Dr. Margret Schellberg und Philip Lohan

Das Jahr 2025 stellte – nicht zuletzt aufgrund der politischen Umstände – eine „Hängepartie“ dar. Nach der Auflösung des Bundestags Ende 2024 blieben zentrale Gesetzgebungsvorhaben zunächst liegen. Am 6. Mai 2025 trat das Kabinett Merz ins Amt und nahm die Arbeit auf. Der in der Rede des Bundeskanzlers bei der Generaldebatte im Bundestag am 17. September 2025 beschworene „Herbst der Reformen“ blieb aus. Erst zum Ende des Jahres 2025 gelang es schließlich, erste energiewirtschaftlich drängende Vorhaben anzustoßen. Zahlreiche der politischen Probleme, vor denen die neue Bundesregierung steht, sind solche der Energiewirtschaft. Maßnahmen, um die Wirtschaft und die Bürger zu entlasten, waren dringend erforderlich. So senkte die Regierung die Stromsteuer für Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie der Land- und Forstwirtschaft auf das europäische Mindestmaß, gewährte einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten (Gesetz v. 8.12.2025, BGBl. 2025 I Nr. 317) und schaffte die Gasspeicherumlage ab (Gesetz v. 25.11.2025, BGBl. 2025 I Nr. 283). Eine andere Großbaustelle war und ist die Situation im Bereich der Netzanschlüsse. Schon 2024 baute sich die Welle auf: Deutschlandweit fragen Rechenzentren und Großbatteriespeicher Anschlusskapazitäten an. Das belastet die mittlerweile fast „ausverkauften“ Stromnetze. Der Gesetzgeber war auch hier 2025 zunächst zögerlich: Zwar erfolgte zum Jahresende eine Klarstellung hinsichtlich der Anwendbarkeit der KraftNAV, weitere dringend erforderliche Maßnahmen des Gesetzgebers zur Verbesserung der Situation im Netzanschlussbereich blieben aber (zunächst) aus. Bezüglich der ebenfalls erforderlichen Novelle des EEG und bei der Umsetzung der Kraftwerksstrategie verging das Jahr ebenfalls ergebnislos. Immerhin gelang es noch zum Ende des Jahres der Bundesnetzagentur, den Großteil der Festlegungen im NEST-Prozess zu erlassen. Der Übergang zur normativen Regulierung ist damit auf einem sehr guten Weg.

I. Entwicklung der Energiemärkte

1. Preis- und Marktentwicklung im Jahr 2025

Die Endkundenpreise entspannten sich 2025 weiter, wenn auch weniger stark als 2024. Am 1. April 2025 zahlten Haushalte im Schnitt 40,05 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) für ihren Strom, etwa 4 % weniger als im Vorjahr.1 Der mengengewichtete Gaspreis für Haushaltskunden sank im gleichen Zeitraum um rund 3 % auf 12,13 ct/kWh.2 Die Bundesnetzagentur meldete für Industrie- und Gewerbekunden insgesamt leicht sinkende Preise. Ein Industriekunde mit 24 Gigawattstunden (GWh) Jahresverbrauch zahlte 19,09 ct/kWh; bei 50 Megawattstunden (MWh) Jahresverbrauch lag der Preis bei 28,75 ct/kWh. Beide Werte sanken gegenüber dem Vorjahr um 6 %.

Der Stromgroßhandelspreis stieg insgesamt an. Der durchschnittliche Folgetag- bzw. „Day-Ahead“-Strompreis lag 2025 bei 89,32 Euro/MWh und damit 13,8 % über dem Vorjahreswert von 78,51 Euro/MWh. Der durchschnittliche volumengewichtete „Day-Ahead“-Börsenstrompreis lag 2025 bei 86,54 Euro/MWh und damit 10,9 % über dem Vorjahreswert von 78,01 Euro/MWh; der tagesgleiche bzw. „Intraday“-Stundenpreis lag bei 89,38 Euro/MWh gegenüber 82,25 Euro/MWh im Jahr 2024.3

Der Ausbau erneuerbarer Energien setzte sich fort, blieb allerdings ungleich verteilt. Die installierte Solarleistung lag Ende 2025 bei 117,7 Gigawatt (GW), der Nettozubau betrug 17,0 GW. Wind an Land erreichte 68,2 GW bei einem Nettozubau von 4,6 GW; Wind auf See lag bei 9,7 GW und legte somit nur um 0,52 GW zu. Die installierte Batteriekapazität stieg auf 25 GWh. Die Kapazität der Großbatteriespeicher erhöhte sich im Jahresverlauf von 2,3 GWh auf 4,0 GWh, was einem Zuwachs von rund 71 % entspricht.4 Mit dem Ausbau erneuerbarer Kapazitäten nahm auch die Preisvolatilität weiter zu. Sog. „Dunkelflauten“ waren 2025 häufiger. Sie sorgen für geringe Erträge aus Solar- und Windkraftanlagen bei gleichzeitig saisonal hohem Strombedarf. Knappheitspreisstunden mit einem Durchschnittspreis von 274,4 Euro/MWh erhöhten den mittleren Jahrespreis um etwa 3 Euro/MWh. Umgekehrt fiel der stündliche Strompreis in 654 Stunden auf null oder darunter. Dies geschieht in einer Wetterlage, bei der Solar- und Windkraftanlagen gleichzeitig enorme Mengen Erneuerbare-Energien-Strom ins Netz einspeisen. Dies führt oft zu einem Erzeugungsüberschuss und zeitweise extrem negativen Strompreisen an der Börse. Diese sog. „Hellbrisen“ verminderten den durchschnittlichen Jahrespreis um rund 8 Euro/MWh.5

2. Ölpreise

Der Iran-Krieg und die Blockade der Straße von Hormus trieben den Ölpreis Anfang März 2026 zeitweise auf 132 US-Dollar pro Barrel.6 Ende Mai 2026 lag der Preis bei 110 US-Dollar, also rund 70 % höher als ein Jahr zuvor. Dieser Anstieg des Ölpreises schlägt auf die Verbraucherpreise durch. Im März 2026 lagen die Preise für Kraftstoffe an Tankstellen um 20,0 % und für leichtes Heizöl um 44,4 % über dem Vorjahresmonat.7 Dass die Energiepreise insgesamt im März 2026 nur um 7,2 % gegenüber dem Vorjahr stiegen, liegt vor allem an geringen Erdölimporten aus der betroffenen Region.8 Deutschland importiert lediglich 6,1 % seines Erdöls aus dem Nahen Osten und ist damit nicht unmittelbar abhängig.9 Trotz der Krise stuft die Bundesnetzagentur die Gasversorgung in Deutschland als sicher ein. Sie betont, dass die aktuelle Situation nicht vergleichbar mit der im Frühjahr 2022 sei. Anders als damals verfüge Deutschland nun über die Infrastruktur, um die zur Versorgung notwendigen Mengen zu importieren.10 Im Verkehr dominiert in Deutschland allerdings weiterhin Mineralöl. Die steigenden Ölpreise könnten die Elektrifizierung des Verkehrs noch einmal beschleunigen und damit die Stromnachfrage steigern. Die Bundesnetzagentur ordnet den Zuwachs an Elektromobilität ausdrücklich als Faktor ein, der Ausbau und Systemstabilität der Stromverteilernetze stärker in den Fokus rückt.11

3. Netzanschlüsse

Bereits im Jahr 2024 zeichnete sich ab, dass die verfügbaren Netzanschlusskapazitäten – insbesondere für große Speicher- und Verbrauchsanlagen – zum Nadelöhr der Energiewende werden. Die stark zunehmenden Anschlussbegehren etwa von Großbatteriespeichern, Rechenzentren und weiteren Großverbrauchern überlagern die ohnehin bestehenden Herausforderungen durch die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr sowie den ebenfalls dringend benötigten Ausbau erneuerbarer Energien.

Die Bundesnetzagentur befasste sich im Rahmen einer Konsultation zur Zuteilung knapper Anschlusskapazitäten – allerdings ergebnislos – mit der Frage, wie Netzanschlussbegehren bei objektiv knappen Kapazitäten sachgerecht priorisiert werden können.12 Auf EU-Ebene veröffentlichte die Kommission im Dezember 2025 eine Leitlinie zum effizienten und zeitnahen Netzanschluss,13 um mit Blick auf verknappte Kapazitäten und Anschlussrückstände Orientierung zu geben. Im Laufe des Jahres 2025 kündigten die Übertragungsnetzbetreiber an, ein reifegradbasiertes Vergabeverfahren („Reifegradverfahren“) für Netzanschlüsse an das Übertragungsnetz einzuführen. Ziel war es, von einer Verteilung im Wege des Windhundprinzips zu einer Vergabe an umsetzungsreife und systemdienliche Projekte zu kommen. Am 5. Februar 2026 legten die vier Übertragungsnetzbetreiber ein gemeinsames Konzeptpapier vor; auf dieser Grundlage wurde eine detaillierte Verfahrensdokumentation erarbeitet. Das Reifegradverfahren arbeitet in Zyklen, prüft zunächst Mindestanforderungen und priorisiert dann anhand von Kriterien wie Flächensicherung, technischem Konzept, Leistungsfähigkeit des Petenten und Netz-/Systemnutzen.14 Zwischenzeitlich wurde in der KraftNAV klargestellt, dass sie für Batteriespeicher keine Anwendung findet.15

Im Jahr 2026 wurde der Referentenentwurf eines „Netzanschlusspakets“ bekannt,16 also eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts „zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens“. Der Entwurf reagiert ausdrücklich auf die „Antragsflut“ von insbesondere Großbatteriespeichern (rund 250 GW in der Übertragungsebene, ca. 400 GW insgesamt) und den massiven Konkurrenzdruck um knappe Netzanschlusskapazitäten, der das bisherige Windhundprinzip als nicht mehr zeitgemäß erscheinen lässt. Kernpunkte des Entwurfs sind eine ausdrückliche Priorisierungsmöglichkeit für Netzanschlussbegehren und Freihaltung von Kapazitäten (§ 17b EnWG-RefE), etwa nach Versorgungssicherheit, Ausbauzielen, Szenariorahmen und effizienter Nutzung von Netzverknüpfungspunkten. Des Weiteren sieht der Entwurf Transparenzpflichten zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten vor sowie die Pflicht zur Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens über einheitliche Netzanschlussportale (§ 17e EnWG-RefE). Das Netzpaket enthält Vorgaben für ein einheitliches Reservierungsregime für Anschlusskapazitäten einschließlich an Projektfortschritte geknüpfter Reservierungszeiträume und Reservierungsgebühren (§ 17f EnWG-RefE). Politisch umstritten ist die Einführung eines „Redispatchvorbehalts“ über sog. kapazitätslimitierte Netzgebiete (§ 14 Abs. 1d EnWG-RefE, § 8 Abs. 4 EEG-RefE), bei dem Erneuerbare-Energien-Neuanlagen im Engpassgebiet zwar angeschlossen werden müssten, aber für Redispatchabregelungen keinen finanziellen Ausgleich mehr erhielten. Der Entwurf ist – nicht zuletzt wegen des Redispatchvorbehalts – politisch und fachlich hoch umstritten. Ursprünglich sollte das Bundeskabinett bereits im Mai 2026 darüber abstimmen.

Nach derzeitigem Stand ist ein Beschluss für Juni 2026 anvisiert.

4. Batteriespeicher

Gesunkene Preise für Zellen und die derzeit noch geltende Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG treiben den Boom der Batteriespeicher an. Deshalb liegen Netzbetreibern inzwischen Netzanschlussanfragen für Großbatteriespeicher mit einer Gesamtleistung von mehr als 200 GW vor.17 Der aktuelle Netzentwicklungsplan geht bis zum Klimaneutralitätsjahr 2045 für Großbatteriespeicher mit einer Kapazität von 41,1 GW bis 94,1 GW aus.18 Bisher war umstritten, ob Batteriespeicher „Erzeugungsanlagen“ i. S. d. KraftNAV sind.19 § 1 Abs. 1 S. 2 KraftNAV20 stellt nun klar: Energiespeicheranlagen mit einer Nennleistung ab 100 Megawatt (MW), also Großbatteriespeicher, fallen nicht in ihren Anwendungsbereich. Sie sind nach § 17 Abs. 1 EnWG anzuschließen. Zugleich privilegiert der Gesetzgeber Batteriespeicher planungsrechtlich durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts vom 18. Dezember 2025.21 Nach § 11c S. 2 EnWG genießen sie in einer Schutzgüterabwägung so lange Abwägungsvorrang, bis eine nahezu treibhausgasneutrale Stromversorgung erreicht ist. Die neuen § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB privilegieren Batteriespeicher bauplanungsrechtlich. Nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB sind Batteriespeicher im Außenbereich zulässig, wenn sie in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einer vorhandenen Erneuerbare-Energien-Anlage betrieben werden. Sonstige Batteriespeicher, also „Stand-alone“-Speicher, sind gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB zulässig, wenn sie höchstens 200 Meter von bestimmten Umspannwerken oder Kraftwerken entfernt liegen, mindestens 4 MW Nennleistung haben und die Flächenbegrenzung einhalten.

5. EEG und KWKG

Das sog. „Solarspitzengesetz“22 trat am 25. Februar 2025 in Kraft und novellierte das EEG in wesentlichen Teilen. Allerdings stehen die Änderungen teilweise – so wie auch die des Solarpakets I – noch unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission (§ 101 Abs. 1 EEG). § 51 Abs. 1 EEG wurde an die steigenden negativen Spotmarktpreise angepasst. In diesen Zeiträumen verringert sich der anzulegende Wert auf null. Die frühere Staffelung nach mehreren zusammenhängenden Negativpreisstunden wurde für Neuanlagen durch einen kürzeren Viertelstundentakt ersetzt. § 51 Abs. 2 S. 1 EEG nimmt Anlagen mit weniger als 100 Kilowatt (kW) bis zum Ablauf des Kalenderjahres aus, in dem sie mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden. Anlagen unter 2 kW bleiben bis zu einer Festlegung der Bundesnetzagentur ausgenommen. § 51a Abs. 1 EEG kompensiert den Förderausfall durch eine Verlängerung des Vergütungszeitraums. Für Solaranlagen legt § 51a Abs. 2 S. 1 EEG das Zeitkontingent mit dem Faktor 0,5 fest.

Der Gesetzgeber verschärft zudem die technischen Anforderungen an die Erneuerbare-Energien-Anlagen. Betreiber von EEG-Anlagen und Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) über 25 kW sowie von Anlagen hinter einem Netzanschluss mit steuerbarer Verbrauchseinrichtung müssen nach § 9 Abs. 1 S. 1 EEG die Ist-Einspeisung abrufbar machen und die Einspeiseleistung fernsteuern können. § 9 Abs. 1 S. 3 EEG nimmt Steckersolargeräte bis 2 kW installierter Leistung und 800 Voltampere (VA) Wechselrichterleistung von dieser Pflicht aus. § 8a Abs. 1 S. 1 EEG erlaubt flexible Netzanschlussvereinbarungen mit anschlussseitig begrenzter Wirkleistungseinspeisung. Die Norm ermöglicht Netzbetreibern, bei überbaubaren Netzanschlüssen Netzkapazitäten effizienter zu nutzen.23 Der Gesetzgeber reagiert mit der Vorschrift auf begrenzte Netzkapazitäten insbesondere auf der Ebene der Verteilernetze. Netzbetreiber erhalten durch das Solarspitzengesetz außerdem neue Eingriffsrechte. § 52a EEG erlaubt ihnen, Anlagen bei wiederholten Verstößen gegen technische Vorgaben des § 9 EEG oder Pflichten der Direktvermarktung nach § 10b EEG zeitweise vom Netz zu trennen. Ein Wiederanschluss erfordert den Nachweis der Mängelbeseitigung.

Die Änderungen des Solarspitzengesetzes waren notwendig, stellten aber bloße Reparaturmaßnahmen dar. Das EEG 2027 muss die Förderung erneuerbarer Energien auf ein neues, zeitgemäßes Niveau bringen und dabei die weiteren europäischen Vorgaben umsetzen. Schon der geleakte Arbeitsentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) schlug hohe Wellen. Am 21. April 2026 ist ein Referentenentwurf zur Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2027)24 bekanntgeworden. Der Referentenentwurf hält an der Linie des Arbeitsentwurfs fest. Der Referentenentwurf zum EEG 2027 treibt die konsequente Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien voran, um ihren Ausbau effizienter und netzverträglicher zu gestalten. Zentral ist dabei die Umsetzung der Vorgaben aus Art. 19d der Elektrizitätsmarktdesignverordnung (EU) 2024/1747, wonach direkte Preisstützungssysteme für bestimmte erneuerbare Energien künftig grundsätzlich die Form von zweiseitigen Differenzverträgen oder gleichwertigen Systemen haben müssen. Fördert ein Mitgliedstaat Investitionen in neue Stromerzeugungsanlagen, soll nach der Verordnung neben einer Einnahmegarantie auch eine Obergrenze für die Markteinnahmen der betreffenden Erzeugungsanlage festgelegt werden. Diese Verpflichtung gilt für Verträge im Rahmen direkter Preisstützungssysteme, die ab dem 17. Juli 2027 geschlossen werden. Für Neuanlagen wird die klassische Einspeisevergütung daher schrittweise durch eine verpflichtende Direktvermarktung und zweiseitige Differenzverträge ersetzt. Die derzeitige beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft zum 31. Dezember 2026 aus. Mit der Einführung der Abschöpfungsregelung sollen daher auch die Vorgaben der EU-Kommission für weitere beihilferechtliche Genehmigungen des EEG erfüllt werden. Es ist damit zu rechnen, dass der Entwurf in Kürze in den Gesetzgebungsprozess eingebracht wird, denn zum 1. Januar 2027 müsste ein neues EEG 2027 in Kraft treten. Ähnlich wie auch beim Netzpaket ist aber der Kabinettsbeschluss erst für Juni 2026 zu erwarten.

Die KWKG-Novelle führte das KWKG 2023 als KWKG 2025 fort und trat am 1. April 2025 in Kraft.25 Neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen können nach § 6 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 lit. c KWKG 2025 auch bei späterem Dauerbetrieb förderfähig sein, sofern bis zum 31. Dezember 2026 eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung vorliegt. Bei genehmigungsfreien Vorhaben genügt eine verbindliche Bestellung.

Die Anlagen müssen innerhalb von vier Jahren den Dauerbetrieb aufnehmen. Entsprechende Mechanismen gelten auch für Wärme- und Kältenetze nach § 18 Abs. 1 Nr. 1 KWKG 2025 bzw. § 21 KWKG 2025 und Wärmespeicher nach § 22 Abs. 1 Nr. 1 KWKG 2025. § 7b KWKG 2025 bleibt bis zur Genehmigung durch die EU-Kommission weiterhin vorerst nicht anwendbar (§ 35 Abs. 24 KWKG 2025). Eine weitere KWKG-Novelle hatte die Bundesregierung im Koalitionsvertrag angekündigt.26

6. Novelle des MsbG

Anfang des Jahres 2025 wurde das MsbG novelliert.27 Die Neuerungen betrafen insbesondere die Anpassung der Preisobergrenzen, die Konkretisierung der „Rollout“-Quoten für Einspeiseanlagen und die Einführung zusätzlicher Berichtspflichten. Ein zentraler Punkt der Reform war die Erhöhung der Preisobergrenzen für intelligente Messsysteme („Smart Meter“), die rückwirkend zum 1. Januar 2025 in nahezu allen Einbaufällen angehoben wurden. Geändert wurden auch die „Rollout“-Ziele für Einspeiseanlagen gemäß § 45 MsbG. Neben diesen quantitativen Zielvorgaben wurden auch neue Berichtspflichten für Netzbetreiber und Messstellenbetreiber eingeführt. Die Bundesnetzagentur kann dem grundzuständigen Messstellenbetreiber, der gegen seine Ausstattungsverpflichtungen, seine Berichtspflichten oder seine Mitwirkungspflichten verstößt, künftig die Grundzuständigkeit entziehen und deren Übertragung an einen Auffangmessstellenbetreiber anordnen.

Die zweite Novelle des MsbG aus dem Dezember 202528 zielt darauf ab, den „Smart Meter“-Rollout zu beschleunigen, Kooperationen unter den grundzuständigen Messstellenbetreibern zu stärken und die nachgelagerten Prozesse intelligenter Messsysteme zu verbessern. Zugleich wird eine zweijährige Haltefrist für intelligente Messsysteme eingeführt. Demnach kann das Auswahlrecht gegenüber dem Messstellenbetreiber nach der Installation erst nach zwei Jahren wahrgenommen werden, um zu verhindern, dass neue Geräte unmittelbar nach Einbau wieder ausgebaut und entsorgt werden.

Parallel dazu wurden 2025 neue bundesweit einheitliche Vertragsstandards im Messstellenbetrieb eingeführt. Die Bundesnetzagentur hat den Messstellenbetreiberrahmenvertrag angepasst.29 Sie hat zudem erstmalig standardisierte Messstellenverträge für Anschlussnutzerinnen und -nutzer (MSV-AN) sowie Lieferanten (MSV-LIEF) festgelegt. Alle Musterverträge gelten ab dem 1. Juli 2026.

Am 27. März 2026 leitete die Bundesnetzagentur 77 Aufsichtsverfahren gegen grundzuständige Messstellenbetreiber ein.30 Nach den der Behörde vorliegenden Daten hatten diese Unternehmen mit dem Rollout intelligenter Messsysteme noch nicht begonnen. Betroffen sind vor allem kleinere und mittelgroße Unternehmen. Sie erreichen die 20-Prozent-Quote für Pflichteinbaufälle nicht, die sie bis zum 31. Dezember 2025 erfüllen mussten.

7. Wasserstoff

Die deutsche Wasserstoffwirtschaft kommt bislang nur schleppend in Gang. Bereits im Jahr 2024 war die rechtliche Grundlage für die Netzentwicklungsplanung für Wasserstoff im letzten Jahr mit dem „Zweiten Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes“ vom 14. Mai 202431 in den §§ 15a bis 15d EnWG geschaffen worden. Die Netzentwicklungsplanung dient der Einführung eines flächendeckenden engmaschigen Wasserstoffnetzes. Dieses soll zur Entwicklung einer über das Wasserstoffkernnetz hinausgehenden nationalen Wasserstoffinfrastruktur beitragen und Wasserstoffverbraucher, -erzeuger und -speicher an diese anbinden.

Die Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff (KO.NEP) hat den Entwurf des Szenariorahmens Gas/Wasserstoff der Bundesnetzagentur am 30. Juni 2024 zur Genehmigung vorgelegt.32 Diesen hat die Bundesnetzagentur dann am 30. April 2025 genehmigt.33 Die KO.NEP hat am 3. März 2026 den Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Gas und Wasserstoff 2025 zur Konsultation vorgelegt, später als in § 15c EnWG vorgesehen. Im Jahr 2026 soll die Bundesnetzagentur nun erstmals den Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff genehmigen.

Zwei weitere Gesetzesvorhaben sollen den rechtlichen Rahmen schaffen und den Hochlauf beschleunigen.

Mit dem ersten Vorhaben setzt die Bundesregierung das Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket der EU in nationales Recht um. Am 23. April 2026 beriet der Bundestag in erster Lesung über eine Änderung des EnWG, welche die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 umsetzen und das nationale Recht an die Gasverordnung (EU) 2024/1789 anpassen soll.34 Künftig soll die Wasserstoffwirtschaft erstmals insgesamt reguliert werden. Die Entflechtungs- und Zertifizierungsregeln für Gastransportnetze werden weitgehend auf Wasserstofftransportnetzbetreiber übertragen (inkl. Drittstaatenprüfung); zusätzlich werden spezielle Vorschriften zum „Unabhängigen Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes“ und zur horizontalen Entflechtung zwischen Gas- und Wasserstofftransportnetzen eingeführt (§§ 10f bis 10h EnWG-RegE). Der bestehende Netzentwicklungsplan wird zu einem integrierten „Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff“ weiterentwickelt, mit Vorrang der Umstellung bestehender Gasleitungen auf Wasserstoff gegenüber dem Neubau von Leitungen, sofern technisch/rechtlich möglich und wirtschaftlich. Zusätzlich müssen künftig Wasserstoff- und (bei Transformationsbedarf) Gasverteilernetzbetreiber Verteilernetzentwicklungspläne erstellen, integriert für Gas und Wasserstoff, mit klaren Kriterien und unter Einbindung kommunaler Wärmeplanung. Wasserstofftransport- und -verteilernetzbetreiber tragen die Systemverantwortung für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb und dürfen bei Gefährdungen Einspeisungen, Transporte und Ausspeisungen anpassen; zugleich können Haftungsgrundsätze für Versorgungsstörungen per Verordnung begrenzt werden. Betreiber von Wasserstoffnetzen, -speichern und -terminals sollen verpflichtet werden, im Verbund eine bedarfsgerechte Infrastruktur zu planen, zu betreiben und auszubauen, Informationen mit anderen Netzbetreibern auszutauschen und regelmäßig Wasserstoffdichtheitsprüfungen durchzuführen sowie hierzu Berichte und Statistiken zu veröffentlichen. Wasserstoffnetzbetreiber sind demnach verpflichtet, Dritten Anschluss und Zugang zu angemessenen, diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren, Ablehnungen detailliert zu begründen und auf Verlangen Ausbaumaßnahmen zur Beseitigung von Kapazitätsengpässen zu benennen. Die Bundesnetzagentur kann technische und wirtschaftliche Anschlussbedingungen einschließlich Anschlusskosten und Baukostenzuschüssen per Festlegung vorgeben. Schließlich bestimmt § 28o EnWG-RegE, dass die Netzkosten jährlich ermittelt und über Entgelte gedeckt werden. Die Bundesnetzagentur soll ermächtigt werden, Anreizregulierung und Entgeltgenehmigung auf Wasserstoffnetze anzuwenden, einheitliche Wasserstoffnetzentgelte sowie Ausgleichsmechanismen zwischen Netzbetreibern vorzugeben und dabei auch von bestehenden Verordnungen abzuweichen oder diese zu ergänzen.

Eine Pflicht zum flächendeckenden Rückbau bestehender Gasnetze sieht der Gesetzesentwurf indes nicht vor. § 48b Abs. 1 S. 1 EnWG-RegE begründet eine Duldungspflicht für stillgelegte Gasleitungen, sofern keine überwiegenden öffentlichen oder privaten Interessen entgegenstehen. Diese Duldungspflicht umfasst auch dauerhaft außer Betrieb genommene Leitungen. Netzbetreiber dürfen einen Gasanschluss trennen, wenn ein Netz- oder Verteilernetzentwicklungsplan dies vorsieht. Eine Trennung ist jedoch unzulässig, wenn zum Zeitpunkt der Maßnahme keine alternative Wärmeversorgung verfügbar ist. Die Netzbetreiber sind nicht verpflichtet, innerhalb eines bestimmten Zeitraums auf Wasserstoffleitungen umzustellen. § 16b Abs. 2 EnWG-RegE gibt Gasverteilernetzbetreibern bei sinkender Nachfrage innerhalb von zehn Jahren die Wahl zwischen einer Umstellung auf Wasserstoff und der dauerhaften Stilllegung.

§ 114 EnWG-RegE verbietet langfristige Verträge über die Lieferung von fossilem Gas, die über den 31. Dezember 2049 hinausgehen. Die Belieferung von Letztverbrauchern muss bereits zum 31. Dezember 2044 enden. Beide Verbote greifen jedoch nicht, wenn die Abscheidung und dauerhafte Speicherung des Kohlendioxids oder dessen rohstoffliche Nutzung sichergestellt sind. Der Bundesrat hat umfassend Stellung zu dem Gesetzentwurf genommen. Die Bundesregierung hat dazu eine Gegenäußerung verfasst.35

Das zweite Gesetzesvorhaben, das sog. Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WasserstoffBG),36 das sich bereits ab dem Herbst 2025 im Gesetzgebungsverfahren befand, ist am 2. April 2026 in Kraft getreten. Das WasserstoffBG soll rechtliche Rahmenbedingungen für den vereinfachten und beschleunigten Auf- und Ausbau der Infrastruktur zur Erzeugung, Speicherung, zum Import und zum Transport von Wasserstoff sowie bestimmter Derivate schaffen, um die nationalen Klimaschutzziele und die Versorgungssicherheit zu unterstützen.

Die Errichtung und der Betrieb der in § 2 Abs. 1 WasserstoffBG genannten Anlagen und Leitungen liegen bis zur Erreichung der Treibhausgasneutralität 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit (§ 4 Abs. 1 WasserstoffBG). Verfahrensrechtlich wird der Bericht zur Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) ausschließlich elektronisch vorgelegt (§ 5 WasserstoffBG i. V. m. § 16 UVPG). Vergabe- und Nachprüfungsverfahren zu Wasserstoffprojekten werden befristet bis zum 1. Januar 2030 durch Sondervorschriften, etwa zur erleichterten Zusammenfassung von Losen und zur eingeschränkten Unwirksamkeitssanktion nach dem GWB, vereinfacht und beschleunigt (§§ 6, 7 WasserstoffBG i. V. m. §§ 97, 135, 168 bis 176 GWB). Widerspruch und Anfechtungsklage gegen Zulassungsentscheidungen haben keine aufschiebende Wirkung; Anträge auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung sind fristgebunden (§ 8 WasserstoffBG i. V. m. § 80 Abs. 5 VwGO). Für bestimmte Großanlagen wie Elektrolyseure ab 30 MW und große Wasserstoffspeicher sind die Oberverwaltungsgerichte im ersten Rechtszug zuständig (§ 9 Abs. 1 WasserstoffBG, § 48 Abs. 1 S. 1 Nr. 3d VwGO), für bestimmte Importterminals und vergleichbare Vorhaben entscheidet das BVerfG im ersten und letzten Rechtszug (§ 9 Abs. 2 WasserstoffBG, § 50 Abs. 1 Nr. 6 VwGO). Flankierend werden die Genehmigungsverfahren nach dem BImSchG für Anlagen nach § 2 Abs. 1 WasserstoffBG elektronisch organisiert und wird für solche Vorhaben ein öffentliches Interesse i. S. d. § 8a BImSchG fingiert (§ 16c BImSchG). Das EnWG regelt ein digitales Anhörungsverfahren und straffe Fristen für Planfeststellung und Änderung von Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern sowie die entsprechende Anwendung auf umgestellte oder neu errichtete Gasversorgungsleitungen (§ 43a EnWG, § 43l Abs. 2 bis 3, Abs. 8 S. 2 EnWG); außerdem wird die Umstellung von Gasspeicheranlagen auf Wasserstoffspeicher anzeigepflichtig mit einer behördlichen Beanstandungsfrist (§ 35j Abs. 8 EnWG). Das WHG führt ein spezielles Verfahren für Wasserstoffinfrastruktur mit verkürzten Fristen für wasserrechtliche Erlaubnisse, Bewilligungen sowie Planfeststellungen ein (§ 11c WHG, § 70 Abs. 1 S. 3, Abs. 4 WHG). Weitere Anpassungen betreffen das BBergG, das Helium und Wasserstoff ausdrücklich als bergrechtlich relevante Rohstoffe einordnet (§ 3 Abs. 3 S. 1 BBergG), das WindSeeG und das FStrG, die das in § 4 WasserstoffBG geregelte überragende öffentliche Interesse in ihre Abwägungsvorschriften integrieren.

8. Gebäudeenergiegesetz/Gebäudemodernisierungsgesetz

Der Koalitionsvertrag sah die Abschaffung des politisch umstrittenen „Heizungsgesetzes“ vor.37 Das Jahr 2025 verging allerdings damit, dass erhebliche Unsicherheit angesichts dieser Ankündigung herrschte, das GEG aber unverändert in Kraft blieb. Im Jahr 2026 soll es nun nicht mehr novelliert, sondern durch einen neuen Rechtsrahmen abgelöst werden. An die Stelle des GEG soll nach den Plänen der Bundesregierung das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) treten. Hierzu hat das Bundeskabinett am 13. Mai 2026 den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des GEG, zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften im Wärmebereich beschlossen,38 mit dem das bisherige GEG in „Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG)“ umbenannt und inhaltlich umfassend neu gefasst werden soll. Der Entwurf sieht insbesondere vor, § 71 GEG, die §§ 71b bis 71p GEG sowie § 72 GEG zu streichen; damit würde die bisherige Vorgabe entfallen, dass neue Heizungen in Neu- und Bestandsgebäuden zu mindestens 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssten. Den Einbau fossil betriebener Heizungen würde das GModG allerdings nicht verbieten. § 43 Abs. 1 GModG-RegE sieht stattdessen eine sog. „Bio-Treppe“ vor: Gas-, Öl- und Flüssiggasheizungen blieben beim Heizungstausch grundsätzlich zulässig, müssten aber ab 2029 stufenweise mit klimafreundlichen Brennstoffen betrieben werden, 10 % ab 2029, 15 % ab 2030, 30 % ab 2035 und 60 % ab 2040. Außerdem soll der Entwurf Vorgaben der EU-Gebäuderichtlinie (EU) 2024/1275 umsetzen: Bestehende Nichtwohngebäude müssten nach § 40 Abs. 1 GModG-RegE ab 2030 und ab 2033 höhere Mindestanforderungen an die Gesamtenergieeffizienz einhalten, soweit dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist. Neue Nichtwohngebäude der öffentlichen Hand müssten nach § 10a Abs. 1 GModG-RegE ab dem 1. Januar 2028 als Nullemissionsgebäude errichtet werden. Der Bundesrat befasste sich nach Manuskriptschluss am 12. Juni 2026 mit dem Entwurf.39 

9. Wärmeplanung

Das WPG40, das am 1. Januar 2024 in Kraft getreten ist, hat die strategische Wärmeplanung in den Bundesländern eingeführt; es verpflichtete die Bundesländer, für ihre Hoheitsgebiete Wärmepläne zu erstellen oder erstellen zu lassen. Ein Referentenentwurf des BMWE vom 27. April 202641 sieht eine Novelle des WPG vor, mit der insbesondere die Wärmeplanung für kleinere Kommunen sowie die Datenerhebung und -verarbeitung im Zusammenhang mit der Wärmeplanung vereinfacht werden sollen. Kernstück des Referentenentwurfs ist die neu eingeführte „kleine Wärmeplanung“ nach § 22a WPG-RefE für Gemeindegebiete, in denen zum 1. Januar 2024 15 000 Einwohner oder weniger gemeldet sind. Sie soll als eigenständiges, bundesrechtlich unmittelbar anwendbares Verfahren neben die reguläre Wärmeplanung nach den §§ 13 bis 22 WPG sowie neben ein etwaiges nach Landesrecht geregeltes vereinfachtes Verfahren nach § 22 WPG treten und zielt auf eine deutliche Reduktion des Planungsaufwands und der Verfahrensdauer ab.

Im Rahmen der „kleinen Wärmeplanung“ stellt die planungsverantwortliche Stelle das beplante Gebiet grundsätzlich vollständig als Gebiet für eine dezentrale Wärmeversorgung dar. Nur wenn anhand näherer Kriterien konkrete Anhaltspunkte für die wirtschaftliche Möglichkeit einer leitungsgebundenen Versorgung bestehen, kann sie Teilgebiete als Prüfgebiete besonders kennzeichnen. Die Regelungen zur Datenerhebung und -verarbeitung in § 10 WPG-RefE sollen zugleich praxistauglicher ausgestaltet werden. Die planungsverantwortliche Stelle soll ermächtigt werden, die nach § 10 und Anlage 1 erhobenen Daten zur Durchführung der Wärmeplanung sowie zur Erstellung, Fortschreibung und Umsetzung des Wärmeplans zu verarbeiten und zu diesem Zweck auch an andere Behörden innerhalb der Kommune sowie an Dritte weiterzugeben, soweit dies zur Umsetzung des Wärmeplans erforderlich ist. Zudem soll klargestellt werden, dass bereits nach bisherigem Recht erhobene Daten weiter genutzt werden dürfen. Für Gemeindegebiete mit mehr als 45 000 Einwohnern soll zudem die Planung der Kälteversorgung in das System der Wärmeplanung integriert werden: Nach § 21 Nr. 6 und § 21a WPG-RefE ist im Rahmen der erstmaligen Fortschreibung des Wärmeplans eine ergänzende Planung der Kälteversorgung durchzuführen und im Wärmeplan darzustellen.

10. Kraftwerksstrategie

Eine lange Hängepartie ergab sich auch im Bereich der Kraftwerksstrategie. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) unter Minister Habeck plante bereits im Jahr 2024 den Neubau dringend benötigter wasserstofffähiger Gaskraftwerke. Zunächst sollten sie mit Erdgas betrieben werden, ab 2035 bis 2040 war die Umstellung auf grünen Wasserstoff vorgesehen. Geplant waren Ausschreibungen für 12,5 GW Kraftwerkskapazität und 500 MW Langzeitspeicher.42 Beihilferechtliche Abstimmungen mit der EU-Kommission und Konsultationsverfahren liefen bereits.43 Nach dem Bruch der „Ampel“-Koalition legte das BMWK im November 2024 noch den Referentenentwurf eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes vor, brachte das Verfahren aber nicht mehr zum Abschluss.44

Erst im November 2025 einigte sich die jetzige Bundesregierung auf Eckpunkte für die Kraftwerksstrategie. Im Januar 2026 konnte das BMWE dann eine Grundsatzeinigung zu Eckpunkten für die Kraftwerksstrategie mit der EU-Kommission erzielen.45 Diese Eckpunkte bilden den Rahmen für die Umsetzung verschiedener Maßnahmen zur Absicherung der Stromversorgung in Deutschland im Einklang mit den EU-Vorgaben.

Am 13. Mai 2026 hat ein Entwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes (StromVKG)46 das Bundeskabinett passiert; es soll noch vor der Sommerpause verabschiedet werden. Das Gesetz führt einen Kapazitätsmarkt für das Zieljahr 2031 ein, bei dem nicht die erzeugte Strommenge, sondern die Bereitstellung verlässlicher Leistung in Knappheitssituationen vergütet wird. Die Ausschreibungen sollen als elektronische, wettbewerbliche Verfahren durchgeführt werden, bei denen die Bundesnetzagentur als ausschreibende Stelle (bei den technologieoffenen Kapazitätsausschreibungen unter Einbindung der Übertragungsnetzbetreiber) den Zuschlag jeweils für die günstigsten Gebote bis zur Erreichung des Ausschreibungsvolumens erteilen soll. Kern des Entwurfs sind zunächst Ausschreibungen über 11 GW neuer steuerbarer Leistung mit einem Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren. Davon entfallen 9 GW auf Langzeitkapazitäten, die insbesondere längere Dunkelflauten absichern sollen, und 2 GW auf weitere Erzeugungskapazitäten. In den Jahren 2027 und 2029 sollen technologieoffene Ausschreibungen für zusätzliche Kapazitäten folgen, an denen auch Speicher, regelbare Lasten und Bestandsanlagen teilnehmen können. Für 2027 plant die Bundesregierung außerdem Ausschreibungen für die Umstellung von Kraftwerken auf Wasserstoffbetrieb.

Ein weiteres Gesetz zur langfristigen Sicherung der Versorgung und zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks ist für 2032 vorgesehen. Auch wenn eine grundsätzliche Einigung mit der EU-Kommission schon erfolgt ist, die beihilferechtliche Zulässigkeit des neuen Instruments bleibt dabei zentral: Art. 2 StromVKG-RegE stellt die wesentlichen materiellen Regelungen, insbesondere zu Ausschreibungen, Teilnahmevoraussetzungen, Kapazitätsvergütung und Verfügbarkeitsverpflichtung, ausdrücklich unter den Vorbehalt der Genehmigung durch die Europäische Kommission.

11. Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 („Renewable Energy Directive III“, RED III)

2025 setzte der deutsche Gesetzgeber wesentliche Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III) mit zwei Bundesgesetzen um. Die geänderte Richtlinie verpflichtet die Mitgliedstaaten, den Anteil erneuerbarer Energien bis 2030 deutlich zu steigern und insbesondere Genehmigungs- und Planungsverfahren für Erneuerbare-Energien-Vorhaben zu vereinfachen und zu beschleunigen.

Das erste Umsetzungsgesetz47 trat am 15. August 2025 in Kraft. Es enthält insbesondere verfahrensrechtliche Sonderregelungen für Vorhaben zur Erzeugung erneuerbarer Energie nach dem BImSchG und dem WHG sowie Genehmigungserleichterungen für Windenergieanlagen an Land und zugehörige Speicheranlagen am selben Standort nach dem WindBG. Flächennutzungspläne, die Windenergiegebiete i. S. d. § 2 Nr. 1 WindBG darstellen, müssen diese Gebiete vorbehaltlich bestimmter Ausschlussgründe zugleich als „Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land“ i. S. d. neuen § 249c BauGB ausweisen. Im Raumordnungsrecht ordnet der neue § 28 ROG an, dass Vorranggebiete für Windenergie zusätzlich als Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land auszuweisen sind, soweit sie nicht in Natura-2000-Gebieten, Naturschutzgebieten, Nationalparken, Kern- und Pflegezonen von Biosphärenreservaten oder Gebieten mit landesweit bedeutenden Vorkommen der betroffenen geschützten Arten liegen. In diesen Beschleunigungsgebieten enthält § 6b WindBG ein spezielles Beschleunigungsregime für Zulassungsverfahren. § 10a BImSchG führt ergänzend einheitliche Anlaufstellen sowie strenge Fristen für die Prüfung ein. Ab dem 21. November 2025 sind die Genehmigungsverfahren elektronisch durchzuführen. Parallel dazu schafft § 11a WHG vergleichbare Beschleunigungsmechanismen für wasserrechtliche Zulassungsverfahren.

Mit dem zweiten Umsetzungsgesetz,48 das am 23. Dezember 2025 in Kraft getreten ist, wurden insbesondere das WindSeeG, das EnWG und das NABEG angepasst. Der Flächenentwicklungsplan nach dem WindSeeG muss ab 2026 einen Teil der Flächen zusätzlich als „Beschleunigungsflächen“ für Offshore-Windenergie ausweisen.

Eine Fläche soll als Beschleunigungsfläche festgelegt werden, wenn dort voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind. Ausgeschlossen sind insbesondere besonders sensible Gebiete, Natura-2000-Gebiete, bestimmte Meeresnaturschutzgebiete, ausgewiesene Vogelzugkorridore sowie Flächen in deren unmittelbarem Umfeld und in der Ostsee. Für die Plangenehmigung zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen auf See auf solchen Beschleunigungsflächen sieht der neue § 70a WindSeeG vor, dass das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Vollständigkeit des Antrags innerhalb von 30 Tagen zu bestätigen hat; insoweit gilt § 68 Abs. 2 WindSeeG in verkürzter Form. In diesen Fällen entfallen im Zulassungsverfahren abweichend von den allgemeinen Regelungen die UVP, die Fauna-Flora-Habitat- bzw. FFH-Verträglichkeitsprüfung und die artenschutzrechtliche Prüfung, solange die im Flächenentwicklungsplan festgelegten Minderungsmaßnahmen sowie weitere, vom BSH angeordnete Maßnahmen umgesetzt werden. Das Gesetz führt zudem das Instrument der „Infrastrukturgebiete“ für Netzausbauvorhaben ein. Im WindSeeG regelt der neue § 70b Vorhaben in Infrastrukturgebieten für Offshore-Anbindungsleitungen: Für in Infrastrukturgebieten gelegene Offshore-Anbindungsleitungen und bestimmte zugehörige Anlagen entfallen abweichend vom allgemeinen Recht die FFH-Verträglichkeitsprüfung und die artenschutzrechtliche Prüfung; die Einhaltung der naturschutzrechtlichen Anforderungen wird durch vorab festgelegte Minderungsmaßnahmen, ein Überprüfungsverfahren sowie ggf. Ausgleichszahlungen sichergestellt.

§ 12j EnWG verpflichtet die zuständigen Behörden, auf Antrag der Vorhabenträger Infrastrukturgebietepläne im Übertragungsnetz auf der Grundlage vorhandener Raum- und Umweltdaten aufzustellen. Für erstmals im Flächenentwicklungsplan festgelegte Offshore-Trassen kann die Ausweisung auch ohne Antrag erfolgen. Für 110-Kilovolt (kV)-Freileitungen sieht § 14f EnWG einen entsprechenden Infrastrukturgebieteplan im Elektrizitätsverteilernetz vor. Für Vorhaben, die in solchen Infrastrukturgebieten liegen, trifft der neue § 43n EnWG Verfahrensvereinfachungen: Im Planfeststellungs- bzw. Plangenehmigungsverfahren entfällt die Pflicht zur Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung oder einer UVP-Vorprüfung, einer FFH-Verträglichkeitsprüfung sowie einer artenschutzrechtlichen Prüfung. Diese Belange werden stattdessen über eine vorgelagerte Strategische Umweltprüfung und etwaige Verträglichkeitsprüfungen im Rahmen der Infrastrukturgebieteplanung abgedeckt.

II. Netzzugangs- und Netzanschlussregulierung, Aufgaben der Bundesnetzagentur

1. Baukostenzuschuss bei netzgekoppelten Batteriespeichern

Der BGH hatte im Beschwerdeverfahren zu entscheiden, ob ein Verteilernetzbetreiber für den Anschluss eines rein netzgekoppelten Batteriespeichers an das Mittelspannungsnetz einen nach dem Leistungspreismodell berechneten Baukostenzuschuss verlangen darf.49 Die Netzbetreiberin hatte für einen Batteriespeicher mit 1725 kW Lade- und Entladeleistung einen Baukostenzuschuss nach dem Positionspapier 2009 der Bundesnetzagentur50 erhoben. Die Bundesnetzagentur wies den Missbrauchsantrag des Anlagenbetreibers zurück.51 Das OLG Düsseldorf sah eine Diskriminierung nach § 17 Abs. 1 S. 1 EnWG und verpflichtete die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung.52 Der BGH hob diese Entscheidung auf. § 118 Abs. 6 S. 1 EnWG befreit Batteriespeicher lediglich von Netzzugangsentgelten, nicht von Baukostenzuschüssen. Die Gleichbehandlung von Batteriespeichern und anderen Letztverbrauchern hinsichtlich des Baukostenzuschusses ist trotz technischer Unterschiede objektiv gerechtfertigt, weil der Baukostenzuschuss Überdimensionierungen vermeiden und Netzkosten verursachungsgerecht finanzieren soll.53 Mögliche netzdienliche Effekte stehen dem nicht entgegen, da sie vom Betriebsmodell und der lokalen Netzsituation abhängen.54 Die Einspeisefunktion musste der Netzbetreiber nicht berücksichtigen; maßgeblich für die Frage der Erhebung des Baukostenzuschusses bleibt die Entnahmeleistung.55

2. Kundenanlagen

Der Begriff der Kundenanlage nach § 3 Nr. 24a EnWG 2011 war über Jahre eines der zentralen Instrumente zur rechtlichen Flankierung von dezentralen Energiekonzepten, insbesondere von Quartierslösungen und Mieterstrommodellen. Die Vorschrift privilegierte bestimmte, räumlich zusammenhängende Energieanlagen, die Elektrizität hinter einem Netzverknüpfungspunkt an Letztverbraucher weiterleiteten, ohne als reguliertes Energieversorgungsnetz zu gelten. Dadurch konnten Betreiber von Kundenanlagen Strom an Mieter oder sonstige Nutzer liefern, ohne den netzregulatorischen Pflichten eines Verteilernetzbetreibers zu unterliegen.

Im Zentrum der Diskussion stand stets die Abgrenzung zwischen einer noch privilegierten Kundenanlage und einem bereits regulierungspflichtigen Energieversorgungsnetz i. S. v. § 3 Nr. 37 EnWG. Der nationale Gesetzgeber hatte den Kundenanlagenbegriff mit zusätzlichen Kriterien wie räumlicher Nähe, begrenzter Kundenzahl und einem bestimmten Verbrauchsprofil konturiert und damit in der Praxis einen gewissen Spielraum für kleinräumige, „quartiersnahe“ Lösungen geschaffen. Diese nationale Konzeption musste sich jedoch an den unionsrechtlichen Vorgaben des Strombinnenmarktrechts messen lassen, insbesondere am unionsrechtlichen Verteilernetzbegriff in Art. 2 Nr. 28 der Elektrizitätsrichtlinie (EU) 2019/944. Der EuGH hatte am 28. November 2024 entschieden, dass die bisherige deutsche Definition der unregulierten „Kundenanlage“ (gemäß § 3 Nr. 24a EnWG 2011) unionsrechtswidrig ist. Er hatte entschieden, dass der unionsrechtliche Begriff des Verteilernetzes weit zu verstehen sei und national nicht durch zusätzliche Größen-, Kundenzahlen- oder Verbrauchskriterien eingeengt werden dürfe.56 Diese unionsrechtliche Einordnung hat unmittelbare Auswirkungen auf die deutsche Auslegung des Kundenanlagenbegriffs nach § 3 Nr. 24a EnWG 2011. Vor diesem unionsrechtlichen Hintergrund hatte der BGH in einem Rechtsbeschwerdeverfahren zu entscheiden, ob ein Verteilernetzbetreiber zwei Mieterstromleitungssysteme als Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24a EnWG 2011 anschließen und dafür Zählpunkte nach § 20 Abs. 1d EnWG bereitstellen musste.57

Die Betreiberin wollte über Blockheizkraftwerke mehrere Wohnblöcke mit 96 bzw. 160 Wohneinheiten mit Strom versorgen; der Netzbetreiber lehnte den Anschluss als Kundenanlage ab. Der BGH gab seine bisherige Auslegung auf: § 3 Nr. 24a EnWG 2011 sei richtlinienkonform so zu verstehen, dass nur Energieanlagen Kundenanlagen sein können, die kein Verteilernetz i. S. v. Art. 2 Nr. 28 der Elektrizitätsrichtlinie (EU) 2019/944 sind.58 Ein Verteilernetz besteht, wenn das Leitungssystem Elektrizität mit Hoch-, Mittel- oder Niederspannung weiterleitet, um sie an Kunden zu verkaufen. Zusätzliche nationale Kriterien wie Größe, Kundenzahl oder Verbrauch dürfen den Verteilernetzbegriff nicht begrenzen.59 Einen Anspruch auf die Abrechnung über Unterzähler nach dem Summenzählermodell gemäß § 20 Abs. 1d EnWG und die Einrichtung der dafür erforderlichen Zählpunkte erkannte der BGH ebenfalls nicht.60 Die bisherigen „Kundenanlagen“ in Quartierslösungen dürften somit in der Regel als Energieversorgungsnetze gemäß § 3 Nr. 37 EnWG gelten. Der im November 2025 eingefügte § 118 Abs. 7 EnWG61 nimmt Kundenanlagen, die bis zum 23. Dezember 2025 an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen wurden, bis zum 1. Januar 2029 von der Regulierung aus. Für neue Anlagen bleibt es dagegen bei der engen unionsrechtskonformen Auslegung des Kundenanlagenbegriffs.

3. Entscheidung der Bundesnetzagentur in der Sache „Stromnetze Berlin“

Aufgrund der immer knapper werdenden Kapazitäten im Übertragungs- und Verteilernetz beschäftigte auch die Bundesnetzagentur sich bereits im Jahr 2024 mit der Frage, wie Kapazitäten in einer Mangellage zugeteilt werden können.62 Den ursprünglichen Plan, ein Positionspapier zu erlassen, verfolgte sie nach der Konsultation aber nicht weiter. Es blieb demnach jedem Netzbetreiber überlassen, ein den Anforderungen des § 17 EnWG genügendes Verfahren zu entwickeln und anzuwenden.63

Nun hatte die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur in einem besonderen Missbrauchsverfahren erstmals über die Rechtmäßigkeit eines neuen Zuteilungsverfahrens für Netzanschlüsse durch den Berliner Verteilernetzbetreiber zu entscheiden. Die Antragstellerin hatte seit 2022 schrittweise erhebliche Entnahmeanschlusskapazität für ein Rechenzentrum angefragt. Sie erhöhte den Leistungsbedarf 2023 mehrfach. Stromnetz Berlin forderte weitere technische Unterlagen und bestätigte erst 2024 deren Vollständigkeit. Im Juli 2024 änderte Stromnetz Berlin das Verfahren zur Verteilung knapper Netzanschlusskapazitäten. Es ersetzte das bislang angewandte Windhundverfahren durch ein Pro-Kopf-Repartierungsverfahren. Danach werden Anschlussbegehren ab 3,5 Megavoltampere (MVA) künftig zu Stichtagen gesammelt und die verfügbare Kapazität anschließend auf die Petenten verteilt. Stromnetz Berlin verwies auch die Antragstellerin auf das neue Verfahren. Die Antragstellerin wandte sich mit einem besonderen Missbrauchsantrag gegen die Einbeziehung in dieses Verfahren. Sie brachte vor, ihre Anträge seien bereits vor dem 1. Januar 2024 vollständig gewesen und müssten deshalb nach dem Windhundprinzip behandelt werden.64

Die Beschlusskammer 6 hielt den Missbrauchsantrag zwar für zulässig, aber in der Sache für unbegründet. Eine verbindliche Zuteilung der Kapazität lag noch nicht vor. Die abrufbaren Formulare und die Kommunikation über Unterlagen begründeten noch keinen Netzanschlussvertrag nach §§ 145 ff. BGB, sondern dienten nur der Prüfung der technischen und wirtschaftlichen Anschlussmöglichkeit nach § 17 Abs. 1 EnWG.65 Die Bundesnetzagentur bestätigte, dass außerdem keine Kapazität reserviert war. Nur ein Anschlussangebot oder eine Reservierungsvereinbarung begründeten eine gesicherte Rechtsposition.66 § 17 Abs. 1 EnWG schreibe überdies kein bestimmtes Verteilungsverfahren vor. Die Beschlusskammer hielt die Abkehr vom Windhundprinzip wegen der starken Nachfrage und der absehbar fehlenden Anschlusskapazitäten für gerechtfertigt. Die Schwelle von 3,5 MVA, ab der Petenten am Repartierungsverfahren teilnehmen müssen, ermöglicht insbesondere weiterhin flexibel den Netzanschluss von Akteuren der Daseinsvorsorge und ist daher angemessen, transparent und nicht diskriminierend.67 Die Antragstellerin durfte demnach auf das Repartierungsverfahren verwiesen werden. Gegen die Entscheidung ist eine Beschwerde vor dem OLG Düsseldorf anhängig.68

4. KraftNAV nicht auf Großbatteriespeicher anwendbar

In einem weiteren besonderen Missbrauchsverfahren hatte die Bundesnetzagentur über wesentliche Fragen zum Netzanschlussregime im Zusammenhang mit Großbatteriespeichern zu entscheiden. In diesem Verfahren der Beschlusskammer 6 ging es um den Anschluss eines großen Graustromspeichers an das 110-kV-Netz. Der Netzbetreiber hatte den Netzanschluss verweigert. Die Bundesnetzagentur hat das Vorgehen des Netzbetreibers im Ergebnis bestätigt.69 Sie stellte in ihrem Beschluss klar, dass die KraftNAV nach dem Willen des Verordnungsgebers weder in alter noch in neuer Fassung auf Energiespeicheranlagen anwendbar gewesen sei. Maßgeblich seien für den vorliegenden Fall allein die Vorschriften des EnWG.70 Danach durfte der Netzbetreiber den Netzanschluss nach § 17 Abs. 2 EnWG vorübergehend verweigern, da das 110-kV-Netz technisch und betriebsbedingt nicht in der Lage ist, die beantragte Bezugsleistung für den Batteriespeicher bereitzustellen, ohne unzulässige Spannungsabfälle zu verursachen oder die sichere Versorgung anderer Kunden zu gefährden. Ein Anschluss sei erst nach umfangreichen Netzausbaumaßnahmen möglich. Zudem sah die Bundesnetzagentur die Begründungs- und Informationspflichten nach § 17 Abs. 2 EnWG als erfüllt an und verneinte auch einen Anspruch auf Herausgabe weitergehender Netzdaten. Erstmals stellte sie zudem klar, dass Netzbetreiber gemäß § 17 Abs. 2b EnWG nicht verpflichtet sind, flexible Netzanschlussverträge anzubieten.71 Die Entscheidung ist von großer Bedeutung, da die Behörde – soweit ersichtlich – sich damit erstmals in einem Verfahren zur Unanwendbarkeit der KraftNAV auf Batteriespeicher ausgesprochen hat.

5. Entschädigungsansprüche wegen Unterbrechung der Netzanbindung

Der BGH hatte in einem Revisionsverfahren über Entschädigungs- und Auskunftsansprüche eines Offshore-Windparkbetreibers wegen Unterbrechungen der Netzanbindung im Jahr 2018 zu entscheiden.72 Nach § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG 2016 setzt die Entschädigung voraus, dass die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Offshore-Windenergieanlage länger als zehn aufeinanderfolgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung unmöglich ist. Die jeweilige Anlage muss während dieser Frist durchgehend betriebsbereit sein.73 Das Gericht stellte klar: Untertägige Störungen führen nur dann zu einer Entschädigung, wenn Vorsatz nach § 17e Abs. 1 S. 4 EnWG 2016 vorliegt.74 Die Störung endet, sobald die technische Betriebsbereitschaft der Netzanbindung wiederhergestellt ist; Zeiten der anschließenden Wiederinbetriebnahme der Windenergieanlagen fallen nicht mehr unter § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG 2016.75 Davon trennt der BGH einen Schadensersatzanspruch wegen verletzter Informations- und Koordinationspflichten nach § 280 Abs. 1 BGB i. V. m. § 241 Abs. 2, § 242 BGB. § 17e Abs. 1 S. 5 EnWG 2016 sperre solche Ansprüche nicht, wenn der Schaden nicht aus der Störung selbst, sondern aus der Nebenpflichtverletzung folgt.76 Insoweit hob der BGH die vorhergehende Entscheidung auf und verwies zurück, da die Vorinstanz eine sekundäre Darlegungslast der Netzbetreiberin zu früh verneint hatte.77 Einen Anspruch auf Vorlage des Schadensminderungskonzepts verneinte der BGH hingegen.78

6. Beendetes Verhalten als Gegenstand eines Missbrauchsverfahrens

Der BGH hatte in einem Rechtsbeschwerdeverfahren die Frage zu beantworten, ob ein besonderes Missbrauchsverfahren nach § 31 Abs. 1 EnWG auch ein bereits beendetes Verhalten eines Netzbetreibers erfassen kann und wie weit die Prüfungspflicht des Beschwerdegerichts reicht.79 Die Betreiberin zweier Photovoltaikfreiflächenanlagen rügte, der Verteilernetzbetreiber habe die Zuordnung ihrer Anlage zum Marktprämienbilanzkreis des Direktvermarkters für den Zeitraum vom 10. Oktober 2018 bis zum 31. Januar 2021 verweigert. Dadurch seien ihr Marktprämien von rund 1,2 Millionen Euro entgangen. Die Bundesnetzagentur hatte den Missbrauchsantrag mangels gegenwärtiger Interessenberührung als unzulässig verworfen.80 Der BGH bestätigte zwar, dass dies rechtsfehlerhaft war. Auch ein vergangenes, beendetes Verhalten könne § 31 Abs. 1 S. 1 EnWG unterfallen, wenn seine wirtschaftlichen Folgen fortwirkten.81 Eine mittelbare Betroffenheit genügt dem Gericht insoweit. Die verweigerte Bilanzkreiszuordnung konnte den Marktprämienanspruch nach § 20 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 EEG 2017 ausschließen.82 Nach dem BGH durfte das OLG Düsseldorf die Bundesnetzagentur aber nicht ohne eigene Prüfung zur Neubescheidung verpflichten. Nach § 83 Abs. 4 EnWG muss das Beschwerdegericht den Sachverhalt grundsätzlich selbst aufklären und die Begründetheit des Missbrauchsantrags prüfen.83 Der BGH hob daher die vorinstanzliche Entscheidung84 auf und verwies an das OLG Düsseldorf zurück.

III. Netzentgeltregulierung

1. NEST

Im Februar 2024 hat die Bundesnetzagentur den NEST-Prozess („Netze – Effizient – Sicher – Transformiert“) gestartet. Ziel ist es, die Regeln für die Kosten- und Erlösbestimmung für die Strom- und Gasnetze ganz neu festzulegen. Grund dafür ist ein Urteil des EuGH von 2021.85 Darin stellt der Gerichtshof fest, dass die Entgeltregulierung der ARegV, StromNEV und GasNEV die Regulierungsbehörde in ihrer in der Elektrizitätsrichtlinie 2009/72/EG vorgesehenen Unabhängigkeit beschränkt. Die Verordnungen werden zum 1. Januar 2028 bzw. 1. Januar 2029 durch Festlegungen der Bundesnetzagentur ersetzt. Zur Entwicklung dieser Festlegungen wurde bei der Bundesnetzagentur die Große Beschlusskammer Energie (GBK) eingerichtet. Dem Erlass der Festlegungen ging ein mehrstufiges Konsultationsverfahren voraus. Bereits im Januar 2025 hatte die Große Beschlusskammer Energie die Zwischenstände zu den Festlegungsverfahren im Kontext des NEST-Prozesses veröffentlicht. Im Juni 2025 hat die Bundesnetzagentur Entwürfe der Festlegungen veröffentlicht und zur Konsultation gestellt. Ende Oktober 2025 wurde schließlich der Länderausschuss der Landesregulierungsbehörden mit den Entwürfen förmlich befasst.86

Am 10. Dezember 2025 veröffentlichte die Bundesnetzagentur die finalen Festlegungen zu RAMEN Strom, RAMEN Gas, den Methodenfestlegungen StromNEF/GasNEF, Kapitalverzinsung, Effizienzvergleich und generellem sektoralen Produktivitätsfaktor.87 Im Februar 2026 erließ die Bundesnetzagentur zudem eine Festlegung zur Datenerhebung.88 Die Methodenfestlegung zur Qualitätsregulierung steht noch aus. Nicht abgeschlossen ist auch die Festlegung eines gesonderten Regulierungsrahmens für Übertragungsnetzbetreiber.89 Die finalen Festlegungen sind für Juni bzw. August 2026 geplant.90

Die künftige Regulierung ist dreistufig. Auf der ersten Ebene legen die RAMEN-Festlegungen Regulierungsperiode, Erlösobergrenze, Effizienzvergleich, Produktivitätsfaktor, Kapitalkostenabgleich und Kostenanpassung fest. Auf der zweiten Ebene legt die Bundesnetzagentur die Methoden zur Berechnung fest. Erst auf der dritten Ebene trifft die Behörde perioden- und unternehmensbezogene Entscheidungen. Das betrifft die konkreten Erlösobergrenzen und sonstigen Parameter einzelner Netzbetreiber. Erst diese Festlegungen zeigen die unmittelbare wirtschaftliche Belastung. Jede der Festlegungen kann selbständig mittels der Beschwerde angegriffen werden. Die gestufte Regulierung könnte daher zu „verfrühtem“ Rechtsschutz führen, obwohl die wirtschaftliche Belastung oft erst auf Ebene 2 oder Ebene 3 vollständig sichtbar würde.

Der mit der EnWG-Novelle91 noch im Jahr 2025 neu eingefügte § 75 Abs. 3a EnWG ermöglicht Netzbetreibern, nach Ablauf der Beschwerdefrist hinsichtlich einer zuvor erlassenen Festlegung in der Zuständigkeit der Großen Beschlusskammer noch eine inzidente Prüfung anzustoßen, „soweit die Entscheidung der Regulierungsbehörde auf dieser Festlegung beruht“.

Die Vorschrift soll verhindern, dass Netzbetreiber sich verpflichtet fühlen, schon gegen abstrakte Rahmen- und Methodenfestlegungen rein vorsorglich Beschwerde einlegen. Unklar und sicherlich Streitgegenstand künftiger Beschwerdeverfahren dürfte die Frage sein, wann und inwieweit eine Festlegung auf einer vorausgegangenen Festlegung beruht.

2. AgNes und SyGNE

Parallel zu dem NEST-Verfahren führt die Große Beschlusskammer Energie das Festlegungsverfahren AgNes („Allgemeine Netzentgeltsystematik“) Strom, das sie am 12. Mai 2025 eröffnete.92 Den Festlegungsentwurf plant die Behörde derzeit für den Sommer 2026, die finale Festlegung für Dezember 2026.93

Nach dem Außerkrafttreten der StromNEV legt AgNes die Grundsätze der Netzkostenverteilung auf die Netznutzer fest. Damit ersetzt die Festlegung die §§ 12 bis 20 StromNEV. Die Anreizfunktion soll das Netznutzungsverhalten stärker an den Netzbelastungen ausrichten. Gegenstand des Konsultationsprozesses sind vor allem die Einführung von dynamischen Netzentgelten, Speichernetzentgelten, Einspeiseentgelten, Fragen der Kostenwälzung und die Entwicklung sog. Industrienetzentgelte.94

Im September 2025 konsultierte die Bundesnetzagentur ein Diskussionspapier zu Entgelten für Industrie und Gewerbe.95 Am 20. November 2025 veröffentlichte sie Orientierungspunkte zu Netzentgeltkomponenten.96 Im Februar 2026 konsultierte die Bundesnetzagentur Orientierungspunkte zu Einspeiseentgelten.97 Im Mai 2026 hat sie nun einen vorläufigen Meinungsstand veröffentlicht.98 Einen Entwurf der Festlegung gibt es derzeit noch nicht. Die Behörde plant derzeit einen Erlass der Festlegung für das Jahresende. AgNes wird für alle Marktakteure eine Zäsur bedeuten und – nach derzeitiger Einschätzung – weitere Komplexität bringen. Gemeinsam mit dem Referentenentwurf zum Netzpaket und dem Referentenentwurf des EEG ist dadurch aktuell eine Phase erheblicher Unsicherheit für alle Marktakteure entstanden. Auch die GasNEV wird zum 31. Dezember 2027 außer Kraft treten und zu ersetzen sein. Die Große Beschlusskammer Energie hat auch dazu ein Festlegungsverfahren eröffnet.99

3. Eigenkapitalzinssatz

Der BGH hatte noch im Jahr 2024 den Beschluss des OLG Düsseldorf zur Eigenkapitalverzinsung für die 4. Regulierungsperiode100 aufgehoben, billigte der Bundesnetzagentur einen weiten Spielraum bei der Methodenwahl zu und sah in der späteren Zinswende keinen Grund für eine nachträgliche Anpassung der festgelegten Zinssätze.101 Anträge auf der Grundlage von § 29 Abs. 2 EnWG, die darauf abzielten, dass die Behörde die mit den Beschlüssen vom 12. Oktober 2021 festgelegten Eigenkapitalzinssätze für die 4. Regulierungsperiode selbst noch einmal aufgreift, wurden von der Bundesnetzagentur abgelehnt. In den an die Antragsteller gerichteten E-Mails verneinte sie ein formelles Antragsrecht. Sie habe zwar geprüft, ob von Amts wegen ein Verfahren nach § 29 Abs. 2 EnWG einzuleiten sei, sah sich dazu allerdings nicht veranlasst.102

Das OLG Düsseldorf entschied am 29. Oktober 2025 in 13 Musterverfahren, dass die Bundesnetzagentur nicht verpflichtet sei, die am 12. Oktober 2021 festgelegten Eigenkapitalzinssätze aufgrund der Zinswende anzuheben.103 Für eine Abänderungspflicht sei demnach entscheidend, ob die kalkulatorische Rendite die tatsächlichen Verhältnisse – aktuell wie voraussichtlich – schlechterdings nicht mehr angemessen widerspiegele. Ein wesentliches Kennzeichen für eine solche Ermessensreduzierung „auf null“ sei eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze. Daran könne es trotz einer drastischen nachträglichen Veränderung der Verhältnisse fehlen, wenn die Regulierungsbehörde zumindest z. T. darauf reagiert habe. Die Beschlüsse sind noch nicht rechtskräftig.

4. Besonderheiten des Geschäftsjahres

Der BGH hat die Anforderungen an den Umgang mit Besonderheiten des Geschäftsjahres nach § 6 Abs. 2 S. 1 ARegV präzisiert.104 Ausgangspunkt war eine Kostenprüfung für ein Gasverteilernetz. Für diese setzte die Landesregulierungsbehörde zwei Kostenpositionen nicht mit den Werten des Basisjahres 2015 an, sondern nur mit dem niedrigeren Durchschnitt der Jahre 2011 bis 2015. Das Beschwerdegericht hob diese Kürzung auf.105 Es begründete dies damit, dass die Kosten innerhalb der üblichen Schwankungsbreite der Vorjahre gelegen hätten. Nach Ansicht des BGH reichte das nicht aus. Auch wenn aggregierte Kostenpositionen innerhalb der Schwankungsbreite liegen, können sie einzelne Unterpositionen enthalten, die auf Einmalereignissen beruhen. Solche Unterpositionen müssen dann als Besonderheit des Geschäftsjahres außer Ansatz bleiben.106 Die Regulierungsbehörde ist demnach verpflichtet, derartige Besonderheiten zu ermitteln. Dabei darf sie Art und Umfang der verlangten Angaben und Unterlagen nach pflichtgemäßem Ermessen bestimmen. Der Netzbetreiber muss erkennen können, welche Mitwirkung die Behörde verlangt. Erfüllt er ein ermessensfehlerfreies Mitwirkungsverlangen nicht, darf die Behörde sachgerecht schätzen und kürzen.107 Der pauschale Hinweis, es handele sich um betriebsnotwendige Materialkosten, genügte nach der Auffassung des BGH nicht. Denn die Ansetzbarkeit nach § 4 Abs. 1 S. 1 GasNEV ersetzt nicht die Prüfung einer Besonderheit des Geschäftsjahres nach § 6 Abs. 2 S. 1 ARegV.108 Der BGH hob die Entscheidung deshalb auf und verwies die Sache zur weiteren Aufklärung zurück.

IV. Letztverbraucherbezogene Regulierung

1. Anforderungen an Preis- und Abschlagserhöhungen

Der BGH urteilte in einem Rechtsstreit über die Ansprüche eines Verbraucherschutzverbands gegen ein Energieversorgungsunternehmen wegen angekündigter Preis- und Abschlagserhöhungen sowie wegen der Bestätigung vermeintlicher Sonderkündigungen.

In dem Rechtsstreit ging es um ein Bündel von Unterlassungs-, Beseitigungs-, Auskunfts- und (ursprünglich) Rückzahlungsansprüchen im Zusammenhang mit dem Verhalten des Energieversorgungsunternehmens. Das Unternehmen hatte Haushaltskunden 2021 Preiserhöhungen unter Hinweis auf „operative Gründe“ bzw. stark gestiegene Großhandelspreise angekündigt und erhöhte Abschläge verlangt. Gegenstand war außerdem die Sonderkündigung eines Kunden samt Netzabmeldung, obwohl dieser nicht gekündigt hatte. Der Kunde hatte auf das Fehlen eines Preiserhöhungsverlangen hingewiesen und eine Erklärung gefordert.109

Hinsichtlich der erhöhten Abschläge verneinte der BGH einen Unterlassungsanspruch nach § 2 Abs. 1 S. 1 Alt. 1 UKlaG, weil bestandskräftige Untersagungsverfügungen der Bundesnetzagentur mit Zwangsgeldandrohung die Erstbegehungsgefahr entfallen ließen. Es fehlte an der Erstbegehungsgefahr, da die Bundesnetzagentur dem Energieversorgungsunternehmen mit bestandskräftigen Beschlüssen die Erhebung solcher unberechtigten Voraus- und Abschlagszahlungen untersagt hatte und das Unternehmen sich darauf berief.110 Die Bestätigung einer nicht erklärten Sonderkündigung und die Netzabmeldung blieben dagegen als aggressive geschäftliche Handlung nach § 4a Abs. 1 S. 1 UWG untersagt.111

Der BGH konkretisierte in dieser Entscheidung außerdem die Anforderungen für Preisänderungen gemäß § 41 Abs. 5 S. 1 EnWG und § 41 Abs. 5 S. 3 EnWG. Der Lieferant müsse den konkreten Anlass nennen, aus dem er sein einseitiges Preisänderungsrecht ableitet. Pauschale Hinweise auf „operative Gründe“ oder Großhandelspreise genügten nicht.112

2. Kostenweitergabe bei Stilllegung eines Gasanschlusses

Das OLG Oldenburg hatte noch im Jahr 2025 in einem Klageverfahren eines qualifizierten Verbraucherverbands zu entscheiden, ob ein Gasnetzbetreiber Verbrauchern für die Stilllegung eines Erdgasnetzanschlusses ein Pauschalentgelt berechnen darf. Ein Anschlussnehmer hatte nach Beauftragung der Stilllegung eine Rechnung über 965,09 Euro brutto erhalten. Die Beklagte verwies als Rechtsgrundlage auf § 9 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 NDAV und eine Preisliste für Standardnetzanschlüsse.113

Das Oberlandesgericht gab der Unterlassungsklage statt. § 9 NDAV sei eine Verbraucherschutzvorschrift. Die Vorschrift ist zwar im Katalog verbraucherschützender Vorschriften gemäß § 2 Abs. 2 UKlaG nicht aufgeführt, doch sei diese Auflistung nicht abschließend. Entscheidend sei, dass die NDAV auch die Rechte und Pflichten der Anschlussnehmer i. S. v. § 18 Abs. 3 S. 1 EnWG regelt.114 § 9 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 NDAV erfasse nur Änderungen des Netzanschlusses, nicht dessen Stilllegung. Die in § 8 NDAV gesondert genannten Maßnahmen „abgetrennt“ und „beseitigt“ dürften nicht in den Änderungsbegriff hineingelesen werden.115 Wegen des verbraucherschützenden und abschließenden Charakters der NDAV sei die Regelung zur Kostentragung eng auszulegen.116 Die Berufung auf § 9 NDAV stellte deshalb eine irreführende geschäftliche Handlung nach § 5 UWG dar.117 Der Kläger hat außerdem einen Unterlassungsanspruch gegen die Verwendung des Preisblatts mit Stilllegungspauschale. Jede individualvertragliche oder AGB-gestützte Kostenüberwälzung unterlaufe § 9 NDAV.118 Wegen grundsätzlicher Bedeutung hat das Gericht die Revision zugelassen.

3. Preisbremsen

Die Strom- und Gaspreisbremsen – ein Instrument aus Zeiten der letzten Krise119 – endeten bereits Anfang 2024. Ihre Entlastungen waren in zeitlicher Hinsicht gemäß § 1 Abs. 1 EWPBG bzw. § 3 Abs. 1 StromPBG auf solche Verbräuche begrenzt, die vor dem 1. Januar 2024 erfolgten.120 Die Gerichte sind jedoch weiterhin mit einer Vielzahl von Fragen zur Auslegung des EWPBG und StromPBG beschäftigt.

Schon 2024 prüfte das BVerfG die Verfassungskonformität der Abschöpfung sog. „Überschusserlöse“ bei Anlagenbetreibern gemäß §§ 13 ff. StromPBG. Es erklärte die Regelung für verfassungsgemäß und wies die Beschwerden ab.121 Das Gericht befand die Abschöpfung der Überschusserlöse zugunsten der Verbraucher für angemessen. Hintergrund sei die Ausnahmesituation, der die Preisbremse begegnete. Hierbei betonte das BVerfG – wie bereits in der Vergangenheit – die hervorgehobene Bedeutung von Strom als ein zur Deckung existenzieller Bedarfe „unverzichtbares Gebrauchsgut“.122 Auf diese Grundsatzentscheidung aufbauend wies das BVerfG auch im Jahr 2025 die Verfassungsbeschwerde des Betreibers eines Braunkohlekraftwerks ab. Eine Annahme sei mangels grundsätzlicher Bedeutung gemäß § 93a Abs. 2 lit. a BVerfGG nicht geboten.123 Die Grundsatzentscheidung war zu Erneuerbare-Energien-Anlagen ergangen. Deren Grenzkosten wurden durch kriegsbedingte Preissteigerungen auf dem Gasmarkt nicht beeinflusst. Die am Strommarkt maßgebliche Preisbildung nach den Grenzkosten ermöglichte deshalb übermäßig hohe Gewinne.124 Diese Logik übertrug das Gericht auf Braunkohlekraftwerke. Sie werden zwar fossil betrieben, ihre Grenzkosten hängen aber nach dem Beschwerdevorbringen nicht unmittelbar vom Gaspreis, sondern den Vorhaltekosten für den Tagebau, Kraftwerke, Eisenbahnen und weitere Infrastrukturen ab.125 Umstände, die abweichend davon eine unverhältnismäßige Belastung nach Art. 12 Abs. 1 GG begründen könnten, erkannte das Gericht nicht.126 

Die Fachgerichte beschäftigte vor allem die Frage, wie die Überschusserlösabschöpfung nach dem StromPBG konkret umzusetzen ist. Das OLG Düsseldorf entschied über einen Festsetzungsbescheid der Bundesnetzagentur nach § 41 StromPBG. Die Betreiberin hatte für drei Windenergieanlagen im ersten Abrechnungszeitraum keine Meldungen nach § 29 Abs. 1 StromPBG gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber abgegeben, keine Informationen nach § 29 Abs. 2 StromPBG an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt und keinen Abschöpfungsbetrag nach § 14 Abs. 1 StromPBG gezahlt.127 Nach einer Erinnerung und erfolglos abgelaufener Nachfrist setzte die Bundesnetzagentur die Überschusserlöse nach § 41 Abs. 3 StromPBG fest.128 Die Beschwerdeführerin hielt § 41 Abs. 2 StromPBG für unverhältnismäßig und griff den Betrag oberhalb der regulären Abschöpfung an.129 Das Oberlandesgericht bestätigte die Festsetzung. Sie war ermessensfehlerfrei und warnte hinreichend vor den Folgen des § 41 StromPBG.130 Das intendierte Ermessen des § 41 Abs. 1 S. 2 StromPBG ermöglicht der Bundesnetzagentur nur bei besonderen, außergewöhnlichen Umständen, von der Festsetzung abzusehen. Solche Umstände konnte der Beschwerdeführer nicht geltend machen.131 Da § 41 Abs. 3 StromPBG keine Reduktion im Einzelfall zulässt, war auch die Berechnung zwingend.132 Die gegenüber der regulären Abschöpfung erheblich höhere Festsetzung dient der Durchsetzung der Mitwirkungspflichten und sanktioniert vermeidbaren Verwaltungsaufwand. Die Erhöhung greift nicht unverhältnismäßig in die Berufsausübungsfreiheit des Anlagenbetreibers ein.133

4. Fernwärme

Die Reformdiskussion zur AVBFernwärmeV nimmt weiterhin ihren Lauf. Derzeit ist noch nicht absehbar, wann die Verordnung (endlich) novelliert wird. Der im Jahr 2024 vorgelegte Entwurf134 stellt nach derzeitigen Erkenntnissen den letzten bekannten Diskussionsstand dar. Im Jahr 2025 gab es erneut zahlreiche Entscheidungen zur AVBFernwärmeV, insbesondere zur Wirksamkeit von Preisanpassungsklauseln in Fernwärmelieferungsverträgen. Die Gerichte hatten sich dabei vor allem mit den Anforderungen des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV auseinanderzusetzen, der eine angemessene Berücksichtigung sowohl der Kostenentwicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme als auch der Verhältnisse auf dem Wärmemarkt verlangt.

Das LG Wuppertal entschied über die Wirksamkeit einer Preisanpassungsklausel in einem Fernwärmeliefervertrag.135 Die Klausel verstieß nach der Auffassung des Gerichts gegen § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV. Beziehe der Fernwärmelieferant die Wärme von einem Vorlieferanten, müsse die Preisbildung an die Entwicklung der eigenen Bezugskosten anknüpfen. Eine Kostenorientierung liege nur vor, wenn die Bindung an den Preisänderungsparameter gegenüber dem Vorlieferanten derjenigen gegenüber den Endkunden im Wesentlichen entspricht. Das Landgericht entschied, dass es hierbei auf den hauptsächlich eingesetzten Brennstoff ankomme, nicht aber auf einen kostenmäßig überwiegenden Brennstoff.136

Das Landgericht Frankfurt am Main stellte in einem anderen Fall fest, dass eine Preisanpassungsklausel in einem Wärmelieferungsvertrag unwirksam ist, wenn sie nur die Verhältnisse für einen Energieträger (Erdgas) abbildet und sich damit nicht an den Verhältnissen auf dem allgemeinen Wärmemarkt ausrichte.137 § 24 Abs. 4 S. 1 AVBFernwärmeV verlange eine inhaltliche Angemessenheit, die sowohl die Kostenentwicklung als auch die Marktverhältnisse berücksichtige.

Das LG Berlin II entschied, dass eine Preisanpassungsklausel unwirksam ist, die nur den Gaspreisindex berücksichtigt und damit weder das Marktelement (allgemeiner Wärmemarkt mit Diversität der Energieträger) noch das Kostenelement (nicht alle wesentlichen Kostenfaktoren) symmetrisch abbildet.138 Die sog. „Dreijahreslösung“ des BGH139 wurde angewendet, wobei auf den Arbeitspreis des Jahres 2020 als maßgeblicher Preis zurückgegriffen wurde.140 Eine Durchbrechung dieser Lösung aufgrund des russischen Angriffskriegs lehnte das Gericht ab.141

Der BGH entschied über eine Unterlassungsklage gegen einseitige Änderungen von Preisänderungsklauseln in laufenden Wärmelieferungsverträgen.142 Der Gerichtshof urteilte, dass eine Klage, mit der die Feststellung begehrt wird, dass eine bestimmte Rechtsprechung (hier: „Dreijahreslösung“) fortgelte, unzulässig ist, da sie nicht auf die Feststellung eines Rechtsverhältnisses, sondern auf die Klärung einer abstrakten Rechtsfrage gerichtet sei.143 Nach § 256 Abs. 1 ZPO muss eine Feststellungsklage jedoch das Bestehen oder Nichtbestehen eines konkreten Rechtsverhältnisses betreffen.

V. Konzessionen

1. Einstweilige Untersagung eines Stromkonzessionsvertrags

Das OLG Celle hatte über die Berufungen gegen die einstweilige Untersagung eines Stromkonzessionsvertrags zu entscheiden. Die unterlegene Bieterin hatte ihr Rechtsschutzziel bereits erreicht; ihre Berufung und Anschlussberufung hielt der Senat insofern mangels Beschwer für unzulässig.144 Die Berufungen der Kommune und ihrer Streithelferin blieben nach vorläufiger Bewertung ohne Erfolg, weil der Klägerin ein Unterlassungsanspruch aus § 33 Abs. 1, 2, § 19 Abs. 1, Abs. 2 Nr. 1 GWB zustand.145 Der Rat musste nach § 58 Abs. 1 Nr. 13 NKomVG i. V. m. § 148 Abs. 2 S. 1 NKomVG sowohl die Auswahlentscheidung als auch die Nichtabhilfe gegen Bieterrügen selbst treffen.146 Eine Übertragung auf Bürgermeister oder Verwaltung scheidet mangels Rechtsgrundlage aus.147 Der Verfahrensfehler war rügefähig, weil nicht ausgeschlossen war, dass der Rat anders entschieden hätte.148 Zudem sah der Senat materielle Bewertungsfehler. Während bei vertraglichen Zusagen eine begrenzte Plausibilitätskontrolle genügt, muss die Gemeinde bei verlangten Plausibilisierungsdokumenten deren Tragfähigkeit prüfen.149 Das Oberlandesgericht bestätigte damit im Ergebnis die Untersagung des Vertragsschlusses.

2. Hauptsacheverfahren nach erfolglosem Eilrechtsschutz

Das OLG Stuttgart entschied, ob ein unterlegener Bieter nach erfolglosem Eilrechtsschutz nach § 47 Abs. 5 EnWG dieselben Rügen noch im Hauptsacheverfahren verfolgen kann.150 Die Altkonzessionärin hatte im Gaskonzessionsverfahren zahlreiche Kriterienrügen erhoben. Ihr Verfügungsverfahren scheiterte zuvor nicht inhaltlich, sondern an der fehlenden Vollziehung der Urteilsverfügung nach § 936, § 929 Abs. 2 ZPO.151 Das LG Stuttgart wies die anschließende Hauptsacheklage als unzulässig ab.152 Das Oberlandesgericht bestätigte dies. § 47 Abs. 5 EnWG eröffnete für gerügte und nicht abgeholfene Rechtsverletzungen ausschließlich das einstweilige Verfügungsverfahren, eine Hauptsacheklage sei nicht statthaft.153 Dafür sprächen Wortlaut, Entstehungsgeschichte, Systematik und Zweck der Norm, insbesondere Beschleunigung, Rechtssicherheit und Präklusion.154 Der Senat verwarf auch den Einwand unzureichender Prüfungstiefe: Wenn § 47 Abs. 5 EnWG nur Eilrechtsschutz zulässt, muss das Gericht dort abschließend prüfen; eine bloß summarische Kontrolle genügt nicht.155 Die Berufung blieb daher erfolglos.156 Die zunächst eingelegte Revision wurde zurückgenommen, nachdem der BGH in einem anderen Verfahren eine Präklusionswirkung in Bezug auf im Eilrechtsschutzverfahren erfolglos gebliebene Rügen bejaht hatte.157

VI. Erneuerbare Energien

Auch im Bereich der erneuerbaren Energien ist im zurückliegenden Jahr eine ganze Reihe von Entscheidungen ergangen.

1. Monatliche Abrechnung der Einspeisevergütung

Der BGH hat in einer aktuellen Entscheidung bestätigt, dass der Anspruch auf Einspeisevergütung nach § 19 Abs. 1 Nr. 2, § 21 Abs. 1 Nr. 1 EEG nicht monatlich, sondern grundsätzlich erst nach Ablauf des Kalenderjahres mit Übermittlung sämtlicher für die Endabrechnung erforderlichen Daten nach § 71 EEG fällig wird; die spezielle Fälligkeitsregel des § 26 Abs. 2 S. 1 EEG verdrängt insoweit § 271 BGB.158 Anlagenbetreiber können daher keine unterjährige endgültige Abrechnung und Auszahlung der vollen Vergütung verlangen, sondern sind auf monatliche Abschlagszahlungen nach § 26 Abs. 1 S. 1 EEG verwiesen, die lediglich der vorläufigen Liquiditätssicherung dienen und mit der Jahresendabrechnung zu verrechnen sind. Im konkreten Fall hatte der Betreiber von Photovoltaikanlagen die vom Netzbetreiber gezahlten Abschläge zurücküberwiesen und eine monatliche Schlussabrechnung anhand der tatsächlichen Einspeisemengen des Vormonats verlangt; der BGH verneinte in Übereinstimmungen mit der Vorinstanz159 sowohl einen Anspruch auf unterjährige Endabrechnung als auch die Berechtigung, Abschläge wegen ihrer vorläufigen Natur oder Berechnungsmethode zurückzuweisen, da diesen Abschlägen Erfüllungswirkung im Rahmen der späteren Endabrechnung zukommt. Hinsichtlich der Bemessung der Abschläge stellt der BGH klar, dass diese „angemessen“ sein müssen, sich also möglichst an der zu erwartenden Jahresvergütung orientieren. Die Wahl der Berechnungsmethode (insbesondere lineare oder variable Modelle auf Basis einer Prognose, typischerweise nach Vorjahreserträgen) liegt im Rahmen des billigen Ermessens des Netzbetreibers, der nicht verpflichtet ist, jeweils die tatsächlich im Vormonat eingespeisten Mengen zugrunde zu legen, selbst wenn ihm diese Daten vorliegen.

2. Zusammenfassung von Freiflächenphotovoltaikanlagen

Das OLG Düsseldorf entschied über eine Verpflichtungsbeschwerde nach § 83a Abs. 1 S. 1 EEG 2023. Die Bundesnetzagentur hatte zwei Gebote für Freiflächenphotovoltaikanlagen desselben Bieters in der Ausschreibung zum 1. Juli 2024 ausgeschlossen.160 Die Gebote betrafen denselben Standort und überschritten zusammen die damalige 20-MW-Grenze des § 37 Abs. 3 EEG 2023.161

Die Bundesnetzagentur durfte die Gebotsmengen nicht unter Rückgriff auf § 24 Abs. 2 EEG 2023 addieren. § 24 EEG 2023 gilt nach Wortlaut, Systematik und Zweck nicht für die Ermittlung der zulässigen Gebotsmenge nach § 37 Abs. 3 EEG 2023.162 Auch eine analoge Anwendung scheidet mangels planwidriger Regelungslücke aus.163 Einen begründeten Verdacht fehlender Realisierungsabsicht nach § 33 Abs. 2 S. 1 Nr. 2 lit. a EEG 2023 verneinte der Senat ebenfalls; die Norm ziele auf Scheingebote, nicht auf jede unsichere Förderfähigkeit.164

Jedenfalls war der vollständige Ausschluss ermessensfehlerhaft, weil nur ein geringer Teil der Gebotsmenge riskant war und Pönalen sowie spätere Volumenzuschläge das Realisierungsrisiko absichern.165 Die Bundesnetzagentur musste beide Zuschläge erteilen.166 Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zugelassen.

3. Gewährung von Nachsicht bei Versäumung einer Frist nach § 37d EEG 2017

Der BGH entschied darüber, ob die Bundesnetzagentur einen Zuschlag für eine Freiflächensolaranlage nach versäumtem Antrag auf Zahlungsberechtigung entwerten durfte und ob ausnahmsweise Nachsicht zu gewähren sei.

Der Anlagenbetreiber hatte den Zuschlag in der Innovationsausschreibung 2020 erhalten. Er nahm die Freiflächensolaranlage fristgerecht in Betrieb und registrierte sie. Der Netzbetreiber zahlte ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme die fixe Marktprämie aus, obwohl der Anlagenbetreiber keine Zahlungsberechtigung beantragt hatte. Die Bundesnetzagentur entwertete daraufhin den erteilten Zuschlag.167

Eine Wiedereinsetzung lehnte der BGH ab, da die Antragsfrist nach § 37d EEG 2017 eine materielle Ausschlussfrist ist.168 Ausnahmsweise kommt Nachsicht nach dem BGH in Betracht, wenn die Fristversäumnis auf höherer Gewalt beruht und der Zweck der Ausschlussfrist nicht verfehlt wird. Der Zweck war hier gewahrt, weil die Anlage rechtzeitig und nahezu vollständig realisiert war und der Zuschlag nicht mehrfach verwendet wurde.169 Durch die rechtswidrige Auszahlung der Marktprämie durfte die Anlagenbetreiberin möglicherweise darauf vertrauen, alle Realisierungsvoraussetzungen erfüllt zu haben.170 Der BGH hob daher die vorinstanzliche Entscheidung171 auf und verwies an das Beschwerdegericht zurück.

VII. Ausblick auf das Jahr 2026

Im Jahr 2026 werden die Weichen für die Zukunft der Energiewirtschaft und das Gelingen des Transformationsprozesses gestellt. Umfassende Novellen der wichtigen Gesetze, die Umsetzung des Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets sowie die Neugestaltung der Netzentgelte durch den AgNes-Prozess sind bereits angestoßen. Die oberste Priorität für die zweite Jahreshälfte liegt darin, durch rechtssichere und praxistaugliche Rahmenbedingungen die notwendige Investitionssicherheit für den Transformationprozess zu schaffen. Das wird trotz aller Vorarbeiten keine leichte Aufgabe werden. Die Frage, wie verbleibende Netzkapazitäten zu verteilen sind, wird auch in den Folgejahren die gesamte Branche weiter beschäftigen. Erschwert wird der Prozess immer wieder durch die ebenfalls volatile weltpolitische Lage. Während noch die letzte Krise, ausgelöst durch den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine, den Markt beschäftigt, belastet nun auch der Iran-Krieg die Wirtschaft und die Energiemärkte. Die Energiewende ist damit auch zur sicherheitspolitischen Aufgabe geworden.