Bundesnetzagentur geht erneut gegen gas.de vor

Das Tauziehen zwischen der Bundesnetzagentur und dem Versorger gas.de Versorgungsgesellschaft mbH geht in die nächste Runde. Bereits mit Verfügung vom 29.06.2023 hatte die Bundesnetzagentur der gas.de seinerzeit die Belieferung mit Haushaltskunden untersagt. Hiergegen war gas.de erfolgreich vor dem OLG Düsseldorf vorgegangen, wie wir hier berichten. Das OLG Düsseldorf hob diese Verfügung auf, allerdings nicht ohne kritische Worte zum Geschäftsverhalten des Versorgers zu finden.

Damit war die Geschichte jedoch  nicht zu Ende, denn mit erneuter Verfügung vom 17.03.2025 hat die Bundesnetzagentur der gas.de erneut die Tätigkeit als Energieversorger untersagt, soweit dabei eine bestimmte Anzahl Haushaltskunden überschritten wird. Zusätzlich wird gas.de darin verpflichtet, der BNetzA testierte Abschlüsse der Jahre 2023- 2026 innerhalb bestimmter Fristen vorzulegen und seine künftige Beschaffungsstrategie darzulegen.

Gas.de hatte im Jahr 2010 seine ursprüngliche Liefertätigkeit aufgenommen. Die Bundesnetzagentur begründet die aktuellen Zweifel an der Zuverlässigkeit des Versorgers unter anderem mit der unvermittelten Versorgungseinstellung bei der Belieferung ihrer Kunden im Dezember 2021, die zwischenzeitlich auch Gegenstand zahlreicher Schadenersatzklagen gegen gas.de ist.

Ob gas.de die erneute Aufsichtsmaßnahme der Regulierungsbehörde akzeptiert oder Rechtsmittel einlegt bleibt abzuwarten.

Die vollständige Entscheidung der Bundesnetzagentur kann hier nachgelesen werden.

(Christian Dümke)

2025-11-28T19:20:30+01:0028. November 2025|BNetzA, Rechtsprechung|

Mispeln, Frost und E-Autos: Bidirektionales Laden

Mispeln sehen im Herbst knackig und lecker aus, sind aber holzig und schmecken nicht. Nach dem ersten Frost wird das Fruchtfleisch zu einem dunklen, überraschend wohlschmeckenden Brei.

Ist das nun eine passende Metapher für bidirektionales Laden? Jedenfalls hat die BNetzA das Akronym „MiSpEl“ als Namen für das im September gestartete Festlegungsverfahren zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten ausgewählt.

Darum geht es: Durch bidirektionales Laden sollen E-Fahrzeuge als mobile Speicher zur Energiewende beitragen. Laden aus dem Stromnetz in die Fahrzeugbatteriebatterie und zurück, ins Netz selbst (Vehicle to Grid – V2G), ins Haus oder in Geräte (Vehicle to Everything – V2X): Das Auto als Notstromaggregat, als Schwarmspeicher für Ausgleichsenergie, als Geschäftsmodell – den möglichen Anwendungsfällen wird viel Problemlösungspotential zugesprochen. Doch bisher sind sie meist in Pilotprojekten erprobt, und die rechtlichen Grundlagen entwickeln sich nur langsam.

Während etwa Rückspeisen im Eigenverbrauch als eher unproblematisch gilt, bestehen weiter Hindernisse für V2G-Anwendungen. So konnten E-Autos als mobile Speicher bisher nicht von finanziellen Entlastungen für stationäre Speicher profitieren (§ 5 Abs. 4 StromStG, § 118 Abs. 6 EnWG). Ein aktueller Gesetzentwurf für das Energie- und Stromsteuerrecht soll das ändern und durchläuft in Kürze die 2. Beratung im Bundestag.

Auch Änderungen im EEG und EnFG durch das sogenannte „Solarspitzengesetz“ (auch „Stromspitzengesetz“) haben Fortschritte gebracht: Bisher war EEG-Förderung nach Zwischenspeicherung nur bei ausschließlicher Nutzung von EE-Strom möglich („Ausschließlichkeitsoption“). Nach den Gesetzesänderungen sollen nun zwei neue Optionen ermöglichen, dass die Förderung auch für gemischte Strommengen (EE- und Netzstrom) anteilig erhalten bleibt. Für die praktische Umsetzung braucht es die Festlegungen der BNetzA. Vorgeschlagen sind eine „Abgrenzungsoption“ und eine „Pauschaloption“. Erstere grenzt EE- und Netzstrom auf Basis viertelstündlicher Messwerte ab; zweitere vereinfacht Annahmen für bestimmte Solaranlagen (bis 30kWp Leistung). Ein konkreter Zeitplan für das MiSpEl-Verfahren fehlt noch, eine zeitnahe Finalisierung der Festlegungen – etwa bis Ende Q1/2026 – wäre aber wünschenswert.

Nicht zuletzt, weil auch die jüngste Studie des Thinktanks Agora Verkehrswende erneut zeigt: Bidirektionales Laden kann Netze entlasten und die Energiewende kostengünstiger machen – wenn die Rahmenbedingungen stimmen. Es ist an der Zeit, den nächsten Schritt zu machen. Wer weiß: Vielleicht stimmt ja die MiSpEl-Metapher mit dem Genuss nach dem ersten Frost – dann könnte es schon in wenigen Wochen soweit sein. Wir drücken die Daumen.

(Friederike Pfeifer)

2025-11-07T15:54:35+01:007. November 2025|BNetzA, E-Mobilität, Erneuerbare Energien, Gesetzgebung|

Letzter Stopp vor der Aufhebung der gemeinsamen Gebotszone?

Der Missstand ist bekannt: Die Systematik der Netzentgelte belohnt die Regionen, die den Ausbau der Erneuerbaren verweigern. Die Anreizwirkung ist fatal. Am 1.12.2023 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) deswegen ein Eckpunktepapier zur besseren Verteilung von Ausbaukosten für erneuerbare Stromerzeugung vorgelegt. Bis zum 31.1.2024 läuft nun eine öffentliche Konsultation.

Die Mechanik des Problems: Wenn regional Windkraft- und PV-Freiflächenanlagen zugebaut werden, muss mehr Strom abtransportiert werden. Die Ausbaukosten für die Kapazitätserweiterung der Netze unterhalb der Höchstspannungsebene wachsen, auch die Aufwendungen für Digitalisierung nehmen zu. Die Erzeugungskapazitäten besonders in Norddeutschland übersteigen die Entnahmelast und erfordern Rückspeisung bzw. Weitertransport von Energie in andere Netzregionen. Die Netzentgelte sind aber an die Entnahmestelle geknüpft (§ 17 StromNEV). Je weniger Nutzer den höheren Netzentgelten gegenüberstehen, desto spürbarer sind letztlich auch höhere Stromkosten in den betroffenen Netzgebieten.

Um Abhilfe zu schaffen, will die BNetzA nun die – frisch am 10.11.2023 im Rahmen der EnWG-Novelle beschlossene –  Option aus § 21 Abs. 3 S. 4 Nr. 3 g) EnWG nutzen. Hiernach kann die BNetzA Regelungen zur Ermittlung besonderer Kostenbelastungen einzelner Netzbetreiber oder einer Gruppe von Netzbetreibern im Zusammenhang mit dem Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien festlegen.

Konkret schlägt die Behörde ein dreistufiges Modell vor, das den Mechanismus der Umlage in § 19 StromNEV nutzt: Zuerst wird eine besondere Kostenbelastung des Netzbetreibers ermittelt. Ob eine solche „besondere“ Belastung soll vorliegen, wenn ein bestimmter Schwellenwert überschritten wird – für diesen Abgleich will die BNetzA eine Kennzahl auf Grundlage der ans Netz angeschlossenen, erneuerbaren Erzeugungsleistung bilden. Im zweiten Schritt könnte die so ermittelte Mehrbelastung bundesweit verteilt werden – und in den betroffenen Regionen drittens die Netzentgelte sinken. Die finanziellen Auswirkungen wären beträchtlich. Aktuell wären 17 Netzbetreiber (mit 10,5 Mio. versorgten Netznutzern) in Zuständigkeit der BNetzA berechtigt, ihre Mehrkosten zu wälzen. Nach den – vorläufigen und mit zahlreichen ifs and thens versehenen – Berechnungen der BNetzA könnten einzelne Player mit einem Rückgang der Entgelte um bis zu 25% rechnen. Überwiegend würde eine Angleichung an den aktuellen Bundesdurchschnitt der Netzentgelte erfolgen.

Festgelegt werden soll das neue Wälzungsmodell im dritten Quartal 2024. In Kraft treten könnte es zum 1.1.2025. Das könnte ein letzter Versuch sein, die gemeinsame Gebotszone in Deutschland aufrechtzuerhalten und nicht das Engpassdilemma zu wiederholen, das 2019 zur Auflösung der gemeinsamen Gebotszone mit Österreich geführt hatte (Dr. Miriam Vollmer/Friederike Pfeifer).

2023-12-06T21:50:23+01:006. Dezember 2023|BNetzA, Energiepolitik|