Stellungnahme zu dem Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG 2027)

§ 3 Begriffsbestimmungen: Streichung von grünem H2

Die vorgesehenen Streichungen der Begriffsbestimmung zu grünem Wasserstoff, der Anforderungen an grünen Wasserstoff sowie der Sonderausschreibungen mit Wasserstoffbezug lehnen wir ab. Gerade vor dem Hintergrund des gerade beschlossenen StromVKG braucht es verlässliche Rahmenbedingungen für den Hochlauf grüner Wasserstofferzeugung, nicht zusätzliche regulatorische Unsicherheit. Die wasserstoffbezogenen Ausschreibungen sollten überarbeitet, weiterentwickelt und praxistauglich ausgestaltet werden; ihre ersatzlose Streichung wäre jedoch ein energiepolitischer Fehlanreiz. Sie schreibt das zentrale Problem, dass der Markthochlauf von grünem Wasserstoff bislang grundsätzlich nicht in Gang kommt, fort, obwohl der künftige Bedarf an grünen Brennstoffen für gesicherte Leistung und die Defossilisierung flexibler Kraftwerkskapazitäten absehbar steigt. Mit Blick auf die aktuelle geopolitische Situation wird einmal wieder deutlich: Versorgungssicherheit und Resilienz enden nicht bei der Erzeugungsanlage, sondern umfassen auch die Herkunft und Verfügbarkeit des Brennstoffs. Grüner Wasserstoff muss deshalb als strategischer Baustein eines klimaneutralen und resilienten Stromsystems im EEG verankert bleiben.

§ 4a Strommengenpfad

Die vorgesehene Streichung des Strommengenpfads bewerten wir kritisch. Der Strommengenpfad ist ein wichtiges Steuerungs- und Monitoringinstrument, um den Ausbau erneuerbarer Energien mit der Entwicklung der Stromnachfrage abzugleichen und frühzeitig erkennbar zu machen, ob die Energiewende auf Kurs ist. Wird der vorgesehene Zubau erneuerbarer Stromerzeugung erreicht, während die Stromnachfrage weniger stark steigt als im Strommengenpfad zugrunde gelegt, ist auch dies ein Warnsignal, das politisches Gegensteuern erfordert. Eine solche Entwicklung zeigt, dass die Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie nicht schnell genug vorankommt und fossile Energieträger nicht im erforderlichen Umfang durch erneuerbaren Strom ersetzt werden. Statt den Strommengenpfad an eine zu langsame Elektrifizierung anzupassen oder ihn zu streichen, müssen deshalb die Hemmnisse für eine höhere Stromnachfrage aus erneuerbaren Energien gezielt abgebaut werden. Erforderlich sind insbesondere verlässliche Rahmenbedingungen für Wärmepumpen, Elektromobilität, industrielle Prozesswärme und Flexibilitäten. Gerade in der Industrie stärkt Elektrifizierung zudem die Resilienz, weil sie die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffimporten, volatilen Weltmärkten und geopolitischen Versorgungsrisiken reduziert. Zugleich zeigt der internationale Vergleich, dass andere Volkswirtschaften die Elektrifizierung strategisch deutlich offensiver vorantreiben. China weist bereits heute eine höhere Elektrifizierungsrate als Europa auf und erhöht diese weiter. Der Strommengenpfad sollte daher erhalten, regelmäßig und transparent fortgeschrieben und wenn notwendig konkrete Maßnahmen zur Beschleunigung der Elektrifizierung umgesetzt werden.

§ 10b Vorgaben zur Direktvermarktung

Das Ziel einer stärkeren Marktintegration von PV-Anlagen ist grundsätzlich nachvollziehbar. Eine verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen unter 25 kWp setzt jedoch voraus, dass die hierfür erforderlichen Prozesse und Infrastrukturen flächendeckend, zuverlässig und zu verhältnismäßigen Kosten verfügbar sind. Dies ist derzeit nicht gewährleistet: Smart-Meter-Infrastruktur, Marktkommunikation, Datenbereitstellung und standardisierte Aggregationsmodelle sind noch nicht hinreichend massengeschäftstauglich. Für Betreiber kleiner Anlagen entstehen dadurch zusätzliche Kosten, administrative Komplexität und schwer kalkulierbare Erlösrisiken, die in keinem angemessenen Verhältnis zu den vermarkteten Strommengen stehen. Auch die vorgesehene Übergangsregelung von 36 Monaten löst dieses strukturelle Problem nicht, solange die notwendigen Marktprozesse nicht tatsächlich funktionsfähig etabliert sind. Wir fordern daher, PV-Anlagen unter 25 kWp weiterhin von der verpflichtenden Direktvermarktung auszunehmen. Ein Systemwechsel darf erst erfolgen, wenn ein standardisiertes, automatisiertes und wirtschaftlich tragfähiges Direktvermarktungsmodell für Kleinanlagen nachweislich verfügbar ist. Zugleich sollten die technischen Anforderungen, insbesondere nach § 10b EEG, für dieses Anlagensegment verhältnismäßig ausgestaltet und deutlich vereinfacht werden.

Wie die Direktvermarktung für Kleinanlagen vereinfacht werden kann

Soll die Direktvermarktung künftig dennoch eine größere Rolle spielen, muss sie für Kleinanlagen deutlich vereinfacht und entbürokratisiert werden. Die heutigen Kosten entstehen vor allem durch komplexe Marktprozesse, individuelle Vertragsbeziehungen, zusätzliche Messanforderungen und hohe Verwaltungskosten. Diese stehen bei kleinen Anlagen häufig in keinem angemessenen Verhältnis zu den erzeugten Strommengen und den erzielbaren Erlösen.

Aus unserer Sicht sind insbesondere folgende Maßnahmen mittelfristig erforderlich:

Einführung eines vereinfachten Direktvermarktungsmodells für Kleinanlagen

Standardisierte Verträge, einheitliche Prozesse und einfache Abrechnungsmechanismen sollten die Direktvermarktung für Anlagen unter 25 kW zu einem Massengeschäft machen.

Konsequente Digitalisierung und Standardisierung der Marktkommunikation

Einheitliche Datenformate, automatisierte Prozesse und digitale Schnittstellen zwischen Anlagenbetreibern, Direktvermarktern und Netzbetreibern können den administrativen Aufwand erheblich reduzieren. Und insbesondere die funktionierende Datenbereitstellung durch die Netzbetreiber muss sichergestellt werden.

Verhältnismäßige technische und regulatorische Anforderungen

Anforderungen an Fernsteuerbarkeit, Messkonzepte, Bilanzierung und Nachweispflichten sollten für Kleinanlagen deutlich vereinfacht werden. Kleine Anlagen sollten nicht denselben regulatorischen Vorgaben unterliegen wie große Marktanlagen.

Pragmatische Übergangs- und Auffanglösungen

Solange die Direktvermarktung noch nicht flächendeckend funktioniert, sollten vereinfachte Vermarktungswege zur Verfügung stehen, beispielsweise über standardisierte Vermarktungsangebote oder eine Vermarktung über Netzbetreiber zu transparenten Konditionen.

§ 21 Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag

Mit dem Wegfall der Einspeisevergütung für Anlagen unter 25 kW wird ein zentrales Investitions- und Refinanzierungselement abgeschafft, ohne dass bereits ein gleichwertiger und praxistauglicher Vermarktungsweg zur Verfügung steht.

Durch die angestrebten Änderungen der EEG-Novelle besteht grundsätzlich die Gefahr, dass sich der PV-Zubau zunehmend auf große Freiflächenprojekte und finanzstarke, professionell organisierte Marktakteure konzentriert, während private Haushalte, kleine Unternehmen, Genossenschaften und lokale Projektträger aus dem Markt gedrängt werden. Damit würde nicht nur das Aufdachsegment an Dynamik verlieren. Auch die Akteursvielfalt als tragende Säule der Energiewende würde geschwächt. Gerade kleine, verbrauchsnahe Anlagen ermöglichen es vielen Menschen, Kommunen und lokalen Unternehmen, selbst in erneuerbare Energien zu investieren, an ihrer Wertschöpfung teilzuhaben und die Energiewende vor Ort mitzugestalten. Diese breite Teilhabe stärkt Akzeptanz, regionale Wertschöpfung und die gesellschaftliche Verankerung des Erneuerbaren-Ausbaus. Der regulatorische Rahmen muss deshalb sicherstellen, dass Aufdach-PV auch für kleinere und nicht professionell organisierte Akteure wirtschaftlich zugänglich bleibt.

Besonders aufgrund der kurzfristigen Umsetzung ist ebenfalls kritisch, dass die vorgeschlagenen Regelungen vor allem Geschäftsmodelle mit hohen Eigenverbrauchsquoten, Speichern und weiteren Flexibilitätsoptionen begünstigen. Damit wird Teilhabe faktisch an die Möglichkeit gekoppelt, neben der PV-Anlage zugleich in zusätzliche Technologien wie Speicher, Wärmepumpe oder Elektrofahrzeug zu investieren. Für viele Haushalte ist dies finanziell nicht gleichzeitig leistbar; sie erschließen diese Technologien schrittweise. Auch bei klassischen Aufdachanlagen in dicht besiedelten Gebieten kann der erzeugte Strom häufig nicht vollständig vor Ort genutzt werden. Die wirtschaftliche Einspeisung und Vermarktung von Überschussstrom bleiben deshalb zentral. Ein Förderrahmen, der nur integrierte Eigenverbrauchsmodelle wirtschaftlich trägt, verengt den Kreis der Investierenden, verschärft soziale Zugangshürden und schwächt die Akteursvielfalt. Er muss vielmehr unterschiedliche finanzielle Möglichkeiten, Gebäudesituationen und Investitionspfade berücksichtigen und eine breite Beteiligung am PV-Ausbau ermöglichen.

Dynamische Einspeisevergütung als sinnvoller Weg zur Marktintegration

Aus unserer Sicht zeigt die aktuelle Diskussion zur Marktintegration, dass die zentrale Herausforderung diese zu erreichen, ohne Wirtschaftlichkeit und Investitionsanreize zu gefährden.

Eine zeitvariable Einspeisevergütung stellt hierfür einen vielversprechenden Mittelweg dar. Sie verbindet Marktintegration mit geringen Vermarktungshürden, indem sich die Vergütung am tatsächlichen Strommarktwert orientiert, ohne dass Kleinanlagenbetreiber die gesamte Komplexität und die Kosten der Direktvermarktung tragen müssen. Gleichzeitig entstehen Anreize, Strom verstärkt in werthaltigen Stunden einzuspeisen beziehungsweise lokal zu nutzen oder zwischenzuspeichern, wenn die Marktwerte niedrig sind. Die Analyse von Agora Energiewende kommt ebenfalls zu dem Schluss, dass dynamische Vergütungsmodelle einen deutlich besseren Ausgleich zwischen Wirtschaftlichkeit und Marktintegration ermöglichen als Nulleinspeisung oder die heutige Form der Direktvermarktung auf Kleinanlagen auszuweiten.

Statt kleine Anlagen unmittelbar in ein komplexes Direktvermarktungsregime zu überführen, sollte daher geprüft werden, ob dynamische Einspeisevergütungen als Übergangs- oder Zielmodell eingesetzt werden können. Sie würden Marktpreissignale wirksam machen, ohne den Ausbau von Aufdach-PV durch hohe Vermarktungs- und Transaktionskosten auszubremsen.

Wie die Direktvermarktung für Kleinanlagen vereinfacht werden kann

Aus unserer Sicht sind insbesondere folgende Maßnahmen erforderlich:

Einführung eines vereinfachten Direktvermarktungsmodells für Kleinanlagen

Standardisierte Verträge, einheitliche Prozesse und einfache Abrechnungsmechanismen sollten die Direktvermarktung für Anlagen unter 25 kW zu einem Massengeschäft machen.

Konsequente Digitalisierung und Standardisierung der Marktkommunikation

Verhältnismäßige technische und regulatorische Anforderungen

§ 21d Einführung Refinanzierungsbeiträge

Die Einführung eines zweiseitigen Differenzvertrags ist vor dem Hintergrund der europarechtlichen Vorgaben grundsätzlich nachvollziehbar. Die im Entwurf vorgesehene Ausgestaltung der Refinanzierungsbeiträge ist jedoch nicht hinreichend marktorientiert. Mehrerlöse werden bereits abgeschöpft, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert überschreitet. Ein Marktwertkorridor, der Vermarktungskosten und Marktrisiken angemessen berücksichtigt, ist nicht vorgesehen. Damit werden Anreize geschwächt, in Ausschreibungen niedrigere Gebote abzugeben und erneuerbaren Strom außerhalb der Förderung marktlich zu vermarkten.

Dies kann zu höheren Gebotswerten und damit zu steigenden Förderkosten führen. Zugleich gefährdet die Abschöpfung auf Grundlage eines Referenzmarktwerts statt der tatsächlich erzielten Erlöse die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Power Purchase Agreements. Als Energieversorger schließen wir PPAs gezielt ab, um erneuerbare Erzeugung marktlich zu integrieren und Kund:innen sowie gewerblichen und industriellen Abnehmern langfristig kalkulierbare Grünstrompreise anzubieten. Dabei können die vertraglich vereinbarten Erlöse insbesondere zur Absicherung gegen Preisspitzen unterhalb des Referenzmarktwerts liegen. Werden dennoch fiktive Mehrerlöse abgeschöpft, entstehen zusätzliche Risiken für Anlagenbetreiber, die in höhere PPA-Preise eingepreist werden müssen oder Vertragsabschlüsse verhindern.

Das CfD-Design muss deshalb staatliche Absicherung und marktliche Vermarktung miteinander vereinbar machen. Erforderlich sind ein angemessener Marktwertkorridor, eine Abschöpfung auf Basis tatsächlich realisierter Erlöse sowie eine praktikable Wechselmöglichkeit zwischen EEG-Förderung und PPA-Vermarktung. Nur so bleiben PPAs als Instrument für Marktintegration, Investitionssicherheit und wettbewerbsfähige Strompreise erhalten. Zugleich stärkt ein solcher Rahmen die Akteursvielfalt, weil auch kleinere Anlagenbetreiber, Energieversorger, Genossenschaften sowie mittelständische Abnehmer Zugang zu langfristigen grünen Stromlieferverträgen behalten.

Die Zahlungspflicht nach § 21d in Verbindung mit § 23a und Anlage 1 Nummer 4 sollte dementsprechend erst oberhalb eines klar definierten Marktwertkorridors einsetzen, der Direktvermarktungskosten und Vermarktungsrisiken abdeckt. Zudem muss das EEG eine praxistaugliche Wechselmöglichkeit zwischen PPA-Vermarktung und staatlicher Absicherung eröffnen und die Abschöpfung an den realisierten Erlösen ausrichten (siehe Stellungnahme unter § 21 e). Die Bagatellgrenze nach § 21d Absatz 1 sollte auf die europarechtlich zulässigen 200 kW angehoben werden.

§ 21 e Einmalige Wechselmöglichkeit aus der Fördersystematik

Die vorgesehenen Regelungen zur freien Vermarktung von Strommengen drohen den PPA-Markt erheblich zu schwächen. Es fehlt eine praxistaugliche Regelung, die das CfD-Regime mit der sonstigen Direktvermarktung vereinbar macht. Insbesondere ist keine ausreichende Wechselmöglichkeit zwischen staatlicher Absicherung durch CfDs und der Vermarktung über grüne Stromlieferverträge vorgesehen. Diese Lieferverträge ermöglichen die konsistente Belieferung mit Grünstrom unter Verwendung der dazugehörigen Herkunftsnachweise. Dadurch würden kurz- bis mittelfristige PPAs künftig erheblich erschwert.

Gerade PPAs mit Laufzeiten von ein bis fünf Jahren sind jedoch ein zentrales Instrument der Marktintegration. Sie ermöglichen Anlagenbetreibern, Energieversorgern sowie mittelgroßen industriellen Abnehmern wie Rechenzentren oder Elektrolyseuren, schrittweise Erfahrungen mit marktbasierten Strombeschaffungs- und Vermarktungsmodellen zu sammeln. Als Energieversorger schließen wir PPAs gezielt ab, um erneuerbare Erzeugung marktlich zu integrieren und Kund:innen sowie gewerblichen und industriellen Abnehmern langfristig kalkulierbare Grünstrompreise anzubieten. Damit können PPAs eine kostenstabilisierende Wirkung für Industrie und private Verbraucher:innen entfalten. Fällt das Segment der kurz- bis mittelfristigen PPAs weg, geht ein wesentlicher Mechanismus der Marktintegration verloren.

Wir sehen zwei Modelle, die Anlagenbetreibern Anreize für den Wechsel in die sonstige Direktvermarktung geben und zugleich Planungssicherheit gewährleisten. Beide stellen sicher, dass der Staat angemessen an Mehrerlösen beteiligt wird und Umgehungsstrategien vermieden werden.

Wechselmodell mit „relativer Abschöpfung“

Einführung einer anteiligen Abschöpfung (90 %), um zugleich Umgehungsstrategien zu vermeiden, aber auch Anreize für marktliche Integration zu setzen
Gleichzeitig Erhalt von Flexibilität und Innovationsspielraum

Dieses Modell adressiert gezielt Umgehungsrisiken, ohne den Marktzugang für neue Produkte und Beschaffungsstrategien zu blockieren. Wichtig ist eine schlanke Ausgestaltung von Administration und Auditierung. Automatisierte Datenverarbeitung und Digitalisierung sollten hier allerdings einfache Umsetzungsmöglichkeiten eröffnen.

„Serielle Finanzierung“ (Agora-Ansatz / Opt-in-Modell)

Initiale marktbasierte Phase (z. B. PPA)
Anschließende staatliche Absicherungsphase (CfD)
Wettbewerb in Ausschreibungen auch über die Dauer der CfD-Absicherung
Förderung kürzerer staatlicher Absicherungszeiträume über einen „Marktöffnungsfaktor“

Dieses Modell stärkt den PPA-Markt strukturell. Voraussetzung ist jedoch eine einfache administrative Umsetzung sowie die Sicherstellung von Bankability, insbesondere für kleinere Marktakteure und KMU.

PPAs durch staatliche Absicherungsinstrumente flankieren

Die Mitgliedstaaten sind europarechtlich aufgefordert, ungerechtfertigte Hemmnisse für PPAs abzubauen und die Rahmenbedingungen für deren Nutzung zu verbessern. Die geplante Umstellung auf CfDs darf diesem Ziel nicht entgegenwirken. In der vorgesehenen Ausgestaltung droht sie den PPA-Markt und insbesondere die förderfreie Vermarktung erneuerbaren Stroms deutlich zu schwächen. Umso wichtiger ist es, PPAs an anderer Stelle regulatorisch zu stärken. Ein wesentliches Hemmnis bleibt dabei das Bonitäts- und Ausfallrisiko der Stromabnehmer. Gerade bei neuen Erneuerbaren-Projekten sind langfristige PPAs häufig nur bankfähig, wenn die Zahlungsfähigkeit des Vertragspartners über die gesamte Vertragslaufzeit hinreichend abgesichert werden kann. Diese Anforderungen können in der Regel nur wenige sehr große und finanzstarke Stromabnehmer erfüllen. Dadurch bleibt der Kreis potenzieller PPA-Partner begrenzt und entsprechend wenige Akteure können PPAs umsetzen. Zugleich entsteht ein Problem für die Akteursvielfalt, wenn nur große Unternehmen Zugang zur förderfreien Vermarktung und zu langfristigen Grünstromverträgen erhalten, während kleinere und mittelständische Abnehmer faktisch ausgeschlossen bleiben.

Daher sollte geprüft werden, wie staatliche Instrumente Ausfallrisiken gezielt absichern und den Zugang zu PPAs erleichtern können. Ziel ist nicht, marktbasierte Verträge durch Förderung zu ersetzen, sondern die förderfreie Vermarktung bankfähiger und attraktiver zu machen.

Eine solche regulatorische Flankierung kann Finanzierungskosten von Erneuerbaren-Projekten senken und zugleich die Nachfrage nach langfristigen PPAs erhöhen.

§ 25 Beginn, Dauer und Beendigung der Zahlungspflichten

Die geplante Überführung kleiner PV-Anlagen in die verpflichtende Direktvermarktung setzt voraus, dass die dafür notwendigen Marktprozesse tatsächlich massengeschäftstauglich funktionieren. Davon ist das System derzeit noch weit entfernt. Smart-Meter-Infrastruktur, Marktkommunikation, Datenbereitstellung, Wechselprozesse und standardisierte Abrechnungswege sind noch nicht so zuverlässig, digitalisiert und kosteneffizient etabliert, dass Anlagen unter 25 kWp wirtschaftlich und ohne unverhältnismäßige administrative Belastung direkt vermarktet werden können. Für Betreiber kleiner Anlagen entstehen dadurch zusätzliche Kosten, Komplexität und Erlösrisiken, die in keinem angemessenen Verhältnis zu den vermarkteten Strommengen stehen. Die vorgesehene Übergangsregelung sollte deshalb nicht automatisch nach 36 Monaten enden. Vielmehr sollte die Regelungslogik umgekehrt werden: Die Übergangsregelung sollte grundsätzlich so lange gelten, bis die Bundesnetzagentur auf Grundlage transparenter, vorab definierter Kriterien positiv feststellt, dass eine wirtschaftliche und verlässliche Direktvermarktung von Kleinanlagen massengeschäftstauglich möglich ist. Zu diesen Kriterien sollten insbesondere funktionierende und fristgerechte Wechselprozesse, eine vollständige und rechtzeitige Datenbereitstellung durch die Verteilnetzbetreiber, standardisierte digitale Schnittstellen, verlässliche Abrechnungswege sowie ein angemessenes Verhältnis von Vermarktungskosten und erzielbaren Erlösen gehören.

§ 28a Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für Solaranlagen des ersten Segments

Die vorgesehene Erhöhung der Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des ersten Segments begrüßen wir. Sie schafft eine wichtige Grundlage für einen stärkeren Zubau großer PV-Projekte. Höhere Volumina allein sichern jedoch keinen entsprechenden Zubau. Wenn gleichzeitig die Marktwerte von Solarstrom weiter sinken, der Speicherausbau nicht ausreichend vorankommt und Netzanschlüsse nicht rechtzeitig verfügbar sind, verschlechtern sich die wirtschaftlichen und praktischen Realisierungsbedingungen für neue Projekte. Die erhöhten Ausschreibungsmengen müssen daher durch Maßnahmen zur Stabilisierung der Vermarktungsperspektiven, zur Beschleunigung des Speicher- und Netzausbaus sowie zur zügigen Bereitstellung von Netzanschlüssen flankiert werden.

Zugleich bleibt Aufdach-PV eine tragende Säule des Erneuerbaren-Ausbaus. Sie erschließt bereits versiegelte Flächen, stärkt die verbrauchsnahe Stromerzeugung und ermöglicht es privaten Haushalten, kleinen Unternehmen, Kommunen und lokalen Projektträgern, selbst in erneuerbare Energien zu investieren und an ihrer Wertschöpfung teilzuhaben. Damit leistet das Aufdachsegment einen eigenständigen Beitrag zu Akteursvielfalt, regionaler Wertschöpfung, Akzeptanz und gesellschaftlicher Verankerung der Energiewende. Gerade in dicht besiedelten Räumen und im Geschosswohnungsbau schafft es zudem Möglichkeiten für Eigenverbrauch und Mieterstrom, die durch große Freiflächenprojekte nicht ersetzt werden können. Freiflächen- und Aufdach-PV erfüllen damit unterschiedliche, gleichermaßen wichtige Funktionen. Der weitere PV-Ausbau muss auf beiden Segmenten basieren und für beide einen verlässlichen, wirtschaftlich tragfähigen Entwicklungspfad gewährleisten. In der Gesamtschau der vorgesehenen Regelungen deutet sich jedoch eine einseitige Begünstigung großer Freiflächenanlagen gegenüber dem Aufdachsegment an. Die höheren Ausschreibungsvolumina für das erste Segment sind zu begrüßen, dürfen aber nicht mit einer Verschlechterung der regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Aufdach-PV einhergehen.

§ 28f Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung

Die wasserstoffbezogenen Ausschreibungen sollten überarbeitet, weiterentwickelt und praxistauglich ausgestaltet werden; ihre ersatzlose Streichung wäre jedoch ein energiepolitischer Fehlanreiz. Sie schreibt das zentrale Problem, dass der Markthochlauf von grünem Wasserstoff bislang grundsätzlich nicht in Gang kommt, fort, obwohl der künftige Bedarf an grünen Brennstoffen für gesicherte Leistung und die Defossilisierung flexibler Kraftwerkskapazitäten absehbar steigt. Mit Blick auf die aktuelle geopolitische Situation wird einmal wieder deutlich: Versorgungssicherheit und Resilienz enden nicht bei der Erzeugungsanlage, sondern umfassen auch die Herkunft und Verfügbarkeit des Brennstoffs. Grüner Wasserstoff muss deshalb als strategischer Baustein eines klimaneutralen und resilienten Stromsystems im EEG verankert bleiben.

§ 28g Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff

36 d Begrenzung von Entgelten zur Nutzung von Grundstücken zur Errichtung von WEAs

Eine Begrenzung von Entgelten zur Nutzung von Grundstücken für Windenergieanlagen ist grundsätzlich sinnvoll. Ein angemessen ausgestalteter Pachtdeckel kann dazu beitragen, überhöhte Pachtforderungen zu begrenzen, Flächenzugang fairer zu gestalten und kleineren sowie mittelständischen Akteuren bessere Chancen im Wettbewerb um geeignete Standorte zu eröffnen. Damit kann eine solche Regelung auch die Akteursvielfalt im Windenergieausbau stärken.

Die im Entwurf vorgesehene Ausgestaltung wird diesem Ziel jedoch nicht gerecht. Sie ist zu komplex und bürokratisch angelegt und droht neue Berechnungs-, Nachweis- und Prüfaufwände zu schaffen. Dadurch entstehen zusätzliche Unsicherheiten für Flächeneigentümer, Projektierer und finanzierende Akteure. Gerade Windenergieprojekte sind auf langfristig belastbare und rechtssichere Vertragsgrundlagen angewiesen. Eine unklare oder schwer handhabbare Deckelungsregelung kann Projektentwicklungen verzögern, Finanzierung erschweren und zusätzliche Rechtsrisiken auslösen.

Zudem ist die vorgesehene Höhe des Deckels zu niedrig. Eine zu restriktive Obergrenze kann die Akzeptanz bei Flächeneigentümer:innen schwächen und Anreize setzen, Verträge noch vor Inkrafttreten der Regelung zu höheren Konditionen abzuschließen. Damit würde der beabsichtigte Effekt teilweise konterkariert. Ein Pachtdeckel sollte daher nur eingeführt werden, wenn er einfach, praxistauglich, rechtssicher und in seiner Höhe marktangemessen ausgestaltet ist. Andernfalls sollte auf die Einführung verzichtet werden. Eine Regelung, die in der Praxis zu viele Unsicherheiten schafft, kann erhebliche Risiken für Projekte auslösen und den Windenergieausbau erschweren.

§ 48a Mieterstromzuschlag bei solarer Strahlungsenergie

Mieterstrom ist ein zentrales Instrument, um Mieter:innen an der Energiewende zu beteiligen, bislang ungenutzte Dachflächen im Geschosswohnungsbau zu erschließen und die verbrauchsnahe Stromerzeugung zu stärken. Anders als bei Eigenheimen können Bewohner:innen von Mehrfamilienhäusern in der Regel keine eigene PV-Anlage errichten. Mieterstrom ermöglicht ihnen dennoch Zugang zu lokal erzeugtem Solarstrom und stärkt damit Teilhabe, Akteursvielfalt und Akzeptanz. Der im Entwurf vorgesehene Wegfall der Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen gefährdet jedoch die Wirtschaftlichkeit dieser Modelle. Mieterstromprojekte sind strukturell darauf angewiesen, nicht vor Ort verbrauchte Strommengen verlässlich zu vergüten, da eine vollständige Nutzung im Gebäude regelmäßig nicht möglich ist. Die Direktvermarktung bietet hierfür derzeit keinen gleichwertigen Ersatz, weil zusätzliche Vermarktungs-, Mess- und Prozesskosten insbesondere kleinere Projekte überproportional belasten. Bleibt es bei der geplanten Neuregelung der Einspeisevergütung, muss der dadurch entstehende Erlösausfall durch eine Erhöhung des Mieterstromzuschlags kompensiert werden. Andernfalls droht der Ausbau von Mieterstrom gerade dort einzubrechen, wo er für eine breite und sozial ausgewogene Teilhabe an der Energiewende besonders wichtig ist.

§ 50c Zahlungen für den Hochlauf der Direktvermarktung

Der vorgesehene Bonus für den Hochlauf der Direktvermarktung ist grundsätzlich sinnvoll. Der dadurch gesetzte finanzielle Anreiz wird jedoch nicht ausreichen, um die erheblichen Kosten und prozessualen Defizite im Kleinanlagensegment aufzuwiegen. Erforderlich ist daher langfristig ein vereinfachtes Direktvermarktungsmodell für Anlagen unter 25 kW mit standardisierten Verträgen, einheitlichen Prozessen und einfachen Abrechnungsmechanismen. Zudem müssen Marktkommunikation und Datenbereitstellung konsequent digitalisiert und standardisiert werden. Dazu gehören einheitliche Datenformate, automatisierte Schnittstellen zwischen Anlagenbetreibern, Direktvermarktern und Netzbetreibern sowie eine verlässliche Datenbereitstellung durch die Netzbetreiber. Drittens müssen die technischen und regulatorischen Anforderungen an Fernsteuerbarkeit, Messkonzepte, Bilanzierung und Nachweispflichten für Kleinanlagen deutlich vereinfacht werden. Solange diese strukturellen Voraussetzungen nicht geschaffen sind, kann der Bonus die zusätzlichen Vermarktungs- und Verwaltungskosten nicht kompensieren und keinen ausreichenden Hochlauf der Direktvermarktung bewirken.

§ 79a Regionalnachweise

Die Abschaffung der Regionalnachweise ist aus unserer Sicht vertretbar. Das bestehende System hat nur begrenzte Wirkung entfaltet und keinen hinreichenden Mehrwert für regionale Teilhabe oder die lokale Integration erneuerbarer Energien geschaffen. Unabhängig davon sollte Energy Sharing als praxistaugliches und wirtschaftlich attraktives Instrument weiterentwickelt und umgesetzt werden.

Energy Sharing ermöglicht Bürger:innen, Kommunen sowie kleinen und mittleren Unternehmen, Strom aus regionalen Erneuerbaren-Anlagen gemeinschaftlich zu erzeugen und zu nutzen. Dadurch wird die Energiewende unmittelbar erfahrbar: Menschen werden nicht nur zu Stromkund:innen, sondern können sich aktiv an Erzeugungsanlagen und regionalen Versorgungskonzepten beteiligen. Dies stärkt die Akzeptanz des Erneuerbaren-Ausbaus, schafft lokale Identifikation und trägt dazu bei, dass die Wertschöpfung nicht auf wenige große Marktakteure konzentriert wird. Energy Sharing ist damit ein wichtiger Baustein für Akteursvielfalt und die gesellschaftliche Verankerung der Energiewende.

Zugleich kann Energy Sharing Anreize für eine stärkere regionale Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch setzen. Wenn Teilnehmende erneuerbaren Strom aus Anlagen in ihrem Umfeld gemeinsam nutzen, können regionale Flexibilitäten, Speicher, Wärmepumpen und Elektromobilität besser in lokale Versorgungskonzepte eingebunden werden. Ein klarer Rechtsrahmen kann außerdem Investitionen in neue Erneuerbaren-Anlagen erleichtern, lokalen Projektträgern zusätzliche Geschäftsmodelle eröffnen und regionale Wertschöpfung stärken.

Damit dieses Potenzial tatsächlich erschlossen wird, muss Energy Sharing einfach, digital und massengeschäftstauglich ausgestaltet werden. Erforderlich sind klare Marktrollen, standardisierte Abrechnungs- und Datenaustauschprozesse, eine verlässliche Datenbereitstellung durch die Netzbetreiber sowie verhältnismäßige Pflichten für kleinere Akteure. Die Teilnahme darf nicht mit denselben administrativen und technischen Anforderungen verbunden sein wie eine klassische Energieversorgung. Zudem braucht es einen wirtschaftlichen Vorteil für den gemeinschaftlichen regionalen Verbrauch, der den Systemnutzen angemessen berücksichtigt, ohne Netzkosten unsachgerecht zu verlagern. Ein tragfähiges Energy-Sharing-Modell kann so Teilhabe erleichtern, Akteursvielfalt sichern und den regionalen Ausbau erneuerbarer Energien unterstützen. Die Bundesregierung sollte daher erneut tätig werden und geeignete regulatorische Maßnahmen für eine praxistaugliche Umsetzung von Energy Sharing auf den Weg bringen.

§ 85 Aufgaben der Bundesnetzagentur

Die Regelung in § 85 Absatz 2a EEG sollte so ausgestaltet werden, dass das Übergangsgeld grundsätzlich so lange gezahlt wird, bis die Bundesnetzagentur die hinreichende Prozess- und Marktreife für eine wirtschaftliche Direktvermarktung von Kleinanlagen positiv festgestellt hat. Die derzeit vorgesehene Verlängerungslogik sollte daher umgekehrt werden: Nicht die Fortzahlung des Übergangsgeldes sollte wiederholt begründet und beschlossen werden müssen, sondern seine Beendigung. Für diese Ausgestaltung spricht, dass sich der Zeitpunkt der tatsächlichen Marktreife heute nicht verlässlich bestimmen lässt. Er hängt insbesondere davon ab, wann die Verteilnetzbetreiber standardisierte und zuverlässig funktionierende Prozesse, eine vollständige und rechtzeitige Datenbereitstellung sowie massengeschäftstaugliche Schnittstellen und Abrechnungswege etabliert haben. Ein vorab festgelegtes Auslaufen mit nachträglicher Verlängerungsoption schafft deshalb vermeidbare Unsicherheit für Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und finanzierende Akteure.

Zudem liegt die Herstellung der erforderlichen Prozessreife weitgehend außerhalb des Einflussbereichs der Betreiber kleiner Anlagen. Sie können weder die Marktkommunikation noch die Datenqualität und Prozessgeschwindigkeit der Netzbetreiber steuern. Es wäre daher nicht sachgerecht, das Risiko verzögerter Prozessumstellungen auf sie zu übertragen. Die Fortzahlung bis zu einer positiven Feststellung der Bundesnetzagentur stellt sicher, dass Kleinanlagen nicht in die verpflichtende Direktvermarktung überführt werden, bevor diese tatsächlich wirtschaftlich und verlässlich funktioniert.

Darüber hinaus verbessert die umgekehrte Regelungslogik die Planungs- und Investitionssicherheit. Solange die Bundesnetzagentur keine Marktreife festgestellt hat, können Anlagenbetreiber auf einen verlässlichen Übergangsmechanismus vertrauen. Zugleich bleibt ein klarer Anreiz für Netzbetreiber und Marktakteure bestehen, die notwendigen Prozesse zügig zu standardisieren und zu digitalisieren, weil das Übergangsgeld mit nachgewiesener Funktionsfähigkeit des Zielmodells endet. Die Regelung würde damit keine dauerhafte Zahlung etablieren, sondern einen sachgerechten, an objektive Voraussetzungen geknüpften Übergang gewährleisten.

Die Bundesnetzagentur sollte die Übergangszahlungen daher durch Feststellung beenden, sobald die wirtschaftliche Direktvermarktung von Kleinanlagen nach transparenten, vorab definierten und überprüfbaren Kriterien massengeschäftstauglich möglich ist. Zu diesen Kriterien sollten insbesondere funktionierende und fristgerechte Wechselprozesse, eine vollständige und rechtzeitige Datenbereitstellung durch die Verteilnetzbetreiber, standardisierte digitale Schnittstellen, verlässliche Abrechnungswege sowie ein angemessenes Verhältnis von Vermarktungskosten und erzielbaren Erlösen gehören. Diese Positivfeststellung schafft einen eindeutigen Endpunkt, vermeidet wiederkehrende Verlängerungsentscheidungen und verhindert zugleich ein verfrühtes Auslaufen des Übergangsgeldes.

§ 93 Verordnungsermächtigung zu Anforderungen an Grünen Wasserstoff

Die vorgesehene Streichung der Verordnungsermächtigung zu den Anforderungen an grünen Wasserstoff in § 93 EEG ist eine verpasste Chance für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Gerade für einen schnellen Hochlauf braucht es klare, rechtssichere und bundeseinheitliche Kriterien dafür, wann Wasserstoff als erneuerbar eingeordnet werden kann. Andernfalls drohen unterschiedliche Anforderungen in einzelnen Sektoren, regulatorische Unsicherheiten und zusätzliche Nachweis- und Prüfaufwände für Elektrolysebetreiber, Stromlieferanten und Investoren. Die Bundesregierung sollte daher verbindliche und mit dem europäischen Rechtsrahmen konsistente Kriterien festlegen, die sektorübergreifend angewendet werden können. Dazu gehören insbesondere Anforderungen an die erneuerbare Stromherkunft sowie an den zeitlichen und räumlichen Zusammenhang von Stromerzeugung und Elektrolyse. Eine solche Regelung würde die ökologische Integrität von grünem Wasserstoff sichern, Investitionssicherheit schaffen und den Markthochlauf erleichtern, statt ihn durch uneinheitliche oder unklare Vorgaben zu erschweren.

Gerade vor dem Hintergrund des beschlossenen StromVKG braucht es verlässliche Rahmenbedingungen für den Hochlauf der grünen Wasserstofferzeugung. Dieser kommt bislang nicht ausreichend in Gang, obwohl der künftige Bedarf an grünen Brennstoffen für gesicherte Leistung, die Defossilisierung flexibler Kraftwerkskapazitäten und schwer elektrifizierbare industrielle Anwendungen absehbar steigt. Grüner Wasserstoff kann erneuerbaren Strom speicherbar machen, saisonale Flexibilität bereitstellen und fossile Energieträger dort ersetzen, wo eine direkte Elektrifizierung nicht oder nur begrenzt möglich ist. Zugleich stärkt heimisch und europäisch erzeugter grüner Wasserstoff die Resilienz, weil Versorgungssicherheit nicht bei der Erzeugungsanlage endet, sondern auch Herkunft und Verfügbarkeit des eingesetzten Brennstoffs umfasst. § 93 EEG sollte daher erhalten und als Grundlage für verlässliche, transparente und investitionsfähige Anforderungen an grünen Wasserstoff weiterentwickelt werden. Im Folgenden findet sich die Stellungnahme von Green Planet Energy zum Entwurf des EEG 2027. Sie ist entsprechend den Vorgaben der Konsultation paragraphenscharf strukturiert und wurde in dieser Form in das Online-Tool der Konsultation eingegeben.

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