Anreizregulierung 2.0: BNetzA erlässt erste Festlegungen im NEST-Prozess

Aktualisierte FAQ der EU-Kommission vom 18. Mai 2026 zur sog. EmpCo-Richtlinie

Bekanntlich wurde am 19. Februar 2026 im Bundesgesetzblatt das Dritte Gesetz zur Änderung des UWG veröffentlicht. Mit ihm werden die Vorgaben der Directive on Empowering Consumers for the Green Transition, sog. EmpCo-RL, in nationales Recht umgesetzt. Inkrafttreten werden die neuen UWG-Regeln am 27. September 2026.

Hilfreich für das Verständnis der europarechtlichen Vorgaben ist das von der EU-Kommission veröffentlichte, zuletzt am 18. Mai 2026 aktualisierte FAQ-Dokument, abrufbar unter: https://commission.europa.eu/document/download/3c257883-bb2a-4dd9-a6dc-501d587bb34f_en?filename=faq-empowerting-consumers-gtd.pdf. Gegenüber der zuvor gültigen Fassung vom 27.November 2025 unterscheidet sich das aktuelle FAQ-Dokument vor allem dadurch, dass die Kommission auf mehr Themen eingeht und hierbei insbesondere erläutert, unter welchen Voraussetzungen Nachhaltigkeitssiegel zulässig sind, unter welchen Voraussetzungen visuelle Darstellungen eine Umweltaussage iSd. EmpCo-RL beinhalten und dass Umweltaussagen mit kompensatorischem Charakter grundsätzlich unzulässig sind.

Obwohl rechtlich unverbindlich, lassen sich diesen Erläuterungen der Kommission im FAQ-Dokument vom 18. Mai 2026 wichtige Anhaltspunkte auch für die Bestimmung des Regelungsgehalts des nationalen Umweltwerberechts entnehmen. Abgesehen von der Ergänzung der Begriffsbestimmungen in § 2 UWG n.F. erfolgt die Neuregulierung des Umweltwerberechts im UWG an zwei Stellen: zum einen wird der Anhang zu § 3 Abs. 3 UWG n.F. um vier neue Geschäftspraktiken erweitert, die gegenüber Verbrauchern unter allen Umständen als unlauter gelten (sog. „schwarze Liste“). Hierbei handelt es sich um:

• das unzulässige Anbringen eines Nachhaltigkeitssiegels, d.h. solcher Siegel, die nicht auf einem anerkannten Zertifizierungssystem beruhen oder nicht von einer staatlichen Stelle festgelegt wurden,
• nicht nachweisbare allgemeine Umweltaussagen, wie z.B. „klimafreundlich“, „umweltfreundlich“ oder „ökologisch wertvoll“ ohne Nachweis einer anerkannten hervorragenden Umweltleistung,
• unwahre Angaben zur Reichweite einer Umweltaussage, d.h. das Treffen einer Umweltaussage zum gesamten Produkt oder zu der gesamten Geschäftstätigkeit des Unternehmers, wenn sich die Umweltaussage nur auf einen bestimmten Aspekt des Produkts oder nur auf eine bestimmte Aktivität der Geschäftstätigkeit des Unternehmers bezieht, und
• Aussagen zu Umweltauswirkungen bei Kompensation von Treibhausgasemissionen.

Zum anderen werden Anpassungen hinsichtlich der Irreführung geschäftlicher Handlungen durch Umweltaussagen in § 5 UWG n.F. und der Wesentlichkeitskriterien in § 5b n.F. UWG vorgenommen. Konkret geht es um:

• die Erweiterung der Liste der wesentlichen Merkmale, die bei über sie gemachten unwahren oder sonstigen zur Täuschung geeigneten Angaben zu einer irreführenden geschäftlichen Handlung führen können, um ökologische und soziale Merkmale einer Ware oder Dienstleistung,
• die Deklaration einer geschäftlichen Handlung als irreführend bei Umweltaussagen über künftige Umweltleistungen und
• die Erweiterung der Liste der als wesentlich geltenden Merkmale, deren Nichtangabe zu einer Irreführung durch Unterlassen führt für Vergleichswebseiten hinsichtlich ökologischer und sozialer Merkmale.

Fest steht, dass die ausdrückliche Thematisierung von umweltbezogener Werbung im UWG n.F. diesen Aspekt stärker in den Blickpunkt der Öffentlichkeit rücken wird. Es gilt Marketingstrategien und Werbeaussagen zu überprüfen und sicherzustellen, dass sie den rechtlichen Anforderungen auch über den 27. September 2026 hinaus entsprechen.

Die Bundesregierung hat am 25. März 2026 den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets beschlossen. Der Gesetzentwurf wurde vom BMWE eingebracht und von allen relevanten Ressorts mitgetragen. Grundlage des Gesetzentwurfs ist das Europäische Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpaket vom 4. April 2024, das aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 besteht. Beide Rechtsakte wurden am 15. Juli 2024 im Amtsblatt der EU veröffentlicht und sind am 4. August 2024 in Kraft getreten. Die Richtlinie ist bis zum 5. August 2026 in nationales Recht umzusetzen. Damit wird erstmals ein umfassender europäischer Ordnungsrahmen für den entstehenden Wasserstoffmarkt festgeschrieben und der bisherige Rechtsrahmen für den Erdgasbinnenmarkt grundlegend weiterentwickelt, um die Dekarbonisierung der Energiemärkte und das Ziel der Klimaneutralität in der EU voranzutreiben.

Der Gesetzentwurf setzt die EU-rechtlichen Vorgaben um und enthält wichtige Regelungen zum Marktdesign und zur Regulierung von Gas- und Wasserstoffinfrastrukturen, die als essenziell für den künftigen Wasserstoffhochlauf angesehen werden. Das EnWG wird um die Wasserstoffversorgung erweitert; Wasserstoffversorgungsnetze werden in die Begriffsbestimmung der Energieversorgungsnetze integriert. Der Entwurf enthält Regelungen zur Zertifizierung und Entflechtung von Wasserstoffnetzbetreibern, die sich weitgehend an den bereits bestehenden Vorschriften für Erdgasfernleitungsnetze orientieren und in die Entflechtungsregelungen des EnWG integriert werden. Das Gesetz regelt den Zugang und den Anschluss an die Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, einschließlich des Zugangs zu Wasserstoffspeichern und Wasserstoffterminals, sowie die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang. Darüber hinaus enthält der Entwurf Regelungen zur Kennzeichnung erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase und Wasserstoff: Jeder Lieferant von Gas oder Wasserstoff ist verpflichtet, gegenüber Letztverbrauchern in oder als Anlage zu seiner Rechnung den produktspezifischen sowie den lieferantenbezogenen Energieträgermix anzugeben und dabei die Anteile erneuerbarer, kohlenstoffarmer und sonstiger Energieträger auszuweisen. Zusätzlich sind Informationen über Kohlendioxidemissionen anzugeben, die auf den produktspezifischen Energieträgermix zurückzuführen sind. Mit dieser neuen Regelung zur Gas- und Wasserstoffkennzeichnung (§ 42d EnWG-E) soll Transparenz für die Letztverbraucher über die Zusammensetzung und Herkunft ihres Gasmixes im Rahmen von Versorgungsverträgen geschaffen werden.

Der Entwurf legt ferner die erlaubte Laufzeit von Gaslieferverträgen fest: Marktteilnehmer dürfen über die Lieferung von fossilem Gas grundsätzlich keine Verträge abschließen, deren Laufzeit den 31. Dezember 2049 überschreitet, sofern die Abscheidung und dauerhafte Speicherung des Kohlendioxids oder dessen rohstoffliche Nutzung nicht sichergestellt sind. Für Verträge zur Belieferung von Letztverbrauchern in Deutschland gilt eine strengere Grenze: Hier endet die zulässige Laufzeit bereits am 31. Dezember 2044, im Einklang mit den im Klimaschutzgesetz verankerten Klimazielen. Diese Regelung betrifft Verträge mit einer Laufzeit von bis zu einem Jahr nicht.

Als zentrales neues Planungsinstrument führt der Entwurf Verteilernetzentwicklungspläne (VNEP) für Gas- und Wasserstoffverteilernetze ein. Sie ermöglichen den Betreibern eine nachfragebasierte, technologieoffene Planung und (Weiter-)Nutzung der Gasnetze. Zukünftige Planungsentscheidungen sollen lokal oder regional unter Berücksichtigung der kommunalen Wärmeplanung getroffen werden; die Betroffenen sind umfassend zu konsultieren. Alle bereits existierenden oder künftigen Betreiber eines Wasserstoffverteilernetzes sind verpflichtet, einen VNEP zu erstellen. Betreiber eines Gasverteilernetzes trifft die gleiche Pflicht, sobald in den nächsten 10 Jahren eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage zu erwarten ist. Die Pläne müssen durch die zuständigen Landesbehörden oder die BNetzA geprüft und bestätigt werden.

Es ist keine gesetzliche Pflicht zur Stilllegung oder zum Rückbau von Gasnetzen vorgesehen. Sollte die Gasnachfrage künftig stark sinken, können Gasleitungen umgenutzt oder stillgelegt werden. Dies soll jedoch nur unter strengen Voraussetzungen, mit langen Vorlaufzeiten und umfassenden Informationspflichten möglich sein. Der Netzbetreiber darf einen Gasanschluss trennen, wenn ein Netzentwicklungsplan oder ein Verteilernetzentwicklungsplan die Umstellung vorsieht. Die Anschlusstrennung ist dagegen unzulässig, wenn zum Zeitpunkt der beabsichtigten Trennung keine alternative Wärmeversorgung zur Verfügung stehen wird. Eigentümer von Grundstücken, auf denen dauerhaft außer Betrieb genommene Gasleitungen verbleiben, sind zur unentgeltlichen Duldung verpflichtet; ein sofortiger flächendeckender Rückbau wird volkswirtschaftlich nicht für sinnvoll gehalten. Bei den Umstellungen der Gasnetze auf Wasserstoffleitungen entfällt künftig die Pflicht zur Vorlage eines Sachverständigengutachtens; die Umstellung muss nur noch angezeigt werden.

Der Gesetzentwurf ist gemäß Artikel 76 Abs. 2 S. 4 GG für besonders eilbedürftig erklärt worden. Die Dringlichkeit ergibt sich aus der Notwendigkeit, das Europäische Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpaket noch vor der Sommerpause 2026 umzusetzen, um die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Weiterentwicklung des Gasmarktes und den künftigen Wasserstoffmarkt zu schaffen. Die derzeit bestehenden rechtlichen Unsicherheiten wirken sich nachteilig auf Investitionen in Wasserstoff- und Gasinfrastrukturen aus; die Wirtschaft erwartet die Novelle dringend, da Rechts- und Investitionssicherheit eine wichtige Voraussetzung für den Wasserstoffhochlauf sind. Zudem muss die unionsrechtliche Umsetzungsfrist eingehalten werden; die zügige Umsetzung ist auch im Koalitionsvertrag vereinbart. Das Gesetz bedarf nicht der Zustimmung des Bundesrates.

Das Bundeswirtschaftsministerium und die EU-Kommission haben sich in beihilferechtlichen Gesprächen offenbar auf Eckpunkte für eine beihilferechtskonforme Umsetzung der Kraftwerksstrategie geeinigt. Das Ziel der Kraftwerksstrategie ist die Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit in Deutschland durch Ausschreibungen für steuerbare Leistung. Sie soll als sogenannte „Brücke zum Kapazitätsmarkt“ dienen und adressiert zunächst den Kapazitätsbedarf des Jahres 2031.

Im Jahr 2026 sollen demnach insgesamt 12 GW in zwei bis drei Runden ausgeschrieben werden, wobei 10 GW für neue steuerbare Kapazitäten zur Leistungserbringung über längere Zeiträume vorgesehen sind, bei denen insbesondere Gaskraftwerke zum Zuge kommen können. Die weiteren 2 GW werden für technologieoffene Ausschreibungen durchgeführt, an denen auch Batteriespeicher teilnehmen können.

Für die Ausschreibungen 2026 gelten spezifische Teilnahmebedingungen: Nur neue Kapazitäten können teilnehmen, die Vertragslaufzeit beträgt 15 Jahre, und die Teilnahme ist auf inländische Kapazitäten beschränkt. Eine Aggregation von Geboten innerhalb einer Technologie ist möglich, sodass sich mehrere kleinere Anlagen zu einem Gebot zusammenschließen können. Im 10-GW-Segment ist eine regionale Steuerung mit einem „Südbonus“ vorgesehen, um den netztechnischen Süden zu stärken.

Sämtliche geförderten Gaskraftwerke müssen „H2-ready“ sein und spätestens bis 2045 vollständig dekarbonisieren. Zusätzlich sollen 2 GW Kraftwerksleistung bereits 2040 auf Wasserstoff umgestellt werden und weitere 2 GW sollen 2043 auf Wasserstoff umgestellt werden. Ab 2027 sollen Ausschreibungen für die vorzeitige Dekarbonisierung durchgeführt werden, um den Umstieg auf Wasserstoff zu beschleunigen.

Der Start der Ausschreibungen wird ab Sommer 2026 angestrebt, nachdem die Verhandlungsergebnisse in ein Gesetz gegossen und von Bundestag sowie Bundesrat verabschiedet wurden. Nach der Vorlage des Gesetzesentwurfs ergeht auch erst die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission. Das parlamentarische Verfahren soll schon bald eingeleitet werden.

Die beihilferechtliche Genehmigung ist Voraussetzung für einen Start der Ausschreibungen oder jedenfalls für vorbehaltlose Zuschläge. Sollten Klagen gegen diese Freigabe eingelegt werden, hätten diese keinen Suspensiveffekt. Allerdings müssen Teilnehmer an den Ausschreibungen das Risiko bewerten, dass die beihilferechtliche Genehmigung durch eine Entscheidung der Unionsgerichte entfällt.

In den Jahren 2027 und 2029 folgen nach dem Konzept weitere Ausschreibungen, die gemeinsam mit den Ausschreibungen des Jahres 2026 den vollständigen Kapazitätsbedarf des Jahres 2031 abdecken sollen. Im Jahr 2027 werden 21 bis 26 GW ausgeschrieben, während im Jahr 2029 weitere 3 bis 8 GW zur Verfügung gestellt werden. Diese Ausschreibungen sind vollständig technologieneutral gestaltet, sodass sowohl Speicher, Lasten als auch Kraftwerke teilnehmen können. Im Gegensatz zu den Ausschreibungen 2026 dürfen hier auch bestehende Anlagen teilnehmen, mit Ausnahme von bereits anderweitig geförderten oder emissionsintensiven Anlagen wie Kohlekraftwerken.

Ein umfassender Kapazitätsmarkt soll 2032 starten. Die entsprechenden Regelungen sollen 2027 vorgelegt werden, um zeitnah Ausschreibungen für die Sicherung der Versorgung ab 2032 zu starten.

Die Bundesregierung hat mit einer kurzfristig angekündigten Anpassung der Kraftwerksanschlussverordnung (KraftNAV) einen ersten Schritt zur Entschärfung der sich zuspitzenden Netzanschlussproblematik in Deutschland eingeleitet. Damit soll klargestellt werden, dass Großbatteriespeicher mit einer Leistung ab 100 Megawatt nicht in den Anwendungsbereich der KraftNAV fallen.

Der Hauptgrund für die Klarstellung der Bundesregierung liegt in der explodierenden Anzahl von Netzanschlussanfragen für Batteriespeicherprojekte. Die Anträge für diese Anlagenklasse summieren sich auf eine Größenordnung, die die im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Strom 2025–2037/2045 vorgesehenen Annahmen bei weitem übersteigt. Dieser massive Andrang hat zu einem erheblichen „Anschlussstau“ geführt. Bislang wurde teilweise vertreten, dass Großspeicher den Regeln der KraftNAV unterliegen, die standardisierte Bedingungen für den Netzanschluss von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 MW an Netze mit einer Spannung von 110 kV vorsieht und im Zuge dessen das sogenannte „Windhundprinzip“ vorschreibt. Demnach erhält im Falle mehrerer bestehender Anschlussbegehren an demselben Anschlusspunkt dasjenige Projekt zuerst eine Anschlusszusage, das zuerst ein Anschlussbegehren beim Netzbetreiber gestellt hat. Das war zur Zeit des Inkrafttretens der KraftNAV praktikabel, wendete man dieses System nun an, könnte ein „Lock-in“ bis Ende der 2030er Jahre drohen.

Mit der im Dezember 2025 angestoßenen Klarstellung in der KraftNAV reagierte das BMWE auf die bereits zugespitzte Situation. Die Kernmaßnahme besteht darin, klarzustellen, dass Großspeicher ab 100 MW nicht in den Anwendungsbereich der Verordnung fallen. Für den Netzanschluss dieser Anlagen ist dann § 17 EnWG maßgeblich. Diese Vorschrift gewährleistet allen Antragstellern einen Anspruch auf diskriminierungsfreien Netzanschluss nach transparenten und angemessenen Regelungen. Im Unterschied zur KraftNAV ist es dem Netzbetreiber unter § 17 EnWG möglich, das Verteilungsverfahren aus sachlichen Gründen zu verändern.

Der Bundesrat hat der Anpassung der KraftNAV noch in der letzten Woche, am 19. Dezember 2025, zugestimmt (BR-Drs. 743/25 (B)). Mit der anschließenden Verkündung und dem Inkrafttreten der Neuregelung ist zeitnah zu rechnen. Der Bundesrat empfiehlt in einer Entschließung zudem die Etablierung eines adäquaten Rechtsrahmens für eine system- und netzdienliche Integration von Großbatteriespeichern, um deren Potenzial für die Energiewende vollständig nutzbar zu machen. Er fordert insbesondere eine Überarbeitung der allgemeinen energierechtlichen Vorgaben für Netzanschlüsse, so dass flexible Netzanschlussverträge als Standardlösung für eine maximale Auslastung von Netzkapazitäten dienen können. Zudem sind aus der Sicht des Bundesrats Regelungen für Flächenkonkurrenzen an attraktiven Standorten sowie eine verbesserte Einbindung von Batteriespeichern in das Redispatch-Regelwerk zur Optimierung der Informationsbereitstellung und Zugriffsmöglichkeiten für Netzbetreiber erforderlich.

Die Bundesregierung arbeitet derzeit bereits gemeinsam mit den Netzbetreibern und der Bundesnetzagentur an einer Nachfolgeregelung, die den Anforderungen aus § 17 EnWG gerecht werden und das Netzanschlussverfahren für Großbatteriespeicher sachgerecht regeln soll. Bereits im November 2025 hatte der Bundestag die Regierung aufgefordert, im ersten Quartal 2026 einen Regelungsentwurf vorzulegen, mit dem die Netzanschlussverfahren im Stromnetz grundlegend verbessert werden sollen. Dies hat der Bundesrat nun auch noch einmal mit seiner Entschließung bekräftigt.

Die Bundesnetzagentur hat am 10. Dezember 2025 die ersten Festlegungen im Rahmen der NEST-Festlegungsverfahren (u. a. RAMEN, StromNEF/GasNEF, Effizienzvergleich, Xgen und Kapitalverzinsung) erlassen und veröffentlicht. Damit geht der Prozess zur Neubestimmung der Regelungen für die Kosten- und Erlösbestimmung für Strom- und Gasnetze, der im Februar 2024 mit den ersten Konzepten gestartet ist und durch die Entscheidung des EuGH aus dem September 2021 ausgelöst wurde, in eine entscheidende Phase. 

Bis zuletzt wurden viele Aspekte des neuen Regulierungsrahmens kontrovers diskutiert. Im Ergebnis hat die Behörde an den Festlegungen gegenüber den Konsultationsfassungen jedoch nur noch wenige Änderungen vorgenommen. Der Länderausschuss hatte sich insbesondere gegen die Verkürzung auf eine dreijährige Regulierungsperiode ausgesprochen. Damit setzt die zuständige Große Beschlusskammer (GBK) sich nun in den RAMEN-Beschlüssen ausführlich auseinander, bleibt aber bei ihrer Position. Die Dauer der Regulierungsperiode wird – vorbehaltlich der Ergebnisse der weiterhin vorgesehenen Evaluierung, an der auch der Länderausschuss anlassbezogen beteiligt wird – auf drei Jahre verkürzt. Nur in der fünften Regulierungsperiode soll die Regulierungsperiode noch einmal fünf Jahre andauern. Weitere Klarheit über den künftigen regulatorischen Rahmen wird herrschen, wenn die Behörde auf der Basis der Rahmen- und Methodenfestlegungen die weiteren Festlegungen mit konkreten Werten zum WACC und zum Xgen trifft. Für Gasnetzbetreiber soll die Kapitalverzinsung schon bald festgelegt werden; für den Stromsektor wird dies nach den Plänen der Behörde erst später erfolgen.

Die noch ausstehende Methodenfestlegung zur Qualitätsregulierung wird die Behörde noch im Dezember im Entwurf veröffentlichen und konsultieren. Die heute veröffentlichten Festlegungen betreffen nicht die Übertragungsnetzbetreiber, für die künftig anders als für die anderen Netzbetreiber kein Anreizregulierungsmodell gelten soll. Das für die Übertragungsnetzbetreiber avisierte Regulierungsmodell geht aus einem veröffentlichten Festlegungsentwurf hervor.

Die BNetzA betonte, dass die Festlegungen aus ihrer Sicht nun eine solide Grundlage bildeten, um die in Zukunft außer Kraft tretenden Verordnungen zu ersetzen. Die Behörde wies aber darauf hin, dass die Festlegungen durch die Behörde abänderbar bleiben (vgl. § 29 Abs. 2 EnWG).  

Gegen die erlassenen Rahmen- und Methodenfestlegungen sind Beschwerden statthaft. Angesichts der erheblichen Kritikpunkte aus der Netzbetreiberbranche wäre es nicht überraschend, wenn es zu zahlreichen Beschwerdeverfahren kommt. Ob die vom Gesetzgeber beschlossene, aber noch nicht in Kraft getretene Regelung des § 75 Abs. 3a EnWG, wonach Netzbetreiber Festlegungen der GBK auch nach ihrer Bestandskraft (bei nachfolgendem Erlass einer darauf beruhenden Festlegung) unter gewissen Umständen inzident überprüfen lassen können, zu größerer Zurückhaltung führt, bleibt abzuwarten. Strom- und Gasnetzbetreiber müssen die Voraussetzungen und Grenzen einer solchen Inzidenzkontrolle sowie die Vorteile und Risiken eines Verzichts auf unmittelbare Beschwerden gegen RAMEN- und Methodenfestlegungen nun sorgsam analysieren. Die Festlegungen sind am 10. Dezember 2025 auf der Homepage der BNetzA veröffentlicht worden. Das Amtsblatt der Behörde erscheint jedoch erst in der nächsten Woche, so dass auch dann erst die öffentliche Bekanntmachung erfolgt, nach der sich der Lauf der Fristen für die Einlegung von Beschwerden richtet. 

Die Bundesregierung hat mit einer kurzfristig angekündigten Anpassung der Kraftwerksanschlussverordnung (KraftNAV) einen ersten Schritt zur Entschärfung der sich zuspitzenden Netzanschlussproblematik in Deutschland eingeleitet. Damit soll klargestellt werden, dass Großbatteriespeicher mit einer Leistung ab 100 Megawatt nicht in den Anwendungsbereich der KraftNAV fallen.

Der Hauptgrund für die Klarstellung der Bundesregierung liegt in der explodierenden Anzahl von Netzanschlussanfragen für Batteriespeicherprojekte. Die Anträge für diese Anlagenklasse summieren sich auf eine Größenordnung, die die im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Strom 2025–2037/2045 vorgesehenen Annahmen bei weitem übersteigt. Dieser massive Andrang hat zu einem erheblichen „Anschlussstau“ geführt. Bislang wurde teilweise vertreten, dass Großspeicher den Regeln der KraftNAV unterliegen, die standardisierte Bedingungen für den Netzanschluss von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 MW an Netze mit einer Spannung von 110 kV vorsieht und im Zuge dessen das sogenannte „Windhundprinzip“ vorschreibt. Demnach erhält im Falle mehrerer bestehender Anschlussbegehren an demselben Anschlusspunkt dasjenige Projekt zuerst eine Anschlusszusage, das zuerst ein Anschlussbegehren beim Netzbetreiber gestellt hat. Das war zur Zeit des Inkrafttretens der KraftNAV praktikabel, wendete man dieses System nun an, könnte ein „Lock-in“ bis Ende der 2030er Jahre drohen.

Mit der im Dezember 2025 angestoßenen Klarstellung in der KraftNAV reagierte das BMWE auf die bereits zugespitzte Situation. Die Kernmaßnahme besteht darin, klarzustellen, dass Großspeicher ab 100 MW nicht in den Anwendungsbereich der Verordnung fallen. Für den Netzanschluss dieser Anlagen ist § 17 EnWG maßgeblich. Diese Vorschrift gewährleistet allen Antragstellern einen Anspruch auf diskriminierungsfreien Netzanschluss nach transparenten und angemessenen Regelungen. Im Unterschied zur KraftNAV ist es dem Netzbetreiber unter § 17 EnWG möglich, das Verteilungsverfahren aus sachlichen Gründen zu verändern.

Die Bundesregierung arbeitet derzeit gemeinsam mit den Netzbetreibern und der Bundesnetzagentur an einer Nachfolgeregelung, die den Anforderungen aus § 17 EnWG gerecht werden und das Netzanschlussverfahren für Großbatteriespeicher sachgerecht regeln soll. Bereits im November 2025 hatte der Bundestag die Regierung aufgefordert, im ersten Quartal 2026 einen Regelungsentwurf vorzulegen, mit dem die Netzanschlussverfahren im Stromnetz grundlegend verbessert werden sollen. Auch der Bundesrat und die Energieminister der Länder drängen auf eine zeitnahe Lösung.

14. November 2025: Im August 2025 beschloss das Bundeskabinett den „Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ (EnWG-Novelle 2025) und den „Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes“. Mittlerweile erfolgten die Stellungnahme des Bundesrats, die Gegenäußerung der Bundesregierung und letzte Woche betreffend das Vierte Gesetz zur Änderung des EnWG sowie gestern betreffend die EnWG-Novelle 2025 die zweite und dritte Lesung im Bundestag. Beide Gesetzesentwürfe treten daher noch in diesem Jahr in Kraft.

Mit ihnen sind eine Vielzahl von Änderungen verbunden, etwa in Bezug auf Kundenanlagen und Batteriespeicher, aber auch in Bezug auf den Energievertrieb. Die wesentlichen vertriebsrechtlichen Neuerungen beziehen sich auf folgende Punkte:

Absicherungen gegen Preisrisiken

Haushaltskunden sollen besser vor Preisrisiken geschützt werden, u.a. mit Hilfe folgender Instrumente:

• Haushaltskunden beliefernde Stromlieferanten müssen über Absicherungsstrategien verfügen und Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines Lieferantenausfalls zugunsten ihrer Kunden – namentlich durch die Entwicklung von Risikomanagementsystemen – zu begrenzen (§ 5 Abs. 4a EnWG-E).
• Stromlieferanten mit mehr als 200.000 letztverbrauchenden Kunden, die nicht ausschließlich dynamische Stromlieferverträge anbieten, müssen Festpreisverträge mit einer Laufzeit von mindestens zwölf Monaten anbieten (§ 41a Abs. 4, 5 EnWG-E).
• Verschärfung der Transparenzanforderungen an Energielieferverträge durch das Erfordernis zur Ausweisung umfangreicherer Informationen über den Lieferanten (Anschrift, Telefonnummer mit Kunden-Hotline, E-Mail-Adresse, zuständiges Registergericht), über die Art des Preises und etwaige Preisnachlässe sowie über gebündelte Produkte oder Leistungen (§ 41 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 5, S. 3 und 4 EnWG-E) und an Stromlieferverträge mit dynamischen Tarifen und mit Festpreisen (§ 41a Abs. 6, 7 EnWG-E).

Weitere Regelungen zum Schutz der Letztverbraucher

§ 41f EnWG-E und – speziell für Grundversorgungsverträge – § 41g EnWG-E enthalten präzisere Regelungen zu Versorgungsunterbrechungen wegen Nichtzahlung. Inhaltlich vergleichbare Bestimmungen sind derzeit in der befristeten und auf Verträge außerhalb der Grundversorgung beschränkten Sonderregelung des § 118b EnWG enthalten. Künftig sollen Energielieferanten vier Wochen nach vorheriger Androhung die Versorgung von Haushaltskunden, die trotz Mahnung eine Zahlungsverpflichtung nicht erfüllen, durch Beauftragung des jeweiligen Anschlussnetzbetreibers unterbrechen lassen können.

Im Rahmen von § 40a EnWG soll betreffend die Verbrauchsermittlung klargestellt werden, dass bei Verbrauchsschätzungen in erster Linie auf den Verbrauch eines Letztverbrauchers im vorangegangenen Abrechnungszeitraum oder den Verbrauch eines vergleichbaren Letztverbrauchers abzustellen ist.

Übergangsversorgung in Mittelspannung und Mitteldruck

§ 38a EnWG-E soll die gesetzliche Lücke schließen, die sich aufgrund der fehlenden Anwendbarkeit des § 38 EnWG (Ersatzversorgung) auf die Mittelspannungs- bzw. -druckstufe ergibt und zu Rechtsunsicherheiten in Fällen vertragsloser Entnahmen in den vorgenannten Netzebenen führte. § 38a EnWG ist als Reaktion auf die Urteile des BGH v. 17.9.2024 (Az. EnZR 57/23 und 58/23) zu verstehen. Nach § 38a Abs. 1 EnWG-E können Verteilnetzbetreiber und der im jeweiligem Netzgebiet tätige Grundversorger vereinbaren, dass Letzterer für längstens drei Monate die Aufgabe einer Übergangsversorgung derjenigen Letztverbraucher übernimmt, die in Mittelspannung oder Mitteldruck Energie beziehen, ohne dass dieser Bezug einer Lieferung oder einem bestimmten Liefervertrag zugeordnet werden kann. Im Gegensatz zur obligatorischen Aufgabe des Grundversorgers in Niederspannung und -druck (§ 38 EnWG), normiert § 38a EnWG-E für Mittelspannung und -druck somit eine fakultative Lösung.

„Energy-Sharing“

§ 42c EnWG-E bildet die normative Grundlage für eine gemeinschaftliche Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien (sog. Energy-Sharing). Die mit § 42c EnWG-E verbundene Privilegierung erfasst Strom aus erneuerbaren Energien, der unter Nutzung des öffentlichen Netzes lokal verteilt wird. Bislang konnten die Betreiber entsprechender Anlagen den von ihnen erzeugten Strom grundsätzlich nur im eigenen Gebäude oder auf demselben Grundstück nutzen. Künftig soll innerhalb eines Netzgebiets die gemeinschaftliche Nutzung über Grundstücksgrenzen hinweg ermöglicht werden. Energy Sharing entspricht nicht der klassischen Stromlieferung, sondern begründet eine Kooperation. Deswegen bedarf es des Abschlusses zweier Verträge: eines Liefervertrags und eines Anlagennutzungsvertrags mit dem in § 42c Abs. 3 EnWG-E konkretisierten Inhalt.

Abschaffung der Gasspeicherumlage

Mit dem Vierten Gesetz zur Änderung des EnWG soll u.a. die Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026 abgeschafft werden. An diese Abschaffung knüpft § 35g Abs. 7 EnWG-E an. Diese Vorschrift enthält in Satz 1 einen strikten Anwendungsbefehl, wonach jeder Gaslieferant gegenüber seinen Kunden den Gaspreis nicht zum, aber doch mit Wirkung zum 1. Januar 2026 um den Betrag zu verringern hat, den er durch den Wegfall der Verpflichtung nach § 35e S. 1 EnWG in der zuletzt für das zweite Halbjahr 2025 festgelegten Umlagehöhe oder durch den Wegfall der in dieser Höhe entsprechend vertraglich geschuldeten Leistung einspart.

Unabhängig von der Ausgestaltung der mit den Kunden geschlossenen Gaslieferverträge und der daraus resultierenden Risikoverteilung sollen Gaslieferanten also – trotz der an dieser Regelung im Vorfeld geäußerten massiven Kritik – zur Weitergabe der mit der Abschaffung der Gasspeicherumlage verbundenen Entlastung verpflichtet sein. Eine Ausnahme kommt nur in Betracht, wenn und soweit der Gaslieferant die aus der Umlage resultierenden Kosten auch zuvor nicht oder nicht vollständig an seine Kunden weitergegeben hatte.

Mit seinem kürzlich veröffentlichten Fallbericht zum Braunkohlekraftwerk Lippendorf (Az. B8-83/25) hat das Bundeskartellamt eine Entscheidung zu einem Aspekt des Zusammenspiels von Kartellrecht und Nachhaltigkeit getroffen. Im Fall standen sich Wettbewerb, Nachhaltigkeit und Klimaschutz scheinbar widersprüchlich gegenüber. Das Bundeskartellamt legte einen rein wettbewerblich geprägten Prüfungsmaßstab an:

Die tschechische EP-Gruppe (LEAG) übernahm von der EnBW einen 875 MW-Block („Block S“) des Kraftwerks Lippendorf in Sachsen, der mit Braunkohle befeuert wird. Der Kraftwerksblock muss nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz bis Ende 2035 stillgelegt werden. Die übernehmende EP-Gruppe ist der zweitgrößte, EnBW der drittgrößte konventionelle Stromerzeuger in Deutschland. Die EP-Gruppe betreibt darüber hinaus den nahegelegenen Braunkohletagebau „Vereinigtes Schleenhain“.

EnBW hatte Braunkohle von der EP-Gruppe auf Basis eines Braunkohleliefervertrags bezogen und die Kosten der Braunkohlelieferung in ihrer Kraftwerkseinsatzentscheidung berücksichtigt. Dies hatte den Einsatz des Kraftwerksblocks durch EnBW vergleichsweise teuer gemacht.

Durch die Übertragung des Blocks S von EnBW an die EP-Gruppe kann Block S nunmehr innerhalb der EP-Gruppe mit Braunkohle versorgt werden, was zu niedrigeren Einsatzkosten und damit häufigeren Einsätzen des Braunkohlekraftwerks durch die EP-Gruppe führt. Das Bundeskartellamt bewertet den Umstand des häufigeren Kraftwerkseinsatzes rein wettbewerblich: Der fusionsbedingt häufigere Einsatz des Blocks wirke sich auf den Stromerstabsatzmarkt preissenkend und wettbewerbsbelebend aus. Dass damit bis zur Stilllegung des Kraftwerksblocks Ende 2035 mehr Braunkohle in Kraftwerksblock S verfeuert und CO2 freigesetzt wird, spielte, jedenfalls im Fallbericht, keine Rolle. Dies mag auch mit dem EU-Emissionshandel zu erklären sein, der zur Folge hat, dass in der Bilanz nicht zwingend mehr CO2 emittiert wird, auch wenn der spezifische Kraftwerksblock häufiger eingesetzt wird. Jedenfalls aber hat das Bundeskartellamt in der Entscheidung zum Kraftwerk Lippendorf den wettbewerbsrechtlichen SIEC-Test nicht wegen gegenläufiger Nachhaltigkeits- oder Klimaschutzaspekte modifiziert.    

Wir freuen uns sehr, dass wir auch in diesem Jahr vom Handelsblatt in die Liste „Deutschlands beste Kanzleien 2025“ aufgenommen wurden (Handelsblatt-Ausgabe vom Donnerstag, 25. September) und vom Branchenmagazin BestLawyers in den Kategorien Energy Law, Regulatory Law, Competition / Antitrust Law, Public Law, Environmental Law und Corporate Governance and Compliance Practice gelistet werden.

Das BMWE hat am 15. September den Monitoringbericht zur Energiewende veröffentlicht. Der Bericht zum Start der 21. Legislaturperiode stammt aus der Feder des energiewirtschaftlichen Instituts an der Uni Köln (ewi) und der BET Consulting und hat es sich zur Aufgabe gemacht, die künftige Entwicklung des Strombedarfs, den Stand der Versorgungssicherheit, den Netzausbau, den Ausbau erneuerbarer Energien, die Digitalisierung und den Wasserstoffhochlauf unter den Gesichtspunkten Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz sowie Versorgungssicherheit zu bewerten. Im Wesentlichen kommt der Bericht zu den folgenden Ergebnissen:

• Für 2030 wird ein Strombedarfskorridor von 600-700 TWh prognostiziert. Die konkrete Höhe ist u.a. abhängig von der Geschwindigkeit des Ausbaus der E-Mobilität sowie von Elektrolysekapazitäten zur Herstellung von grünem Wasserstoff.
• Die Zielerreichung beim Ausbau der erneuerbaren Energien wird ambivalent beurteilt: Den Zubau von PV sieht der Bericht auf dem richtigen Kurs, während für die Bereiche Onshore- sowie Offshore Windenergie eine Verzögerung prognostiziert wird.
• Der erwartete Ausbau der landseitigen Übertragungsnetze ist zur Erreichung der Ausbauziele für erneuerbare Energien grundsätzlich ausreichend. Gleichzeitig sind die Novellierung des Bundesbedarfsplangesetzes auf Grundlage der Maßnahmen des Netzentwicklungsplans 2037/2045 sowie die zügige Umsetzung der RED III Richtlinie in nationales Recht Bedingungen zur Gewährleistung der erforderlichen Rahmenbedingungen.
• Der Bericht identifiziert einen stark steigenden jährlichen Investitionsbedarf im Rahmen des Verteilernetzausbaus, der sich bis 2045 verdoppeln wird. Gleichzeitig sieht die Studie mögliche Einsparpotenziale durch räumliche Koordination des Ausbaus, die optimierte Auslastung an Netzverknüpfungspunkten sowie durch die Kombination von markt- und netzdienlichen Anreizen für Flexibilitäten.
• Wasserstoff wird als zentraler Baustein der Energiewende identifiziert. Dem stehen aber derzeit hohe Bereitstellungskosten für erneuerbaren Wasserstoff gegenüber. Der Bericht geht daher von einem erheblichen Importanteil aus und sieht insgesamt Unsicherheiten im Hinblick auf die Entwicklung der Nachfrage.
• Der Ausbau gesicherter Leistung ist für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit essenziell und zwar unabhängig von dem tatsächlichen Strombedarf. Flexibilitäten, die Optimierung des Netzausbaus sowie die Bereitstellung ausreichender Reservekapazitäten sind notwendig.
• Der Smart Meter Rollout beschleunigt sich, sodass die gesetzlichen Ziele für 2025 und der Pflichtrollout für das Jahr 2032 erreichbar sind. Der Bericht sieht aber ungenutzte Potenziale hinsichtlich der Nutzbarkeit von Smart Metern: IT-Prozesse, Schnittstellen und Standardisierungen sind noch nicht hinreichend entwickelt.

Auf Grundlage des Monitoringberichts hat das BMWE die aktuelle energiepolitische Situation analysiert und fordert eine Neuausrichtung der Energiepolitik:

• Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist demnach bisher zu stark ergebnisorientiert. Die Volatilität der erneuerbaren Energien zieht Systemkosten nach sich, die von Verbrauchern und Unternehmen getragen werden müssen. Zukünftig soll der Ausbau daher auf Grundlage des tatsächlichen Strombedarfs erfolgen und an realen Daten sowie der Nachfrageentwicklung orientiert werden, um diese Kosten zu senken.
• Differenzierte Finanzierungsmodelle – z.B. zweiseitige „Contracts for Differences“ und „Clawback Mechanismen“ sollen die fixe Einspeisevergütung und die Vergütung bei negativen Strompreisen vollständig ersetzen.
• Netzausbau, der Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Ausbau dezentraler Flexibilitäten sollen synchron erfolgen und räumlich gesteuert werden, sodass der Zubau insgesamt netzfreundlich gestaltet wird.
• Konzeptionell soll eine deutliche Hinwendung in Richtung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts erfolgen, indem insbesondere Ausschreibungen für Gaskraftwerke mit der Umstellungsperspektive auf Wasserstoff priorisiert werden sollen, um die Versorgungssicherheit zukünftig zu gewährleisten.
• Digitalisierung und Flexibilitätsoptionen sollen ausgebaut werden, um den Stromverbrauch künftig besser steuern zu können und das System effizienter zu machen.
• Das gegenwärtige Förderregime des EEG wird als künstlicher Eingriff in die Strompreisbildung kritisiert, weshalb alle Fördermaßnahmen und Subventionen auf ihren volkswirtschaftlichen Nutzen hin geprüft und auf das notwendige Maß beschränkt werden sollen. Die Strompreise sollen sich künftig stärker an Marktmechanismen orientieren.

Die durch das BMWE geforderte Neuausrichtung der Energiepolitik bedeutet für die Zukunft weitere gesetzgeberische Maßnahmen und dürfte nicht ohne Widerstände aus der Branche zu realisieren sein.

Das alles ist noch nicht abgebildet in den aktuellen Gesetzentwürfen, die sich bereits im Gesetzgebungsverfahren befinden. Hier hat der Bundestag unter anderem am 11. September 2025 erstmals über den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften (BT-Drs. 21/1497) beraten. Das Gesetz soll das nationale Energierecht an europäische Vorgaben zum Verbraucherschutz anpassen und den Smart-Meter-Rollout verfestigen. Die zweite und dritte Lesung sind aktuell für den 6. November 2025 vorgesehen. Daneben sind zahlreiche weitere Gesetzesvorhaben angekündigt. Das Ministerium fordert klare Leitplanken anstatt Detailsteuerung – hier bleibt abzuwarten, wie die Neuausrichtung praktisch umgesetzt werden kann.