Dafür sollen Sicherheitsstandards zur Nutzung von Atomkraft weiter streng befolgt werden.

In seiner Anhörung am 05.November bestand Jørgensen den Test des EU-Parlaments. Sein Fokus auf günstige Preise durch mehr Erneuerbare und einen stärkeren Netzausbau stieß auf Zustimmung. Mit Förderzusagen für Atomkraft blieb er noch vorsichtig, sah dies aber als nötig für den Klimaschutz an.

Teresa Ribera Rodríguez, Exekutive Vizepräsidentin für einen sauberen, gerechten und wettbewerbsfähigen Wandel

  • Wettbewerbsfähigkeit erreichbar durch eine Abkehr von fossilen Brennstoffen und eine saubere Kreislaufwirtschaft
  • Dekarbonisierung als Antrieb des Clean Industrial Deal; Schlüsselelemente sollen bezahlbare Energiepreise, einheitliche Wettbewerbsbedingungen sowie ein gestärkter Binnenmarkt mit einer erhöhten Mobilisierung von Privatkapital sein.
    • Energiepreise durch eine Transformation des Energiesystems und Stärkung einer Energieunion. Ersteres will sie vor allem durch die Einführung von Power Purchase Agreements (PPA) und Differenzverträgen (CfD) erreichen.
  • Dafür sollen Genehmigungsverfahren beschleunigt werden, um den europäischen Anteil an der Fertigung sauberer Technologien zu erhöhen.
  • Erstellung eines Fahrplans für ein Ende russischer Gaslieferungen, Prüfung der europäischen Energiesicherheitsinfrastruktur.
  • Das Ergebnis der Anhörung ist eine Verschiebung der Entscheidung zu der Nominierung von Teresa Ribera. Der Vorstoß kommt von der der Europäischen Volkspartei (EVP) und ist Teil einer umfassenderen innenpolitischen Pattsituation in Spanien. Ribera – die scheidende spanische Ministerin für den ökologischen Wandel und die demografische Herausforderung – wird von der spanischen Oppositionspartei, der konservativen Partido Popular (PP/EVP), wegen des Umgangs der Regierung mit den jüngsten Überschwemmungen im Land heftig kritisiert.

Wopke Hoekstra, Kommissar für Klima, Netto-Null und sauberes Wachstum

  • Erarbeitung eines Aktionsplans für erschwingliche Energiepreise sowie eines Gesetzes zur Beschleunigung der industriellen Dekarbonisierung – vor allem durch den ETS, CBAM und Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen für CCUS.
  • Schaffung eines Fonds für europäische Wettbewerbsfähigkeit.
  • Sein Fokus liegt vor allem auf einem Klimaschutz mit sozialpolitischem Faktor: Als Vorschlag nannte er ein „Social Leasing“-Programm aus Frankreich. Hier werden Geringverdienende aus ländlichen Gebieten beim Leasing von E-Autos vom Staat unterstützt, um die Verkehrswende sozial gerecht voranzutreiben. Auf EU-Ebene soll es für solche Projekte den Klimasozialfonds geben, der vor allem mit Einnahmen aus dem ETS2 gefüttert werden soll.
  • Festhalten will der Niederländer an dem Verbrenner aus für 2035 und an den Vorgaben zu Klimazielen der Branche bis 2025. Er begründete dies damit, dass viele europäische Autobauer bereits darauf hinarbeiteten und eine Verlängerung nicht nötig sei. Auch die Strafzahlungen bei Nichteinhaltung verteidigte er, da diese weit unter dem Gewinn der Branche lägen und daher angemessen seien.

Hoekstra erhielt die nötige Zweidrittel-Mehrheit und kann somit sein Ressort weiterführen.

Jessika Roswall, Kommissarin für Umwelt, Wassersicherheit und Wettbewerbsfähige Kreislaufwirtschaft

  • Umsetzung und Vereinfachung bestehender Rechtsakte
  • Investitionen fördern und digitale Lösungen nutzen
  • Ziel des Circular Economy Act: Marktineffizienzen ausgleichen, Anreize für die Nutzung sekundärer Rohstoffe schaffen (z. B. zurückgewonnener Phosphor)
  • Schutz und Bereitstellung von sauberem Trinkwasser in der EU
  • Roswall erhielt noch keine feste Zustimmung des Parlaments und wurde vor allem von den Sozialdemokraten kritisiert.

Stimmen aus der Wirtschaft

Europe Unlocked, eine Gemeinschaft von 19 großen europäischen Unternehmerverbänden, veröffentlichte einen „Call to Action“, der die neue Kommission dazu anhält, den Green Deal einheitlicher und gezielter zu gestalten, um die Wettbewerbsfähigkeit der EU zu stärken: Einige Verordnungen hätten zwar zur Folge, dass Projekte schneller verwirklicht werden könnten – an einigen Stellen gäbe es aber noch zu hohe Hürden und die Entwicklung sei stark eingeschränkt. Es sollte ein stärkerer Fokus auf alle grünen Technologien gelegt werden, statt nur eine Handvoll zu fördern, so die Gemeinschaft.

Nächste Schritte

Ende November wird die abschließende Wahl stattfinden. Im Dezember folgt die offizielle Amtseinführung.

  • Damit eine neue Kommission Anfang Dezember vereidigt werden kann, müsste das Parlament alle Kommissare einzeln bestätigen, bevor die gesamte Kommission auf der nächsten Straßburger Sitzung des Parlaments in der Woche vom 25. November zur Abstimmung gestellt wird.

 

Quellen:

BDEW: Prioritäten der neuen EU-Kommission

Tagesspiegel Background: Jørgensen verspricht billigere Energie für Europa

Tagesspiegel Background: Hoekstra hält an EU-Klimavorgaben für Autobauer fest

Euractiv: Jørgensen secures two thirds majority to pass European Parliament hearing

European Parliament: Hearing of Commissioner-designate Jessika Roswall

CV Dan Jørgensen

CV Wopke Hoekstra

CV Teresa Ribera Rodríguez

CV Jessika Roswall

US-Wahl: Trumps Sieg und die Bedeutung für Europa (06.11.2024)

Was kann die EU und die europäische Energiewirtschaft mit der Wiederwahl von Trump erwarten?

  • Austritt aus dem Pariser Klimaabkommen: Biden machte diesen Austritt rückgängig, Trump wird vermutlich erneut den Austritt wagen. Dies könnte zur Folge haben, dass weiter Länder austreten werden. Auch soll die Produktion von fossilen Brennstoffen angekurbelt werden. Zwar vertritt aktuell die Biden-Administration die USA bei der COP29, doch die abgegebenen Erklärungen werden durch die nahende Trump Präsidentschaft an Glaubwürdigkeit verlieren. Mehr zur internationalen Klimakonferenz wird es in der nächsten ENWIKO-Ausgabe geben. Einige Experten rechnen zudem mit einem Austritt aus der UN-Klimakonvention.
  • Aufkündigung von Offshore-Projekten: Trump kündigte an, Offshore-Projekte noch an seinem ersten Tag im Amt per Dekret zu streichen. Diese Ankündigung hatte bereits erste Auswirkungen: Das Windenergieunternehmen Ørsted und der Turbinenhersteller Vestas verloren knapp 9 Prozent an der Börse.
  • Zölle auf Stahl und Autos: Mit den angekündigten „Tariffs“ plant Trump, die USA als Produktionsstandort wieder attraktiver zu gestalten. Auch sollen so Preise wieder sinken – fraglich bleibt, ob irgendeiner dieser Wünsche in Erfüllung gehen wird. Klar ist, dass Importeure von europäischen Gütern zwischen 10 bis 20 Prozent Einfuhrgebühr bezahlen werden müssen. Möglich ist, dass weniger in die USA importiert werden könnte.

Deutschland, Italien, Frankreich, Polen und Großbritannien bildeten beim Gipfeltreffen der Europäischen Politischen Gemeinschaft (EPG) eine Koalition, um gemeinsam europäische Interessen gegenüber der neuen republikanischen Regierung zu vertreten und die Wettbewerbsfähigkeit zu stärken. Italiens Ministerpräsidentin Meloni ist zwar ebenfalls mit Trump auf politischer Augenhöhe, die italienische Exportwirtschaft wäre durch die Zölle

allerdings stark gefährdet. Ungarischer Präsident Orbán feierte dagegen die Rückkehr von Trump in das Weiße Haus. Noch hat Ungarn die Ratspräsidentschaft inne, ab Jahresende wechselt das. Experten rechnen damit, dass Orbáns Aufgeschlossenheit Trump gegenüber dann nur wenig Einfluss auf die Beziehungen haben wird.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Experten erwarten Ausfall der USA beim Klimaschutz

Euractiv: Geeintes Auftreten gegen Trump: Führende EU-Staaten erwägen Koalition

Ladeinfrastruktur: Übergangslösung für §7 Abs. 1 EnWG von Kabinett beschlossen (13.11.2024)

Das Kabinett gab seine Zustimmung für eine Übergangsregelung zum Weiterbetrieb von Ladeinfrastruktur für De-Minimis-Unternehmen.

  • Der bisherige §7 untersagt es Energieversorgungsunternehmen, die Vertrieb und Netzbetrieb in einer Gesellschaft vereinen, E-Ladepunkte zu besitzen, zu entwickeln, zu verwalten oder zu betreiben. De-Minimis Unternehmen müssten dies ab dem 01. Januar 2025 berücksichtigen. Der BDEW sprach sich dagegen aus, da so der Ladesäulenbetrieb erschwert werden würde.
  • Im Kabinettsentwurf findet sich daher eine Übergangsregelung, der die Umsetzung bis Ende 2026 verlängern würde. Dann hätten De-Minimis-Unternehmen mehr Zeit, ihre öffentlichen Ladepunkte abzutrennen.
  • Wie es weiter geht, ist angesichts der aktuellen politischen Situation noch ungewiss.

Aktuell empfiehlt der BDEW vier Handlungsoptionen:

  • Option 1: Umorganisieren (neue Gesellschaft oder Übertragung an bestehendes
    Mutter-/Tochter-/Schwesterunternehmen)
  • Option 2: Kooperation mit Dritten
  • Option 3: Verkauf an Dritte/Ladeinfrastruktur stilllegen
  • Option 4: Keine Maßnahmen ergreifen

 

Quelle:

BDEW: Ladeinfrastruktur: Kabinett hat verlängerte Übergangsregelung beschlossen

Kabinett beschließt statistische Erhebung von Wasserstoff (14.11.2024)

Am 13. November 2024 hat das Bundeskabinett den Entwurf einer Verordnung zur energiestatistischen Erhebung von Wasserstoff beschlossen.

  • Ziel ist es, potenzielle Treibhausgas-Minderungen durch Wasserstoff ermitteln zu können. Demnach verpflichtet die sog. „Energiestatistik-Verordnung Wasserstoff – EnStatWassV“ große Teile der Gaswirtschaft erstmals dazu, jährlich Daten über produzierte bzw. gehandelte Mengen von Wasserstoff und seinen Derivaten Ammoniak und Methanol an die statistischen Ämter zu melden.
  • Die Verordnung erfasst auch Im- und Exportmengen und schafft somit Transparenz in den Handelsbeziehungen im Bereich Wasserstoff. Derzeit importiert Deutschland noch keinen grünen Wasserstoff, über das Förderprogramm H2Global soll aber voraussichtlich 2027 der großskalige Import von grünen Wasserstoff-Derivaten auf dem Seeweg beginnen. Mit Importen von reinem grünem Wasserstoff rechnet das Ministerium ab Ende 2028.
  • Mit dieser Verordnung setzt der Gesetzgeber EU-Vorgaben um. Hintergrund ist die Erneuerbaren Energien Richtlinie der EU (RED), die für 2030 und 2035 verbindliche Ziele für den Einsatz von erneuerbaren Brennstoffen nicht biogenen Ursprungs bei der Nutzung von Wasserstoff im Industriesektor festlegt.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background: Kabinett beschließt statistische Erhebung von Wasserstoff

Studien & Analysen

Studie sieht Verbesserungsbedarf bei Dynamischen Tarifen (30.10.2024)

Eine Analyse des Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) im Auftrag der Verbraucherzentrale Bundesverbandes (VZBV), kommt zu folgendem Ergebnis:

  • Am Börsenstrompreis orientierte Stromtarife lohnen sich vor allem für Haushalte mit hohem Stromverbrauch und Möglichkeiten zur Lastverschiebung: In der Studie lagen die Ersparnisse über einen Zeitraum von sechs Monaten bei bis zu 65 Euro im vergleich zur Festpreisbelieferung.
  • Doch je nach Vertrag könnten wohl auch Kunden mit geringerem Stromverbrauch von Dynamischen Tarifen profitieren, so die Studie.
  • Die Studie schlägt vor, dass Absicherungen zum Schutz vor plötzlichen Preissprüngen dynamische Tarife attraktiver machen könnten: Knapp 70 Prozent der Befragten gaben an, dann eher für einen dynamischen Tarif offen zu sein.
  • Auch bei der Transparenz der Angebote müssten Anbieter noch nachholen: Eine Standardisierung der Informationspflichten zu Preisbildung, Aufschlägen, Schwankungen und potentiellen Kostenrisiken könnte hier Abhilfe schaffen.
  • Vergleichsportale sollen stärker auf dynamische Tarife eingestellt werden: In einem langfristigen vergleich könnten die Schwankungen der Arbeitspreise besser kommuniziert werden. Dies sei auch verbraucherfreundlicher, da so Chancen und Risiken fairer gegenübergestellt werden würden.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Nachbesserungsbedarf bei Dynamischen Tarifen

FÖS & VZBV: Wie verbraucherfreundlich sind dynamische und variable Stromtarife?

Think Tank Ember veröffentlicht Vorschläge für eine sichere grüne Energieversorgung (30.10.2024)

Anlässlich der diesjährigen COP29 veröffentlichte der globale Think Tank Ansätze für eine international vernetzte und verlässliche Versorgung:

  • Speichern: Alle Speicherarten, ob Pumpspeicherkraftwerke, Batterien, Langzeitspeicher oder Wasserstoff können beitragen, die Versorgung zu flexibilisieren und stabilisieren.
  • Netzwerke: Netze und Interkonnektoren können das Netz über Grenzen hinaus optimieren.
  • Lastspitzenverschiebung: Peak Shaving und „Smart Electrification”, z.B. durch Dynamische Tarife und E-Mobilität tragen ebenfalls zu einer besseren Versorgung bei.
  • Flexible Versorgung: Steuerbare Kraftwerke, die sich ergänzen in der Erzeugung bieten ein hohes Potential.

Quelle:

EMBER: Clean flexibility is the brain managing the clean power system

Studie zum Potential von KI in der Fernwärmeoptimierung (08.11.2024)

Die Deutsche Energie Agentur (dena) zeigt in einer Studie auf, wie KI-gestützte Prognosen den Wärmeerzeugungsbetrieb optimieren können: Durch künstliche Intelligenz könnten demnach bis zu 25 Prozent der Prognosefehler reduziert werden. Hier die wichtigsten Erkenntnisse:

  • KI könne die Effizienz von Fernwärmenetzen steigern und zur Reduktion von CO₂-Emissionen beitragen.
  • Mögliche Anwendungsfälle:
    • Wärmelastprognosen: Vorhersage des zukünftigen Wärmebedarfs zur Optimierung der Energieerzeugung.
    • Optimierung des Anlageneinsatzes: Effiziente Steuerung und Einsatzplanung von Erzeugungsanlagen basierend auf prognostizierten Lasten.
    • Leckageerkennung: Frühzeitige Identifikation von Leckagen im Netz durch Analyse von Betriebsdaten.
    • Netzwerkoptimierung: Verbesserung des Gesamtnetzbetriebs durch Analyse und Anpassung von Flussraten und Temperaturen.
    • Prädiktive Wartung: Vorhersage von Wartungsbedarfen zur Vermeidung von Ausfällen und zur Verlängerung der Lebensdauer von Komponenten.
    • Anomalieerkennung: Erkennung ungewöhnlicher Betriebszustände, die auf Störungen oder Ineffizienzen hinweisen.
    • Optimierung der Rücklauftemperatur: Reduzierung der Rücklauftemperaturen zur Steigerung der Effizienz und Minimierung von Wärmeverlusten.
    • Kundenverhaltensanalyse: Verständnis und Prognose des Verbrauchsverhaltens zur besseren Anpassung des Angebots.
    • Integration erneuerbarer Energien: Optimierung der Einbindung von erneuerbaren Energiequellen in das Fernwärmenetz.
    • Dynamische Preisgestaltung: Anpassung der Preise in Echtzeit basierend auf Angebot und Nachfrage zur Förderung eines effizienten Energieverbrauchs.
  • Basierend auf den gewonnenen Erkenntnissen wurde ein Leitfaden erstellt, der Fernwärmeversorgungsunternehmen bei der Umsetzung von KI-Projekten unterstützt.
  • Die Studie identifiziert Herausforderungen wie Datenverfügbarkeit, technische Integration und organisatorische Anpassungen, die bei der Implementierung von KI berücksichtigt werden müssen:

Ausblick Gesetzesvorhaben

Noch nicht absehbare Vorhaben: 

Vorhaben ohne bisherigen Gesetzes-/ Referentenentwurf

Ziel

Verantwortung

Solarpaket II / Novelle EnWG

Bürokratieabbau und Erhöhung der Praktikabilität für Markthochlauf

Elmar Sracke (SP-P)

KWKG

Verlängerung

Martin Stark (SP-P)

WärmeLV

Novelle 

Martin Stark (SP-P)

AVBFernwärmeV

Novelle

Martin Stark (SP-P)

EU Gaspaket

Überführung in nationales Recht

Martin Stark (SP-P)

ETS II

Anpassung der nEHS entsprechend ETS II

Martin Stark (SP-P)

Nicht absehbar

Vereinfachung der Digitalisierung der Energiewirtschaft

Jonas Wiggers (SP-P)

EEG

Duldungspflicht für Netzanschlussleitungen von EE-Anlagen sowie von Überfahrten und Überschwenkungen auf privaten Flächen

Jonas Wiggers (SP-P)

EEG

Vereinfachung der kommunalen und Bürgerbeteiligung bei EE-Anlagen

Jonas Wiggers (SP-P)

Jahressteuergesetz

Erleichterungen bei der Erbssteuer für Flächen, die für Erneuerbare Energien genutzt werden

Jonas Wiggers (SP-P)

WindBG

Flächenziel zusammenlegen und auf 2027 vorziehen

Jonas Wiggers (SP-P)

Solarpaket II

Flächensicherung für den Ausbau von FF-PV

Jonas Wiggers (SP-P)

Oktober 2024 – Teil 2

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe Oktober Teil 2

(Oktober 2024) – Teil 2

Team: Energiewirtschaft Strategie & Wissen

Regulatorische Entwicklungen der Energiewirtschaft

Zum Kurzkommentar

  • §14a EnWG: Wie die ersten dynamischen Netzentgelte zu werten sind
  • Qualitätsregulierung: Der Energiewendekompetenzansatz für Netzbetreiber stellt ein Paradigmenwechsel dar
  • Netzentgelte: Gas hoch – Strom runter – die zwei Gesichter der Preisentwicklung
  • Warum die Reallabore zu einer späteren Anpassung der EEG-Vergütung führen werden

Regulatorik

Kraftwerkssicherheitsgesetz: BMWK Konsultation gestartet (08.10.)

EEG-Förderung: Neue Verordnungsermächtigung für den Förderwechsel geplant (11.10.)

Xgen: BNetzA stellt neuen Umsetzungsansatz vor (14.10.)

Anreizsysteme: BNetzA will Energiewendekompetenz finanziell belohnen (16.10.)

Marktentwicklung

Netzanschluss: Zertifizierungspaket für Erzeugungsanlagen kommt mit Erleichterungen für Anschlussbegehren vor Mai 2024 (04.10.)

Bilanzierung: Qualität verschlechterte sich um knapp 20 Prozent(04.10.)

Smart-Meter-Rollout: ACER & CEER fordern beschleunigtes Roll-Out (06.10.)

Strompreispaket: Neue Vorschläge zur Senkung der Strompreise (07.10.) 

Kapazitätsmarkt: Bundeskartellamt meldet Bedenken (08.10.)

NNE: Deutliche Veränderungen bei den Netzentgeltstrukturen (08.10.)

Stromnetzausbau: Mehr als 70 Prozent des Netzes müssen erneuert werden (14.10)

Regulatorik

Reservekraftwerksstrategie: Niedersächsische Initiative für Biogas gestartet (16.10.)

Marktentwicklung

EEG-Qualitätsnachweise: Stadtwerke-Kunden von Landwärme bangen um EEG-Vergütung (14.10.)

Regulatorik

Geothermiebeschleunigungsgesetz: Beratung im Bundestag gestartet (15.10.)

Marktentwicklung

Heizkostenabrechnungen: Knapp Hälfte aller Mieter haben noch keine Abrechnung für 2023 erhalten (14.10.)

Energieverbrauch 2023: Im Heizsektor für Haushaltskunden deutlich zurückgegangen (14.10.)

Regulatorik

• Reallabore-Gesetz: BMWK stellt Entwurf vor (15.10)

Marktentwicklung

Wasserstoffimporte aus Dänemark verzögert (08.10.)

• CCUS: KfW stellt Initiative vor (08.10.)

• Europäische Energieunion: Deutschland und Frankreich wollen sich auf Gemeinsamkeiten einigen (08.10.)

• TEHG: Weichen für den Übergang des deutschen Emissionshandels in den ETS II werden gestellt (10.10.)

• Europäische Umwelt- und Energieminister und -ministerinnen veröffentlichen Stellungnahme zum weiteren Vorgehen auf dem Weg zur Klimaneutralität (15.10.)

Zu “Studien & Analysen” 

  • EU-Klimaziel von -90 Prozent bis 2040 wird von Studie des VKU und DIHK angezweifelt (09.10.)
  • Dena-Studie zur Regulierung und Finanzierung von Wasserstoffspeichern (15.10.)

Zu “Ausblick Gesetzesvorhaben”

  • Oktober-Vorhaben:
  • Noch nicht absehbare Vorhaben:

Kurzkommentar - Welche Themen dominieren

Kurz und knapp die Top 4 Themen im Überblick – items-Experte Marcel Linnemann schaut gespannt auf die aktuellen Entwicklungen und bietet hier seine kurze Analyse und Einschätzung:

§14a EnWG: Wie die ersten dynamischen Netzentgelte zu werten sind 

Eine Premiere bei den Netzentgelten. Wie jedes Jahr zum Oktober werden die NNE für das kommende Jahr veröffentlicht. Erstmals mit dabei die dynamischen Netzentgelte – kurz, das Modul 3 für steuerbare Verbrauchseinrichtungen.

Eine Premiere bei den Netzentgelten. Wie jedes Jahr zum Oktober werden die NNE für das kommende Jahr veröffentlicht. Erstmals mit dabei die dynamischen Netzentgelte – kurz, das Modul 3 für steuerbare Verbrauchseinrichtungen.

Die große Frage, welche sich natürlich jetzt stellt, lohnen sich die dynamischen Netzentgelte? Pauschal lässt sich dies aus meiner Sicht nicht sagen. Warum? Zum einen sind die dynamischen NNE in jedem Verteilnetz unterschiedlich. In der Abbildung hier sehen wir ein Beispiel für ein Verteilnetzgebiet.

Klar zu erkennen aus meiner Sicht ist, dass der Preisspread zwischen den NNE sehr groß ist. 4,63 ct/kWh im Niedrigtarif und 17,09 ct/kWh im Hochtarif. Klar ersichtlich im Modul
3 ist also, wer seine Last verschiebt der profitiert.

Ob das Modul 3 nun grundsätzlich die beste wirtschaftliche Wahl ist, da bin ich mir noch nicht so sicher. Warum? Bei einem Blick auf das Modul 2 im Verteilnetzgebiet wird
lediglich ein Arbeitspreis von 4,63 ct/kWh aufgerufen. Egal zu welcher Zeit. Vergleichen wir den Preis mit dem Modul 3 sehen wir, dass 4,63 ct/kWh genau dem Niedrigtarif entsprechen. Die Frage ist also, lohnt es sich dann noch in Modul 3 zu
wechseln?
Hier liegt die Antwort bei einem altbekannten Spruch: Es kommt darauf an. Warum? Das Modul 3 wird i.d.R. mit dem Modul 1 kombiniert. Hier erhält der Betreiber eine zusätzliche
Pauschale. Das Modul 3 macht daher im Gegensatz zum Modul 2 nur dann Sinn, wenn die Mehrkosten im ST- und HT-Tarif nicht die jährliche Pauschale aus Modul 1
überschreiten. Ansonsten wäre Modul 2 die bessere Wahl gewesen.

Die Sichtweise gilt allerdings nur für SLP-Kunden, da RLM-Kunden keinen Anspruch auf Modul 2 und 3 haben! Somit halten wir fest, bei SLP-Kunden ist abzuwägen, was die richtige Modulwahl ist. An dieser Stelle sei allerdings darauf hingewiesen, dass die Ausgestaltung der dynamischen NNE je Netzbetreiber variiert, so dass die richtige
Modulwahl aus Kundensicht abhängig vom Netzgebiet ist.

Ich bin daher sehr gespannt, wer welches Modul in der Praxis nutzen wird. Allerdings sei erwähnt, Voraussetzung für Modul 3 ist ein iMS und genau hier könnte ein Bottleneck entstehen. Ich bin daher sehr gespannt auf die praktische Umsetzung

Qualitätsregulierung: Der Energiewendekompetenzansatz für Netzbetreiber stellt ein Paradigmenwechsel dar 

Wie verhindert man, dass ein Netzbetreiber zu stark an Netzinvestitionen in der Anreizregulierung spart? Die Antwort war bislang klar, über das Kriterium der Netzzuverlässigkeit und den guten alten SAIDI-Wert. Ging es bislang um die Zuverlässigkeit und Qualität unserer Netze stand die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren im Vordergrund (§19 Abs.3 Satz 1 ARegV). 

Mit Blick auf die Umsetzung der Energiewende möchte die BNetzA nun die Qualitätsregulierung erweitern und hat mit ihrem neuen Eckpunktepapier einen Paradigmenwechsel eingeleitet. Zukünftig soll nicht mehr nur noch die Netzzuverlässigkeit, sondern auch die Netzleistungsfähigkeit bewertet werden.

In Zukunft wird darunter die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes verstanden, die Nachfrage nach Übertragung von Energie, vorwiegend aus erneuerbaren Energiequellen, zu befriedigen. Hier im Mittelpunkt die sogenannte Energiewendekompetenz eines Netzbetreibers. Hierunter wird die vorausschauende Umsetzung von Anforderungen, die die Transformation der Netzinfrastruktur über alle Netzebenen hinweg im Hinblick auf die Energiewende, Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit und Preisgünstigkeit fördert verstanden.

Durch den Einbezug der Energiewendekompetenz möchte die BNetzA in der Qualitätsregulierung perspektivisch nicht mehr nur noch auf die Netzausfälle (SAIDI) schauen, sondern auch die Geschwindigkeit und Realisierung der Netzanschlüsse, den Digitalisierungsgrad des Netzes sowie den Grad der Standardisierung mitberücksichtigen. Statt nur noch Kupfer legen zu wollen im Sinne der Anreizregulierung rückt nun die Digitalisierung viel mehr in den Fokus und soll monetär belohnt werden. Ein Paradigmenwechsel in der künftigen Regulierung!

In der Konsequenz bedeutet dies für den Netzbetreiber, sich deutlich kundenzentrierter aufzustellen, stärker auf digitale Lösungen zu setzen und eine eigene Netzvertriebsstrategie und digitale Netzführungsstrategie zu entwickeln. Hierbei wird es nicht ausreichen einfach nur einen Smart-Meter-Rollout umzusetzen, stattdessen ist eine ganzheitliche Sichtweise erforderlich.

Netzentgelte: Gas hoch – Strom runter – die zwei Gesichter der Preisentwicklung 

Der Oktober ist immer wieder der Monat der Netzentgelte. Im Gegensatz zu den vergangenen Jahren, haben die verschiedenen Festlegungen der BNetzA zu zwei unterschiedlichen Entwicklungen geführt, welche bei Strom zu sinkenden, bei Gas zu steigenden NNE geführt haben: 

Gasnetzentgelte deutliche Kostensteigerungen: Verbraucher, die mit Erdgas heizen, müssen ab 2025 mit erheblichen Kostensteigerungen rechnen. Laut Verivox steigen die Gasnetzentgelte im Schnitt um 23 Prozent. Für einen Haushalt mit 20.000 kWh Jahresverbrauch bedeutet dies etwa 103 Euro mehr pro Jahr. Dies könnte den gesamten
Gaspreis für Haushalte um rund fünf Prozent erhöhen. Die Ursache liegt in neuen Abschreibungsregeln der Bundesnetzagentur, die es den Gasnetzbetreibern erlauben,
künftige Stilllegungen in ihre Kalkulationen einzubeziehen. Besonders in Ostdeutschland sowie Teilen Niedersachsens, Bremens und Baden-Württembergs kommt es zu
erheblichen Erhöhungen – bis zu 56 Prozent.

Diese drastischen Anstiege werden durch geringere Gasflüsse im milden Winter 2023/24 verstärkt. Da sich die Netzfixkosten auf geringere durchgeleitete Mengen verteilen, steigen die Kosten für die Verbraucher. Hinzu kommen weiterhin hohe Beschaffungskosten, die Gasversorger vor Kalkulationsschwierigkeiten stellen.

Stromnetzentgelte moderate Entlastungen: Im Strombereich zeigt sich ein anderes Bild. Dank eines Umverteilungsmechanismus, der die Kosten von Netzgebieten mit einem
hohen Anteil erneuerbarer Energien bundesweit verteilt, kommt es in vielen Regionen zu sinkenden Netzentgelten. Besonders profitieren Länder wie Schleswig-Holstein und
Mecklenburg-Vorpommern mit Rückgängen von bis zu 26,8 Prozent. Gewerbekunden sparen ebenfalls deutlich, mit Einsparungen von bis zu 11,3 Prozent im Vergleich zu
2024.

Allerdings gibt es auch Regionen, insbesondere im Westen und Südwesten Deutschlands, in denen die Stromnetzentgelte leicht steigen. In Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Hamburg liegen die Anstiege bei bis zu 8,4 Prozent.

Fazit: Während der Stromsektor durch die Umverteilung von Netzkosten teils Entlastungen erfährt, wird der Gasbereich durch regulatorische Änderungen und strukturelle Probleme stark belastet. Dies führt zu einer spürbaren Kostenerhöhung, insbesondere in Regionen mit einem hohen Anteil an Gasverbrauchern. Der Stromsektor zeigt sich hingegen stabiler, mit einer allgemeinen Tendenz zu leicht sinkenden oder stabilen Entgelten. 

Warum die Reallabore zu einer späteren Anpassung der EEG-Vergütung führen werden 

Ein großes Projekt für die Anpassung der EEG-Förderung in 2025 fällt vermutlich aus! Diesen Schluss kann man vermutlich ziehen, wenn wir uns die aktuelle Initiative zu den Reallaboren und des Strommarktdesigns anschauen. Auch wenn die Frage unstrittig ist, dass mit den steigenden Kosten zur Refinanzierung der EEG-Vergütung eine Reform
notwendig ist und dies von allen Parteien gewollt ist, plant die Bundesregierung keinen Schnellschuss, sondern möchte mittels Reallaboren die Wirkung von neuen Förderinstrumenten testen.

Das Problem hierbei, aus EU-Perspektive muss Deutschland sein Fördersystem auf sog. Differenzverträge bzw. einen Rückzahlungsmechanismus für Neuanlagen ab dem
01.01.26 umstellen. Führen wir uns nun die Zeitschiene vor Augen, dass das Gesetz für die Reallabore in Q4 2024 abgeschlossen ist, dürfte ein Projekt frühstens ab Q2 2025
starten. Eine Evaluation, um die Frist zum 01.01.26 der EU einzuhalten dürfte unmöglich sein. Dies lässt eigentlich nur zwei Schlussfolgerung zu: Entweder die Reallabore können
nicht durchgeführt werden und die Förderung muss jetzt direkt angepasst werden, auch mit Blick auf die kommende Bundestagswahl, oder es kommen erst die Reallabore, dann
die Evaluation und anschließende Gesetzesanpassung, wodurch aber die EU-Frist nicht eingehalten wird. Da die Regierung den Weg der Reallabore präferiert dürfte zum jetzigen
Stand kein großes Projekt zur Anpassung der EEG-Vergütung in 2025 kommen. 

Strom

Regulatorik

Kraftwerkssicherheitsgesetz: BMWK Konsultation gestartet (08.10.)

Details für die Kraftwerksstrategie werden so konkreter: Bis zum 23. Oktober hat die Öffentlichkeit die Möglichkeit, Stellung zu nehmen.

  • Die sechswöchige Konsultation startete am 11. September. Das nachfolgende Gesetz ist auf zwei Säulen aufgeteilt:
    • 1. Säule: 5 GW neue wasserstofffähige Gaskraftwerke und 2 GW von Modernisierungsprojekten sollen ausgeschrieben werden. Innerhalb von 8 Jahren müssen diese dann zu 100 Prozentauf Wasserstoff umgestellt werden. Zusätzlich werden 500 MW Wasserstoff-Kraftwerke und 500 MW Langzeitstromspeicher ausgeschrieben.
    • 2. Säule: 5 GW Kraftwerkskapazitäten werden ausgeschrieben, auch sie sollen auf lange Sicht Wasserstofffähig werden.
  • Die neuen Anlagen sollen regional steuerbar sein und vor allem im Süden entstehen. Auch Details zur Förderung wurden offengelegt.
  • Der VKU äußerte sich zur Konsultation: Die Beteiligung von Stadtwerken solle weiterhin gesichert werden. Die Einschränkung der Standorte sowie hohe Effizienzanforderungen bei der Modernisierung sieht der Verband kritisch. Auch pocht er erneut auf die Verlängerung des KWKG über 2026 hinaus.

 

Quelle:

VKU: BMWK lässt Umsetzungsvorschlag für Kraftwerksstrategie konsultieren

EEG-Förderung: Neue Verordnungsermächtigung für den Förderwechsel geplant (11.10.)

Das BMWK plant über die nächste Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eine Verordnungsermächtigung auf den Weg zu bringen, um neue Fördermodelle für Erneuerbare zu testen.

Das erklärte Energiestaatssekretär Philipp Nimmermann am Donnerstag auf einer Veranstaltung in Berlin. Die Verordnungsermächtigung soll es ermöglichen, zusätzliche Mengen in die Erneuerbaren-Ausschreibungen zu bringen. Das Bundeswirtschaftsministerium hatte im Sommer im Papier zum Strommarkt
Reformen angekündigt. Das aktuelle EEG läuft Ende 2026 aus. Mit der Reform will das Bundeswirtschaftsministerium dafür sorgen, dass Anlagenbetreiber stärker auf
Marktpreise reagieren. Zudem will es sogenannte Claw Backs, also Rückzahlungsverpflichtungen für den Fall von Übergewinnen, in geförderten Anlagen integrieren.

Das Ministerium favorisiert dabei ein Modell, bei dem Anlagenbetreiber statt einer Vergütung auf eingespeiste Energiemengen eine Förderung nach der Kapazität der Anlage erhalten. Die Idee gilt als komplex. Daher soll es vorher Pilotausschreibungen geben, um zu prüfen, wie Betreiber und auch Finanzier reagieren. Nimmermann nannte als Datum für die Ausschreibungen Ende 2025 oder Anfang 2026. Dies wäre nach der nächsten Bundestagswahl.

 

Quelle:

Tagesspiegel Background: Verordnungsermächtigung für neue Erneuerbare-Fördermodelle

Xgen: BNetzA stellt neuen Umsetzungsansatz vor (14.10.)

Die BNetzA ist für einen „Modifizierten TOTEX-Xgen“, in dem Doppelanpassungen von Kapitalkosten entfallen. Der Xgen soll dann nur noch durch die Malmquist-Methode berechnet werden.

  • BDEW und VKU befürworten, dass der Inflationsausgleich VPI künftig in die Berechnung des Xgen einfließen soll. Im neuen Ansatz fehle aber die Thematisierung struktureller Inkonsistenzen (z.B. Zeitverzug der Inflation). Auch sei die bisherige Methodik nicht ausreichend analysiert und adressiert worden.
  • Bisher habe die BNetzA die Produktivitätsentwicklung stets zu hoch angesetzt. Auch mit Blick auf die Wissenschaftlichkeit und Plausibilität der Methode solle man sich nicht auf einen modifizierten TOTEX-Xgen einigen, da dieser inkonsistent und praktisch nicht umsetzbar sei.

Die Konsultation zum Entwurf der Methodenfestlegung soll Anfang nächstes Jahr starten und bis Jahresende 2025 beschlossen sein. Bis dahin soll die Xgen Festlegung weiter
nach ARegV-Methodik erfolgen.

Hintergrund: NEST
Der BDEW zeigt sich eher kritisch zur Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens für Strom- und Gasnetzbetreiber. KANU 2.0 sowie die breite Einbeziehung der Branche sei zu begrüßen, aber in Sachen Xgen und OPEX gäbe es zu wenig Fortschritt. Das Ziel, die Anreizregulierung zu vereinfachen, könne mehrfach nicht erreicht werden. Zudem gäbe es auch zu viele Probleme bei der Umsetzung in die Praxis. Die Gesamtwirkung der BNetzA-Vorschläge, könne durch die Branche oft nicht abgeschätzt werden, so der Verband. Vor allem die internationale Wettbewerbsfähigkeit müsse mehr in den Fokus rücken.

 

Quelle:

BDEW: BDEW kritisiert BNetzA-Planungen zur Weiterentwicklung des Produktivitätsfaktors Xgen
BDEW: BDEW zieht gemischtes Zwischenfazit zum NEST-Prozess

Anreizsysteme: BNetzA will Energiewendekompetenz finanziell belohnen (16.10.)

Diese Woche startet das Festlegungsverfahren zum Vorschlag der Agentur, aktive Antreiber der Transformation zu belohnen.

  • Ebenfalls Teil der Reform sollen neue Qualitätsstandards sein um zu gewährleisten, dass weiterhin Investitionen in die Leistungs- und Zuverlässigkeit
    der Netz fließen. Die Energiewendekompetenz soll hier als neue Faktor miteinfließen.
  • Dafür sollen die Betreiber auf Basis von Kennzahlen bewertet werden, diejenigen die gut abschneiden werden mit finanziellen Anreizen belohnt.
    • Eine Rolle spielen soll die Anzahl sowie Schnelligkeit der Netzanschlüsse für Erneuerbare und steuerbare Verbrauchseinrichtungen.
    • Der Grad der Digitalisierung soll dabei eine Schlüsselrolle spielen, besonders viel Wert solle auf Interoperabilität, Echtzeitdatenverfügung
      und Cybersicherheit liegen.
  • Das geplante Bonus-Malus System stößt bei manchen auf Kritik: Denn Betreibern die nicht gut abschneiden, sollen Abzüge drohen. David Bendorf von der Eon kritisiert, dass Netzgebiete, in denen die Kompetenz schwer nachweisbar wäre, bestraft werden würden. Er spricht sich daher auch für unterschiedliche Ansätze aus, die finanziellen Anreize aus den zuvor erhobenen Kennzahlen zu ermitteln, um die heterogene Landschaft im Energiesektor angemessen nachzubilden.
  • Eon selbst schlug vor, die Servicequalität als Hauptmerkmal in einen Energiewende-Leistungsindex einfließen zu lassen. Als weitere Möglichkeit solle es dann ein Leistungs-Skalierungs-Element geben, dass vor allem die Standardisierung ins Auge fasst. Dann solle Betreibern die Wahl zwischen beiden Systemen überlassen werden.

Am 29. Oktober wird über das Eckpunktepapier im Rahmen eines Expertenworkshops diskutiert. Ob die Qualitätsvorgaben sowohl für Strom als auch für Gas gelten soll, wird noch ausgearbeitet. Bisher solle dies gemeinsam gedacht werden, da es aber sinnig wäre, die Transformation der Gasnetze auf einen Zeitpunkt zu verschieben, an dem die kommunale Wärmeplanung fertiggestellt sei soll die Qualitätsregulierung wohl erst getrennt für Strom und Gas erfolgen.

 

Quelle:

energate messenger: Netzagentur will Energiewendekompetenz belohnen

Marktentwicklung

Netzanschluss: Zertifizierungspaket für Erzeugungsanlagen kommt mit Erleichterungen für Anschlussbegehren vor Mai 2024 (04.10.) 

Das Zertifizierungspaket für Erzeugungsanlagen, das am 17. Mai 2024 in Kraft trat, zielt darauf ab, den Netzanschluss solcher Anlagen durch vereinfachte Zertifizierungsverfahren zu beschleunigen, insbesondere für Anlagen bis 500 kW installierter und 270 kW Einspeiseleistung.

Die Regelungen der NELEV und der EAAV betreffen sowohl die Nachweisführung als auch die technischen Anforderungen.

  • Anlagen, die vor dem 17. Mai 2024 ein Netzanschlussbegehren gestellt haben, von den neuen Erleichterungen profitieren können. Es gibt keine expliziten Übergangsbestimmungen, weshalb die neue Rechtslage grundsätzlich ab dem Inkrafttreten gilt. Dies bedeutet, dass Anlagenbetreiber, deren Anlagen vor dem Stichtag ein Anlagenzertifikat benötigten, dieses nicht mehr vorlegen müssen, wenn es nach der neuen Rechtslage nicht erforderlich ist. Dies gilt auch für Anlagen, die bereits Strom eingespeist haben.
  • Der BDEW unterstützt ein schnelles Inkrafttreten der der Regelungen. Auch sollen Anlagenbetreiber, die vor Inkrafttreten des Paktes ein Zertifikat nicht beigebracht hatten, sollen nicht nachträglich sanktioniert werden können.

 

Quellen:

BDEW: Aktuelles zum Zertifizierungspaket für Erzeugungsanlagen

Bilanzierung: Qualität verschlechterte sich um knapp 20 Prozent(04.10.)

In den Jahren 2020 bis 2023 verschlechterte sich die Bilanzierungsqualität um rund 20 Prozent, so die 6. MaBiS-Benchmark der Beratung BET. Die MaBiS beinhaltet Marktregeln für den Austausch bilanzierungsrelevanter Daten und die Bilanzkreisabwicklung.

  • Gründe für die Verschlechterung sollen der Zubau von PV-Anlagen, Ladepunkten von E-Autos und der vermehrte Umstieg auf Wärmepumpen sein. Dadurch entstünden immer größere Differenzmengen im Bilanzierungsprozess. Lieferanten und Netzbetreiber könnten die dazugehörigen Stammdaten nicht schnell genug in ihren Systemen abbilden. Der Verbrauch würde stark schwanken und sich schnell verändern, durch eine Mehr-/Minderkostenabrechnung könnte das nicht genügend amortisiert werden.
  • Kosten, die durch Preis- und Leistungsspitzen entstünden, würden nicht genügend durch NNEs ausgeglichen werden, moniert Simon Kutzner, Verantwortlicher der BET für die MaBiS.
  • Als Lösungsvorschlag nennt die BET netzindividuelle Standardlastprofile, die PV-Anlagen und andere fluktuierende Erzeuger einbezieht. Diese Anlagen fehlen bisher in den SLP. Differenzmengen könnten so um knapp 40 Prozent verringert werden. Zudem bräuchte es auch individuelle Prosumer-Profile. BET-Experte Kutzner sieht auch Potentiale bei intelligenten Messsystemen, dieser Entwicklung entgegenzuarbeiten.

 

Quelle: ZfK: Bilanzierungsqualität verschlechtert sich signifikant

Smart-Meter-Rollout: ACER & CEER fordern beschleunigtes Roll-Out (06.10.)

Um die EU bis 2050 klimaneutral zu gestalten, benötigte es ein größeres Angebot an dynamischen Tarifen. Bisher sind diese in den meisten Mitgliedsstaaten noch zu selten.

Allgemein bräuchte es mehr Speicher, eine dezentrale Erzeugung und Nachfragen-Anpassung, um den Flexibilitätsbedarf zu decken. Aktuell beziehen 73 Prozent der Haushalte ihren Strom über feste Preismodelle. Die Agenturen fordern daher einen Ausbau der hybriden Angebote. Bisher liegen die Ausbauzahlen in zehn Mitgliedsstaaten bei unter 30 Prozent, in sechs sogar unter 10 Prozent.

 

Quelle:

ZfK: ACER-Bericht fordert beschleunigtes Smart-Meter-Rollout ACER-Bericht

Strompreispaket: Neue Vorschläge zur Senkung der Strompreise (07.10.)

Die Ampel-Parteien veröffentlichten teils sehr unterschiedliche Positionen:

SPD:

  • Die Partei schlägt einen Bundeszuschuss nach dem gleichen Modell vor, wie es zuletzt vom Bundesverfassungsgericht für verfassungswidrig erklärt wurde: Mit Sondervermögen. Ausbaukosten sollen zudem aus den NNE entfallen.
  • Scholz schließt sich auch dem Vorschlag Robert Habecks (Grüne) an, die NNE über ein Amortisationskonto zu strecken. Die Kosten werden in dem Konto als Schulden gespeichert und verzögert an die Verbraucher weitergegeben.
  • Eine weitere Idee sei ein Industriestrompreis, dieser wird aber nur von Teilen der SPD und Grüne unterstützt – Kanzler Scholz ist klar dagegen. Dieser Vorschlag sollte sich also geklärt haben.

Grüne:

  • Eine Senkung der Umsatz- oder Mehrwertsteuer auf Strom mache den größten staatlichen Anteil am Strompreis aus, daher bietet sich das als Stellschraube an, so die grüne Fraktion. Eine zeitbegrenzte Senkung könnte den Börsenstrompreis an die Verbraucher weitergeben.

FDP:

  • Stellt sich gegen den Vorschlag der SPD, da die Kosten zu hoch wären. ÜNBs rechnen bis 2045 mit einem Investitionsaufkommen von 328 Mrd. Euro – das wäre vom Staat nicht zu stemmen.
  • Auch ein Amortisationskonto kritisiert die FDP, schuldenbasierte Konzeptionen stoßen hier nicht auf Freunde.
  • Eine Senkung der Steueranteile im Preis sei ebenfalls ungeeignet, auch dies könne eine Schuldenfalle werden.
  • Die FDP schlägt vor, künftige Übertragungsnetzleitungen als Freileitungen, statt in der Erde zu bauen. So sollen Ausbaukosten geschmälert werden. Auch Teile der SPD sind für diesen Vorschlag, einige Bundesländer stellen sich hier aber quer, da sie auf eine geringe Akzeptanz der Anwohnenden befürchten. Scholz favorisiere aktuell ein Verbleiben beim Erdkabelvorrang.

Fraglich bleibt, ob ein Strompreispaket diesen Herbst kommen wird und auch wie es aussehen wird, FDP und SPD zeigten sich diesbezüglich zuletzt zuversichtlich.

 

Quelle:

ZfK: Neues Strompreispaket gesucht: Ampel-Positionen noch weit auseinander

Kapazitätsmarkt: Bundeskartellamt meldet Bedenken (08.10.)

Das Bundeskartellamt kritisiert die bisher unzureichende Thematisierung der Marktmachtfrage.

  • Das kombinierte Modell, das aktuell vom BMWK favorisiert wird, würde dies nicht
    beachten. Daher sollen die zentralen Ausschreibungen vor dem dezentralen
    Handel stattfinden.
  • Die zentrale Komponente stößt dem Kartellamt auf: Ein zu starker zentraler Markt
    würde die Wirkung von Eintritts- und Expansionsbarrieren verstärken und
    möglicherweise zu einem zu knappen Angebot führen. Die Preisspannen könnten
    so unbegrenzt sein.
  • Der zentrale Markt könnte zudem bestehende Machtverhältnisse bestärken: z. B.
    hält RWE aktuell einen Marktanteil von 26 Prozent, Leag und EnBW näherten sich
    ebenfalls der Marktdominanz.
  • Die kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht sei zudem sehr komplex im zentralen
    Markt. Aber auch im dezentralen Markt gestalte sich die Kontrolle schwierig.
  • Einzelne Anbieter könnten im dezentralen Marktteil marktdominant werden durch
    flexible Kapazitäten, die als unverzichtbar für die Stabilität angesehen werden
    könnten. Dann könnten diese Anbieter höhere Preise verlangen. Auch die
    Erstvermarktung von freien Zertifikaten könnte durch ihre Marktmacht beeinflusst
    werden. Dies wäre durch die Behörde technisch kaum zu überprüfen.

2014 zeigte sich das Kartellamt kritisch gegenüber einem Kapazitätsmarkt, mittlerweile hält er sie für nötig aufgrund des hohen Erneuerbaren Anteils, jedoch müsste man weiterhin Vorsicht walten lassen. Der Regelungsbedarf und die Komplexität sei sehr hoch. Kartellamts-Präsident Andreas Mundt äußert Bedenken, dass ein Kapazitätsmarkt
sehr missbrauchsanfällig sein könnte: Unternehmen könnten nur für die Bereitstellung bezahlt werden, ohne tatsächlich die volatile Erzeugung zu stützen.

Quelle: ZfK: Warum das Bundeskartellamt Habecks Kapazitätsmarkt kritisch sieht

NNE: Deutliche Veränderungen bei den Netzentgeltstrukturen (08.10.) 

Netzentgelte im Norden sinken durch die Netzentgeltreform der BNetzA, zeitvariable NNE zeigen klare Unterschiede auf und BNetzA-Chef Klaus Müller zeigt sich offen für Erzeuger-NNE.

Sinkende NNE

  • Der norddeutsche Versorger Wemag Netz meldet, dass er seine Entgelte 2025 um knapp 60Prozentsenken kann: Von 15,50 ct/kWh für einen Durchschnitts-Haushalt mit einer Nutzung von knapp 3.500 kWh, auf 9,47 ct/kWh.
  • Der Erneuerbaren Anteil im Versorgungsgebiet der Wemag Netz beträgt aktuell etwas mehr als 2,8 GW, in der Zukunft rechnet der Betreiber mit Investitionen von
    1,2 Mrd. Euro in Netzausbau und -Modernisierung.
  • Auch Schleswig-Holstein Netz senkt ihre NNE um 26 Prozent im kommenden Jahr, von 16,26 ct/kWh auf 11,84 ct/kWh. Im Hochspannungs- und Hochspannungs/Mittelspannungsbereich sollen die NNE in Schleswig-Holstein ebenfalls um knapp 36 Prozent sinken. Um 42 Prozent sinken sie im Mittelspannungsbereich.
  • Die E.DIS Netz aus Brandenburg senkt die Entgelte um 20 Prozent, auch die Mitnetz aus Ostdeutschland senkt die Kosten um 10 Prozent.
  • Bayernwerk Netz senkt die NNE um 11 Prozent, die Lechwerke (ebenfalls aus Bayern) um 27 Prozent.

Grund soll die Neuverteilung der Netzkosten durch die BNetzA. Haushalte sowie kleine und mittelständische Unternehmen in Regionen mit hohem Erneuerbaren Anteil profitieren dadurch von geringeren NNE. Auch sinkende Kosten für Verlustenergie an den Märkten seien ein Faktor.

Der Wirtschaftsminister Mecklenburg-Vorpommerns Reinhard Meyer (SPD) hofft, dass noch weitere Versorger die niedrigeren Kosten an ihre Kunden weitergeben. Sein Ministerium rechnet mit Einsparungen von knapp 170 Mio. Euro im folgenden Jahr. Auch Stadtwerke können davon profitieren.

  • Anders sieht das im Südwesten aus: Der Versorger Netze BW der EnBW kündigte eine Erhöhung des Arbeitspreises von 9,10 ct/kWh auf 9,73 ct/kWh an, auch der
    Grundpreis soll um 7 Euro auf 107,96 Euro steigen.
  • Auch die Eon stellte geringere NNE in Aussicht, doch zwei ihrer Betreiber schließen sich dem nicht an: Syna in Hessen hebt die NNE um 5 Prozent an,
    Westnetz aus NRW um rund 1 Prozent.

Die BNetzA rechnet durch die Netzentgeltreform mit Einsparungen vor allem in Nord- und Ostdeutschland, aber auch in Bayern, denn hier wurden zuletzt in ländlichen Regionen viele PV-Anlagen verbaut. Die durchschnittliche Senkung der NNE um 20 Prozent fällt zudem höher aus als von der Behörde erwartet. NNE machen knapp ein Viertel des Strompreises aus. Die BNetzA geht von künftigen Entlastungen in Höhe von 2 Mrd. Euro aus, letztes Jahr rechnete sie noch mit Einsparungen von 1,55 Mrd. Euro. Dennoch wird der Strompreis perspektivisch steigen, weil die Stromanlage angepasst wird. Bis zum 25. Oktober soll die genaue Höhe feststehen.

Zeitvariable NNE mit steuerbaren Verbraucheinrichtungen:
Eine Festlegung der BNetzA setzt voraus, das Netzbetreiber ihren Kunden mit Smart-Metering dynamische Tarife anbieten. Die Vorgabe gilt erst ab dem 01. April 2025, einige
Betreiber wollen dies aber schon bis zum 01. Januar 2025 anbieten.

  • Die zeitvariablen NNE gemäß §14a wurden von den VNBs fürs kommende Jahr veröffentlicht: Für die Kunden zeigt sich ein durchschnittlicher Preisunterschied zwischen Höchst- und Niedriglastzeiten um knapp 14 ct/kWh.
  • Die Zeitfenster sowie die Tarifstrukturen variieren dabei deutlich je nach Region. Teuer wird es aber vor allem am frühen Abend, günstig in der Nacht. Im Südwesten sparen Verbraucher vor allem zwischen 10 und 14 Uhr.
  • Die meisten VNBs bieten dynamische Tarife nur in den Winterquartalen an, in den Sommermonaten greift zunehmend der Standardtarif. Damit entsprechen sie den
    Vorgaben der Festlegung.

Durch die zeitlich unterschiedlichen Preise sollen Kunden zu einer Lastverschiebung inzentiviert werden um die Netzstabilität zu erhöhen. Bereits in diesem Jahr können die Kunden auswählen, ob sie eine pauschale Reduzierung der NNE wollen („Modul 1“) oder eine prozentuale Arbeitspreisreduzierung („Modul 2“). Zeitvariable Tarife sind nur in
Kombination mit Modul 1 möglich.

Erzeuger-NNE zur zusätzlichen Finanzierung der Stromnetze:
Müller bezeichnet dies als einen „solidarischen Beitrag zur Nutzung des Netzes“. Als Steuerungsinstrument, auch um regionale Unterschiede im Netzausbau finanziell abzufedern, könnte eine solche Regelung durchaus diskutiert werden, so Müller. NNE werden in Regionen mit geringem Netzausbau, geringer Bevölkerungsdichte aber hohem Zubau steigen, verteile man diese auf mehrere Zahlenden könnten vor allem Verbraucher entlastet werden. Auch stellte er einen regional variablen Baukostenzuschuss in Aussicht, der die ungleiche Kostenverteilung angleichen solle.

 

Quelle:

energate messenger: Netzentgelte im Norden sinken

energate messenger: Klare Unterschiede bei zeitvariablen Netzentgelten

energate messenger: Müller offen für Erzeuger-Netzentgelte

Tagesspiegel Background: Netzentgelte in Erneuerbaren-Regionen sinken stärker als erwartet

Tagesspiegel Background: BNetzA-Chef offen für Kostenbeteiligung von Stromproduzenten

Stromnetzausbau: Mehr als 70 Prozent des Netzes müssen erneuert werden (14.10)

Eine neue Studie zeigt, dass der Ausbau der deutschen Stromnetze in den kommenden Jahrzehnten immense Investitionen in Kabel, Transformatoren und Produktionskapazitäten erfordert, um den steigenden Bedarf durch die fortschreitende Elektrifizierung und den Ausbau erneuerbarer Energien zu decken:

  • Netzausbaubedarf: Bis 2045 werden in Deutschland mehr als 500.000 km neue Stromkabel und fast ebenso viele Transformatoren benötigt. Dies ist notwendig, um das Stromnetz auf die wachsende Elektrifizierung und den Ausbau erneuerbarer Energien anzupassen.
  • Erneuerung bestehender Komponenten: Zwischen 50 und 80 Prozent der bestehenden Netzkomponenten müssen ersetzt oder modernisiert werden, einschließlich Niederspannungskabeln und Transformatoren, die aufgrund von Alter und Kapazitätserweiterungen erneuert werden müssen.
  • Produktionskapazitäten: Die nationale Produktionskapazität für Netzkomponenten muss stark erhöht werden, um den steigenden Bedarf zu decken. Zudem könnte die Verfügbarkeit von Rohstoffen durch eine europäische Rohstoffbank oder strategische Partnerschaften gesichert werden.
  • Lieferengpässe: Globale Lieferengpässe bei Komponenten stellen ein erhebliches Hindernis für den Netzausbau dar. Daher fordern die Verbände (BDEW und ZVEI) schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren, um den Ausbau zu beschleunigen und Investitionssicherheit zu schaffen.
  • Ziel der Transformation: Der Umbau des Stromnetzes muss sicherstellen, dass ausreichende Transportkapazitäten und eine effiziente Auslastung durch Digitalisierung vorhanden sind, um die Stromversorgung jederzeit zu gewährleisten.

 

Quelle:

energate messenger: Netzausbau erfordert 500.000 Kilometer neue Kabel

Gas

Regulatorik

Reservekraftwerksstrategie: Niedersächsische Initiative für Biogas gestartet (16.10.)

Niedersachsen will auf den flexiblen Einsatz von Biogas bauen und die Energieversorgung zu sichern. Vor allem der Aspekt der Speicherung zur späteren Nutzung stellt für das Land eine große Chance für eine flexible Versorgung dar.

Daher wollen Sie, dass die Bundesregierung dies in der Strategie beachtet. Viele Biogas-Anlagen werden in den kommenden Jahren nicht mehr im EEG gefördert. Daher fordert die Branche eine Anhebung der Ausschreibungsmengen sowie eine Anpassung des Flexzuschlags. Reststoffe sollen besser weiterverwendet werden und negative Emissionen auch in den Ausschreibungen berücksichtigt werden. Auch Speicherkapazitäten für Rohgas und Wärme sollen erweitert werden. Vor allem die Weiternutzung von Abwärme und die Einbindung in die kommunale Wärmeplanung will die niedersächsische Landesregierung fördern.

Stimmen aus der Branche:

  • LEE-Geschäftsführerin Silke Weyberg begrüßt das Vorhaben: Die Bundesregierung erhalte eine zusätzliche Sicherheit über mögliche Leistung und die Betreiber einen Platz im künftigen Markt. Sie fordere daher ein größeres Ausschreibevolumen von 1.800 MW installierter Leistung jährlich. Ein Flexibilitätszuschlag von 120 Euro/kW könne zudem zu einer flexiblen Kraftwerksleistung von 12 GW bis 2030 führen.

Der Antrag soll am 18. Oktober in die Länderkammer eingebracht werden. Im August kündigte die Bundesregierung bereits eine gezielte Förderung der Biogas-Branche an, die auf Flexibilität und Einbindung in Wärme- und Gebäudenetze setzen solle. Bis Redaktionsschluss gab es hier keine Neuerungen.

 

Quelle: energate messenger: Niedersachsen startet Bundesratsinitiative für Biogas

Marktentwicklung

EEG-Qualitätsnachweise: Stadtwerke-Kunden von Landwärme bangen um EEG-Vergütung (14.10.)

Noch steht nicht fest, ob die Qualitätsnachweise des Insolventen Händlers übertragen werden. Betreiber von BHKW, die mit Biomethan befeuert werden, brauchen diese Nachweise, um die EEG-Vergütung zu erhalten. Der Nachweis für das laufende Jahr muss bis Februar 2025 erfolgen.

  • Einige Kunden befürchten, dass Landwärme nicht genügend Zertifikate für alle Kunden bereitstellen könne. Der Zertifizierungsprozess startet nämlich erst im Januar 2025, nachdem die eingespeiste Menge für 2024 feststeht. Bisher meint Landwärme, dass „die meisten“ der Kunden ohne Vertragsanpassungen beliefert werden könnten.
  • Ein möglicher Zertifikatemangel wird dadurch befeuert, dass Landwärme wohl seit Mai Lieferanten nicht mehr bezahlt hätte. Aktuell werde geprüft, ob Anbieter ihre Zertifikate an Landwärme übertragen könnten, einige Produzenten erklärten sich dazu wohl schon bereit.

Landwärme zeigt sich zuversichtlich, dass genügend Zertifikate vorhanden sein werden. Kunden, die bereits ihre Verträge mit dem insolventen Händler gekündigt haben, hätten
keine Probleme bei der Beschaffung, da der Biomethan-Markt aktuell gesättigt sei. SURE-Zertifikate seien bisher immer fristgerecht übertragen worden sein, doch diese
fließen nicht in die Qualitätsbestimmung durch die Dena ein. Viele beklagen daher die intransparente Situation.

Am 01. November startet das Insolvenzverfahren in Eigenverwaltung, dann wird ein Insolvenzverwalter entschieden, welche Verträge fortgesetzt werden würden. Dadurch, dass die THE am 15. Oktober die Bilanzkreise der Landwärme Service gekündigt hat, habe sich die Situation zusätzlich verkompliziert. Die Sicherheit der Lieferungen sei dadurch zusätzlich gestört.

 

Quelle:

energate messenger: Landwärme-Insolvenz: Sorge um EEG-Qualitätsnachweise
energate messenger: THE kündigt Landwärme-Bilanzkreise

Wärme

Regulatorik

Geothermiebeschleunigungsgesetz: Beratung im Bundestag gestartet (15.10.)

Das GeoWG soll das Stammgesetz für die Geothermie werden. Der Ausbau von Geothermie-Anlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern soll dadurch beschleunigt werden. Geothermie soll so einen nennenswerten Beitrag zur klimafreundlichen Wärmeversorgung beitragen können, dafür sollen vor allem bürokratische Hürden entfernt werden.

  • Genehmigungsverfahren sollen vereinfacht und beschleunigt werden:
    Genehmigungen sollen eine Höchstfriat von einem Jahr erhalten. Kleinere Projekte wie z.B. Grundwasserwärmepumpen sollen ebenfalls erleichterte Verfahren bekommen, die wasserrechtliche Genehmigung soll entfallen.
  • Oberflächennahe Geothermie könne laut Experten bereits jetzt rund 600 TwH Wärme bereitstellen. Der Wärmebedarf Deutschlands wird auf knapp 1.400 TwH geschätzt. Tiefer liegende Geothermie könne zusätzlich 300 TwH liefern.
  • Geothermie kann auch zur Kühlung eingesetzt werden, weil überschüssige Wärme im Untergrund gespeichert werden kann.

Die Branche bemängelt fehlende rechtliche Rahmen für Geothermie. Daher könnten Potentiale nicht vollständig ausgeschöpft werden. Am 18. Oktober veröffentlichte der Bundesrat eine Stellungnahme, dieser sieht Überarbeitungsbedarf. Der Grundwasserschutz dürfe nicht unter den Tisch fallen, allgemein müsse das Thema Sicherheit stärker beachtet werden. Dazu solle geprüft werden, ob im Immissionsschutzgesetz Erleichterungen für seismische Messkampagnen geschaffen werden könnten.

Exkurs: Stand der AVBFernwärme:
Diese Verordnung fiel erneut von der Agenda, BDEW und VKU kritisieren dies in einer gemeinsamen Pressemitteilung. Es bräuchte dringend einen verbindlichen Rechtsrahmen, noch vor dem Winter, so die Verbände. Lange Planungszeiten könnten so sonst nicht rechtzeitig realisiert werden, in der Folge fehlen Investitionen.

 

Quelle:

VDI Nachrichten: Wie das Geothermiegesetz die Wärmewende voranbringen soll

VKU Pressemitteilung: BDEW und VKU appellieren an Bundesregierung

Bundesrat: Drucksache 435/1/24

Marktentwicklung

Heizkostenabrechnungen: Knapp Hälfte aller Mieter haben noch keine Abrechnung für 2023 erhalten (14.10.)

Eine Yougov-Umfrage des Messtellenbetreibers Ista kommt zu dem Ergebnis, dass knapp 47Prozentder Befragten keine Heizkostenaufstellung erhalten hätten. 46Prozentderer, die diese erhalten hätten müssten eine Nachzahlung tätigen, rund 43Prozenthätten eine Rückzahlung erhalten.

Mieter und Mieterinnen könnten so ihr Heizverhalten im kommenden Winter nicht anpassen, meint die Ista. Diese Intransparenz in Kombination mit erneut gestiegenen Preisen für Öl und Gasheizungen stelle für viele Kunden eine Herausforderung dar.

 

Quelle:

energate messenger: Ista: Heizkostenabrechnungen kommen für viele zu spät

Energieverbrauch 2023: Im Heizsektor für Haushaltskunden deutlich zurückgegangen (14.10.) 

Im Vergleich zu 2021 ging der Verbrauch um rund 9 % zurück. Treibhausgasemissionen blieben allerdings unverändert hoch, aufgrund des Anstiegs an Flüssiggas-Importen.

Auch dominieren weiterhin fossile Energieträger die Wärmeversorgung: 90 % der Mehrfamilienhäuser setzen weiterhin auf nicht erneuerbare Lösungen.

 

Quelle:

WirtschaftsWoche: Der Energieverbrauch zum Heizen in deutschen Mehrfamilienhäusern ist 2023 deutlich gesunken

Sektorübergreifend

Regulatorik

Reallabore-Gesetz: BMWK stellt Entwurf vor (15.10.)

In den geplanten Reallaboren sollen neue Formen der Erneuerbaren-Förderung geprüft werden. Neue Technologien, Produkte sowie Dienstleistungen und Ansätze sollen so den ersten praktischen Einsatz erfahren.

Reallabore sollen also stärker eingesetzt werden und so die technologische Verbesserung in diesem Sektor unterstützten. Genehmigungsverfahren sollen daher einheitlicher gestaltet werden und innovationsfreundlicher werden.

Dazu soll ein „Reallabore-Innovationsportal des Bundes“ eingerichtet werden. Hier könne man sich informieren, beraten lassen und sich mit anderen austauschen. Auch sollen dort die Reallabore ausgewertet werden, um die Weiterentwicklung der rechtlichen Rahmen weiter voranzutreiben. Das Portal soll 4 Jahre lang im Pilotbetrieb bestehen. Wer das Portal betreiben soll, stehe noch nicht fest, die Betreiber sollen aber regelmäßigen Monitoring-Pflichten unterliegen.

Verabschiedet werden soll das Gesetz gemeinsam mit der kommenden EnWG-Novelle.

Quelle: Tagesspiegel Background: Wirtschaftsministerium skizziert Reallabore-Gesetz

Marktentwicklung

Wasserstoffimporte aus Dänemark verzögert (08.10.)

Der geplante Import von Wasserstoff aus Dänemark nach Deutschland verzögert sich. Energinet, der dänische Netzbetreiber, hat den Zeitplan für den Aufbau eines Wasserstoffnetzes angepasst.

Statt 2028 wird der Transport frühestens 2031 starten, da die Komplexität des Projekts und die Dauer der Umweltverträglichkeitsprüfungen unterschätzt wurden. Ein erstes Pipeline-Teilstück könnte 2031 in Betrieb gehen, weitere bis 2033.

  • Ein Grund sei die unterschätzte Komplexität des Projekts: Energinet hatte die Komplexität des Aufbaus des Wasserstoffnetzes und der damit verbundenen Prozesse unterschätzt. Dazu gehört die technische Planung und der Aufbau eines neuen Wasserstoff-Backbones.
  • Auch die Umweltverträglichkeitsprüfungen erschweren den Ablauf: Ursprünglich war man von einer Dauer von 18 Monaten für die Umweltverträglichkeitsprüfung
    ausgegangen, aber inzwischen rechnet man mit bis zu 40 Monaten.
  • Statt eines einfachen Vergabeverfahrens ist ein komplexeres, zweistufiges Verfahren notwendig, was mehr Zeit erfordert.
  • Viele der Projekte, die für den Wasserstofftransport erforderlich sind, befinden sich noch in frühen Entwicklungsstadien. Nur ein kleiner Teil der Projekte hat bereits den nötigen Reifegrad erreicht, um ab 2031 mit 0,8 GW Wasserstoffkapazität starten zu können.
  • Zudem sind einige Projekte an die Produktion von grünem Wasserstoff durch Offshore-Windkraft in der Nordsee gekoppelt, die ebenfalls noch entwickelt werden müssen. Die Entscheidung über die entsprechenden Ausschreibungen und Lizenzen steht noch aus.

Das BMWK zeigt sich zuversichtlich, dass dies keinen Einfluss auf den Wasserstoffhochlauf habe. Die Verzögerung soll so gering wie möglich gehalten werden. Die Branche ist aber beunruhigt, da Ende September Norwegen seine Pläne zum Wasserstoff-Export nach Deutschland aufgegeben hat. Blauer Wasserstoff sollte per Pipeline nach Deutschland transportiert, das abgeschiedene CO2 in der Nordsee eingespeichert werden. Daher fehlen aktuell Lieferzusagen für Kraftwerke, die mit blauem Wasserstoff betrieben werden sollten.

 

Quelle:

energate messenger: Rückschlag für Wasserstoffimporte aus Dänemark
Regulierungskompass 24_10_01: Wasserstoff-Export: Norwegen gibt Lieferungspläne nach Deutschland auf

CCUS: KfW stellt Initiative vor (08.10.)

Mit der WALD-Initiative („Weltweite Allianz für Landschaftsbasierte Dekarbonisierung“) will die KfW CO2 binden und langfristig speichern. 

Privates Kapital soll in den Ausbau natürlicher Kohlenstoffquellen fließen. So sollen neue und biodiverse Wälder entstehen, Klimaschutz und Biodiversität sollen so gemeinsam geschafft werden.

  • Natürliche Kohlenstoffsenken wie Moore, Mangroven und Wälder kommen mittlerweile fast nicht mehr hinterher, wenn es darum geht CO2 einzuspeichern.
    Die Initiative soll nun den privaten Sektor mobilisieren, um dieser Entwicklung gegenzusteuern.

Das Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) steuert knapp 9 Mio. Euro für das Projekt bei.

 

Quellen:

KfW: KfW stellt neue Initiative zur Speicherung von CO2 vor

Europäische Energieunion: Deutschland und Frankreich wollen sich auf Gemeinsamkeiten einigen (08.10.)

In einer gemeinsamen Parlamentssitzung wollen deutsche und französische Abgeordnete über die Wiederbelebung der Energieunion sprechen und erste Vorschläge vorlegen.

Dies war bereits im Juni geplant, wurde durch die französischen Neuwahlen aber verschoben. Auch jetzt ist noch nicht ganz klar, welche französischen Abgeordneten am
02. Dezember teilnehmen werden.

Auch wenn Deutschland und Frankreich in vielen Themen nicht die gleiche Meinung haben – Atomkraft, Wasserstoff, Erneuerbare und vieles mehr – wollen sie bei der Energie-Infrastruktur eine engere Zusammenarbeit fördern. Für Geothermie und die Gasversorgung sollen gemeinsame Strategien erarbeitet werden.

Vor allem im Bereich Wasserstoffproduktion soll weiterhin auf Technologieneutralität geachtet werden. In die Transportnetze soll gemeinsam investiert werden.

 

Quellen:

Euractiv: Europäische Energieunion: Wiederbelebungsversuch aus Deutschland und Frankreich

TEHG: Weichen für den Übergang des deutschen Emissionshandels in den ETS II werden gestellt (10.10.)

Das Kabinett einigte sich auf eine Novelle des  Treibhausgasemissionsgesetzes (TEHG), das den nationalen Brennstoffemissionshandel (BEHG) für Verkehr und Gebäude in den
ETS II überträgt.

  • Die ursprüngliche Frist zur Übersetzung der EU-Emissionshandelsrichtlinie endete im Juni, die EU-Kommission reichte zuletzt ein Vertragsverletzungsverfahren gegen die EU-Staaten ein, die diese versäumt haben.
  • Der BDEW kritisiert, dass durch die Umsetzung (zuerst wird es einen nationalen Handel geben, der bis zur europaweiten Umsetzung die Regelung durchsetzen soll) zu viel bürokratische Belastung entstünde. Dies stünde im Widerspruch zu der Aufgabe, Bürokratie und Komplexität zunehmend abzubauen. Der BDEW ist daher für ein Beibehalten des Festpreissystems bis zum Start des ETS II.
  • Auch der VKU zeigte sich nicht gänzlich überzeugt: Die Preisspanne der Zertifikate solle bis 2026 gleichbleiben, da viele Verträge bis in das Jahr hinein geschlossen wurden. Positiv sieht er, dass die Vorgaben für den Gebäude- und Verkehrssektor größtenteils gleichbleiben sollen und sich nicht großartig durch den ETS II ändern sollen.

 

Quelle:

energate messenger: Kabinett verständigt sich auf TEHG Novelle

Das Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) steuert knapp 9 Mio. Euro für das Projekt bei.

Die elf Politiker und Politikerinnen europäischer Staaten, unter ihnen auch Robert Habeck, plädieren für eine Fortführung des Green Deal und REPower EU, um die Pariser Klimaziele zu erreichen.

  • Dafür müsse weiterhin ein Fokus auf erneuerbare Energiequellen gelegt und grüne Technologien breit finanziert werden.
  • Diese Investitionen müssten weiterhin grenzüberschreitend gestaltet werden, um europaweit eine stabile Infrastruktur zu erhalten.
  • Genehmigungsverfahren sollen weiterhin beschleunigt und Energiespeicher und Elektrofahrzeuge stärker gefördert werden.
  • Die strategische Autonomie Europas soll dabei oberstes Ziel bleiben, hier wäre eine eigene Wasserstoffwirtschaft wegweisend.
  • Private und nachhaltige Finanzierungsinstrumente sollen breiter gefördert werden.

Der Übergang zu einer klimaneutralen EU müsse zudem sozial gerecht gestaltet werden, ohne die Wettbewerbsfähigkeit der EU zu schwächen. Dafür sollen alle Mitgliedsstaaten
Teil der weiteren Entwicklung sein und ein Mitspracherecht bekommen.

 


Quelle:

Friends of Renewables Communiqué: Continuing on the right path to climate neutrality

Studien & Analysen

EU-Klimaziel von -90 Prozent bis 2040 wird von Studie des VKU und DIHK angezweifelt (09.10.) 

Die Studie, die von The Climate Desk im Auftrag der Verbände durchgeführt wurde, beschäftigt sich vor allem mit den Auswirkungen auf deutsche Kommunalversorger. Der Fokus lag auf zwei Fragestellungen:

  1. Welche Anpassungen sind erforderlich, um eine 90-prozentige Treibhausgasreduktion bis 2040 zu erreichen?
  2. Wie wirken sich diese Veränderungen auf kommunale Energieversorger und die von ihnen unterstützten Branchen aus?

Die Studie schlägt vor, dass mehr Fokus auf die Erreichung des 2030 Ziels gelegt werden solle, da eine Treibhausgasminderung um 90 Prozentaktuell zu hochgesteckt sei.

Die Studie zeigt, dass die aktuellen Emissionsprognosen der EU-Mitgliedstaaten das 2030-Ziel CO₂-Reduktion um 55% voraussichtlich verfehlen werden, wodurch auch das angestrebte 2040-Ziel einer 90-prozentigen Reduktion in Gefahr gerät. Das 2040-Ziel basiert auf optimistischen Annahmen zur Verfügbarkeit von Technologien, Fachkräften
und Investitionsmitteln.

DIHK und VKU fordern eine realistische Herangehensweise und raten davon ab, langfristige Ziele zu verschärfen, solange die kurzfristigen Ziele nicht erreicht werden.

Kernpunkte der Studie:

  • Das 90-Prozent-Ziel für 2040 ist eher nicht erreichbar, vor allem wenn das 2030 Ziel verfehlt wird, was zusätzliche Belastungen für den Zeitraum von 2031 bis
    2040 zur Folge hätte.
  • Sektoren wie Verkehr und Gebäude, die bisher wenig zur Emissionsreduktion beitragen, müssten stärker berücksichtigt werden.
  • Der Erfolg hinge wesentlich von Technologien wie CCS, grünem Wasserstoff und den notwendigen Infrastrukturen ab, die erhebliche Investitionen erfordern.
  • Deutschlands Fortschritte bei den Klimazielen seien entscheidend für die Zielerreichung der gesamten EU.
  • Verlässliche Rahmenbedingungen, gesicherte Finanzierung und der Ausbau zentraler Infrastrukturen wie Wasserstoffnetze und CO₂-Speicherung seien essenziell für die Dekarbonisierung.
  • Um das Ziel zu erreichen, müsste der Stromsektor einen Erneuerbaren-Anteil von 81 bis 87 Prozent erreichen. Der Verkehrssektor sollte eine Elektrifizierung von 75% anstreben und der Gebäude-Energieverbrauch müsse um 50% gesenkt werden.

Die Studie rechnet mit einem Investitionsbedarf zwischen 3 und 4,5 Billionen Euro.


Quelle:

VKU: Studie stellt die Erreichbarkeit eines EU-Klimaziels 2040 von -90 % in Frage

The Climate Desk: Mögliche Auswirkungen eines EU-Klimaziels von –
90Prozentfür 2040 auf Deutschland

Dena-Studie zur Regulierung und Finanzierung von Wasserstoffspeichern (15.10.)

Die Dena betont in der Studie, dass Kavernenspeicher aufgrund langer Realisierungszeiten bereits jetzt in Angriff genommen werden müssten. Der Staat müsse hier ein politisches Ziel formulieren und den Aufbau fördern.

Festlegungen zum Finanzierungsrahmen müssten zeitnah von Bundesregierung und BNetzA umgesetzt werden. Instrumente müssen früher kommuniziert werden, um nötige Investitionen und Projekte rechtzeitig auf den Weg zu bringen. Mögliche Finanzierungsinstrumente stellten demnach vor allem erlösbasierte Differenz-Verträge dar, da sie bereits früh Anreize für Investitionen schaffen würden. Ausschreibungen sollten wettbewerblich durchgeführt werden und über ein
Amortisationskonto finanziert werden. So wäre eine Refinanzierung über privatwirtschaftliche Akteure möglich.

Die Studie wurde im Auftrag des BMWK durchgeführt.

 

Quelle:

Guidehouse, Fraunhofer ISI & Dena: Aufbau und Finanzierung von Wasserstoffspeichern in Deutschland

pv magazine: Dena fordert bessere Bedingungen für den Bau von Wasserstoffspeichern

Ausblick Gesetzesvorhaben

Noch nicht absehbare Vorhaben: 

Vorhaben ohne bisherigen Gesetzes-/ Referentenentwurf

Ziel

Verantwortung

Solarpaket II / Novelle EnWG

Bürokratieabbau und Erhöhung der Praktikabilität für Markthochlauf und -integration für erneuerbare Energien (z.B. Duldungspflicht)

Elmar Sracke (SP-P)

KWKG

Verlängerung

WärmeLV

Novelle 

AVBFernwärmeV

Novelle

Martin Stark (SP-P)

EU Gaspaket

Überführung in nationales Recht

ETS II

Anpassung der nEHS entsprechend ETS II

Nicht absehbar

Vereinfachung der Digitalisierung der Energiewirtschaft

EEG

Duldungspflicht für Netzanschlussleitungen von EE-Anlagen sowie von Überfahrten und Überschwenkungen auf privaten Flächen

EEG

Vereinfachung der kommunalen und Bürgerbeteiligung bei EE-Anlagen

Jonas Wiggers (SP-P)

Jahressteuergesetz

Erleichterungen bei der Erbssteuer für Flächen, die für Erneuerbare Energien genutzt werden

WindBG

Flächenziel zusammenlegen und auf 2027 vorziehen

Solarpaket II

Flächensicherung für den Ausbau von FF-PV

Oktober 2024 – Teil 1

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe Oktober Teil 1

Team: Energiewirtschaft Strategie & Wissen

Energiewirtschaftskompass Überblick

Regulatorische Entwicklungen der Energiewirtschaft

Zum Kurzkommentar

  • Wegweisendes Urteil in der Fernwärme – Geringeres Risiko für Fernwärmeunternehmen
    bei Kundenwidersprüchen?
  • Das Warten auf die CSRD – Was die bislang nicht erfolgte Umsetzung bedeutet
  • Wer liefert den Champagner? Was das norwegische nein zur Wasserstofflieferung bedeutet

Regulatorik

• Kraftwerksumlage: Industrie kann mit Kosten von 0,5 ct/kWh rechnen (24.09.)

• BVerfG: Prüfung der Erlösabschöpfung auf Verfassungsrechtlichkeit (25.09.)

• Brandlastprivileg: Stromentnahme wohl nicht EU-konform (25.09.)

• Netzanschluss: Überbauung von Netzverknüpfungspunkten soll ermöglicht werden (26.09.)

• Industrienetzentgelte: BNetzA plant noch zwei weitere Konsultationen (27.09.)

• Landesplanungsgesetz NRW: Ausgesetzte Windanlagen-Genehmigungen rechtswidrig (01.10.)

Marktentwicklung

• Smart-Meter-Rollout: SMI sieht Hochlauf in Gefahr (24.09.)

• 24h-Lieferantenwechsel: BDEW kritisiert BNetzA-Frist zur Umsetzung (24.09.)

• Strommarktdesign: Neues Kapazitätsmodell im Gespräch (26.09.)

• Netzentgelte: Führt die Bundesregierung wieder den Bundeszuschuss ein? (02.10.)

• Kapazitätsmarkt & EEG-Reform: Uneinigkeit bei der neuen EEG-Förderung (27.09.)

• Erneuerbaren-Anteil 2024: Von Januar bis September deckten Grüne Stromquellen 56% des Bedarfs (02.10.)

• Übertragungsnetzentgelte sollen um 3,4 % steigen (02.10.)

Regulatorik

• Kanu 2.0: BNetzA veröffentlicht finale Festlegung (26.09.)

• Gasspeicherumlage: Bundesrat stimmt Änderung zu (27.09.)

Marktentwicklung

• Wasserstoff-Export: Norwegen gibt Lieferungspläne nach Deutschland auf (24.09)

• Back-Up-Kapazitäten: Branche fordert Neubauvorschuss für Gaskraftwerke (26.09.)

• Wasserstoffbeschleunigungsgesetz: Uneinheitliche Sicht für einen schnellen Hochlauf (26.09)

• CCS: Strengere Vorgaben für blauen Wasserstoff erwartet (01.10.)

Regulatorik

• Preisanpassung Fernwärme: Neues BGH-Urteil zu Widerspruchsfristen und Rückforderungen (4.10.)

• Nullemissionsgebäude: schärfere Vorgaben für Neubauten ab 2030 (04.10.)

Marktentwicklung

• Heizkosten: Allgemeiner Preisverfall bis auf Fernwärme (25.09.)

• SMGW: BSI-Impulspapier will integrierte Steuerungsfunktion ermöglichen (04.10.)

Regulatorik

• CO2-Speichergesetz: Bundestagsbeschluss könnte Windhundprinzip einläuten (27.09.)

• BImSchV: THG-Quotenerfüllung soll angepasst werden (23.09.)

• Energieeffizienzgesetz: Verabschiedung des Änderungsgesetzes naht (26.09.)

• Bürokratieentlastungsgesetz IV verabschiedet (27.09.)

• CSRD-Richtlinie & RED III-Genehmigungsverfahren: EU leitet Verfahren gegen 26 EU-Staaten ein, unter ihnen auch Deutschland (27.09.)

• Öffentliches Vergaberecht: Direktvergabe soll bevorzugt genutzt werden (01.10.)

Marktentwicklung

• EU-Kommission: Von der Leyen ernennt Kommissare, Bestätigung folgt Mitte Oktober (27.09.)

• Gebäudepolitik: EU-Umweltagentur fordert mehr Einheitlichkeit ein (01.10.)

• Clean Industrial Deal: Grüner Staatssekretär gibt Einschätzungen ab (01.10.)

• EU-Klimapolitik: Was die EU in der neuen Regulierungsperiode ändern will (04.10.)

Zu “Studien & Analysen” 

  • Speicherausbau: Verfünffachung der Kapazität wahrscheinlich (2.10.)

Kurzkommentar - Welche Themen dominieren

Kurz und knapp die Top 4 Themen im Überblick – items-Experte Marcel Linnemann schaut gespannt auf die aktuellen Entwicklungen und bietet hier seine kurze Analyse und Einschätzung:

Wegweisendes Urteil in der Fernwärme – Geringeres Risiko für Fernwärmeunternehmen bei Kundenwidersprüchen?

Der Bundesgerichtshof (BGH) hat mit einem aktuellen Urteil die Rechte von Fernwärmekunden bei Preiserhöhungen deutlich eingeschränkt. Hintergrund des Urteils sind mehrere Verfahren, in denen Kunden Widerspruch gegen Preisanpassungen eingelegt hatten und Jahre später Rückforderungen geltend machen wollten.

Die wesentliche Neuerung durch die Entscheidung des BGH besteht darin, dass Kunden, die gegen Preiserhöhungen im Fernwärmebereich Widerspruch einlegen, nun einen zusätzlichen Schritt unternehmen müssen, um ihren Widerspruch aufrechtzuerhalten:

  1. Widerspruch bestätigen: Kunden müssen ihren Widerspruch spätestens innerhalb von drei Jahren nach dem erstmaligen Einlegen nochmals bestätigen, um ihn wirksam zu halten. Bisher war es ausreichend, den Widerspruch einmal zu äußern.
  2. Neue Anforderungen: Sollte diese erneute Bekräftigung nicht erfolgen, verliert der ursprüngliche Widerspruch seine Wirkung, was neu ist. Kunden müssen also aktiver werden, um ihre Rechte durchzusetzen.
  3. Höheres Risiko für Kunden: Für die Kunden entsteht dadurch ein höheres Risiko, dass sie zu viel gezahlte Entgelte nicht zurückfordern können, wenn sie den neuen Anforderungen nicht nachkommen.

Für die Fernwärmeunternehmen ergibt sich daraus ein geringeres finanzielles Risiko, da sie nicht mehr so hohe Rückstellungen für mögliche Rückforderungen von Kunden einplanen müssen.

Ob die Entscheidung des BGH generalisiert werden kann, ist noch unklar. Die Entscheidung bezieht sich auf einen spezifischen Fall, der auf lang zurückliegende Ereignisse und Besonderheiten der Fernwärmebranche zurückgeht. Die Fernwärmebranche unterscheidet sich durch lange Vertragslaufzeiten und besondere Preisgestaltungsmechanismen von anderen Energiebereichen wie Strom und Gas, wo kürzere Vertragslaufzeiten üblich sind. 

Juristen und Branchenexperten sind sich daher unsicher, ob diese Entscheidung auf andere Energiesektoren übertragen werden kann. Zudem wurde der Fall an die Berufungsgerichte zurückverwiesen, um weitere Details zu klären, insbesondere zur Frage, wie Kunden ihren Widerspruch in Zukunft konkret aufrechterhalten können. Das Urteil wird daher eher als speziell für den Fernwärmesektor betrachtet, aber es ist möglich, dass es in der Zukunft Präzedenzwirkung entfaltet, wenn ähnliche Rechtsstreitigkeiten in anderen Bereichen auftauchen.

Das Warten auf die CSRD – Was die bislang nicht erfolgte Umsetzung bedeutet

Die ganze Branche arbeitet an ihrem Nachhaltigkeitsbericht, aber die nationale rechtliche Grundlage lässt noch auf sich warten. Der CSRD-Bericht (Corporate Sustainability Reporting Directive) ist eine EU-Richtlinie, die Unternehmen verpflichtet, detaillierte Informationen über ihre Nachhaltigkeitspraktiken und -auswirkungen offenzulegen. Die rechtliche Grundlage bildet die am 21. April 2021 beschlossene Richtlinie 2022/2464/EU, die die vorherige Non-Financial Reporting Directive (NFRD) erweitert und ersetzt.

Die bislang nicht erfolgte rechtliche Überführung in nationales Recht dürfte die Projektverantwortlichen in 2025 vor zusätzliche Arbeit stellen. Da von nationaler Ebene angekündigt wurde, die CSRD-Pflichten nicht zu streng auslegen zu wollen, laufen viele Unternehmen Gefahr, zu viel Energie in die bisherigen Aktivitäten zu investieren und mögliche nationale Anforderungen überzuerfüllen. Energie, welche bei weiteren Energiewendeprojekten benötigt wird. Gleichzeitig ist ein Abwarten auf eine nationale Umsetzung nicht möglich, da eine Veröffentlichung definitiv in 2026 mit den Daten von 2025 zu erfolgen hat. Die Konsequenz ist, dass bereits jetzt die Projekte fortgeführt werden müssen, weil sonst die Berichtspflicht nicht gehalten werden kann. Somit stehen die Unternehmen vor einem Dilemma. Wer abwartet, wird vermutlich die Frist nicht einhalten und wer schnell voranschreitet könnte die Vorgaben deutlich übererfüllen und die Projektkosten steigern. Gleichzeitig besteht immer das Risiko, dass der deutsche Staat doch noch deutlich über die EU-Vorgaben hinaus geht. Letzteres wäre vermutlich nichts, was nicht schon öfters vorgekommen wäre. 

Wer liefert den Champagner? Was das norwegische nein zur Wasserstofflieferung bedeutet

Der Wasserstoffhochlauf kämpft aktuell mit dem gleichen Henne-Ei-Problem, wie einst die Elektromobilität. Was damals die Frage war, erst das E-Auto oder erst die Ladeinfrastruktur, dürfte beim Thema Wasserstoff heißen: Erst das Wasserstoffnetz oder erst die Wasserstofferzeugung? Gerade letzteres bereitet vielen Akteuren Bauchschmerzen. Die aktuelle klimaneutrale Wasserstoffproduktion ist weltweit noch gering, die Logistikkapazitäten begrenzt und aktuelle Kooperationen auf Regierungsebene sind meist mehr Absichtserklärungen als ein Startschuss für konkrete Umsetzungsprojekte. 

Woher soll also der Wasserstoff kommen? Eine Schlüsselaussage war bislang immer, dass Leitungsgebundene Lieferungen im Zentrum der deutschen Aktivitäten ständen. Der Grund: die geringeren Kosten. Als Schlüsselland galt daher Norwegen, zu dem bereits Pipelines existieren, über die perspektivisch grüner oder blauer Wasserstoff nach Deutschland gelangen könnten. 

Durch das Nein der Norweger – aus wirtschaftlichen Gründen – zu Pipelinetransporten von Wasserstoff nach Deutschland fällt ein zentraler Schlüsselpartner weg. Umso erstaunlicher, wie gering die Meldung in der Öffentlichkeit kommuniziert wurde. Dabei hätten alle Stadtwerke, welche gerade mit der Wärmeplanung und den Gasverteilnetzplänen nach §71k GEG beschäftigt sind, aufschreien müssen, da der Rückzug Norwegens einen weiteren Schritt zur endgültigen Stilllegung der Erdgasnetze bedeuten könnte. Zwar werden auch wir in dieser Ausgabe des Regulierungskompasses nicht sagen können, wo am Ende der Wasserstoff hergestellt wird, jedoch sind wir uns sicher, dass der aktuellen Entscheidung Norwegens größere Beachtung hätte geschenkt werden sollen.

Strom

Regulatorik

Kraftwerksumlage: Industrie kann mit Kosten von 0,5 ct/kWh rechnen (24.09.)

Markus Hümpfer (SPD) legte die erwartete Stromumlage, die Ende des Jahrzehnts fällig werden soll, auf rund 0,5 ct/kWh. Gemäß EU-Regelungen muss die Bundesregierung Baukosten von Kraftwerken die der Versorgungssicherheit dienen, an die Verbraucher weiterleiten. Doch auch die 5 GW an neuer Kapazitätsleistung, welche im Rahmen des zentralen Kapazitätsmarktes ausgeschrieben werden soll, und die damit verbundenen Kosten für den Kapazitätsmechanismus müssen gedeckt werden. Im dezentralen Modell
würden die Kosten durch den Strompreis weitergegeben werden.

  • Damit orientiert sich die Umlage an der KWK-Umlage, die 2024 bei rund 0,3 ct/kWh liegt.
  • Dies wirft Fragen zum Budget der Kraftwerksstrategie auf: Das BMWK rechnet mit Kosten von insgesamt 12,2 Mrd. € bis in die 2030er. Im KTF sind aktuell nur 500.000 € vorrätig. Die Regierung geht aktuell vom einem Förderkostenstart ab 2029 aus, dann sollen die ersten Langzeitspeicher den Betrieb aufnehmen.
  • Die Fördergelder sollen aber per Gesetz abgesichert werden, daher wartet die Branche aktuell auf die Kraftwerksstrategie, diese sollte eigentlich dieses Jahr im Sommer verabschiedet werden.

Hümpfer positionierte sich zu einem hybriden Kapazitätsmarkt, den aktuell auch das BMWK favorisiert. Doch weder die SPD, FDP noch die Unions-Bundestagsfraktionen haben aktuell eine fraktionsweite Sicht auf die vorliegenden Modelle.

 

Quellen:

ZfK: Kraftwerksumlage: Ampel-Insider schätzt Kosten auf halben Cent pro Kilowattstunde [PZ]

BVerfG: Prüfung der Erlösabschöpfung auf Verfassungsrechtlichkeit (25.09.)

Die zeitweise Abschöpfung von Zufallsgewinnen während der Strompreisbremse wird aktuell auf eine Übereinstimmung mit dem Grundgesetz überprüft. Verbraucher sollten durch die Preisbremse vor zu hohen Kosten geschützt werden, Netzbetreiber schöpften zur Finanzierung Überschusserlöse ab.

Einige Erneuerbaren-Betreiber legten daraufhin eine Verfassungsbeschwerde ein, die Energiewende sei nämlich Staatsaufgabe und sollte daher durch Steuern finanziert werden.

Das Gericht beschäftige sich aktuell mit dem Preisbildungsmechanismus am Strommarkt, gerade das Gebot des Merit Order stieß in Ökostrom-Kreisen auf Kritik: In der Strompreiskrise stiegen so auch die Preise anderer Erzeugungsarten neben den Fossilen. Anlagenbetreiber mussten ihre Überschusserlöse an Netzbetreiber abgeben, da für Erneuerbare Anlagen die Erzeugungskosten gleich gering blieben, gingen hier teilweise hohe Einnahmen verloren.

 

Quellen:

Tagesspiegel: Karlsruhe prüft Erlösabschöpfung bei Strompreisbremse [PZ]

Brandlastprivileg: Stromentnahme wohl nicht EU-konform (25.09.)

Die Begünstigung einer kontinuierlichen Stromentnahme für die Industrie widerspreche dem Diskriminierungsverbot und dessen Ausnahmen, so Tobias Klarmann von der Stiftung Umweltenergierecht. Auch hätte sie negative Auswirkungen auf Engpassphasen und die flexible Entnahme. 

Die BNetzA teilte mit, sich noch dieses Jahr mit einer Festlegung bezüglich des Themas zu beschäftigen. Dazu liegt der Branche aktuell ein Fragenkatalog vor.

 

Quellen:

energate messenger: Brandlastprivileg der Industrie widerspricht EU-Recht [PZ]

Netzanschluss: Überbauung von Netzverknüpfungspunkten soll ermöglicht werden (26.09.)

Das EEG soll vor allem zugunsten Erneuerbaren-Anlagen geändert werden: 

Mehr Anlagen sollen angeschlossen werden dürfen, als rein rechnerisch zu Höchstlastzeiten einspeisen könnten. Der Bundesverband Erneuerbare Energien forderte dies, da PV und Windanlagen oft zu unterschiedlichen Zeiten produzierten und daher die Punkte komplementäre nutzen könnten. Die Branche stimmt dem Vorschlag des BMWK größtenteils als sinnvoll zu, Netzengpässe können so vermieden und Redispatch-Kosten gesenkt werden.

 

Quellen:

energate messenger: BMWK will Überbauung ermöglichen ZfK: EEG-Reform: Ampel droht der nächste Streit [PZ]

Industrienetzentgelte: BNetzA plant noch zwei weitere Konsultationen (27.09.)

Die Bundesnetzagentur plant zur Reform der Sondernetzentgelte für die Industrie noch zwei weitere Konsultationen. Wie der Präsident der Behörde, Klaus Müller, am 26. September in einer Sitzung der Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“ im Bundeswirtschaftsministerium erklärte, soll die nächste Konsultation noch vor Weihnachten beginnen.

Ziel der Reform ist es, einen flexibleren Stromverbrauch der Industrie zu fördern. Bisher erhalten Unternehmen über die geltenden Regelungen im § 19 Absatz 2 der StromNEV Anreize, kontinuierlich Strom abzunehmen, was einer angestrebten Flexibilisierung entgegensteht.

Trotz der Bemühungen der Bundesnetzagentur hält die Kritik aus Teilen der Wirtschaft
an. Vor allem energieintensive Unternehmen, die rund um die Uhr produzieren, sehen sich durch die Pläne benachteiligt. Der CDU-nahe Wirtschaftsrat hatte bereits im August in einem Brief an Behördenpräsident Müller darauf hingewiesen, dass diese Unternehmen keine Möglichkeit zur flexiblen Stromabnahme hätten, aber weiterhin auf Entlastungen bei den Netzentgelten angewiesen seien. Die Antwort der Bundesnetzagentur auf diese Bedenken scheint der Organisation nicht ausreichend, weshalb sie am
25. September in einem weiteren Schreiben forderte, dass der bisherige Umfang der Entlastungen für Unternehmen im 24/7-Betrieb „im Wesentlichen“ beibehalten wird.

Für Unternehmen, die eine Flexibilisierung umsetzen können, fordert der Wirtschaftsrat finanzielle Anreize, um Investitionen in Arbeitsprozesse und Personal zu ermöglichen. Diese seien notwendig, um die Teilnahme an einem Flexmarkt zu realisieren. Sollte es an entsprechenden Anreizen oder Übergangsfristen mangeln, warnt der Wirtschaftsrat vor einer Verlagerung der Produktion in Länder mit günstigeren Stromkosten, etwa durch eine stärkere Nutzung von Kern- oder Kohlekraftwerken.

Parallel zu diesen Forderungen hat der Wirtschaftsrat auch Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck aufgefordert, einen Rechtsrahmen zu schaffen oder sicherzustellen, der es der Bundesnetzagentur ermöglicht, individuelle Netzentgelte für die Industrie zu regeln. Seit einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs aus dem Jahr 2021 und der
anschließenden Reform des Energiewirtschaftsgesetzes liegt die Kompetenz zur Regulierung der Netzentgelte jedoch nicht mehr beim Ministerium, sondern bei der
Bundesnetzagentur.

Damit steht die Behörde weiterhin im Spannungsfeld zwischen einer angestrebten Flexibilisierung des Stromverbrauchs und den wirtschaftlichen Interessen energieintensiver Betriebe, während die Reformdiskussionen in die nächste Phase gehen. 

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Weitere Diskussion um Industrienetzentgelte [ML]

Landesplanungsgesetz NRW: Ausgesetzte Windanlagen-Genehmigungen rechtswidrig (01.10.)

Außerhalb geplanter Windenergiegebiete war es möglich für die Landesregierung NRW, geplante Vorhaben auszusetzen.

Betroffen sind mittlerweile über 80 Anlagen. Das OVG Münster entschied nun, dass dies nicht rechtmäßig sei. Möglich war eine Aussetzung, da die Regionalpläne für Windprojekte noch nicht stehen. Entschieden wurde auf Basis des
Baugesetzbuches und Bundesimmissionsschutzgesetzes.

Verbände der Branche, wie der LEE, beklagten die Aussetzungen, da sie den nötigen Ausbau behinderten. In Folge wären hohe Bürokratiehürden sowie hohe Kosten entstanden. Der LEE fordert nun eine Anpassung des Landesplanungsgesetzes, damit die ausgesetzten Projekte abgeschlossen werden könnten – nur so könne das Ziel von 1.000 neuen Anlagen in dieser Legislaturperiode noch geschafft werden.

NRW plant, Windenergieflächen bis zu 7 Jahre früher bekannt geben zu können als im Wind-an-Land-Gesetz vorgegeben. Der LEE warnt nun, dass viele Bezirke zu viel Freiraum bei der Flächenausweisung hätten, in Folge könnten Abstandsregelungen wieder eingeführt werden die zuletzt endlich ausgesetzt wurden.

 

Quellen:

energiezukunft: Rechtswidrige Aussetzung von Windenergie-Projekten [PZ]

Marktentwicklung

Smart-Meter-Rollout: SMI sieht Hochlauf in Gefahr (24.09.)

Die Smart-Meter-Initiative (SMI) thematisiert die wachsenden Herausforderungen für das deutsche Stromnetz durch den rasanten Ausbau von Photovoltaikanlagen und den schleppenden Fortschritt bei der Einführung intelligenter Stromzähler (Smart-Meter), die zur Stabilisierung des Netzes dringend benötigt werden:

  • Zunehmende Netzlast durch PV-Anlagen: Der starke Zuwachs an kleinen Dach-PVAnlagen führt zu zunehmender Netzbelastung, insbesondere zur Mittagszeit, wenn die Einspeisung besonders hoch ist. Es fehlt jedoch an intelligenter Steuerungstechnik, um diese Einspeisungsspitzen abzufedern.
  • Mangel an Smart-Metern: Obwohl intelligente Stromzähler (Smart-Meter) und Steuerungsgeräte helfen könnten, ist ihre Verbreitung schleppend. Viele Netzbetreiber zögern, weil sie wirtschaftliche Risiken fürchten und die Preisobergrenzen unklar sind.
  • Regulatorische Probleme: Die geplante Einführung einer Pflicht zum Einbau von Smart-Metern und dynamischen Stromtarifen ab 2025 steht bevor, jedoch gibt es
    noch ungelöste technische und regulatorische Fragen, die die Akzeptanz behindern. Die Preisobergrenze für Smart-Meter ist umstritten.
  • Gefahr von Netzüberlastung: Ohne ausreichende Steuerungsmöglichkeiten droht eine Überlastung der Stromnetze, insbesondere bei weiterem Zubau von PVAnlagen. Netzbetreiber könnten gezwungen sein, drastische Maßnahmen wie das Abregeln von Solaranlagen zu ergreifen.
  • Volkswirtschaftliche Kosten: Negative Strompreise und unregulierte Einspeisung von Solarstrom könnten zu erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten führen, da der Staat weiterhin Einspeisevergütungen zahlen muss.
  • Notwendigkeit technischer Lösungen: Es wird gefordert, die technischen Voraussetzungen zu schaffen, um kleine PV-Anlagen steuerbar zu machen, und den Begriff des „Qualitätsprosumers“ einzuführen, der gezielt abgeregelt werden kann, ohne dass der Eigenverbrauch beeinträchtigt wird.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Smart-Meter-Bedarf immer dringender [ML]

24h-Lieferantenwechsel: BDEW kritisiert BNetzA-Frist zur Umsetzung (24.09.)

Wiederholt kritisierte der Verband die Umsetzungsfrist für den werktäglichen Lieferantenwechsel in 24 Stunden, der bis zum 04. April 2025 ermöglicht werden solle.

Die BNetzA-Festlegung vom März diesen Jahres folgt einer EU-Vorgabe und hat zur Folge, dass Stammdatenprozesse rundum erneuert werden müssen.

  • Der BDEW kritisiert den großen Zeitraum zwischen Umsetzung und GoLive am 01. Januar 2026, eine dreimonatige Frist vom 01. Oktober 2025 bis Januar des Folgejahres würde ausreichen.
  • IT-Unternehmen würden dem Verband melden, dass eine fristgerechte Umsetzung aktuell nicht bis April möglich sei. Die BNetzA berichtet allerdings, dass es genügend Unternehmen gäbe, die den Termin einhalten könnten.
  • Die BNetzA verteidigt den frühen Termin allerdings: Sie ist der Ansicht, dass 3 Monate aufgrund von früheren Erfahrungen, z.B. bei der Umsetzung von AS4, als Stabilisierungsphase nicht ausreichen würden.

Der BDEW ruft nun dazu auf, IT-Dienste auf ihre Lieferbarkeit anzusprechen. Könnten diese die Umsetzung bis April 2025 nicht garantieren, hält der Verband seine Mitgliedsunternehmen dazu an, auf die BNetzA zuzugehen.

 

Quellen:

BDEW: BNetzA-Festlegung BK6-22-024: BNetzA besteht auf Umsetzung bis 4. April 2025 [PZ]

Strommarktdesign: Neues Kapazitätsmodell im Gespräch (26.09.)

Der Vorschlag für das neue Kapazitätsmodell im Strommarkt, vorgestellt bei der Sitzung der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS), bezieht sich auf einen zentralen Kapazitätsmarkt mit Erweiterungsoptionen.

Während das BMWK (Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz) zunächst einen kombinierten Kapazitätsmarkt vorgeschlagen hatte, bei dem zentrale und dezentrale Elemente kombiniert werden, sieht der neue Vorschlag vor, zunächst einen zentralen Kapazitätsmarkt einzuführen, der dann flexibel um dezentrale Elemente erweitert werden kann.

Kernpunkte des Vorschlags:

  • Zentraler Kapazitätsmarkt: Dieser Markt soll zunächst klein und fokussiert gehalten werden, um Überkapazitäten zu vermeiden. Ziel ist es, Versorgungssicherheit zu
    gewährleisten und dabei flexible Technologien (z.B. Speicher und flexible Nachfrager) zu integrieren.
  • Erweiterung durch dezentrale Elemente: Falls sich zeigt, dass der zentrale Markt nicht genügend dezentrale Flexibilitäten fördert, kann dieser durch dezentrale Komponenten ergänzt werden. Dies folgt einem Baukastenprinzip: Der zentrale Markt bildet die Basis, Erweiterungen können später hinzugefügt werden.
  • Erfahrungen aus Belgien: Der Vorschlag orientiert sich an den belgischen Erfahrungen, insbesondere an den dort eingeführten „Service Level Vereinbarungen“, die es ermöglichen, Innovationen und neue Technologien effizient in den Markt zu integrieren.
  • Kritik am BMWK-Modell: Der kombinierte Kapazitätsmarkt des BMWK wird als zu kompliziert und bürokratisch betrachtet, insbesondere aufgrund der unerprobten Verknüpfung zentraler und dezentraler Ausschreibungen. Der neue Vorschlag betont die Einfachheit eines zentralen Modells und sieht darin eine Möglichkeit, Planungs- und Rechtssicherheit schneller zu erreichen.

Der zentrale Kapazitätsmarkt „Plus“ soll somit schrittweise eingeführt werden, mit der Möglichkeit, zusätzliche Flexibilität zu fördern, ohne sofort auf ein komplexes, hybrides Modell umsteigen zu müssen.

Das belgische Modell dient als Vorbild für den vorgeschlagenen zentralen Kapazitätsmarkt im Stromsektor, da es wichtige Mechanismen zur Integration von dezentralen Flexibilitäten und innovativen Technologien erfolgreich implementiert hat. Belgien hat bereits wertvolle Erfahrungen gesammelt, die zeigen, wie ein zentraler Kapazitätsmarkt auf flexible und neue Technologien zugeschnitten werden kann, ohne dass der bürokratische Aufwand ausufert.

1. Service Level Agreements (SLAs) für Innovationen
Belgien hat sogenannte Service Level Vereinbarungen (SLAs) eingeführt, die es ermöglichen, Innovationen und neue Technologien direkt in den Kapazitätsmarkt zu integrieren. Ein häufiges Problem in zentralen Kapazitätsmärkten ist, dass innovative Technologien von zentralen Regulierungsbehörden erst nach einem langwierigen Prozess bewertet und in den Markt eingebunden werden. Dies verzögert oft die Einführung von neuen Lösungen und Technologien. In Belgien hingegen können Betreiber von innovativen Technologien die Verfügbarkeit ihrer Anlagen selbst bewerten und auf Basis einer vordefinierten De-Rating-Tabelle ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit einschätzen.

  • De-Rating-Tabelle: Diese Tabelle erlaubt es den Betreibern, abhängig von der Verfügbarkeit ihrer Technologie, den Beitrag zur Versorgungssicherheit eigenständig einzuschätzen. Dadurch müssen sie nicht auf die Genehmigung von Regulierungsbehörden warten, die diese Technologien oft zu konservativ bewerten würden.
  • Vorteil: Dieser Mechanismus spart Zeit und fördert eine schnellere Marktdurchdringung von innovativen, flexiblen Technologien. Gleichzeitig wird durch die Möglichkeit zur Selbsteinschätzung auch der bürokratische Aufwand erheblich reduziert.

2. Selbstdefinierte Auslösepreise für Flexibilitäten
Ein weiteres wichtiges Element des belgischen Modells ist die Flexibilität, die es Marktteilnehmern ermöglicht, selbst definierte Auslösepreise (Trigger-Preise) für die Teilnahme am Kapazitätsmarkt festzulegen. Ein Problem bei vielen zentralen Kapazitätsmärkten ist der sogenannte Claw-Back-Mechanismus der EU. Dabei müssen Unternehmen Einnahmen, die zwischen einem Referenzpreis (wie dem Großhandelspreis) und einem festgelegten höheren Strike-Preis liegen, abgeben. Das erschwert es insbesondere flexiblen Technologien, am Markt zu konkurrieren, da deren Kostenstruktur und Betriebszeiten oft weniger vorhersehbar sind als bei traditionellen Anlagen (z. B. Erdgaskraftwerken).

  • Belgisches Modell: Belgien erlaubt es den Betreibern von flexiblen Technologien, einen eigenen Auslösepreis festzulegen, der sich beispielsweise an den kurzfristigen Grenzkosten orientiert. Damit können Flexibilitäten wettbewerbsfähiger gegenüber traditionellen Erzeugern agieren, da sie ihre Teilnahme am Markt besser an ihre individuellen Kostenstrukturen anpassen können.
  • Vorteil: Dies bietet den Betreibern die Möglichkeit, flexiblere und wettbewerbsfähigere Preissetzungsstrategien zu entwickeln. Die Gefahr, dass die Auslösepreise zu hoch angesetzt werden, besteht sowohl im belgischen Modell als auch in anderen Kapazitätsmärkten. Jedoch fördert der belgische Mechanismus eine bessere Integration von Flexibilitäten in den Markt.

3. Bürokratische Vereinfachung
Ein zentrales Argument gegen viele Kapazitätsmärkte, insbesondere kombinierte Modelle wie das vom BMWK vorgeschlagene, ist der immense bürokratische Aufwand. Dieser ergibt sich aus der notwendigen Abstimmung zwischen zentralen und dezentralen Marktteilnehmern sowie der Einbindung zahlreicher Bilanzkreisverantwortlicher. In Belgien ist der  Mechanismus hingegen deutlich schlanker gestaltet, was auch der schnelleren Implementierung von Flexibilitäten zugutekommt.

  • Vorteil: Durch die Service Level Agreements und die Möglichkeit zur Selbsteinschätzung von Flexibilitäten reduziert das belgische Modell die Komplexität und den bürokratischen Aufwand. Betreiber müssen sich nicht durch aufwendige Genehmigungsprozesse kämpfen, was die Einführung von Innovationen erheblich beschleunigt.

4. Vereinfachte Einbindung von Flexibilitäten und Innovationen
Das belgische Modell zeigt, dass dezentrale Flexibilitäten wie Speichertechnologien, flexible Nachfrager und andere innovative Technologien nicht zwangsläufig durch ein dezentrales Marktelement eingebunden werden müssen, sondern innerhalb eines zentralen Marktes effizient berücksichtigt werden können.

  • Vorteil für den zentralen Kapazitätsmarkt: Durch die Anwendung des belgischen Ansatzes könnten auch in Deutschland dezentrale Technologien
    schneller und effektiver in den Markt integriert werden. Dies wäre eine Antwort auf die Kritik, dass ein rein zentraler Kapazitätsmarkt nicht flexibel genug sei, um auf die Bedürfnisse dezentraler Akteure einzugehen.

5. Risiko-Minimierung durch belgische Best Practices
Das belgische Modell reduziert das Risiko, dass innovative Technologien durch starre Marktmechanismen ausgebremst werden. Dies ist besonders wichtig für Länder wie Deutschland, die im Rahmen der Energiewende verstärkt auf dezentrale und innovative Technologien setzen müssen, um die Klimaziele zu erreichen.

  • Vorteil: Ein zentraler Kapazitätsmarkt nach belgischem Vorbild könnte somit nicht nur Planungssicherheit und klare Regeln bieten, sondern gleichzeitig Flexibilität und Innovationen fördern, ohne dass umfangreiche zusätzliche dezentrale Strukturen geschaffen werden müssen. Dies senkt das Risiko, dass der Markt zu kompliziert oder ineffizient wird.

Fazit: Warum Belgien als Vorbild dient
Belgien zeigt, dass ein zentraler Kapazitätsmarkt flexibel gestaltet werden kann und innovative Technologien effizient integriert werden können. Die Service Level Agreements, die Möglichkeit zur Selbsteinschätzung und die selbstdefinierten Auslösepreise bieten konkrete Lösungsansätze, die Bürokratie zu reduzieren und Flexibilität zu ermöglichen. Für Deutschland könnte ein ähnliches Modell eine „no regret“-Option darstellen: Es bietet einen pragmatischen Ansatz, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig Innovationen und Flexibilitäten zu fördern – ohne die Risiken und den bürokratischen Aufwand eines kombinierten Marktsystems wie im BMWK-Vorschlag.

 

Quellen:

Strommarktdesign BMWK Tagesspiegel Background: Vorschlag für zentralen Kapazitätsmarkt nach dem Baukastenprinzip [ML]

Netzentgelte: Führt die Bundesregierung wieder den Bundeszuschuss ein? (02.10.)

Bundeskanzler Olaf Scholz will die Strompreise durch einen Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten senken und langfristig ein Amortisationskonto einführen, um die Kosten des Netzausbaus zeitlich zu strecken. 

Die Bundesregierung plant, Unternehmen weiter zu entlasten und mehr Branchen in die Strompreiskompensation einzubeziehen. Finanzminister Christian Lindner sieht dies jedoch als reine Umverteilung und plädiert für strukturelle Maßnahmen. Es wird auch diskutiert, IntelFördermittel zur Finanzierung dieser Maßnahmen zu nutzen, um die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft zu stärken.

 

Quellen:

ZfK: Hohe Netzentgelte: Scholz will Strompreise dämpfen [ML]

Kapazitätsmarkt & EEG-Reform: Uneinigkeit bei der neuen EEG-Förderung (27.09.)

Das BMWK setzt sich weiterhin für einen kombinierten Markt ein, auch die produktionsunabhängige Förderung bleibt Ministeriums-Favorit.

Die Branche sieht diese weiterhin skeptisch. Eine produktionsunabhängige Kapazitätszahlung sieht der Erneuerbaren Verband BEE kritisch, weil diese den Ausbau gefährden könnte. Ein Umstieg auf Mengenförderung sei dringend nötig. Negative Strompreise könnten so effektiv umgangen werden.

Das komplexe Kapazitätsmarktdesign des BMWK stößt in der Branche teils auf Unverständnis: Es sei unverständlich, weshalb man sich nicht an bereits bestehenden Modellen von EU-Mitgliedsstaaten orientieren würde.

Mitte Oktober soll die Abstimmung zu den Eckpunkten eines Kapazitätsmarktes in die Ressortabstimmung kommen. Sommer nächsten Jahres soll die Prä-Notifizierung durch die EU-Kommission folgen. Die Umsetzung soll mit dem Jahresanfang 2028 geschehen.

Aktuelle Vorschläge zur EEG-Reform

  • Bis 2026 läuft die aktuelle Förderung aus, daher braucht es dringend neue Vorschläge: Bisher steht als einzige Maßnahme der Investitionskostenzuschuss.
  • Das BMWK zeigt in seiner Zusammenfassung der Debatten in der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) 4 weitere Optionen auf, das Ministerium favorisiert aktuell eine Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag, wie oben bereits dargelegt.
  • Doch nicht alle Fraktionen unterstützen den Vorschlag: Katrin Uhlig (Grüne) vom Energie- und Klimaausschuss will alle 4 Vorschläge innerhalb der Fraktion prüfen. Ähnliches kündigte Ausschusskollege Andreas Mehltretter (SPD) an. Beide sind sich einig, dass der Ausbau durch die Maßnahmen nicht gebremst werden dürfe. Die FDP zeigte sich zuletzt kritisch, der energiepolitische Sprecher Michael Kruse sieht die „ausufernden EEG-Subventionen“ als Hauptproblem an. Daher könnte es sein, dass sich die Liberalen gegen die Vorschläge stellen. Gekoppelt mit der Kritik aus den verbänden könnte eine Einigung noch lange auf sich warten lassen.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Bundeswirtschaftsministerium macht beim Kapazitätsmarkt Tempo Handelsblatt Energiebriefing vom 27.09.2024
ZfK: EEG-Reform: Ampel droht der nächste Streit [PZ]

Erneuerbaren-Anteil 2024: Von Januar bis September deckten Grüne Stromquellen 56% des Bedarfs (02.10.)

Im Vergleich zu 2023 hat sich der Anteil um knapp 4 Prozentpunkte erhöht, dies berichteten das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung BadenWürttemberg (ZSW).

Monatlich betrug der EE-Anteil jeweils knapp über 50 %, im April ganze 59 %.

Vor allem Solarenergie konnte den größten Zuwachs vorweisen, in den ersten 3 Quartalen 2024 wurde 15 % mehr Solarstrom als letztes Jahr im selben Zeitraum erzeugt.

Gesamtstromaufstellung:

  • Bruttostromerzeugung 2024 bis dato: 366 Mrd. kWh – 2 % weniger als 2023
    Davon:
    ▪ 80 Mrd. kWh Wind onshore
    • 65 Mrd. kWh PV
    • 33 Mrd. kWh Biomasse
    • 19 Mrd. kWh Wind offshore
    • 17 Mrd. kWh Wasserkraft
    • 149 Mrd. kWh konventionelle Energieträger & Kernenergie – knapp 11% weniger als im Vorjahr

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Erneuerbare decken von Januar bis September 56 Prozent des Strombedarfs [PZ]

Übertragungsnetzentgelte sollen um 3,4 % steigen (02.10.)

Die vorläufigen NNE fürs kommende Jahr sollen bei knapp 6,65 ct/kWh liegen.

Das ist zwar nur ein Anstieg um knappe 0,2 ct, jedoch muss man bedenken, dass sich die NNE von 2023 auf 2024 fast verdoppelt haben.

  • In der Höchstspannungsebene sinken sie zwar um 12 %, doch in der Umspannungsebene zeigt sich ein Anstieg um 20 %. Grund hierfür ist eine höhere Entnahme in der Hochspannung, dafür eine niedrigere in der Umspannungsebene.
  • Weitere Kostentreiber sind laut ÜNBs vor allem Stabilisierungsmaßnahmen wie die Netzreserve oder das Engpassmanagement. Die prognostizierten Kosten der folgenden Jahre bis 2028 sind erheblich gestiegen von 9 Mrd. € auf knapp 16,3 Mrd. € für die 3 Jahre.
  • Auch die Netzinvestitionen sind gestiegen, vor allem durch den Netzausbau. Dies soll wiederum die Kosten für Stabilisierungsmaßnahmen senken. Aktuell kursiert
    ein Vorschlag, dass z.B. die Kosten für das Engpassmanagement statt über die NNE, über den Bundeshaushalt finanziert werden soll. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) schlug zudem vor, dass die Ausbaukosten über ein Amortisationskonto zeitlich gestreckt werden könnten, um ebenso Kosten einzusparen.

Die endgültigen Kosten für Verbraucher werden erst Ende des Jahres feststehen, die NNE allein machen etwa 25 % des Strompreises aus. Ein Anstieg um knapp 3 % muss daher
nicht zwangsläufig zu erhöhten Strompreisen führen.

Quellen:

energate messenger: Übertragungsnetzentgelte: Erneuter Anstieg kündigt sich an [PZ]

Gas

Regulatorik

Kanu 2.0: BNetzA veröffentlicht finale Festlegung (26.09.)

Diese Woche hat die BNetzA die finale Festlegung der neuen Regularien für Gasnetzentgelte ab 2025 (KANU 2.0) veröffentlicht.

Nach längerer Konsultation mit der Branche hat man sich auf folgende Regelungen verständigt:

  • Neue Abschreibungsregeln: Die Gasnetzbetreiber können ab 2025 neue Abschreibungsregeln anwenden, um ihre Netzentgelte zu berechnen. Diese Anpassungen betreffen auch die Nutzungsdauer von Gasleitungen.
  • Transformation der Gasnetze: Es wird erwartet, dass einige Regionen früher aus der Gasversorgung aussteigen. Gasnetzbetreiber bereiten sich daher auf eine teilweise Stilllegung von Leitungen vor.
  • Deckelung der degressiven Abschreibung: Die Bundesnetzagentur hat eine degressive Abschreibung mit einem Korridor von 8 bis 12 Prozent festgelegt, nach intensiver Diskussion mit Marktteilnehmern.
  • Kostensteigerungen: KANU 2.0 könnte die Netzentgelte moderat erhöhen, im Extremfall bis zu 20 Prozent, was sich in einem einstelligen Prozentbereich auf den Gesamtpreis von Erdgas auswirken könnte.
  • Sorgfaltspflicht bei schneller Abschreibung: Netzbetreiber, die ihre Abschreibung beschleunigen wollen, müssen dies gut begründen und bei der Bundesnetzagentur anzeigen.
  • Klimaneutralität 2045: Die Regularien sind Teil der Strategie, Deutschland bis 2045 klimaneutral zu machen, indem Gasleitungen dann kein fossiles Erdgas mehr transportieren sollen.

 

Quellen:

energate messenger: Festlegung “KANU 2.0” Neue Regularien für Gasnetzentgelte ab 2025 [ML]

Gasspeicherumlage: Bundesrat stimmt Änderung zu (27.09.)

Der Bundesrat ebnete den Weg zur Abschaffung der Gasumlage an den deutschen Grenzen. Die Änderung des §35e des EnWG rückt damit in greifbare Nähe.

Zuletzt bestanden Zweifel an der Vereinbarkeit der Umlage mit EU-Recht. Die festgelegte Berechnungsmethode sei unvereinbar mit den EU-Vorgaben, auch verteuere sie den Gastransit durch Deutschland und erschwere somit die Diversifikation der Gasbezugsquellen anderer EU-Staaten. Dies erschwere es der EU, sich von russischen Gaslieferungen unabhängig zu machen.

Die Umlage soll ab dem 1. Januar 2025 nur noch auf inländische Entnahmestellen mit registrierter Leistungsmessung oder SLP auf im Inland ausgespeistes Gas erhoben werden können. Grenzübergänge sowie virtuelle Kopplungspunkte sollen von da an aus der Rechnung entfallen.

Quellen:

Drucksache 399/24
Stellungnahme des Bundesrats zur Drucksache 399/24
Deutscher Bundestag: Regierung passt Energiewirtschaftsgesetz an [PZ]

Marktentwicklung

Wasserstoff-Export: Norwegen gibt Lieferungspläne nach Deutschland auf (24.09)

Norwegen hat seine Pläne zum Export von „blauem“ Wasserstoff nach Deutschland aufgegeben. Der norwegische Gaskonzern Equinor erklärte, dass das Vorhaben, Wasserstoff aus Erdgas mit CO2-Abscheidung und -Speicherung (CCS) zu produzieren und über eine Pipeline nach Deutschland zu transportieren, zu teuer sei und die Nachfrage zu gering ausfalle. Daher sei das Projekt nicht realisierbar.

Stattdessen wird Deutschland vorübergehend blauen Wasserstoff aus den Niederlanden beziehen. Norwegen plant, Gas in die Niederlande zu liefern, wo der blaue Wasserstoff abgespalten und ins deutsche Wasserstoffnetz eingespeist werden soll. Das abgeschiedene CO2soll per Schiff zur Speicherung in die norwegische Nordsee transportiert werden.

Die Zusammenarbeit zwischen Equinor und dem deutschen Energiekonzern RWE zur Entwicklung von wasserstofftauglichen Gaskraftwerken in Deutschland soll jedoch fortgesetzt werden. Der Wasserstoff für diese Kraftwerke wird jedoch nicht aus Norwegen stammen. Beide Unternehmen hatten sich zuvor darauf geeinigt, bis 2030 drei Gigawatt Kraftwerksleistung in Deutschland zu bauen und zu betreiben, als Ersatz für Kohlekraftwerke.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Norwegen begräbt Pläne zum Export von „blauem“ Wasserstoff nach Deutschland [ML]

Back-Up-Kapazitäten: Branche fordert Neubauvorschuss für Gaskraftwerke (26.09.)

Noch bleibt unklar, wer die Back-Up Kraftwerke baut, die ab 2030 die grüne Stromerzeugung unterstützen sollen. Das BMWK lässt immer noch auf die Kraftwerksstrategie warten, der Betreiber Steag und der ÜNB TransnetBW schlugen nun einen Neubauvorschuss vor, um den Bau der benötigten Kraftwerke zu sichern.

  • Vergütungen für Redispatch sollen bereits zum Zeitpunkt der Investition in ein neues Kraftwerk garantiert werden. So fließen diese ohne Risikoabschlag in die Investitionsrechnung mit ein.
  • Kraftwerke sollen so an Standorten entstehen, wo der Netzausbau bisher hinterherhinkt: Im Westen und Südwesten der BRD.
  • Durch den Kohleausstieg bis 2030 werden 25 GW an zusätzlichen Gaskraftwerken benötigt, bisher sind sie nicht besonders attraktiv für Investoren, da diese lieber in Erneuerbare investieren.
  • Kerstin Andreae, Hauptgeschäftsführerin des BDEW, drängt das BMWK zur Eile: Projekte im Kraftwerksbau benötigten zwischen 4 und 7 Jahren, diese müssten in naher Zukunft in Angriff genommen werden.

 

Quellen:

Handelsblatt: Energiebranche will auf Klarheit beim Neubau von Gaskraftwerken – und legt einen Vorschlag vor [PZ]

Wasserstoffbeschleunigungsgesetz: Uneinheitliche Sicht für einen schnellen Hochlauf (26.09)

Diese Woche tagte im Bundestag der Ausschuss der Sachverständigen zur Evaluation des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Die Anhörung im Bundestag zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WassBG) hat verschiedene Standpunkte und Forderungen der Interessenvertreter aus der Energiebranche offenbart.

Die wesentlichen diskutierten Änderungen und Standpunkte lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Erweiterung des Anwendungsbereichs und der Privilegierung

  • GP Joule: Der Energieprojektierer forderte die Privilegierung von Anlagen zur Speicherung und zum Transport von Wasserstoff, darunter auch Gasverdichter und mobile Druckbehälter. Zudem sollen Batteriespeicher, die Elektrolyseure mit Strom versorgen, ebenfalls privilegiert werden. Durch den Status „im überragenden öffentlichen Interesse“ sollen Genehmigungs- und Beteiligungsverfahren erleichtert und beschleunigt werden.
  • Deutscher Wasserstoff-Verband (DWV), vertreten durch Werner Diwald: Der Verband fordert, dass auch Anlagen zur Einspeisung von Wasserstoff in das Kernnetz sowie zur Beimischung von H2 in Erdgasleitungen privilegiert werden. Zusätzlich sollen Import- und Umwandlungsanlagen für gasförmigen Wasserstoff oder H2-Derivate einbezogen werden.
  • Zukunft Gas, vertreten durch Timm Kehler: Der Verband fordert die Beschleunigung von Maßnahmen zur Verstärkung des Erdgasnetzes, um die Umstellung auf Wasserstoff zu beschleunigen. Auch sollen Anschlüsse an künftige Wasserstoffkraftwerke ins Gesetz einbezogen werden.

Synthetische Brennstoffe und Wasserstoffderivate

  • Detlev Wösten, FDP: Der Vertreter plädiert dafür, über Wasserstoff hinauszudenken und synthetische Brennstoffe auf Wasserstoffbasis als „unmittelbare Substitute für heutige Kraftstoffe“ einzubeziehen. Sie seien in der Chemieindustrie und im Verkehr von Bedeutung.
  • Kirsten Westphal, SPD: Sie kritisiert die im Gesetzentwurf enthaltene Beschränkung auf die Wasserstoffderivate Ammoniak und flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC) als „nicht nachvollziehbar“, da noch nicht absehbar sei, welche Technologien sich durchsetzen werden.

Diskussion um fossilen Wasserstoff

  • Zukunft Gas: Der Verband fordert, neben grünem Wasserstoff auch die Berücksichtigung von blauem Wasserstoff (hergestellt durch Dampfreformierung mit CO₂-Speicherung) und türkisem Wasserstoff (Methanpyrolyse) zu erlauben. Beschränkungen auf grünen Wasserstoff könnten den Wasserstoffmarkt behindern.
  • GP Joule, vertreten durch Fabian Faller: Der Projektierer lehnt die Privilegierung von Wasserstoffprojekten auf fossiler Basis ab und fordert, dass nur Anlagen, die zu 100 Prozent erneuerbare Energien nutzen, in den Genuss von Vorteilen kommen. Faller argumentiert, dass die Herstellung von grünem Wasserstoff für industrielle Anwendungen bereits möglich sei.
  • Alexander Kräß, Deutscher Naturschutzring (DNR): Er schließt sich der Position gegen fossile Wasserstoffvarianten an und sieht die Privilegierung von Wasserstoff auf Erdgasbasis als nicht mit den Klimaschutzzielen vereinbar.

Wasserverbrauch der Elektrolyseure

  • Alexander Kräß (DNR): Er mahnt zur Sorgfalt beim Wasserverbrauch von Elektrolyseuren, da Wasser bereits eine knappe Ressource sei. Es müsse sichergestellt werden, dass nicht nur der Süßwasserverbrauch, sondern auch der Bedarf zur Aussolung neuer Kavernenspeicher für H2 berücksichtigt werde.
  • Verband kommunaler Unternehmen (VKU), vertreten durch Karsten Specht: Der Verband fordert, Trinkwasser durch elektrolysetauglich aufbereitetes Brauchwasser zu ersetzen, um die Trinkwasserressourcen zu schonen. Dies erfordere eine dringende Änderung der Regelungen im WassBG.

Zusammenfassende Standpunkte:

  • SPD und DWV: Fokus auf Ausweitung der Privilegierung für verschiedene Wasserstoffprojekte, einschließlich Einspeisung in Wasserstoff- und Gasnetze.
  • Grüne: Kritisch gegenüber der Ausweitung auf Wasserstofftankstellen und fossilen Wasserstoff.
  • CDU/CSU und Zukunft Gas: Befürworten eine Berücksichtigung fossiler Wasserstoffquellen und die Integration von Erdgasinfrastrukturen in die Wasserstoffstrategie.
  • FDP: Setzt auf synthetische Brennstoffe und einen technologieoffenen Ansatz für den Marktausbau.

Die Anhörung hat gezeigt, dass es in der Branche breite Unterstützung für die Erweiterung des Gesetzentwurfs gibt, allerdings bestehen deutliche Unterschiede in Bezug auf die Einbeziehung fossiler Wasserstoffquellen und den Einsatz von Wasserstoff im Verkehrssektor.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: H2-Beschleunigung soll breiter anlaufen [ML]

CCS: Strengere Vorgaben für blauen Wasserstoff erwartet (01.10.)

Blauer Wasserstoff wird durch CCUS erst ermöglicht – doch der CO2-Speicherbetrieb, die Transportkosten und das anschließende Verpressen sollen laut EU-Vorgaben in die Emissionsbilanz einkalkuliert werden. Deutschland stellt diese Verordnung in Frage.

Eine Entscheidung diesbezüglich wird noch bis Ende des Jahres erwartet.

  • Die Berechnungsart der Klimabilanz kann wichtig werden, wenn es darum geht welche Wasserstoff-Farbe sich neben Grün durchsetzen wird. Diese bestimmt nämlich, ob sie zu den kohlenstoffarmen Brennstoffen gezählt werden können.
  • Mindestvoraussetzung für low-carbon fuels (LCF) soll sein, dass sie im Laufe des Lebenszyklus 70 % weniger Emissionen als Fossile Alternativen verursachen. Der Zyklus umfasst Zufuhr, Verarbeitung, Transport, Verteilung und Nutzung. Die positive Einwirkung von CCS und CCU soll in die Berechnung miteinfließen.
  • Bei der Herstellung von blauem Wasserstoff will die Kommission aber stärker auf die tatsächliche Bilanz schauen: Entstandene Emissionen durch CCS soll daher in die Rechnung miteinfließen – für blauen Wasserstoff könnte es daher schwieriger werden als LCF klassifiziert zu werden.
  • Habeck befürchtet ein Verlangsamen des deutschen Wasserstoff-Hochlaufs. Eine wirtschaftliche Elektrolyse blauen Wasserstoffs soll sonst nicht möglich sein – weder in der EU noch in Deutschland, so Habeck.
  • Dafür sei ebenfalls eine Anpassung der delegierten Rechtsakte zu RFNBOs und kohlenstoffarmem Wasserstoff notwendig. Blauer Wasserstoff ist nach einer Studie der Gemeinsamen Forschungsstelle der EU-Kommission wichtig, um weltweite Dekarbonisierung-Szenarien erfüllen zu können.

Klimaschonender Wasserstoff: Aktuelle Lage

  • Der „Global Hydrogen Review 2024“ Report der Internationalen Energieagentur (IEA) prognostiziert einen Mangel für klimaschonenden Wasserstoff.
  • Weltweit würden Regierungen einen wirtschaftlichen Gesamtbedarf an „low emission hydrogen“ (LEH) 11 Mio. Tonnen im Jahr 2023 anmelden. Finale Investitionsentscheidungen (FIDs) für Produktionskapazitäten liegen aktuell bei gerade einmal 3,4 Mio. Tonnen jährlich. Der Großteil der FIDs verteilt sich auf die Herstellung von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse und blauen Wasserstoffs über CCUS.
  • Gemeinsam mit bereits bestehenden Produktionskapazitäten würde die Jährliche Menge bei knapp 4 Mio. Tonnen pro Jahr liegen – weit unter den anvisierten 11 Mio. Tonnen.
  • In Deutschland sind aktuell nur knapp 0,15 GW der geplanten 13,4 GW Elektrolysekapazitäten installiert. Global kann von einem Volumen von 20 GW ausgegangen werden, sofern alle FIDs realisiert werden.
  • Der Bericht schürt aber Hoffnung, dass die Produktion dennoch anschwellen könne: 2024 habe sich die Produktion bereits verdoppelt, bis 2030 könnte sie auf ein fünffaches anwachsen.
  • Die IEA zeigt sich positiv: Sie gehe von einem großen Investitionsinteresse aus, doch die Nachfrage lasse bisher zu wünschen übrig. Differenzverträge zwischen Wirtschaft und Staat oder Pflichtquoten für nachhaltige Kraftstoffe für Luft- und Seeverkehr könnten diese ankurbeln. Es fehlen immer noch einheitliche Zielvorgaben für den Einsatz von Wasserstoff, diese wurden zwar von der EU vorgegeben, sind aber noch nicht in nationale Vorgaben eingeflossen. Bisher wird eher die Produktion statt die Nutzung von LEH subventioniert. Der Einsatz von LEHs wird zudem wohl erst durch eine einheitliche und sichere Gesetzgebung attraktiv für Unternehmen werden.
  • Doch selbst diese Maßnahmen könnten die Nachfrage nur auf knapp 6 Mio. Tonnen jährlich erhöhen, immer noch weniger als die benötigten 11 Mio. Tonnen. Die IEA bevorzugt zudem einen jährlichen Verbrauch von 65 Mio. Tonnen pro Jahr, um die Pariser Klimaziele zu erreichen.
  • China droht aktuell Marktführer zu werden: 43 % aller FIDs finden sich hier, die EU folgt auf Platz 2 mit einem Anteil von 32 %, gefolgt von Indien mit 20 %. Robert Habeck zweifelte zuletzt an dem bisherigen Verlauf des deutschen Wasserstoffhochlaufs. Geplant sei vieles, so der Minister, doch klare Investitionsentscheidungen fehlten. Daher die Anfrage der Lockerung der delegierten Verordnungen auf EU-Ebene.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: EU plant mit strengeren Vorgaben für blauen Wasserstoff

Tagesspiegel Background: Welt steht vor großem Mangel an klimaschonendem H2 [PZ]

Wärme

Regulatorik

Preisanpassung Fernwärme: Neues BGH-Urteil zu Widerspruchsfristen und Rückforderungen (4.10.)

Der Bundesgerichtshof (BGH) hat mit einem aktuellen Urteil die Rechte von Fernwärmekunden bei Preiserhöhungen deutlich eingeschränkt.

Hintergrund des Urteils sind mehrere Verfahren, in denen Kunden Widerspruch gegen Preisanpassungen eingelegt hatten und Jahre später Rückforderungen geltend machen wollten. Der BGH entschied, dass Kunden künftig nicht nur einmalig Widerspruch einlegen, sondern diesen spätestens innerhalb von drei Jahren erneut bestätigen müssen. Diese Entscheidung betrifft insbesondere die Fernwärmebranche, die durch langfristige Lieferverträge gekennzeichnet ist, und soll den Unternehmen mehr rechtliche Sicherheit bieten, nachdem bisher unklare Preisanpassungsklauseln häufig zu Rückforderungen führten.

Änderungen für Kunden:

  • Höhere Anforderungen an Widersprüche: Kunden müssen künftig nicht nur einmalig einen Widerspruch gegen Preiserhöhungen einlegen, sondern diesen spätestens innerhalb von drei Jahren erneut bestätigen, um ihre Ansprüche aufrechtzuerhalten. Andernfalls verliert der Widerspruch seine Wirkung.
  • Aktivität erforderlich: Verbraucherschützer warnen, dass Kunden aktiv werden müssen, um ihre Rechte zu wahren. Es reicht nicht mehr, nur einen Widerspruch einzulegen; eine klare Bekräftigung ist notwendig, möglicherweise durch gerichtliche Schritte oder das Aussetzen von Zahlungen.
  • Unsicherheit bei Rückforderungen: Offene Fragen bleiben, wie Kunden in Zukunft ihre Widersprüche wirksam machen können und ob es bereits ausreichende Informationsgrundlagen gibt, um rechtliche Schritte einzuleiten. Diese Fragen müssen durch weitere Entscheidungen der Gerichte geklärt werden.

Konsequenzen für Fernwärmeunternehmen:

  • Rechtliche Sicherheit und weniger Risiko: Für die Fernwärmeunternehmen bedeutet die Entscheidung eine Erleichterung. Bisher mussten sie Rückstellungen für mögliche Rückforderungen von Kunden aufgrund unwirksamer Preisanpassungsklauseln machen. Nun ist das Risiko solcher Rückforderungen reduziert.
  • Stabilität nach der Gaskrise: Die Entscheidung schafft laut Branchenverband AGFW „Rechtsfrieden und Beruhigung“, insbesondere nach den starken Preisschwankungen während der Gaskrise.
  • Langfristige Verträge: Da die Fernwärmebranche oft langfristige Verträge (zehn Jahre oder länger) mit Kunden hat, sorgt die Entscheidung für mehr Planungssicherheit und weniger finanzielle Risiken bei Preisanpassungen.

Insgesamt profitieren die Fernwärmeanbieter durch die rechtliche Klärung und die erhöhten Anforderungen an die Kunden, während Kunden künftig aufpassen müssen, ihre Rechte aktiv zu verteidigen.

 

Quellen:

energate messenger: BGH beschneidet Verbraucherrechte bei Preiserhöhungen [ML]

Nullemissionsgebäude: schärfere Vorgaben für Neubauten ab 2030 (04.10.)

Die EU-Kommission hat diese Woche einen Entwurf für strengere Leitlinien für Neubauten ab 2030 vorgestellt, der sich auf die Einführung von Nullemissionsgebäuden
(Zero Emission Buildings, ZEB) konzentriert.

Diese neuen Vorgaben basieren auf der Reform der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und sollen die Anforderungen an die Energieeffizienz und CO2-Emissionen von Gebäuden deutlich verschärfen. Ziel ist es, dass Neubauten ab 2030 keine CO2-Emissionen aus fossilen Brennstoffen mehr verursachen. Nur ein minimaler CO2-Ausstoß wird dann noch toleriert. Die genaue Ausgestaltung der Nullemissionsgebäude wird mit der jetzt vorgestellten Leitlinie konkretisiert.

Ein zentraler Aspekt der neuen Regelungen ist, dass die Energie für Heizen und Kühlen aus erneuerbaren Quellen stammen muss, die entweder direkt vor Ort oder in der Nähe erzeugt werden. Beispiele hierfür sind Wärmepumpen oder Biomasseheizkessel, die auf dem Grundstück installiert werden können. Zusätzlich werden kohlenstoffarme Energiequellen akzeptiert, die eine Gruppe von Gebäuden gemeinsam versorgen. Das bedeutet, dass erneuerbare Energien eine Schlüsselrolle bei der Energieversorgung
dieser neuen Gebäudetypen spielen werden.

Ein weiterer wesentlicher Punkt ist die Festlegung, dass der Primärenergiebedarf von Nullemissionsgebäuden mindestens zehn Prozent unter dem Niveau von Niedrigst-Energiegebäuden (Nearly Zero Energy Buildings, NZEB) liegen muss, die derzeit als Standard für energieeffiziente Neubauten gelten. Dies wird eine Verschärfung der bisherigen Neubauanforderungen bedeuten, die in der nächsten Legislaturperiode umgesetzt werden muss.

Die Leitlinie sieht zudem eine neue Berechnungsmethode für den Energiebedarf von Gebäuden vor. Erstmals soll dabei auch der Energiebedarf, der aus erneuerbaren Energien wie Wärmepumpen gedeckt wird, berücksichtigt werden. Fachleute weisen darauf hin, dass dies eine Anpassung der bestehenden Regelungen im Gebäudeenergiegesetz (GEG) erfordert, um diese neuen Anforderungen angemessen abzubilden.

Für Neubauten gilt ab 2030 die Pflicht, den Standard eines Nullemissionsgebäudes zu erfüllen. Öffentliche Gebäude müssen diese Vorgaben bereits ab 2028 einhalten. Allerdings sind noch viele Details offen, insbesondere was nationale Renovierungsfahrpläne und Mindesteffizienzvorgaben für Nicht-Wohngebäude betrifft. Diese Details müssen bis Mai 2026 in nationales Recht umgesetzt werden.

In Deutschland wird diese Frage politisch derzeit eher zurückhaltend behandelt. Stefan Wenzel, Parlamentarischer Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, erklärte kürzlich, dass die aktuelle Regierungskoalition dieses Thema aufgrund fehlender Daten zum Gebäudebestand in dieser Legislaturperiode nicht mehr aufgreifen werde. Die konkrete Umsetzung der Vorgaben auf nationaler Ebene wird also erst in den kommenden Jahren erfolgen.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: EU-Kommission drängt auf schärfere Vorgaben für Neubauten ab 2030 [ML]

Marktentwicklung

Heizkosten: Allgemeiner Preisverfall bis auf Fernwärme (25.09.)

Der aktuelle Heizspiegel der Beratungsgesellschaft CO2Online zeigt dass die Kosten für eine Gasheizung eines Mehrfamilienhauses im Vergleich zum Vorjahr um knapp 10 % gesunken sei.

Heizöl ist im Vergleich preislich um 28 % zurückgegangen, Holzpellets um 19 %. Nur Fernwärme ist knapp 8 % teurer geworden. Die Gesellschaft prognostiziert für das Restjahr ein Preisrückgang im Vergleich zu 2023 bei Gas um ganze 25 %, Wärmepumpen um knapp 18 % und Holzpellets weitere 6 % sowie bei Heizöl zusätzliche 4 %. Fernwärme soll um weitere 21 % steigen.

 

Quellen:

energate messenger: Heizkosten sinken, nur Fernwärme teurer [PZ]

SMGW: BSI-Impulspapier will integrierte Steuerungsfunktion ermöglichen (04.10.)

Das Papier wurde bereits im August veröffentlicht, es ermöglicht eine integrierte Steuerung mit Nachweisführung. Eine separate Steuerbox würde so überflüssig werden. Die Funktion kann freiwillig in die Geräte integriert werden.

  • Der BDEW begrüßt, dass durch die integrierte Lösung sowohl an Zeit als auch an Kosten gespart werden könne. Der Zeitpunkt der Umsetzung sei jedoch unpassend: Die meisten Unternehmen arbeiten an der Umsetzung der Steuerbox, durch die neue Möglichkeit müssten viele nun auch diese Lösung nachträglich entwickeln. Um hier für Erleichterung zu sorgen, solle die Schnittstelle gegenüber der Kundenanlage gleich wie bei der Steuerbox definiert werden.
  • Von einer Zertifizierung über die technische Vorgabe des BSI, TR-03109-5, solle ebenfalls abgesehen werden.
  • Das BSI hat gemäß dieser Richtlinie zum ersten Mal eine Submeter-Lösung zertifiziert: Das Produkt CLS Adapter Submetering 2 der PPC AG Mannheim. Dies ermögliche eine gesicherte Fernablese. Dies spart Kosten und ermöglicht einen Fortschritt der Digitalisierung & Transparenz für Verbraucher.
  • Das Submetering Gerät integriert die Kommunikationskanäle aller Sparten: Strom, Wärme, Gas und Wasser.
  • Am 15. Oktober wird der BSI über die Konsultations-Ergebnisse berichten.

Quellen:

BDEW: Integrierte Steuerungsfunktion im SMGW: Konsultation des BSIImpulspapiers
ZfK: Zertifizierung erteilt: Sichere Fernablese des Wärmeverbrauchs über intelligente Messsysteme [PZ]

Sektorübergreifend

Regulatorik

CO2-Speichergesetz: Bundestagsbeschluss könnte Windhundprinzip einläuten (27.09.)

Vor zwölf Jahren wurde das unterirdische Speichern von Kohlendioxid (CCS) in Deutschland verboten. Nun hebt der Bundestag das Verbot teilweise auf, um die Speicherung von CO₂ in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nordsee zu ermöglichen. Der Gesetzentwurf soll es Unternehmen ermöglichen, in großem Maßstab CO₂ zu speichern, und wird voraussichtlich ohne größere Widerstände beschlossen. Unternehmen aus der Öl- und Gasindustrie, die das technische Know How besitzen, stehen bereit, um Anträge zu stellen. Bereits 2024 könnten erste Anträge auf Erkundungsgenehmigungen eingereicht werden.

Aktuelle Herausforderungen: Es gibt Bedenken, dass es zu einem „Windhundrennen“ um Speicherplätze kommen könnte, bei dem Unternehmen zwar Anträge stellen, aber keine ernsthaften Pläne zur Realisierung haben. Dies könnte den Fortschritt verlangsamen, da die Kosten für die Erkundung hoch sind und das Geschäftsmodell für CCS noch nicht
vollständig entwickelt ist.

Naturschützer, insbesondere der NABU, fordern, dass vor der Genehmigung von CCSProjekten die marine Raumplanung aktualisiert wird, um Gebiete mit dem geringsten ökologischen Fußabdruck auszuwählen. Die Nordsee ist bereits stark durch Windkraft und industrielle Aktivitäten belastet, weshalb eine sorgfältige Planung gefordert wird.

Zukünftige Entwicklungen: CCS hat großes Potenzial, insbesondere in ausgeförderten Öl und Gasfeldern, wo die geologischen Bedingungen gut bekannt sind. Es wird erwartet, dass CCS ein wichtiger Baustein zur Reduzierung von nicht vermeidbaren CO₂-Emissionen sein wird. Doch die Raumplanung ist ein zentrales Hindernis, da es bereits erhebliche Nutzungskonflikte mit Offshore-Windparks gibt. Lösungen könnten darin bestehen, Windkraftanlagen und CO₂-Speicher kombiniert zu nutzen, wobei Windparks über den CO₂-Speichern errichtet werden.

Zudem gibt es Forderungen nach einer unabhängigen Überwachung der Speicherstätten, um Transparenz und Sicherheit zu gewährleisten. Ein Whistleblowing-System könnte eingeführt werden, um Unregelmäßigkeiten zu melden. 

Ausblick: Die nächsten Jahre werden zeigen, ob CCS in der Nordsee erfolgreich etabliert werden kann. Die Technologie wird voraussichtlich Teil der langfristigen Strategie zur Bekämpfung des Klimawandels sein, aber die Integration in die bestehende Infrastruktur, insbesondere Offshore-Windparks, wird eine Herausforderung darstellen. Wichtig wird es sein, den ökologischen Einfluss zu minimieren und Konflikte mit anderen Nutzungen der Nordsee zu lösen. 


Quellen:

Tagesspiegel Background – Windhundrennen um die CO2-Speicher [ML]

BImSchV: THG-Quotenerfüllung soll angepasst werden (23.09.)

Der Änderungsentwurf zur 38. Verordnung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchV) bringt wesentliche Anpassungen im Hinblick auf die Nutzung von CO₂ – Zertifikaten und die Erfüllung der Treibhausgasquote (THG-Quote) mit sich, um den Einsatz klimaneutraler Kraftstoffe zu fördern und die Integrität des Systems zu stärken.

THG-Quote: Nutzung aktueller CO₂ -Zertifikate:

  • Ab 2025 dürfen Mineralölunternehmen zur Erfüllung der Treibhausgas (THG)-Quote nur noch CO₂ -Zertifikate aus demselben Jahr verwenden.
  • Das Ansparen von Zertifikaten aus Übererfüllungen der Vorjahre wird für 2025 und 2026 ausgesetzt, bleibt aber für die Jahre davor gültig.
  • Ab 2027 können angesparte Zertifikate wieder verwendet werden.

Ziel der Änderung:

  • Die Änderung soll die Nachfrage nach klimaneutralen Kraftstoffen, wie Biokraftstoffen, grünem Wasserstoff und Strom in Elektrofahrzeugen, stärken. Durch das bisherige Ansparen von CO₂ -Zertifikaten wurde dies abgeschwächt.
  • Es wird erwartet, dass die Mineralölindustrie durch die Nutzung aktueller Zertifikate gezwungen wird, mehr nachhaltige Energien einzusetzen, was den Herstellern von Biokraftstoffen und anderen nachhaltigen Technologien zugutekommt.

Hintergrund:

  • Übererfüllungen der THG-Quote in den letzten Jahren führten dazu, dass weniger Nachfrage nach Biokraftstoffen und grünem Wasserstoff bestand, was diese Sektoren wirtschaftlich belastete.
  • Der Änderungsentwurf wird außerdem durch Betrugsskandale um gefälschte Zertifikate und falsch deklarierten Biodiesel motiviert. Diese Vorfälle haben zu einem starken Preisverfall der THG-Quoten geführt.

Weiteres Verfahren:

  • Der Entwurf befindet sich derzeit in der Abstimmung zwischen den Bundesländern und Verbänden. Nach einer inneren Abstimmung in der Bundesregierung muss er noch im Bundeskabinett beschlossen werden.

 

Quelle:
energate messenger: THG-Quote: Nur noch aktuelle CO2-Zertifikate [ML]

Energieeffizienzgesetz: Verabschiedung des Änderungsgesetzes naht (26.09.)

Die bestehende Richtlinie soll an die EU-Vorgaben angepasst werden. Die Branche kann mit vereinfachten Berichtspflichten und weiteren Entlastungen rechnen, so das BMWK.

  • Die erste Version des Gesetzes vom November letzten Jahres sollte dem Ziel dienen, den Primärenergieverbrauch Deutschlands bis 2030 im Vergleich zu 2008 um 39,3 % zu senken.
  • Gerade Rechenzentren rücken daher in den Fokus der Gesetzgeber: Diese verbrauchen große Mengen an Energie. 2022 schätzte man den Verbrauch auf 17,9 Mrd. kWh – das ist mehr als die Stadt Berlin in einem Jahr benötigt.
  • Rechenzentren, die ab Juli 2026 in Betrieb genommen werden, müssen daher neue Mindeststandards einhalten und Abwärme gezielt nutzen. Auch einige bereits bestehende Zentren werden von diesen Vorgaben betroffen sein. Die Energieversorgung muss ab diesem Jahr zu 50 % von Erneuerbaren gedeckt werden, ab 2027 zu 100 %. Diese Vorgaben müssen aufgrund des deutschen Strommixes allerdings nur rein bilanziell eingehalten werden, z.B. durch den Zertifikate-Ankauf oder Power Purchase Agreements.
  • Zudem soll ein öffentlich zugängliches Energieeffizienzregister für Rechenzentren eingeführt werden. Eingetragen werden Zentren ab einer Rechenleistung von 300 kW. Gemeldet werden Name, Eigentümer, Betreiber, Datum der Inbetriebnahme und der Standort. Auch die Gesamtfläche, der Stromverbrauch und der EE-Anteil müssen mitgeteilt werden. Die Abwärme und ihre Temperatur müssen ebenfalls angegeben werden. Seit Mitte August ist die Frist zur Angabe verstrichen.
  • Das deutsche Gesetz ist in Teilen zwar strenger als die europäische Vorgabe, dennoch muss es weiter angepasst werden. Das BMWK teilt mit, dass es sich allerdings größtenteils um kleinere redaktionelle Änderungen handele, vor allem die Regelungen zu Berichtspflichten würden angepasst werden.
  • Die Unternehmen kritisieren, dass durch die öffentlich zugänglichen Daten ein Sicherheitsrisiko entstünde: Wichtige Rechenzentren könnten so ermittelt werden und physische Attacken könnten folgen. Die Branchenverbände Bitkom und Eco wollen den Zusatz im Gesetz, dass Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse nicht offengelegt werden dürfen, alle Informationen, die dem entsprechen könnten sollen unter eine Sonderregelung fallen und nicht öffentlich zugänglich sein.
  • Auch kritisiert die Branche, dass in Co-Location-Zentren die Betreiber oft keinen Eingriff darauf hätten, welche Stromverträge ihre Mieter abschlössen.

Die Branche pocht darauf, bestehende Rechtsunsicherheiten zu beseitigen. Die Ampel scheint sich nämlich nicht einig zu sein: Die FDP besteht auf eine engere Orientierung an den europäischen Vorgaben. Die öffentliche Anhörung zum Gesetz des Ausschusses für Klima und Energie ist bis jetzt auf den 9. Oktober angesetzt. 

Quellen:
Tagesspiegel Background: Energieeffizienzgesetz: Noch kein Jahr als und schon veraltet? [PZ]

Bürokratieentlastungsgesetz IV verabschiedet (27.09.)

Ziel des BEG IV ist die Entlastung der deutschen Wirtschaft um bis zu 3 Mrd. € jährlich, eine Mrd. € sollen vom Staat kommen. Elektrolyseure können mit erleichterten Umweltverträglichkeitsprüfungen rechnen, Praxischecks werden zum Standard in allen Ressorts. Genehmigungsverfahren für Schwer- und Großraumtransporte werden beschleunigt.

Der BDEW kritisiert, dass viele Vorschläge der Energiewirtschaft nicht aufgenommen worden seien – das neue Gesetz greife schlicht zu kurz. Der Verband hoffte auf ein branchenspezifisches Bürokratieentlastungsgesetz, dies wurde nicht Teil der Novellierung.

 

Quellen:
Tagesspiegel Background: Bundestag beschließt Bürokratieentlastung [PZ]

CSRD-Richtlinie & RED III-Genehmigungsverfahren: EU leitet Verfahren gegen 26 EU-Staaten ein, unter ihnen auch Deutschland (27.09.)

Die Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und beschleunigten Genehmigungsverfahren seien beide nicht rechtzeitig in nationales Recht übertragen worden. Die Vorgaben zu Genehmigungsverfahren hätte bis zum 1. Juli umgesetzt werden sollen, geschafft hat dies bis dato nur Dänemark. Die CSRD-Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung wurde nur von 11 EU-Ländern umgesetzt. Deren Frist ist am 6. Juli abgelaufen.

Wie steht es um die CSRD-Richtlinie?
Am 27.09.2024 nahm der Bundesrat Stellung zu einem Gesetzesentwurf zum CSRD, in dem der EU-Vorschlag übernommen wird, dass große Unternehmen ihren Lagebericht um den Nachhaltigkeitsbericht ergänzen. Diese Richtlinie soll aber nur für größere Unternehmen gelten, der Bundesrat sprach sich klar für eine Entlastung von kleineren Unternehmen aus. Der VKU begrüßte, dass so an Bürokratie für kleine kommunale Versorger eingespart werden soll, auch würde die EU-Vorgabe 1:1 umgesetzt werden, was die Implementation erleichtern würde. Auch der BDEW ließ seine Zustimmung verlauten.

Justizminister Marco Buschmann (FDP) will die aktuellen EU-Vorgaben zur CSRD Berichterstattung nachverhandeln, er ist der Meinung, sie würden der Wettbewerbsfähigkeit der EU eher schaden. Er sieht auch Konflikte mit dem Bürokratieentlastungsgesetz, die erhofften Kostensenkungen um eine Mrd. € würden durch die erwarteten CSRD-Kosten von 1,6 Mrd. € zunichte gemacht werden. Die SPD kritisiert den Vorschlag Buschmanns, dies sei keine Initiative, die die gesamte Bundesregierung unterstütze.

Was ist bei RED III zu erwarten?
Der Bundesrat kritisierte in einer Stellungnahme vom 27.09.2024, dass das unnötige Ausschließen von höhenbeschränkten Flächen (z.B. aufgrund von militärischer oder luftverkehrsrechtlicher, ziviler Nutzung) stärker im Gesetzesentwurf der Regierung zu RED III thematisiert werden solle. So soll verhindert werden, dass mögliche Flächen ungenutzt bleiben, obwohl sie in eingeschränktem Maße zur wirtschaftlichen Energieerzeugung eingesetzt werden könnten. Hier müsse für mehr Rechtssicherheit gesorgt werden.

Wie geht es nun weiter?
Deutschland hat nun 2 Monate Zeit, um auf die Vorwürfe zu reagieren. Ein mögliches Vertragsverletzungsverfahren kann bis zu einer Klage vor dem EuGH und einer Geldbuße führen.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: EU- Mitgliedsstaaten verschleppen Energiereformen

VKU-Pressemitteilung vom 27.09.2024

Drucksache 385/24 (Beschluss)

Drucksache 396/24 (Beschluss)

Euractiv: Justizminister will EU-Regeln zu Nachhaltigkeitsberichten nachverhandeln

[PZ]

Öffentliches Vergaberecht: Direktvergabe soll bevorzugt genutzt werden (01.10.)

Das BMWK will Forderungen aus dem Net Zero Industry Act implementieren, die vereinfachten Verfahren sollen mit sozialen und ökologischen Nachhaltigkeitskriterien einhergehen.

  • Die Vergabeverfahren sollen für Aufträge bis 15.000 € schneller und einfacher werden dafür aber sozialer, ökologischer und innovativer werden. Bisher galten beschleunigte Verfahren nur für Aufträge bis 1.000 €.
  • Vorschläge von Start-Ups und gemeinwohlorientierten Unternehmen können sogar bis zu einer Auftragsgrenzen von 100.000 € in diese Verfahren fallen.
  • Auch sollen Unternehmen aus bestimmten Drittstaaten von der Vergabe für Aufträge für kritische Infrastruktur ausgeschlossen werden.
  • Bisher wird in nur knapp 13,7 % der Vergaben aufgrund von Nachhaltigkeitskriterien entschieden, bisher bleibt der Preis ausschlaggebend.
  • Genaue Nachhaltigkeitskriterien sollen nicht vorgeschrieben werden, es wird allerdings eine Positiv-Liste aufgesetzt aus der ausgewählt werden kann. Auch eine Negativliste mit Leistungen mit besonders negativer Ökobilanz soll als Orientierungshilfe für die Vergabestellen aufgesetzt werden.
  • Die Beschaffung soll so nicht nur nachhaltiger werden, sondern auch kostengünstiger: Habeck prognostiziert Einsparungen von bis zu 1,3 Mrd. € pro Jahr.
  • Die Überarbeitung der Vergaberichtlinien soll auch europäische Hersteller unterstützen und den Aufbau klimaneutraler Leitmärkte in den Bereichen Stahl, Zement und Kalk unterstützen.
  • Der Vorschlag liegt aktuell in der Ressortabstimmung, Ende Oktober folgt die Verbände- und Länderanhörung. Habeck setzt sich dafür ein, dass dieser Vorschlag auch in die europaweite Vergabevorgaben einfließen soll.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Habeck transformiert die Vergabe [PZ]

Marktentwicklung

EU-Kommission: Von der Leyen ernennt Kommissare, Bestätigung folgt Mitte Oktober (27.09.)

Die meisten Kandidaten stammen aus der sozialdemokratischen S&D Fraktion im EUParlament oder aus der konservativen EVP. Hier die Relevantesten für die Energiewirtschaft:

  • Vizepräsidentin für einen sauberen, gerechten und wettbewerbsfähigen Übergang wurde die Spanierin Teresa Ribera von S&D. Es ist zu erwarten, dass sie vor allem auf den Natur- und Umweltschutz Teil des Green Deal setzen wird. Experten erwarten eine Beschleunigung der Beihilfeverfahren von Energiewendeprojekten. Einige befürchten allerdings einschneidende Maßnahmen zur Senkung der Energiepreise, wie etwa eine weitere Reform des Strommarktdesigns – dies wurde zuletzt als unwahrscheinlich wahrgenommen, aufgrund des Draghi-Berichts sei dies aber wieder in den Raum des Möglichen gerutscht. Auch der Wasserstoffhochlauf könnte in der Prioritätenliste nach hinten rücken.
  • Vizepräsident für Wohlstand und Industriestrategie wurde der Franzose Stéphane Séjourné von der liberalen Fraktion Renew Europe.
  • Kommissar für Energie und Wohnen wurde der dänische Sozialdemokrat Dan Jørgensen. Von ihm sei zu erwarten, dass er den Clean Industrial deal maßgeblich unterstützen wird und die Implementierung bereits laufender Legislativ-Verfahren vorantreiben wird. Vor allem der Netzausbau und KI-Einsatz in der Energiewirtschaft soll ein Kernthema bei ihm werden.
  • Kommissarin für Umwelt, Wasserresilienz und Kreislaufwirtschaft wurde die Schwedin Jessika Roswall von der EVP. Von ihr wird erwartet, dass sie sich für eine Überarbeitung von REACH einsetzt.
  • Der konservative Niederländer Wopke Hoekstra wurde Kommissar für Klima, Net Zero und sauberes Wachstum

Die Bestätigung durch das Parlament soll in der Woche vom 14. Bis 18. Oktober erfolgen, die neue Kommission kann dann im Dezember 2024 mit ihrer Arbeit beginnen.

 

Quellen:
 BDEW: Von der Leyen ernennt neues Kommissarskollegium [PZ]

Gebäudepolitik: EU-Umweltagentur fordert mehr Einheitlichkeit ein (01.10.)

Alle Lebenszyklen eines Gebäudes – von der Herstellung der Baumaterialien, über Bau, Renovierung, Nutzung und Abbruch – sollen in Umwelt- und Klimafragen einheitlich adressiert werden.

  • Die Umwelt- und Klimabilanz bestehender Gebäude und vor allem von Neubauten soll so verbessert werden. Zudem sollen Gebäude so auch widerstandsfähiger gegen die Auswirkungen des Klimawandels werden.
  • Es gäbe zwar schon viele gute Ansätze, doch ein ganzheitlicher Rechtsrahmen über alle Lebenszyklen vermisst die Europäische Umweltagentur.
  • Prinzipien der Kreislaufwirtschaft sollen stärker einbezogen werden, auch sollen Renovierungen attraktiver gestaltet werden als Abbrüche und Neubauten, vor allem, um der Flächenversiegelung entgegenzutreten. Auch treten beim Abbruch große Mengen an Abfall an, der so vermindert werden könne.

Quellen:
Tagesspiegel Background: EU-Umweltagentur fordert ganzheitliche Politik für Gebäude [PZ]

Clean Industrial Deal: Grüner Staatssekretär gibt Einschätzungen ab (01.10.)

Sven Giegold (Grüne), beamteter Staatssekretär im BMWK stellte seine Prioritäten für den Clean Industrial Deal vor:

  • Er fordert einen klaren Fokus auf Erneuerbare Energien als kostengünstige Energiequelle. Beim Streit um Kernenergie fordert er eine klare Linie der Kommission. Atomkraft soll klar von EU-Haushaltsmitteln ausgegrenzt werden.
  • Für die Energieeffizienz der EU forderte er härtere Ziele bis 2040. Unterstützt werden sollen diese durch „neue Heizungsstandards, einen Aktionsplan für Wärmepumpen und eine Renovierungsinitiative“, so Giegold.
  • Strenge Produktionsvorschriften für Wasserstoff sollen erst 2030 eingeführt werden. Damit unterstützt er Habecks Vorschlag zur Überarbeitung der delegierten Rechtsakte, die dies vorschreiben.
  • Ferner fordert er einen Flexibilitätsfahrplan, der die Verbraucher auf fluktuierende Versorgungslagen sensibilisieren soll, sowie eine Netzunion, die das Regelwerk zur europäischen Netzplanung überarbeiten solle.

Sven Giegold erwägt nach dem Rücktritt des Grünen-Vorstands für die Bundesgeschäftsführung zu kandidieren, somit wäre er automatisch Teil des neuen Vorstands. Der ehemalige EU-Parlamentarier stammt aus dem linkeren Flügel der Partei und hat bereits langjährige Erfahrung in diversen Wirtschaftsressorts. Mit Habeck arbeite er gut zusammen, sei aber kein Vertrauter.

Die Finanzierung des Clean Industrial Deal scheuchte zuletzt einige Wirtschaftsexperten auf: Der Brüsseler Think-Tank Bruegel sprach zuletzt von einem „Innovations- und Investitionsschock“. Der Wettbewerb zu China, das weniger auf grüne Technologien setzt, sei Dreh- und Angelpunkt, so der Leiter der Generaldirektion Klima, Kurt Vandenberghe. Von Bedeutung seien laut ihm politische Maßnahmen, die den Zugang zu sauberer und kostengünstiger Energie gewährleisteten. Dazu müsse man genügend Finanzmittel, Fachwissen sowie einen funktionierenden Binnenmarkt und Handelsmöglichkeiten bereitstellen. Man solle sich allerdings auf energieintensive Sektoren fokussieren, die dies nicht aus eigener Kraft schaffen könnten. Vandenberghe steht klar für einen funktionierenden Wettbewerb und Innovationsdruck ein, zu viel staatliche Unterstützung dürfe nicht das Ziel sein.

Nur 33 % von 550 befragten deutschen Produktionsunternehmen gaben an, dass sie bereits klimaneutrale Strategien implementierten. Dagegen gaben 62 % an, dass sie eher Nachteile durch die Klimaziele befürchteten. Ganze 53 % waren der Ansicht, dass ihre Produkte an Wettbewerbsfähigkeit verlören durch nachhaltige Zielvorgaben.

Quellen:

Euractiv: Clean Industrial Deal: Berlin will Atomkraft von EU-Geldern ausschließen

FAZ: Baerbock für Habeck-Führung – Spitzenteam nimmt Gestalt an

Euractiv: Clean Industrial Deal: EU steuert auf „große Finanzierungsdebatte“ zu

[PZ]

EU-Klimapolitik: Was die EU in der neuen Regulierungsperiode ändern will (04.10.)

Die EU-Kommission hat sich zum Ziel gesetzt, den Übergang zu einer klimafreundlichen und wettbewerbsfähigen Industrie voranzutreiben. Im Rahmen der sogenannten „Clean Transition Dialogues“ wurden in den vergangenen Monaten intensive Gespräche mit Vertretern der Industrie, Gewerkschaften und Arbeitgeber geführt, um den Weg zur  Dekarbonisierung der europäischen Industrie zu ebnen. Daraus resultiert ein neuer Bericht, der fünf zentrale Bausteine für eine zukunftsorientierte Industriepolitik skizziert. Diese sollen sowohl die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit der EU als auch den Klimaschutz miteinander vereinen. 

Der Plan sieht weitreichende Maßnahmen vor, um die Industrie für die kommenden Herausforderungen zu wappnen und dabei den Umbau hin zu nachhaltigen Produktionsmethoden zu erleichtern.

Die fünf Bausteine der zukünftigen EU-Industriepolitik basieren auf den Lehren aus den „Clean Transition Dialogues“, welche die EU-Kommission zur Unterstützung der Dekarbonisierung der Industrie geführt hat. Die Kernaussagen der fünf Bausteine sind:

  1.  Vereinfachter Rechtsrahmen: Der rechtliche Rahmen für die Industrie soll einfacher und wirksamer werden, um den Umbau zur klimafreundlichen Produktion zu ermöglichen. Der Fokus liegt auf einer einheitlichen Umsetzung der bestehenden Regeln in allen EU-Mitgliedstaaten.
  2. Niedrigere Energiekosten: Brüssel zeigt sich offen für Gespräche über geringere Energiepreise und Netzentgelte für energieintensive Industrien, ohne jedoch direkte Subventionen zuzusichern. Ein Schwerpunkt liegt auf dem Ausbau erneuerbarer Energien.
  3. Moderne Infrastruktur: Der Ausbau von moderner Infrastruktur, insbesondere im Bereich der Energie- und Stromnetze, soll beschleunigt werden. Dies ist eine Voraussetzung für eine erfolgreiche Energiewende und Dekarbonisierung.
  4. Erleichterter Zugang zu Finanzierungen: Die Industrie soll besseren Zugang zu Finanzierung und Fördermitteln erhalten, vor allem durch die Einbindung des Privatsektors. Neue EU-Gelder sind nicht vorgesehen, stattdessen wird auf bestehende Programme und private Investitionen gesetzt.
  5. Gestärkter Binnenmarkt: Der Binnenmarkt soll durch eine strategische Aufstellung gegenüber globalen Wettbewerbern gestärkt werden, unter anderem durch neu ausgerichtete Vergabeverfahren, die auf Resilienz und Nachhaltigkeit abzielen.

Zusätzlich wird die EU-Kommission messbare Ziele und Kennzahlen festlegen, um den Fortschritt der Klimaziele und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zu überwachen.

Experten warnen jedoch vor einer Subventionierung der Energiekosten, da dies die Energiewende behindern könnte. Stattdessen wird eine stärkere Elektrifizierung und ein verbessertes Verhältnis zwischen Strom- und Gaspreisen als zentrale Dekarbonisierungsstrategie vorgeschlagen.

 

Quellen:

Tagesspiegel Background: Diese Lehren zieht Brüssel für die EU-Industriepolitik [ML]

Studien & Analysen

Speicherausbau: Verfünffachung der Kapazität wahrscheinlich (02.10.)

Die Marktanalyse des Beratungsunternehmens Enervis zeigt, dass sich die Kapazität von Großbatteriespeichern in Deutschland bis 2026 stark erhöhen könnte. Bisher gibt es in Deutschland 1,8 GWh an installierter Kapazität in Großspeichern, doch bis 2026 könnten zusätzlich 7 GWh hinzukommen. Das entspricht einer Verfünffachung der bisherigen Kapazität. Diese Entwicklung basiert auf einer Marktanalyse, die Enervis im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW Solar) durchgeführt hat.

Treiber des Wachstums
Der Zubau von Großspeichern wird vor allem durch die wachsende Dynamik des Strommarkts und die Preisschwankungen an den Strombörsen beflügelt. Diese Preisdifferenzen zwischen Zeiten niedriger und hoher Börsenstrompreise machen Batteriespeicher lukrativ, da sie helfen können, Strom dann zu speichern, wenn er günstig ist, und später bei höheren Preisen ins Netz einzuspeisen. Bemerkenswert ist, dass dieses Geschäftsmodell derzeit ohne staatliche Förderung funktioniert. Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW Solar, betont, dass der Ausbau von Batteriespeichern die Integration der stark wachsenden Photovoltaik-Leistung ins Stromsystem unterstützen wird.

Speichermarkt im Überblick
Neben den Großspeichern wachsen auch die Batteriespeichersysteme bei kleineren PV-Dachanlagen stark. Laut BSW Solar sind bereits mehr als 80 Prozent der neuen PV-Dachanlagen mit einem Batteriespeicher ausgestattet. Zum Ende des ersten Halbjahres 2024 gab es in Deutschland 1,51 Millionen Heimspeicher mit einer Gesamtkapazität von 13 GWh. Hinzu kommen 1,1 GWh an gewerblichen Speichern sowie die erwähnten 1,8 GWh an Großspeicherkapazität. Insgesamt summiert sich die installierte Speicherkapazität auf fast 16 GWh.

Großbatteriespeicher als Schlüssel zur Energiewende
Der BSW Solar sieht in Großbatteriespeichern erhebliches Potenzial für die Stabilisierung des Stromnetzes und die gleichmäßigere Versorgung. Besonders im Zusammenhang mit der steigenden Produktion von Solar- und Windenergie könnten Großbatteriespeicher dazu beitragen, Netzbelastungen durch Erzeugungsspitzen zu vermeiden. Das heißt, sie könnten helfen, Überschüsse an Solar- oder Windstrom zu speichern und zu Zeiten niedriger Produktion wieder ins Netz einzuspeisen. Diese Speicher sind somit eine ideale Ergänzung zu Solarund Windkraftanlagen und helfen, die wetterbedingte Schwankungen der Erzeugung auszugleichen.

Vattenfalls Einstieg in den Speicher-Markt
Auch der große Energieversorger Vattenfall sieht das Potenzial von Batteriespeichern und hat angekündigt, in das Geschäft mit Großbatteriespeichern einzusteigen. Daniel Drexlin-Runde, der bei Vattenfall für die Vermarktung von flexiblen Speichern verantwortlich ist, rechnet mit einem enormen Zubau an Batteriespeicherkapazitäten, insbesondere zur Deckung des kurzfristigen täglichen Flexibilitätsbedarfs. Vattenfall plant, neben 500 Megawatt (MW) neuer Solarkapazitäten jährlich auch 300 MW an Batteriespeichern in Deutschland zu
installieren.

Das Unternehmen will dabei auf seine Erfahrungen mit Pumpspeicherkraftwerken zurückgreifen und setzt auf Automatisierungstools und Algorithmen, um den Stromhandel aus diesen flexiblen Anlagen über Großhandels- und Regelenergiemärkte zu optimieren. Vattenfall plant, sich zunächst auf Projekte ab einer Größe von 50 MW zu konzentrieren.

Politische Rahmenbedingungen und Forderungen
Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert von der Politik weitere Maßnahmen, um den Ausbau von Speichern zu beschleunigen. Dazu zählt vor allem die Senkung unverhältnismäßiger Baukostenzuschüsse, um die Investitionskosten zu senken. Außerdem sollen die aktuellen Regelungen zur Befreiung von doppelten Netzentgelten für gespeicherten Strom verlängert werden. Diese Befreiung gilt derzeit nur bis 2029.

Zudem setzt der Branchenverband auf die geplante Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB), die eine baurechtliche Privilegierung von Batteriespeichern in Genehmigungsverfahren vorsehen könnte. Dies könnte einen „Ausbau-Booster“ darstellen, ähnlich wie es bereits für Wind- und Solarparks sowie Elektrolyseure vorgesehen ist. Eine solche Regelung würde Genehmigungsverfahren vereinfachen und beschleunigen, was den Zubau von Großspeichern weiter vorantreiben könnte.

Zusammengefasst zeigt die Studie von Enervis, dass sich die Großspeicher-Kapazität in Deutschland in den kommenden Jahren vervielfachen wird, getrieben durch Marktkräfte und unterstützt durch politische Maßnahmen. Großspeicher werden als Schlüsselkomponenten für eine stabile und wetterunabhängige Energieversorgung angesehen, insbesondere in einem Strommarkt, der immer mehr auf erneuerbare Energien setzt.

 

Quellen:

ZfK: Studie: Großspeicher-Kapazität könnte sich verfünffachen [ML]

Ausblick Gesetzesvorhaben

Bau GB-Novelle/Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung 

18.10  – 1. Durchgang Bundesrat

Kritis-Dachgesetz:

2.10. Kabinettsbeschluss

Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht:

09.10 Öffentliche Anhörung im Ausschuss des Bundestages

Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern/ GeoWG:

Oktober 2024 1. Lesung Bundestag

Entwurf zur Änderung des Gesetzes über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen:

09.10. Öffentliche Anhörung im Ausschuss des Bundestages

Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV):

Kabinettsbeschluss Oktober

Solarpaket II / EnWG-Omnibus-Novelle:

6.11 Kabinettssitzung

Noch nicht absehbare Vorhaben: 

Vorhaben ohne bisherigen Gesetzes-/ Referentenentwurf

Ziel

Verantwortung

Solarpaket II / Novelle EnWG

Bürokratieabbau und Erhöhung der Praktikabilität für Markthochlauf

Elmar Sracke (SP-P)

KWKG

Verlängerung

Martin Stark (SP-P)

WärmeLV

Novelle 

Martin Stark (SP-P)

AVBFernwärmeV

Novelle

Martin Stark (SP-P)

EU Gaspaket

Überführung in nationales Recht

Martin Stark (SP-P)

ETS II

Anpassung der nEHS entsprechend ETS II

Martin Stark (SP-P)

Nicht absehbar

Vereinfachung der Digitalisierung der Energiewirtschaft

Jonas Wiggers (SP-P)

EEG

Duldungspflicht für Netzanschlussleitungen von EE-Anlagen sowie von Überfahrten und Überschwenkungen auf privaten Flächen

Jonas Wiggers (SP-P)

EEG

Vereinfachung der kommunalen und Bürgerbeteiligung bei EE-Anlagen

Jonas Wiggers (SP-P)

Jahressteuergesetz

Erleichterungen bei der Erbssteuer für Flächen, die für Erneuerbare Energien genutzt werden

Jonas Wiggers (SP-P)

WindBG

Flächenziel zusammenlegen und auf 2027 vorziehen

Jonas Wiggers (SP-P)

Solarpaket II

Flächensicherung für den Ausbau von FF-PV

Jonas Wiggers (SP-P)

Newsflash: Events, News und spannende Beiträge

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Events

Teamwork Digital Update 2025

NEXTGeneration-IT: Der Wandel beginnt! Dieses Jahr ist es endlich wieder soweit und unsere Agenda ist vervollständigt – am 24. September geben Ihnen unsere Expertinnen und Experten in der neuen „Hafen Lounge“ der items am Hafenweg 7 in Münster wieder ein Update rund um das Thema „Teamwork Digital“!   Automatisierungsmöglichkeiten steigen und KI-Einflüsse nehmen immer weiter zu – sei es beispielsweise rund um den modernen Arbeitsplatz und Microsoft 365 oder

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Fokustag Digitale Netze 2025

Wir freuen uns, dich am Donnerstag, den 26. Juni 2025 zum Fokustag »Digitale Netze« ab 12:00 Uhr einladen zu dürfen. Dazu treffen wir uns bei uns am Hafenweg 7 in der items Hafen Lounge im EG. Also: Merke dir den Termin jetzt schonmal vor! Die Digitalisierung der Versorgungswirtschaft und unserer Städte und Kreise schreitet im großen Tempo voran. Es gilt die

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SAP-Fiori

SAP Fiori ist die moderne, webbasierte Benutzeroberfläche von SAP, die das Arbeiten mit SAP-Systemen deutlich intuitiver und benutzerfreundlicher macht. Im Gegensatz zur klassischen SAP GUI, in der Nutzer mit Transaktionscodes arbeiten, setzt Fiori auf ein App-basiertes Design mit Kacheln, das direkt im Webbrowser und damit auch auf mobilen Endgeräten genutzt werden kann. Der Grundgedanke hinter Fiori ist einfach: SAP-Systeme sollen

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Auslaufmodell „vermiedene Netzentgelte“ – Warum die Bundesnetzagentur eine Milliardensubvention streichen will – und was das für Stadtwerke, Strompreise und die Energiewende bedeutet

Ein alter Mechanismus steht vor dem Aus – und mit ihm eine zentrale Einnahmequelle vieler dezentraler Kraftwerke in Deutschland. Am 23.04.2025 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Festlegungsentwurf mit dem Geschäftszeichen GBK-25-02-1#1 vorgelegt, der das Ende der sogenannten vermiedenen Netzentgelte (vNNE) einläutet. Die BNetzA will die Zahlungen für die vNNE von heute rund 1 Milliarde Euro jährlich in drei Jahren komplett auslaufen

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PV ohne Netzeinspeisung: Wie Nulleinspeiser im Messstellenbetrieb funktionieren 

Fast in letzter Minute vor den vorgezogenen Bundestagswahlen hat die noch amtierende Regierung mit den Stimmen der Unions-Fraktion die sog. Kleine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) oder auch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ beschlossen, das am 25.02.2025 in Kraft trat.   Bereits seit Frühherbst 2024 kursierten verschiedene Entwürfe des EnWGs. Gemeinsames Ziel der Vorschläge war die

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EnergiePerspekt im Dialog Teil 2: Messtellenbetriebsgesetz und Preisanpassungen

EnergiePerspekt im Dialog Teil 2: Messtellenbetriebsgesetz und Preisanpassungen Willkommen zurück zu unserem neuen Videoformat EnergiePerspekt! In Teil 2 setzen Marcel Linnemann (items) und Jan-Hendrik vom Wege (Partner und Rechtsanwalt bei bbh) ihre spannende Diskussion rund um das Messwesen fort. Dieses Mal tauchen sie noch weiter in die Untiefen des Messtellenbetriebsgesetzes ein und beleuchten die Herausforderungen rund um Preisanpassungen und die

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EnergiePerspekt im Dialog Teil 1: Die Besteller POG

EnergiePerspekt im Dialog Teil 1: Die Besteller POG Willkommen zu unserem neuen Videoformat von EnergiePerspekt! In dieser Folge diskutieren Marcel Linnemann (items) und Jan-Hendrik vom Wege (Partner und Rechtsanwalt bei bbh) über eines der komplexesten Themen der Energiewirtschaft: das Messwesen. Tauchen Sie mit uns ein in die regulatorischen Tiefen und erfahren Sie mehr über die Auswirkungen der kleinen ENWG-Novelle. In

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EnergiePerspekt: Aufteilungsschlüssel Funktionsweise

EnergiePerspekt: Aufteilungsschlüssel Funktionsweise Wie Strom in der gemeinschaftlichen Gebäudeenergieversorgung, kurz GemGEV, fair verteilt wird? In der neuen EnergiePerspekt-Folge erklärt Marcel Linnemann anschaulich die beiden wichtigsten Modelle: den statischen und den dynamischen Aufteilungsschlüssel.Mit praktischen Beispielen zeigt er, worin sich die Ansätze unterscheiden – und wann welcher Schlüssel sinnvoll ist.Jetzt anschauen und mitreden – so wird GemGEV verständlich! Mit dem Laden des

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Pressemitteilungen

Die items-Unternehmensgruppe erweitert ihre Geschäftsführung: Stefanie Mollemeier wird COO (Chief Operating Officer) der items

Münster, 11. April 2025  Die items-Unternehmensgruppe trägt ihrem starken Wachstum mit über 400 Mitarbeitenden an 5 Standorten und der deutlich gestiegenen Komplexität in der Versorgungswirtschaft Rechnung und erweitert mit Blick auf die künftigen Entwicklungsziele ihre Geschäftsführung. Stefanie Mollemeier wird gemeinsam mit Ludger Hemker die items-Unternehmensgruppe führen und als COO für das operative Geschäft verantwortlich sein. Ludger Hemker ist dann als

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Gründung der DMO GmbH: Neues Rechenzentrum für die Region

Tochterunternehmen von items GmbH & Co. KG und TKRZ Stadtwerke GmbH stärkt digitale Infrastruktur im Münsterland und Osnabrücker-Raum  Pressemitteilung Foto: Alexander Sommer, Tobias Langlotz, Christoph Stegemann (v.l.n.r) Greven, Oktober 2024 – Mit der Gründung der DMO GmbH entsteht ein neues, regionales Rechenzentrum am Flughafen Münster Osnabrück. Als gemeinsame Tochtergesellschaft der items GmbH & ­­Co. KG und der TKRZ Stadtwerke GmbH

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Stadtwerke Münster und Enytime Green GmbH launchen die erste native Stadtwerke Hems App

Münster, 27. September 2024 Die App Münster:dynamisch ist die erste native Stadtwerke App, die dynamische Tarife, HEMS und Anbindung an intelligente Messsysteme Smart Meter vereint kann. „Die App ist für uns das Herzstück des Energiesystems der Zukunft aus PV, Wärmepumpe, Wallbox und Speicher, gepaart mit dem dynamischen Tarif. In den Live-Betrieb starten wir jetzt mit 50 bis 100 Testkunden“, sagt

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Schon gewusst?

Ein Tag mit … vier Fragen an unsere Azubis Til Schweikert und Adil Mohammed Zenebe

Wie verbringen die itemsianer eigentlich ihren Arbeitsalltag? Zum Beispiel, wenn sie Auszubildende im Bereich der Systemintegration sind? Um das herauszufinden, haben wir mit unseren Azuubis Til Schweikert und Adil Mohammed Zenebe geredet. Til und Adil, ihr seid Azubis zum Fachinformatiker für Systemintegration. Wie verbringt ihr euren Arbeitsalltag? Adil: Als Auszubildender sammle ich täglich praktische Erfahrungen in verschiedenen IT-Bereichen. Momentan liegt

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Ein Tag mit… Vier Fragen an Dominik Brügger

Wie verbringen die itemsianer eigentlich ihren Arbeitsalltag? Zum Beispiel, wenn sie als Fachinformatiker für Systemintegration im User Service arbeiten? Um das herauszufinden, haben wir mit Dominik Brügger gesprochen. Dominik, du bist Fachinformatiker für Systemintegration bei der items. Wie verbringst du deinen Arbeitstag? Mein Arbeitstag dreht sich hauptsächlich um das Bearbeiten von Tickets zu verschiedenen IT-Problemen und Anfragen. Ich sorge dafür,

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Ein Tag mit… Vier Fragen an Katrin Heitmann

Wie verbringen die itemsianer eigentlich ihren Arbeitsalltag? Zum Beispiel, wenn sie als Senior Beraterin im Bereich Anwendungen und Prozesse arbeiten? Um das herauszufinden, haben wir mit Katrin Heitmann gesprochen. Katrin, du arbeitest bei uns als Senior Beraterin im Bereich Anwendungen und Prozesse. Wie sieht dein Arbeitsalltag aus? In meiner täglichen Arbeit betreue ich unsere Kundinnen und Kunden im Bereich der

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EnergiePERSPEKT: Videoeinblicke zu Schlüsselthemen der Energiewirtschaft

EnergiePERSPEKT: Videoeinblicke zu Schlüsselthemen der Energiewirtschaft

Aufgrund vieler Anfragen für mehr energiewirtschaftliche Einblicke starten wir ein innovatives Format mit Marcel Linnemann: EnergiePERSPEKT.

In kurzen 10-Minuten-Videos behandeln wir Schlüsselthemen der Energiewirtschaft, um Klarheit in diesem komplexen Bereich zu schaffen.
Unser Ziel? Euer Verständnis für wichtige Themen zu verbessern.

EnergiePerspekt: Messkonzept GemGEV

EnergiePerspekt: Messkonzept GemGEV In der neuen Folge EnergiePerspekt erklärt Marcel Linnemann, worin sich die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung von klassischen Mieterstromprojekten unterscheidet – technisch, rechtlich und in

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EnergiePerspekt: Abgrenzungsmodel

EnergiePerspekt: Abgrenzungsmodell Ihr seid Betreiber eines Großspeichers und interessiert euch für die bivalente Speicherung ab Mitte 2025? Dann solltet ihr auch die dritte Folge von

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EnergiePerspekt: Pauschalmodell

EnergiePerspekt: Pauschalmodell Bivalente Speicher: Sie sollen ab Mitte 2025 eine Speicherung von selbst erzeugtem Strom und von Strom aus dem öffentlichen Netz gleichermaßen erlauben. Doch

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EnergiePERSPEKT | Energiewendekompetenz Teil 4: Der Paradigmenwechsel in der Energiewirtschaft

Energiewendekompetenz 4: Der Paradigmenwechsel in der Energiewirtschaft

Die Energiewende stellt Netzbetreiber vor enorme Herausforderungen. In dieser Videoreihe gibt Marcel Linnemann, Stabsstellenleiter Energiewirtschaft bei der items, Antworten auf die drängendsten Fragen.

Im Finale geht es um einen Paradigmenwechsel für Netzbetreiber: von passiver Netzführung hin zu mehr Kundeninteraktion, digitalen Prozessen und neuen Schnittstellen und was man im Kern als Netzbetreiber aus dem Eckpunktepapier mitnehmen sollte.  

Eine klare Strategie zur Energiewendekompetenz ist der Schlüssel, um diesen Wandel erfolgreich zu gestalten.
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Marcel Linnemann

Stabsbereichsleiter Energiewirtschaft Strategie & Wissen

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EnergiePERSPEKT | Energiewendekompetenz Teil 3: Netzleistungsfähigkeit – Ein neues Kriterium im Fokus

Energiewendekompetenz 3: Netzleistungsfähigkeit – Ein neues Kriterium im Fokus

Die Energiewende stellt Netzbetreiber vor enorme Herausforderungen. In dieser Videoreihe gibt Marcel Linnemann, Stabsstellenleiter Energiewirtschaft bei der items, Antworten auf zentrale Frage.  

Im dritten Teil geht es unter anderem um die Verbindung zwischen Energiewendekompetenz und Qualitätsregulierung. Besonders spannend:  
die Einführung der Netzleistungsfähigkeit als neues Kriterium sowie erste Einblicke in die Kennzahlen, welche in die Qualitätsregulierung einfließen könnten.

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EnergiePERSPEKT | Energiewendekompetenz Teil 2: Der Status quo der Qualitätsregulierung – Ein Blick zurück und nach vorn

Energiewendekompetenz 2: Der Status quo der Qualitätsregulierung – Ein Blick zurück und nach vorn

Die Energiewende stellt Netzbetreiber vor enorme Herausforderungen. In dieser Videoreihe gibt Marcel Linnemann, Stabsstellenleiter Energiewirtschaft bei der items, Antworten auf die drängendsten Fragen.
 
Im Fokus des zweiten Teils: Der aktuelle Stand der Qualitätsregulierung und ein Rückblick auf den bisherigen Regulierungsmechanismus.

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EnergiePERSPEKT | Energiewendekompetenz Teil 1: Herausforderungen und Lösungsansätze für Netzbetreiber

Energiewendekompetenz 1: Herausforderungen und Lösungsansätze für Netzbetreiber

Die Energiewende stellt Netzbetreiber vor enorme Herausforderungen. In dieser Videoreihe gibt Marcel Linnemann, Stabsstellenleiter Energiewirtschaft bei der items, Antworten auf zentrale Fragen und erklärt, warum eine kundenorientiertere Aufstellung aus Sicht der Anreizregulierung immer wichtiger werden könnte.  

Im ersten Teil beleuchtet er die Hintergründe des Eckpunktepapiers der Bundesnetzagentur zur Qualitätsregulierung und zeigt, wie Netzbetreiber die Herausforderungen der Energiewende angehen können.

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Energieperspekt

Strategie & Wissen

Energiewirtschaft - Strategie & Wissen

Wir unterstützen unsere Kundinnen und Kunden und die eigene Organisation dabei, die Herausforderungen einer sich dynamisch entwickelnden Energiewirtschaft frühzeitig zu erkennen, fundiert zu bewerten und daraus strategische Handlungsoptionen abzuleiten. Dafür bereiten wir fokussiert Informationen zu Marktentwicklungen und regulatorischen Neuerungen auf, bewerten diese strategisch und bieten individuelle Beratungen und Schulungen sowie unternehmensübergreifende Lösungen.

Wir schaffen Transparenz, reduzieren Komplexität und skalieren Lösungen!

28.-29. August 2025 | Präsenzgrundlagenkurs

ENERGIEWIRTSCHAFT KOMPAKT - VON DER THEORIE IN DIE PRAXIS

Stadtwerke, Energieversorger, Netzbetreiber und Dienstleister sehen sich einer immer höheren Prozessdichte und Regulierung konfrontiert. Zu zunehmende Komplexität im Arbeitsalltag bedeutet nicht nur ständige Agilität, Anpassungsbereitschaft, neue Schnittstellen und Themen. Gleichzeitig eröffnen sich zahlreiche Möglichkeiten, neue Synergien zu schaffen und damit Prozesse effizienter zu gestalten. Grundlegende Voraussetzung dafür ist eine energiewirtschaftliche Basiskenntnis.

Wir laden ein zu einem Grundlagenkurs für Newbies, QuereinsteigerInnen und alle, die ihr energiewirtschaftliches Wissen auf den neuesten Stand bringen möchten. Sichern Sie sich Ihren Wissensvorsprung durch eine praxisnahe Einführung in die Grundlagen der Energiewirtschaft!

Wann: 28.-29. August 2025 (ca. 14 Stunden)

Wo: Der Kurs ist ein Präsenzkurs und findet in der Hafen-Lounge der items GmbH & Co. KG, Hafenweg 7, 48155 Münster statt

Weitere Informationen:
folgen in Kürze

Anmeldung:
Die Möglichkeit zur Anmeldung folgt in Kürze

Webinare

Webinar: Der „Steuerbarkeits-Check“ gemäß §12 Abs. 2a-h EnWG – Umsetzung und Herausforderungen in der Praxis

Mit der kleinen EnWG-Novelle vom Februar 2025 wurde der sogenannte „Steuerbarkeits-Check“ für Erzeugungsanlagen und Speicher eingeführt, der Netzbetreiber und energiewirtschaftliche Akteure aller Ebenen vor neue Herausforderungen stellt. Die gesetzliche Grundlage, §12 Abs. 2b EnWG verpflichtet Netzbetreiber, jährlich die Steuerbarkeit von Anlagen zu testen und die Ergebnisse an vorgelagerte Netzbetreiber sowie die Übertragungsnetzbetreiber weiterzugeben.

Mit anderen Worten: Zur Sicherstellung der Systemstabilität müssen Stromnetzbetreiber die Reduzierung der Einspeiseleistung testen und dokumentieren. Dazu hat der items Stabsbereich Energiewirtschaft: Strategie & Wissen gemeinsam mit der CONSULECTRA am 17. Juni 2025 ein Webinar organisiert. Darin ging es um die rechtlichen und praktischen Aspekte des „Steuerbarkeits-Checks“, sowie die damit verbundenen organisatorischen und technischen Umsetzungsschritte sowie mögliche Herausforderungen.

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Webinar: Energy Sharing - eine neue Leitwährung für das Energiesystem? Rahmenbedingungen, Chancen und Risiken

In diesem Webinar geht es um die gemeinschaftliche Nutzung erneuerbarer Energien und die Chancen für Stadtwerke, sich im wandelnden Energiemarkt neu zu positionieren.

Wir geben einen praxisnahen Überblick über die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen, stellen spannende Best Practices aus Spanien, Italien und Österreich vor und beleuchten, welche Impulse von der neuen Bundesregierung zu erwarten sind.

Energiewirtschaft auf den Punkt gebracht – Ihr Navigator durch die kommunale Energiewende

Die Energiewirtschaft verändert sich rasant. Besonders in der Energie-, Digital-, Kommunal- und Klimapolitik zeigen sich die tiefgreifenden Herausforderungen einer IT-basierten Energiewende. Die regulatorischen Rahmenbedingungen in Deutschland und auf EU-Ebene haben weitreichende Konsequenzen: für Märkte, Investitionsentscheidungen und Geschäftsmodelle. Unser Ziel ist es, Transparenz zu schaffen, Komplexität zu reduzieren und Ihnen fundierte Entscheidungsgrundlagen zu bieten.

Kanalisierung & Qualifizierte Einordnung

Wir antizipieren und qualifizieren relevante energieregulatorische Entwicklungen möglichst frühzeitig und bereiten diese zielgruppenspezifisch auf, um sie fachlich für Sie einzuordnen. Mit unserer Expertise schlagen wir die Brücke zwischen den neuen regulatorischen Anforderungen und der kommunalen Praxis.

Komplexitätsreduktion & Sparring

Wir bieten maßgeschneiderte Unterstützung für Entscheiderinnen und Entscheidern in der kommunalen Energiewirtschaft: Von strategischen Weichenstellungen bis hin zu praxisnahen operativen Lösungen. Wir unterstützen Sie dabei, zentrale Entwicklungen frühzeitig zu antizipieren und Ihre Handlungsspielräume gezielt zu erweitern.

Sichere Entscheidungsgrundlagen

Wir entwickeln Workshops & Schulungen und bieten Wissenstransfer auf Augenhöhe für Führungskräfte und Teams, von Grundlagenschulungen bis zur tiefgehenden Analyse spezifischer regulatorischer Fragestellungen. Dazu stehen wir im engen Austausch mit relevanten Schlüsselakteuren in Verbänden und zur BNetzA zum fachlichen Abgleich, inklusive unseres Büros in Berlin.

Energiewirtschaftskompass (ENWIKO)

In einer sich dynamisch entwickelnden Energiebranche ist es entscheidend, stets den Überblick über marktliche Neuerungen und regulatorische Anforderungen zu behalten. Mit dem Energiewirtschaftskompass ENWIKO bieten wir Ihnen monatlich eine fokussierte Einordnung, um Sie zu unterstützen, immer auf dem neuesten Stand zu bleiben. Wir ordnen die Topthemen ein und geben einen fachlichen Ausblick auf deren Auswirkungen auf unser tägliches Arbeiten in den Bereichen Strom, Gas, Wärme und für sektorübergreifende Themen.

Was wir Ihnen weiterhin bieten

Über itemsBloggING teilen wir regelmäßig Artikel, Analysen und Expertenmeinungen zu den neuesten Entwicklungen und Trends. Unsere Video-Sammlung EnergiePerspekt ergänzt diese Inhalte durch anschauliche und leicht verständliche Videos, die Ihnen einen visuellen Zugang zu den wichtigsten Themen bieten.

Stabsbereichsleiter für den Bereich “Energiewirtschaft: Strategie und Wissen” bei items. Außerdem ist er als freier Dozent für das Thema Energiewirtschaft und als Autor diverser Fachbücher und -artikel rund um die Thematiken der Energiewirtschaft und der Transformation tätig.

Senior Managerin für Strategieberatung in der Energiewirtschaft bei items. Promovierte Bankkauffrau mit internationalem Studium und über 16 Jahren Erfahrung in Brüssel, wo sie sich auf EU-Energiepolitik, nachhaltige Finanzstrategien und Umweltökonomik spezialisierte.

Content Manager bei items.
Über die Jahre in verschiedenen Positionen für Agenturen im Bereich Bewegtbild zuständig.
Als Redakteur im klassischen TV gestartet, hin zum Entwickler von Sonderwerbeformen & Kommunikationskanälen sowie Formaten für Verbände und Unternehmen. Nun geht der Blick in Richtung KI/AI – einem neuen und spannenden Feld.

Werkstudentin bei items.
Absolviert aktuell den Zwei-Fach-Bachelor in Politikwissenschaft & Kommunikationswissenschaft an der Universität Münster

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PV ohne Netzeinspeisung: Wie Nulleinspeiser im Messstellenbetrieb funktionieren 

Fast in letzter Minute vor den vorgezogenen Bundestagswahlen hat die noch amtierende Regierung mit den Stimmen der Unions-Fraktion die sog. Kleine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) oder auch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ beschlossen, das am 25.02.2025 in Kraft trat.  

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Auslaufmodell „vermiedene Netzentgelte“ – Warum die Bundesnetzagentur eine Milliardensubvention streichen will – und was das für Stadtwerke, Strompreise und die Energiewende bedeutet

Ein alter Mechanismus steht vor dem Aus – und mit ihm eine zentrale Einnahmequelle vieler dezentraler Kraftwerke in Deutschland. Am 23.04.2025 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Festlegungsentwurf vorgelegt, der das Ende der sogenannten vermiedenen Netzentgelte (vNNE) einläutet.

items-Forum 2025

Wir freuen uns, Sie im kommenden Jahr am 7. und 8. Mai zum items-Forum 2025 im BEVERLAND Gruppen-Resort begrüßen zu dürfen.

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Weitere Informationen zur Agenda, unseren Speakern und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie unter: www.itemsforum.de

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