EnWG-Novelle: Was ändert sich jetzt für PV-Investoren?

Excerpt

Die EnWG-Novelle 2025 — offiziell das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich — ist seit dem 23. Dezember 2025 in Kraft. Die Novelle verändert die Bedingungen für PV-Investoren und Betreiber von Photovoltaikanlagen in drei konkreten Bereichen: Stromspeicher werden baurechtlich und regulatorisch massiv gestärkt, E-Autos werden erstmals wie stationäre Speicher behandelt, und Energy Sharing erhält eine gesetzliche Grundlage. Wer 2026 in PV-Anlagen investiert, sollte diese Neuregelungen des Energierechts kennen.

• TLDR

  Die EnWG-Novelle 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347, in Kraft seit 23.12.2025) bringt drei Kernreformen des Energiewirtschaftsgesetzes: Stromspeicher erhalten Baurecht-Privilegierung im Außenbereich (§ 35 BauGB), eine anteilige Netzentgeltbefreiung für Multi-Use-Speicher (§ 118 Abs. 6 EnWG) sowie einen gesetzlichen Rahmen für Energy Sharing (§ 42c EnWG). Der Bundestag und die Bundesregierung schufen damit die Grundlage für neue Erlösmodelle rund um PV-Strom und Eigenverbrauch. Für Investoren ist die wichtigste Deadline der 1. Januar 2029 — bis dahin muss ein Speicher in Betrieb sein, um 20 Jahre Netzentgeltbefreiung zu sichern.

Inhaltsverzeichnis

1. Warum die EnWG-Novelle 2025 für PV-Investoren relevant ist

2. Batteriespeicher: Drei neue Vorteile auf einmal

3. Vehicle-to-Grid: Das E-Auto wird regulatorisch zum Speicher

4. Energy Sharing: Neue Erlösquelle ab Juni 2026 — mit Einschränkungen

5. Die drei wichtigsten Fristen und Investment-Chancen

6. Risiken, die Investoren nicht unterschätzen sollten

7. Fazit: Was jetzt konkret zu tun ist

1. Warum die EnWG-Novelle 2025 für PV-Investoren relevant ist

Die EnWG-Novelle 2025 ist das umfassendste energierechtliche Reformpaket des Energiewirtschaftsrechts seit Jahren. Der Bundestag verabschiedete das Gesetz am 13. November 2025, die Bundesregierung hatte den Gesetzentwurf zuvor am 6. August 2025 ins Kabinett eingebracht. Das Artikelgesetz nimmt Änderungen in 28 Gesetzen und Verordnungen vor — darunter das EnWG selbst, das EEG 2023, das Baugesetzbuch, das MsbG und das Energiefinanzierungsgesetz.

Für PV-Investoren und Betreiber von Photovoltaikanlagen ist die Novelle aus einem schlichten Grund entscheidend: Der Wert einer Photovoltaikanlage hängt 2026 nicht mehr allein von der Einspeisevergütung ab. Erlösquellen wie Speicher-Arbitrage, dynamische Stromtarife und Energy Sharing gewinnen an Gewicht — und genau diese Bereiche reguliert die Novelle des Energiebereichs neu.

Was die Novelle nicht regelt: Das Solarspitzengesetz — eine weitere Reform desselben Jahres — regelt die Nullvergütung bei negativen Börsenpreisen an der Strombörse sowie die 60-%-Einspeisebegrenzung für Anlagenbetreiber ohne Smart Meter. Dieses separate Gesetz trat bereits am 25. Februar 2025 in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 51) und gilt für alle PV-Anlagen, die ab diesem Datum in Betrieb genommen wurden. Was das für neue Anlagen konkret bedeutet:

• Die Einspeisevergütung fiel ab 1. Februar 2025 auf 7,95 ct/kWh (Teileinspeisung, Anlagen ≤10 kWp)

• Bei negativen Börsenpreisen entfällt die Vergütung vollständig — der geschätzte Erlösverlust beträgt für eine typische Dachanlagen-Installation rund 120 € pro Jahr

• Als Ausgleich wird der Vergütungszeitraum über die Standard-21-Jahre hinaus verlängert — die ausgefallenen Stunden werden am Ende des Förderzeitraums angehängt

• PV-Anlagen ab 7 kWp müssen vom Netzbetreiber steuerbar sein — bis zur Installation von Smart Meter und Steuerbox gilt eine 60-%-Einspeisebegrenzung

Für neue Photovoltaikanlagen, die nach dem 25. Februar 2025 installiert wurden, gilt demnach eine Pflicht zur Installation von Smart Meter und Steuerbox. Bis diese Technik eingebaut ist, dürfen diese Anlagen maximal 60 % ihrer Leistung ins Netz einspeisen — unabhängig davon, wie viel Solarstrom die Anlage tatsächlich produziert.

Beide Regelwerke zusammen beschreiben den neuen regulatorischen Rahmen für PV-Investitionen in Deutschland und sind Teil der laufenden Transformation des deutschen Stromsystems.

2. Batteriespeicher: Drei neue Vorteile auf einmal

Die EnWG-Novelle 2025 gibt Stromspeichern erstmals eine klar definierte Rechtsposition — im Baurecht, im Energierecht und bei den Netzentgelten. Ein Batteriespeicher ist dabei eine Anlage, die erzeugten Solarstrom zwischenspeichert und bedarfsgerecht wieder abgibt — für Eigenverbrauch, Netzeinspeisung oder Systemdienstleistungen. Die Doppelbesteuerung von gespeichertem Solarstrom bei Multi-Use-Betrieb entfällt durch die Novelle, was die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern strukturell verbessert. Flexibilitätsboni lassen sich erzielen, indem Strom in Zeiten negativer Preise eingespeichert und in Hochpreisphasen vermarktet wird. Die Novelle fördert zudem die Direktvermarktung von Strom an der Börse — ohne langfristige Lieferverpflichtungen. Anlagenbetreiber und Investoren, die PV-Anlagen mit Co-located Speicher planen, profitieren von allen drei Änderungen gleichzeitig. Das beseitigt drei der größten Investitionshemmnisse der vergangenen Jahre in einem einzigen Gesetz.

2.1 Baurecht: Privilegierung im Außenbereich für Photovoltaikanlagen mit Speicher (§ 35 BauGB)

Bisher war die Genehmigung von Stromspeichern im Außenbereich rechtlich unsicher. Je nach Bundesland und Behörde führte das zu aufwändigen Bebauungsplanverfahren und langen Projektlaufzeiten. Das Baugesetzbuch enthielt keinen eigenen Tatbestand für Speicher — ein strukturelles Problem des deutschen Energierechts, auf das Betreiber und Investoren jahrelang hingewiesen hatten.

Mit der Novelle wurden zwei neue Nummern in § 35 Abs. 1 BauGB eingefügt:

• § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB (Co-located): Stromspeicher in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einer bestehenden Erneuerbare-Energien-Anlage sind privilegiert. Keine Mindestkapazität, keine Betriebsweise-Vorgabe erforderlich.

• § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB (Stand-alone): Eigenständige Speicher sind privilegiert, wenn drei Bedingungen kumulativ erfüllt sind:

  • Standort maximal 200 Meter von einem Umspannwerk (Höchst-/Hochspannung oder Hoch-/Mittelspannung) oder einem Kraftwerk ab 50 MW

  • Nennleistung mindestens 4 Megawatt

  • Grundfläche maximal 50.000 m²

Für PV-Investoren ist insbesondere Nr. 11 praxisrelevant: Wer eine Freiflächen-PV-Anlage plant oder betreibt, kann einen Co-located Speicher jetzt ohne separates Bebauungsplanverfahren realisieren — was Planungszeit und Kosten erheblich reduziert. Den Netzanschluss für solche Co-location-Projekte regelt die KraftNAV und ihre aktuellen Änderungen für den PV-Markt — Baurecht und Netzanschluss greifen hier direkt ineinander.

2.2 Überragendes öffentliches Interesse (§ 11c EnWG)

Der erweiterte § 11c EnWG erklärt Errichtung und Betrieb von allen Energiespeicheranlagen zum überragenden öffentlichen Interesse und zur Kraft der Energiewende. In Genehmigungsverfahren erhalten Speicher damit erhebliches Gewicht gegenüber konkurrierenden Interessen — von Naturschutz bis Immissionsschutz. Befreiungen und Ausnahmen werden erleichtert. Das ist ein direkter Auswirkung der Novelle für Investoren, die Projekte im Außenbereich realisieren wollen.

Es handelt sich um eine Abwägungslösung, keinen absoluten Vorrang. Nur Belange der Landes- und Bündnisverteidigung sind explizit ausgenommen. Die Regelung gilt zeitlich bis zur nahezu treibhausgasneutralen Stromversorgung (Regierungsziel: 2045) — ein klar formuliertes Ziel der Bundesregierung im Kontext der Energiewende.

2.3 Ende der Doppelbelastung bei Netzentgelten (§ 118 Abs. 6 EnWG)

Dies ist die wirtschaftlich bedeutsamste Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes für Speicher-Investoren. Eine einzige Wortänderung — von „wenn" zu „soweit" in § 118 Abs. 6 Satz 3 EnWG — ermöglicht erstmals eine anteilige Netzentgeltbefreiung für Multi-Use-Speicher.

Was das für Betreiber und Anlagenbetreiber bedeutet: Bisher galten Netzentgeltbefreiungen nur für Speicher, die 100 % des eingespeicherten Stroms ins selbe Stromnetz zurückspeisen. Stromspeicher, die mehrere Funktionen gleichzeitig erfüllen — Eigenverbrauch, Direktvermarktung, Regelenergie, Netzdienstleistungen — fielen nicht unter die Befreiung und zahlten Netzentgelte doppelt: beim Laden aus dem Netz und beim Einspeisen in das Netz.

Weitere wichtige Änderungen in § 118 Abs. 6 EnWG:

• Inbetriebnahmefrist verlängert: Von 04.08.2026 auf 01.01.2029 — Investoren haben drei Jahre mehr Zeit für Umsetzung und Zubau

• Bidirektionale Ladepunkte gleichgestellt: E-Auto-Wallboxen werden über Verweis auf § 21 EnFG wie Speicher behandelt — ein wichtiger Schritt für das Energiemanagement

• Befreiungsdauer: 20 Jahre ab Inbetriebnahme

⚠️ Regulatorisches Risiko: Die Bundesnetzagentur arbeitet im Rahmen des AgNes-Verfahrens an einer neuen Netzentgeltsystematik. Gemäß § 118 Abs. 6 S. 12 EnWG kann die BNetzA jederzeit abweichende Regelungen treffen. Laut einer Analyse von FfE und Stiftung Umweltenergierecht stehen die Befreiungen regulatorisch „auf dünnem Eis". Die 20-Jahres-Sicherheit gilt nur für Anlagen, die vor dem 01.01.2029 in Betrieb gehen. Die strategischen Investment-Konsequenzen dieser Reform — und was das konkret für Renditeplanung bedeutet — erklärt der Artikel zur AgNes-Reform und ihren Auswirkungen auf PV-Investitionen.

Marktkontext: Ende 2025 waren in Deutschland Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von rund 25,5 GWh installiert — eine Verfünffachung gegenüber 2020/2021 (BSW Solar, Januar 2026). Für schlüsselfertige Großspeicher über 10 MW liegen die Systemkosten inzwischen unter 250 €/kWh (Marktdaten Q1 2026).

3. Vehicle-to-Grid: Das E-Auto wird regulatorisch zum Speicher

Die EnWG-Novelle 2025 beseitigt die regulatorische Hauptbarriere für bidirektionales Laden. Ab dem 1. Januar 2026 werden E-Autos rechtlich wie stationäre Stromspeicher behandelt — Netzentgelte beim Rückspeisen in das Stromnetz entfallen. Das ist die Voraussetzung dafür, dass Vehicle-to-Grid überhaupt wirtschaftlich werden kann.

Was die EnWG-Novelle für V2G konkret ändert

Durch die Änderung in § 118 Abs. 6 EnWG und den Verweis auf § 21 EnFG gilt: Solarstrom oder Netzstrom, der aus einer Fahrzeugbatterie über eine bidirektionale Wallbox ins Netz oder in ein Gebäude zurückgespeist wird, löst keine doppelten Netzentgelte mehr aus. Das Home Energy Management System (HEMS) — also die intelligente Steuerung von Erzeugung, Speicher, Wallbox und Verbrauch — wird damit erstmals rechtlich sinnvoll einsetzbar.

Ergänzend dazu traten ab 1. April 2026 die MiSpeL-Prozessregeln der Bundesnetzagentur in Kraft. Diese standardisieren:

• Bilanzierung von bidirektionalen Ladevorgängen im Netz

• Datenaustausch zwischen Betreiber, Lieferant, Messstellenbetreiber und Netzbetreiber

• Behandlung von Ladepunkten als Speichereinheiten im Stromsystem

Fahrzeuge, Einsparpotenzial und Smart-Meter-Rollout

Laut Kraftfahrt-Bundesamt waren zum 1. Januar 2026 exakt 2.034.260 reine Batterie-Elektro-Pkw (BEV) in Deutschland zugelassen — erstmals über der 2-Millionen-Marke. 2025 wurden 545.142 BEV neu zugelassen (+43,2 %). Schätzungsweise rund 225.000 Fahrzeuge sind bereits technisch bidirektional ladefähig, wobei echte V2G-Fähigkeit (Rückspeisung ins öffentliche Netz) bei deutlich weniger Modellen verfügbar ist.

Aktuell verfügbare V2G/V2H-fähige Modelle (Stand Q1 2026):

• VW ID.-Familie (ID.3, ID.4, ID.5, ID.7, ID.Buzz mit 77-kWh-Batterie) — V2H via DC/CCS

• Hyundai Ioniq 5, Kia EV6/EV9 — V2H und V2L

• BMW iX3 Neue Klasse — erstes deutsches kommerzielles V2G-Angebot mit E.ON, bis zu 720 € Bonus/Jahr

• Renault 5, Renault 4, Renault Scenic — als einzige Hersteller mit AC-Bidirektionalität

Das wirtschaftliche Potenzial: Eine Fraunhofer-Studie (ISI/ISE, im Auftrag von Transport & Environment, Oktober 2024) beziffert das Einsparpotenzial auf bis zu 700 € pro Haushalt und Jahr bei optimaler Kombination von PV-Anlage, Heimspeicher und bidirektionalem Laden — entsprechend bis zu 45 % der jährlichen Stromkosten. Konservativere Szenarien liegen bei 200–400 €/Jahr.

⚠️ Hinweis: Bidirektionale DC-Wallboxen kosten 3.000–6.000 € für das Gerät, plus Installation. Die Gesamtinvestition einer bidirektionalen Ladeinfrastruktur beläuft sich auf 4.500–10.000 €. Der Smart-Meter-Rollout (aktuell: 5,5 % Ausstattungsquote, Stand Ende 2025) ist technische Voraussetzung für das Smart Meter Gateway und bleibt der entscheidende Engpass bei der Integration in das Stromnetz.

4. Energy Sharing: Neue Erlösquelle ab Juni 2026 — mit Einschränkungen

Energy Sharing ist ab dem 1. Juni 2026 erstmals im deutschen Energierecht verankert. § 42c EnWG schafft die Grundlage dafür, dass PV-Strom — also Solarstrom aus erneuerbaren Energien — über das öffentliche Stromnetz geteilt werden kann: ohne physische Direktleitung, aber mit einem Netzbetreiber als Mittler. Lokal erzeugter Strom wird lokal verbraucht — das reduziert den Bedarf an Netzausbau und erhöht das Flexibilitätspotenzial von Bürgerenergiegemeinschaften und Quartiersprojekten. Das ist ein regulatorischer Meilenstein der EnWG-Reform, aber kein sofort profitables Geschäftsmodell.

Was § 42c EnWG für PV-Anlagen und Energy Sharing konkret erlaubt

Energy Sharing ist die gemeinschaftliche Nutzung von EE-Strom aus erneuerbaren Energien über das öffentliche Verteilnetz. Ein PV-Investor oder Anlagenbetreiber speist Solarstrom ein — Teilnehmer in derselben Bilanzzone beziehen diesen Strom zu selbst vereinbarten Preisen, typischerweise zwischen Einspeisevergütung und Haushaltsstrompreis. Der Vorteil für Verbraucher: günstigerer Strom vom Nachbarn statt aus dem allgemeinen Netz.

Wichtige Eckpunkte aus dem Gesetz:

• Zulässige Betreiber: Natürliche Personen, KMU, Bürgerenergiegemeinschaften und Kommunen. Große Energieversorger und Großunternehmen sind ausgeschlossen.

• Technische Voraussetzung: Viertelstundenscharfe Bilanzierung über Smart Meter und Smart Meter Gateway — zwingend erforderlich für jede Umsetzung

• Preis: Frei verhandelbar zwischen Betreiber und Verbraucher

• Volle Netzentgelte bleiben weiterhin fällig — ein entscheidender wirtschaftlicher Nachteil gegenüber anderen EU-Ländern

Zeitplan: Wann Energy Sharing für Betreiber erneuerbarer Energien startet

• Ab 1. Juni 2026: Energy Sharing innerhalb eines Bilanzierungsgebiets

• Ab 1. Juni 2028: Gebietsübergreifend innerhalb derselben Regelzone

• Bis 1. Januar 2029: Übergangsfrist für bestehende Kundenanlagen (§ 118 Abs. 7 EnWG)

Der typische Verkaufspreis für Solarstrom im Energy Sharing wird auf 10–15 ct/kWh geschätzt — zwischen der EEG-Einspeisevergütung (~7–8 ct/kWh) und dem Haushaltsstrompreis (~30–40 ct/kWh). Das klingt attraktiv. Das Problem: Die vollen Netzentgelte (durchschnittlich ~9,3 ct/kWh 2026) schmälern die Marge erheblich. Die Integration in das Stromnetz kostet Geld — und die Bundesregierung hat sich im Gegensatz zu anderen EU-Ländern gegen eine Reduzierung dieser Kosten entschieden. Deutschland hat zudem den engstmöglichen räumlichen Radius gewählt und verzichtet — anders als Österreich, Italien und Spanien — vollständig auf Prämien oder reduzierte Netzentgelte.

Das Bündnis Bürgerenergie bringt die Auswirkungen auf den Punkt: Die fehlende Wirtschaftlichkeit ist der Knackpunkt — es gibt keinerlei Anreize, die den zusätzlichen bürokratischen und messtechnischen Aufwand kompensieren.

Branchenbeobachter rechnen mit einer echten Marktentwicklung frühestens ab 2029, wenn der Smart-Meter-Rollout weiter vorangeschritten ist, mehr Netzbetreiber die Umsetzung unterstützen und politische Korrekturen die Wirtschaftlichkeit verbessern.

5. Die drei wichtigsten Fristen und Investment-Chancen

Für PV-Investoren und Betreiber von Photovoltaikanlagen entscheidet die Wahl des richtigen Zeitfensters über die langfristige Rentabilität. Die EnWG-Novelle schafft klare Fristen, die als strategische Orientierungspunkte für Zubau und Umsetzung dienen.

Frist 1 — Speicher vor dem 01.01.2029 in Betrieb nehmen: Wer einen Stromspeicher vor dem 1. Januar 2029 in Betrieb nimmt, sichert sich 20 Jahre Netzentgeltbefreiung für ein- und ausgespeicherten Strom. Das ist die wichtigste Einzelmaßnahme für Co-location-Projekte. Nach diesem Datum ist die Regelung möglicherweise nicht mehr in dieser Form vorhanden — die Bundesnetzagentur behält sich im AgNes-Verfahren das Recht auf Anpassung vor.

Frist 2 — Co-location jetzt planen: Die Kombination aus Baurecht-Privilegierung (§ 35 Nr. 11 BauGB), überragendem öffentlichem Interesse (§ 11c EnWG) und Netzentgeltbefreiung macht PV-Anlagen mit Co-located Speicher heute attraktiver als je zuvor. Wer eine Freiflächen-PV-Anlage plant, sollte einen Speicher von Beginn an in die Planung integrieren — nicht als Nachrüstoption, sondern als Bestandteil des Geschäftsmodells. Investitionen in Batteriespeicher sind essenziell, um Strom zu speichern, die Eigenverbrauchsquote zu maximieren und die Abhängigkeit von schwankenden Börsenpreisen zu reduzieren. Das Energiemanagement lässt sich so von Anfang an auf Eigenverbrauch und Netzstabilität optimieren.

Frist 3 — Energy Sharing ab Juni 2026 beobachten: Energy Sharing startet regulatorisch im Juni 2026. Für Investoren empfiehlt sich eine abwartende Beobachtungsphase: Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sind noch nicht attraktiv genug für eine sofortige Positionierung. Der strategische Wert liegt darin, Photovoltaikanlagen und Speicher so zu planen, dass Energy Sharing ab 2028–2029 als zusätzliche Erlösquelle für den Solarstrom aktiviert werden kann.

Zusammenfassung der Kerndaten:

1. 117 GW installierte PV-Gesamtleistung Deutschland Ende 2025 (BNetzA)

2. 25,5 GWh installierte Batteriespeicherkapazität Deutschland Ende 2025 (BSW Solar, Januar 2026)

3. 5,6 GW Großspeicher-Pipeline für 2026–2027 (Modo Energy, Februar 2026)

4. Unter 250 €/kWh Systemkosten schlüsselfertige Großspeicher über 10 MW (Q1 2026)

5. 2.034.260 BEV zugelassen in Deutschland zum 01.01.2026 (KBA)

6. 01.01.2029 — kritische Deadline für Netzentgeltbefreiung Batteriespeicher

6. Risiken, die Investoren nicht unterschätzen sollten

Eine ehrliche Bewertung der EnWG-Novelle erfordert auch den Blick auf die offenen Flanken. Die regulatorische Architektur ist ambitioniert — die Umsetzungsrisiken für Anlagenbetreiber und Investoren sind real. Wer die Reform und ihre Grenzen kennt, investiert nüchterner und sicherer.

Die vier zentralen Risiken im Überblick:

1. BNetzA-Abweichungskompetenz — die Netzentgeltbefreiung kann jederzeit durch Regulierung verändert werden

2. Smart-Meter-Rollout — 5,5 % Ausstattungsquote Ende 2025 bremst Energy Sharing, V2G und dynamische Tarife

3. Kundenanlagen-Rechtsunsicherheit — BGH-Urteil Mai 2025 gefährdet Neuanlagen in Quartiersprojekten

4. Steigende negative Preisstunden — 575 Stunden 2025, EEG-Vergütung entfällt, Rendite sinkt ohne Speicher

Risiko 1 — BNetzA-Abweichungskompetenz: die offene Flanke der EnWG-Novelle

Die Bundesnetzagentur kann gemäß § 118 Abs. 6 S. 12 EnWG abweichende Netzentgeltregelungen treffen. Das Verfahren AgNes (Anpassung der Netzentgeltsystematik) läuft. Ein dauerhaft schutzwürdiges Vertrauen auf die aktuelle Befreiungsregelung besteht laut rechtswissenschaftlicher Einschätzung nicht. Das ist kein theoretisches Risiko — es ist eine explizit gesetzlich verankerte Kompetenz.

Risiko 2 — Smart-Meter-Rollout und Smart Meter Gateway als Engpass

Zum 31. Dezember 2025 waren erst rund 3,09 Millionen intelligente Messsysteme mit Smart Meter Gateway installiert — das entspricht 5,5 % aller Stromanschlüsse in Deutschland (BNetzA). Energy Sharing, V2G und dynamische Stromtarife setzen Smart Meter sowie eine Steuerbox zwingend voraus. Ohne diese Infrastruktur lassen sich weder die Einspeisebegrenzung optimal steuern noch die neuen Erlösmodelle realisieren. Die BNetzA leitete im März 2026 bereits 77 Verfahren gegen säumige Netzbetreiber und Messstellenbetreiber ein. Solange der Rollout stockt, bleibt die praktische Realisierung dieser Geschäftsmodelle begrenzt.

Risiko 3 — Kundenanlagen-Rechtsunsicherheit für PV-Anlagen im Quartier

Der BGH hat mit Urteil vom 13. Mai 2025 (Az. EnVR 83/20) den Begriff der Kundenanlage stark verengt. Gebäudeübergreifende Mieterstrom- und Quartiersprojekte drohen als regulierte Verteilnetze eingestuft zu werden — mit erheblichen Auswirkungen auf Betreiber und Unternehmen, die eigene PV-Anlagen für Mieterstrom nutzen. Die Übergangsfrist bis Januar 2029 schützt nur Bestandsanlagen — für Neuanlagen besteht volle Rechtsunsicherheit. 27 Branchenverbände fordern eine dauerhafte Reform des Energierechts.

Risiko 4 — Steigende negative Preisstunden bei erneuerbaren Energien

2025 gab es rund 575 Stunden negativer Börsenstrompreise an der Strombörse (FfE/EPEX SPOT 2025). Seit Februar 2025 entfällt in diesen Stunden die EEG-Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen. Wer dynamische Erlösstrategien mit Batteriespeicher nicht aktiv plant, gibt Rendite her. Gleichzeitig bleibt das Risiko einer Netzüberlastung in Zeiten hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien real — der Marktwert Solar 2025 lag im Jahresdurchschnitt bei nur 4,508 ct/kWh.

7. Fazit: Was jetzt konkret zu tun ist

Die EnWG-Novelle 2025 schafft die regulatorische Grundlage für eine neue Generation von PV-Geschäftsmodellen. Für Investoren und Anlagenbetreiber lassen sich drei Handlungsempfehlungen ableiten:

Erstens: PV-Anlagen mit Speicher sofort planen und den Co-located Speicher in die ursprüngliche Projektplanung integrieren — nicht als Nachrüstoption. Die Kombination aus Baurecht-Privilegierung, überragendem öffentlichem Interesse und Netzentgeltbefreiung ist einzigartig günstig. Der Stichtag 01.01.2029 für die 20-jährige Befreiung ist real. Die Umsetzung heute bedeutet 20 Jahre gesicherten Vorteil bei den Stromkosten.

Zweitens: V2G und Energy Sharing strategisch beobachten, aber nicht als sofortige Renditetreiber einplanen. Die regulatorische Grundlage ist gelegt — die wirtschaftliche Infrastruktur (Smart Meter, Smart Meter Rollout, V2G-fähige Wallboxen, standardisierte Prozesse des Netzbetreibers) wächst. Positionierung für 2028–2029 ist sinnvoller als Sofortinvestition in noch unreife Infrastruktur.

Drittens: Die BNetzA-Kompetenz ernst nehmen. Wer in Großspeicher investiert, sollte Szenarien mit reduzierter oder ganz entfallender Netzentgeltbefreiung durchrechnen. Die Wirtschaftlichkeit eines Co-location-Projekts mit erneuerbaren Energien sollte auch ohne diesen Vorteil darstellbar sein — er ist ein Bonus, keine Planungsgrundlage.

Wer tiefer einsteigen möchte: Die KraftNAV-Änderungen und ihre Bedeutung für den Netzanschluss ergänzen das baurechtliche Bild um die netzanschlusstechnische Dimension — beide Regelwerke greifen für Co-location-Projekte direkt ineinander.

Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Renditeangaben basieren auf historischen Werten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie zukünftiger Ergebnisse. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Berater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: April 2026.

Zum PV-Investment → Die EnWG-Novelle 2025 verändert die Renditearchitektur von PV-Investitionen grundlegend — besonders für Projekte mit integriertem Batteriespeicher.

Drei Änderungen auf einmal sind selten. Baurecht, Netzentgelte und Energy Sharing: Die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes liefert das rechtliche Gerüst, das PV-Anlagen mit Stromspeicher jetzt tragfähiger macht als je zuvor. Photovoltaikanlagen mit Co-located Speicher profitieren direkt von günstigeren Genehmigungsverfahren, reduzierten Netzentgelten und einer klaren Direktvermarktungspflicht ab 25 kWp. Aber Gesetze allein bauen keine Anlage und sichern keine Rendite. Logic Energy projektiert und realisiert PV-Anlagen, die von Anfang an auf die neuen Rahmenbedingungen ausgelegt sind — Co-located Speicher, langfristige Ertragsbeteiligung, technisch und rechtlich durchdacht. Nutzen Sie die regulatorische Gunst des Moments: Sprechen Sie uns an, und wir rechnen Ihr individuelles Investitionspotenzial kostenlos durch.

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FAQ

• Was ist die EnWG-Novelle 2025 und wann trat sie in Kraft?

  Die EnWG-Novelle 2025 ist ein Artikelgesetz, das Änderungen in 28 Gesetzen und Verordnungen — darunter EnWG, EEG 2023, BauGB und MsbG — vornimmt. Sie wurde am 13. November 2025 vom Bundestag beschlossen, passierte den Bundesrat am 21. November 2025 und ist seit dem 23. Dezember 2025 in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 347).

• Was ändert sich für Batteriespeicher durch die EnWG-Novelle?

  Batteriespeicher erhalten drei neue Vorteile: erstmals eine eigene Baurecht-Privilegierung im Außenbereich (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB), den Status „überragendes öffentliches Interesse" in Genehmigungsverfahren (§ 11c EnWG) sowie eine anteilige Netzentgeltbefreiung für Multi-Use-Speicher (§ 118 Abs. 6 EnWG). Die Inbetriebnahmefrist für die 20-jährige Befreiung wurde auf den 01.01.2029 verlängert.

• Was bedeutet Energy Sharing für PV-Investoren?

  Energy Sharing (§ 42c EnWG) erlaubt ab dem 1. Juni 2026 die Vermarktung von PV-Strom über das öffentliche Verteilnetz an Teilnehmer in derselben Bilanzzone. Die Preise sind frei verhandelbar und liegen typischerweise zwischen 10 und 15 ct/kWh. Volle Netzentgelte (~9,3 ct/kWh) bleiben jedoch fällig. Ein breiter Markt ist frühestens ab 2029 realistisch.

• Werden E-Autos durch die EnWG-Novelle wie Speicher behandelt?

  Ja. Durch die Änderung von § 118 Abs. 6 EnWG und den Verweis auf § 21 EnFG werden bidirektionale Ladepunkte ab dem 1. Januar 2026 regulatorisch wie stationäre Batteriespeicher behandelt. Rückgespeister Strom aus Fahrzeugbatterien löst keine doppelten Netzentgelte mehr aus. Ab dem 1. April 2026 standardisieren die MiSpeL-Prozessregeln die Bilanzierung.

• Bis wann muss ein Batteriespeicher in Betrieb gehen, um von der Netzentgeltbefreiung zu profitieren?

  Die Inbetriebnahmefrist wurde durch die EnWG-Novelle von ursprünglich August 2026 auf den 1. Januar 2029 verlängert. Wer bis zu diesem Datum einen Speicher in Betrieb nimmt, sichert sich 20 Jahre Befreiung von Netzentgelten für be- und entladenen Strom — vorausgesetzt, die BNetzA trifft keine abweichenden Regelungen im laufenden AgNes-Verfahren.

• Welche Risiken bleiben trotz der Novelle bestehen?

  Das größte regulatorische Risiko ist die Abweichungskompetenz der Bundesnetzagentur (§ 118 Abs. 6 S. 12 EnWG). Der schleppende Smart-Meter-Rollout (5,5 % Ausstattungsquote Ende 2025) verzögert die Realisierung von Energy Sharing und V2G. Die Kundenanlagen-Rechtsunsicherheit nach dem BGH-Urteil vom Mai 2025 betrifft Quartiersprojekte. Steigende negative Preisstunden (575 Stunden 2025) belasten die Direktvermarktung ohne Speicher.

• Gilt die EnWG-Novelle 2025 auch für bestehende PV-Anlagen?

  Teilweise. Die Baurecht-Privilegierung gilt für neue Speicher-Projekte. Die Netzentgeltbefreiung kann auch für bestehende Anlagen genutzt werden, wenn ein neuer Speicher bis zum 01.01.2029 in Betrieb geht. Energy Sharing steht allen EE-Anlagenbesitzern offen — unabhängig vom Inbetriebnahmedatum der PV-Anlage, sofern die technischen Voraussetzungen (Smart Meter, Bilanzierungsfähigkeit) erfüllt sind.

Quellenangaben

1. Bundestag — Schutz der Verbraucher vor Strompreisschwankungen beschlossen, 13. November 2025

2. pv magazine — Bundesrat lässt EnWG-Novelle passieren, 21. November 2025

3. Gleiss Lutz — Privileged status for battery storage systems in unzoned areas: New nos. 11 and 12 in section 35(1) BauGB, November 2025

4. Gleiss Lutz — Energy sharing – joint use of renewable electricity under the new section 42c Energy Industry Act, Dezember 2025

5. FfE — Neue Netzentgelt-Privilegien für Speicheranlagen und Ladepunkte – Stehen die Befreiungen auf dünnem Eis?, Dezember 2025

6. BSW Solar — Batteriespeicherkapazität binnen 5 Jahren verfünffacht, 12. Januar 2026

7. Modo Energy — Bericht zum Ausbau von Batteriespeichern in Deutschland: Kapazitätswachstum erreicht Rekordhoch im Jahr 2025, Februar 2026

8. Kraftfahrt-Bundesamt — Zahl der in Deutschland zugelassenen reinen Elektrofahrzeuge überschreitet erstmals die Zwei-Millionen-Marke, 2026

9. Baker Tilly — Energy Sharing: Neuer Rechtsrahmen im EnWG, 2025

10. Bündnis Bürgerenergie — Endlich Energy Sharing – leider nur halbherzig, 21. November 2025

11. Transport & Environment / Electrive — Fraunhofer ermittelt ökonomisches Potenzial von Bidi-Laden, Oktober 2024

12. Tengelmann Energie — EnWG-Novelle 2025: Was Unternehmen jetzt wissen müssen, 2025

13. Bittner+Krull — Smart Meter Rollout 2026: iMSys zwischen Quote und Realität, 2026

14. Photovoltaik.sh — Energy Sharing für Solarstrom – Chancen und Rahmenbedingungen ab Juni 2026, 2026

15. Firmengruppe Helm — Portfoliorendite-Daten 2024 — Interne Projektdaten