Ein Entwurf der Bundesnetzagentur entscheidet über die Netzentgelte von Solarstrom im Mehrfamilienhaus und zwar danach, wie die Zähler im Keller verschaltet sind. Ausgerechnet das Modell, das der Gesetzgeber 2024 zum Teilen von Solarstrom geschaffen hat, wird dadurch zehnmal teurer als sein Gegenstück. Die Konsultation läuft noch bis zum 18. September.
Ein Gastbeitrag von Julian Schulz
Stellen Sie sich zwei Mehrfamilienhäuser vor, dieselbe Straße, gleicher Baujahrgang, jeweils zehn Wohnungen. Auf beiden Dächern liegt die identische Photovoltaikanlage, 25 Kilowatt, gleiche Ausrichtung, gleicher Ertrag. In beiden Häusern verbrauchen die Bewohner denselben Strom, dieselben Kilowattstunden, zu denselben Zeiten. Für das Netz sind die beiden Gebäude nicht unterscheidbar: ein Hausanschluss, gleiche Belastung, gleicher Beitrag.
Ab dem 1. Januar 2029 zahlt das eine Haus dafür 60 bis 80 Euro Netzentgelt-Aufschlag im Jahr. Das andere zahlt 600 bis 800 Euro. In teuren Netzgebieten liegen beide Werte deutlich höher, das Verhältnis zwischen ihnen bleibt.
Der Unterschied liegt nicht in der Anlage, nicht in der Dämmung und auch nicht im Verbrauchsverhalten der Mieter. Er liegt an dem beim Netzbetreiber eingereichten Messkonzept und somit an der Zählerverschaltung im Keller. Das erste Haus versorgt seine Bewohner über ein Mieterstrommodell mit Summenzähler. Das zweite nutzt die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, bei der jede Wohnung ihren eigenen Stromvertrag behält. Und der neue Aufschlag knüpft nicht an die Anlage an, sondern an jeden einzelnen Zählpunkt.
Zehn Wohnungen, zehnmal der Aufschlag. Das ist die ganze Erklärung.
Diese Zahlen stehen in einem Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur, über den derzeit konsultiert wird, und sie werden nicht im Bundestag beschlossen, sondern in einem Verwaltungsverfahren. In Deutschland leben nach dem Mietenreport des Deutschen Mieterbunds über 44 Millionen Menschen zur Miete. Ob Solarstrom auf ihren Dächern wirtschaftlich ist, entscheidet sich in den nächsten Wochen an einer Definition in einem knapp 200 Seiten starken Dokument, das in der Wohnungswirtschaft bisher kaum jemand gelesen hat.
Woher das kommt
Am 6. August hat die Bundesnetzagentur den vollständigen Festlegungsentwurf zur neuen Netzentgeltsystematik veröffentlicht, Aktenzeichen GBK-25-01-1#3. Sie musste handeln: Die Stromnetzentgeltverordnung tritt zum 31. Dezember 2028 außer Kraft, Folge des EuGH-Urteils vom 2. September 2021 zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde (Rs. C-718/18). Die Systematik wird also ohnehin neu gebaut, und die alte Logik stammt erkennbar aus einer Zeit weniger großer Kraftwerke und weniger Einspeisepunkte. Zum Jahresende 2025 zählte das Statistische Bundesamt 4,8 Millionen Photovoltaikanlagen in Deutschland.
Das dahinterliegende Problem ist echt. Netzentgelte machen rund 30 Prozent des Haushaltsstrompreises aus, und die Kosten dahinter sind überwiegend Fixkosten. Wer sie über einen Arbeitspreis auf durchgeleitete Kilowattstunden verteilt, verteilt sie auf eine schrumpfende Basis, je mehr Erzeugung dezentral entsteht. Wer Solarstrom selbst verbraucht, bezieht weniger aus dem Netz, bleibt aber vollständig darauf angewiesen, an jedem Abend und in jedem Winter. Dass die Bundesnetzagentur diesen Beitrag stärker über den Grundpreis abbilden will, ist nachvollziehbar.
Das Instrument dafür heißt Prosumer-Aufschlag: 70 bis 90 Prozent auf den Grundpreis des Netzentgelts. Erhoben wird er nicht bei der Anlage, sondern bei jeder Entnahmestelle in der Niederspannung mit einem Jahresverbrauch unter 100.000 Kilowattstunden, deren Netzbezug durch eine Erzeugungsanlage am selben Netzanschluss gemindert wird. Wie hoch das ausfällt, hängt vom Netzgebiet ab; die Bundesnetzagentur nennt im Entwurf keine Beträge. Modellrechnungen aus der Branche kommen für ein durchschnittliches Netzgebiet auf 60 bis 80 Euro netto im Jahr, in teuren Gebieten auf deutlich über 100 Euro. Die Größe der Anlage spielt dabei keine Rolle. Drei Kilowattstunden oder hundert, der Betrag ist derselbe. Ein Batteriespeicher ändert an der Einstufung nichts. Steckersolargeräte und Pauschalkunden nach Paragraf 14a EnWG sind ausgenommen, Balkonkraftwerke also nicht betroffen.
An dieser einen Bezugsgröße – Entnahmestelle statt Anlage – hängt der Faktor zehn. Im Mieterstrommodell läuft die Versorgung über einen Summenzähler am Gebäude; nur er ist gegenüber dem Netz eine aktive Marktlokation. Der Aufschlag fällt einmal je Objekt an; bei einem voll teilnehmenden Mieterstrom-Haus sind das auf zehn Parteien verteilt, sechs bis acht Euro im Jahr. Bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung behält jede Wohnung ihre eigene Marktlokation mit eigenem Grundpreis. Der Aufschlag fällt je teilnehmender Wohnung an, zehnmal für dasselbe Gebäude.
Für ein Einfamilienhaus ist die Wahl der Bezugsgröße folgenlos: ein Gebäude, ein Anschluss, ein Zähler, ein Aufschlag. Genau dort funktioniert die Logik des Entwurfs auch – insbesondere, wenn auch noch eine Wallbox und eine Wärmepumpe hinter dem gleichen Zähler hängt. Wer weniger entnimmt, aber die volle Absicherung durch das Netz behält, soll dafür über den Grundpreis zahlen. Nur skaliert diese Logik nicht mit der Zahl der Zählpunkte hinter demselben Hausanschluss.
Das Mehrfamilienhaus hat einen Netzanschluss, ob dahinter zehn Zähler stehen oder einer. Es beansprucht keine zehnfache Anschlusskapazität, verursacht keine zehnfachen Anschlusskosten und entlastet das Netz nicht weniger, wenn die Erzeugung über zehn Zählpunkte statt über einen abgerechnet wird. Bepreist wird also nicht die Netznutzung, sondern die Zahl der Vertragsverhältnisse dahinter.
Das Modell, das der Gesetzgeber 2024 mit Paragraf 42b EnWG eingeführt hat, um Solarstrom im Haus einfacher teilbar zu machen, wird damit durch eine Behördenfestlegung zum teuersten Weg, genau das zu tun. Es gibt keinen Hinweis darauf, dass diese Wirkung beabsichtigt ist. Eine politische Entscheidung, die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung schlechter zu stellen als das Mieterstrommodell, hat niemand getroffen.
Dass die Richtung stimmt, macht es nicht besser
Es wäre zu einfach, das als Bremsmanöver gegen die Energiewende im Gebäudebestand zu lesen. Die zweite große Reform dieses Jahres zieht in die andere Richtung, und sie ist für Wohnungsunternehmen die beste Nachricht seit Jahren.
Mit dem Kabinettsbeschluss vom 29. Juli endet die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen voraussichtlich zum 1. Januar 2027. Für die Wohnungswirtschaft ist daran eine Änderung entscheidend: Die Besserstellung der Volleinspeisung fällt weg — je nach Leistungsklasse dreieinhalb bis knapp fünf Cent je Kilowattstunde. Diese Besserstellung hat über Jahre Entscheidungen geprägt. Volleinspeisung war der bequeme Weg: ein Zähler, eine Abrechnung im Jahr, keine Mieter als Kunden. Für Bestandshalter, die eine Solarpflicht zu erfüllen hatten, war es zugleich der schnellste Weg, dieser Pflicht nachzukommen, ohne ein Stromliefergeschäft aufzubauen. Dass viele so entschieden haben, war rational. Der Anreiz dafür fällt jetzt weg.
Erhalten bleibt dagegen der Mieterstromzuschlag nach Paragraf 21 EEG. Die Bundesregierung hat das in der Gesetzesbegründung ausdrücklich bestätigt und auch begründet, warum: Sie will Photovoltaik auf dem Mehrfamilienhaus, und sie will, dass Mieter am günstigen Solarstrom teilhaben. Für Anlagen über einem Megawatt wird der Zuschlag künftig anteilig gewährt, im Verhältnis von einem Megawatt zur Gesamtleistung. Bei einer Anlage mit 1,5 Megawatt sind also zwei Drittel der Liefermenge förderfähig. Für Quartierslösungen ist das eine neue Größe in der Auslegung.
Damit dreht sich die Investitionsrechnung, und weil das der Punkt ist, an dem in Gremien nachgefragt wird, hier die Rechnung offen: 25 Kilowatt auf zehn Wohnungen, 1.000 Kilowattstunden Jahresertrag je Kilowatt, ein Mieterstromtarif von 2,33 Cent für die Leistungsklasse bis 40 Kilowatt, der Überschuss vergütet mit 5,2 Cent – der Übergangszahlung nach neuem Recht. Wird die Hälfte der Erzeugung im Haus abgesetzt, liegt der Vor-Ort-Verkauf rund 2.700 Euro im Jahr über der Volleinspeisung; bei zwei Dritteln sind es gut 3.500 Euro. Das ist ein Bruttoergebnis. Messstellenbetrieb, Abrechnung und Kundenbetreuung kosten je Objekt rund 800 Euro im Jahr, so dass netto 1.900 bis 2.800 Euro bleiben. Wer mit anderen Annahmen rechnet, kommt auf andere Beträge. Die Richtung ändert sich jedoch in keinem Szenario.
Die 5,2 Cent sind dabei die günstigste Annahme, die man treffen kann, und sie gilt nur auf Zeit. An die Stelle der festen Vergütung tritt eine gestaffelte Übergangszahlung für maximal 36 Monate, danach folgt die Direktvermarktung an der Börse. Der Überschuss fällt dann auf den Marktpreis, und der Abstand zwischen Vor-Ort-Verkauf und Einspeisung wird größer, nicht kleiner. Wer heute auf Volleinspeisung auslegt, plant ein Modell, dessen Erlösseite in drei Jahren ungeschützt ist.
Die Botschaft an die Wohnungswirtschaft ist damit eindeutig, und sie ist richtig: Die Zukunft der Photovoltaik auf dem Mehrfamilienhaus liegt nicht in der Einspeisung, sondern in der Nutzung des Stroms im Haus.
Der Bruch
Genau diesen Vor-Ort-Verbrauch bepreist AgNes.
Das ist der Kern des Problems. Das EEG drückt Betreiber in die lokale Nutzung, weil die Einspeisung sich nicht mehr trägt. Die Netzentgeltsystematik belegt die lokale Nutzung mit einem Aufschlag und am härtesten in dem Modell, das für sie geschaffen wurde. Beide Verfahren laufen parallel, in verschiedenen Häusern, nach verschiedenen Logiken, mit verschiedenen Zuständigkeiten.
Dazu kommt eine Regel der EEG-Novelle, die unauffällig wirkt, aber nicht ist: Neue Dachanlagen unter 100 Kilowatt dürfen nach Paragraf 9 Absatz 2b nur noch die Hälfte ihrer installierten Leistung am Netzverknüpfungspunkt einspeisen. Eigenverbrauch und Speicherung bleiben unberührt. Wir haben das an Viertelstundenwerten aus 582 Projekten nachgerechnet: Betroffen sind etwa vier bis fünf Prozent der eingespeisten Menge, der Erlösausfall liegt je Anlage im unteren dreistelligen Bereich. Das ist kein Investitionshindernis. Entscheidend ist die Folge: Um die Kappung überhaupt abzufangen, muss der Speicher prognosebasiert geladen werden, also gezielt Kapazität für die Mittagsspitze freihalten. Ein Speicher allein genügt nicht, und ein Energiemanagement, das das leistet, ist heute bei keinem Hersteller Werkseinstellung. Der Speicher wird damit Teil der Anlagenauslegung statt eine Option daneben.
Und für diesen Speicher gilt eine dritte Festlegung, MiSpeL, die Batteriespeicher erstmals marktfähig macht: laden, wenn Strom günstig ist, einspeisen, wenn er teuer ist, dem Netz aushelfen, wenn es gebraucht wird. Ein echter Fortschritt, nur nicht im Mieterstrom. An derselben Einspeisestelle schließen sich Speichervermarktung und Mieterstromzuschlag gegenseitig aus. Wer seinen Speicher über MiSpeL vermarktet, verliert den Zuschlag nach Paragraf 21 EEG.
Ein Betreiber muss sich also entscheiden zwischen einem Speicher, der sich über die Vermarktung rechnet, und einem Versorgungsmodell, das sich über den Zuschlag rechnet. Und das, obwohl die EEG-Novelle im selben Atemzug beides verlangt: den Speicher wegen der Kappung, die Vor-Ort-Nutzung wegen der wegfallenden Einspeisevergütung. Getroffen werden ausgerechnet die Anlagen, die keine Wahl haben.
Hinzu kommt, dass die Netzentgeltbefreiung, auf die die Pauschaloption für Solaranlagen bis 30 Kilowatt aufsetzt, wieder endet, sobald AgNes 2029 greift. Sie stammt aus Paragraph 118 Absatz 6 EnWG; MiSpeL bestimmt über die gesetzlichen Verweise nur, welche Strommengen dafür zählen. MiSpeL soll zum 1. Oktober 2026 in Kraft treten, ist bis zum 30. September 2027 aber nur mit Zustimmung von Netz- und Messstellenbetreiber anwendbar, die Pauschaloption zusätzlich erst nach beihilferechtlicher Genehmigung durch die EU-Kommission. Als belastbarer Anspruch bleiben rund 15 Monate für eine Investition, die über zwanzig Jahre gerechnet wird.
Und der Weg, auf den die Novelle alle Betreiber schickt, ist selbst noch nicht gebaut. Kein einziges Mehrfamilienhaus verbraucht seinen Solarstrom vollständig im Haus; je nach Belegung gehen mindestens dreißig bis fünfzig Prozent ins Netz. Wer diesen Überschuss verwerten will, braucht einen Direktvermarkter, und für kleine Anlagen gibt es die bislang kaum. Das Bundeswirtschaftsministerium rechnet für das Segment bis 100 Kilowatt mit rund 90.000 zusätzlichen Direktvermarktungsfällen pro Jahr.
Der Bundesverband Solarwirtschaft hält über 400.000 für nötig, nur um das Zubauvolumen von 2025 zu halten. Diese Lücke schließt kein Markt in sechzehn Monaten, zumal die technische Voraussetzung dafür, der Smart-Meter-Rollout, seit Jahren hinter den Zielen zurückbleibt. Am engsten wird es in einem Segment, das die Staffelung der Übergangszahlung übersieht: 2027 haben nur Anlagen unter 50 Kilowatt Anspruch darauf. Anlagen zwischen 50 und 100 Kilowatt gehen von Tag eins in die Direktvermarktung. Also genau die Größenklasse, die auf einem größeren Mehrfamilienhaus oder in einem kleinen Quartier typisch ist und für Vermarkter heute zu klein, um sich zu rechnen.
Jedes dieser Verfahren ist für sich begründbar. Die Netzentgeltreform folgt einem EuGH-Urteil. Die Einspeisekappung reagiert auf reale Mittagsspitzen. Die Speicherfestlegung öffnet einen Markt, der lange verschlossen war. Nur hat niemand die Summe gerechnet.
Das gilt auch für die zweite Hälfte von AgNes, die in der Debatte kaum vorkommt. Anlagen mit mehr als 30 Kilowatt installierter Leistung zahlen künftig ein Einspeiseentgelt, einen reinen Kapazitätspreis in der Größenordnung von vier bis sieben Euro je Kilowatt und Jahr, bemessen an der vertraglich vereinbarten Einspeisekapazität. Sobald ein Gebäude also groß genug für eine Anlage jenseits dieser Schwelle ist und das ist im Bestand die Regel, nicht die Ausnahme, wird es von zwei Seiten belastet: Aufschlag auf der Verbrauchsseite, Einspeiseentgelt auf der Erzeugungsseite. Eine typische Einfamilienhausanlage bleibt unter der Schwelle und zahlt nur den Aufschlag. Beim Einspeiseentgelt gibt es allerdings einen Bestandsschutz für Anlagen, die in Betrieb sind oder für die eine endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung getroffen wurde, nachzuweisen bis zum 31. März 2027, Betriebsaufnahme bis zum 4. August 2029.
Beim Prosumer-Aufschlag gibt es diesen Bestandsschutz nicht.
Wen es trifft
Der Aufschlag heißt Prosumer-Aufschlag. Als Prosumer gilt nach dem Entwurf aber nicht der Betreiber der Anlage, sondern der Letztverbraucher hinter dem Zähler, dessen Netzbezug durch sie gemindert wird. Im Mehrfamilienhaus ist das der Mieter. Er hat die Anlage nicht bezahlt, ihre Auslegung nicht entschieden, ihren Betrieb nicht in der Hand und kann seine Einstufung nicht ändern. Der tatsächliche Prosumer, also derjenige, der produziert und konsumiert und beides steuert, ist der Anlagenbetreiber.
Für den Mieter ist der Aufschlag ein Festbetrag, und Festbeträge treffen kleine Verbräuche härter. Eine Mieterin mit 2.000 Kilowattstunden im Jahr trägt bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung denselben Betrag wie ein Einfamilienhaushalt mit 4.000. Bezogen auf die Kilowattstunde ist ihre Belastung doppelt so hoch.
Ob sich die Teilnahme für sie noch rechnet, lässt sich ausrechnen. Bezieht sie die Hälfte bis zwei Drittel ihres Stroms aus der Anlage, sind das 1.000 bis 1.400 Kilowattstunden. Bei einem Preisvorteil von etwa vier Cent je Kilowattstunde. Gemessen nicht an der Grundversorgung, sondern an einem wettbewerbsfähigen Marktangebot, denn daran vergleicht ein Mieter – bleiben ihr 40 bis 56 Euro im Jahr. Dagegen steht ein Aufschlag von 60 bis 80 Euro.
Das ist der Punkt, an dem die Photovoltaikanlage auf dem eigenen Dach die Stromrechnung nicht mehr senkt, sondern erhöht. Nicht wegen der Technik, nicht wegen des Strompreises, sondern wegen einer Bezugsgröße in einer Netzentgeltfestlegung.
Und es ist ein Gespräch, das Wohnungsunternehmen nicht delegieren können. Anders als bei der Modernisierungsumlage oder den Betriebskosten ist die Teilnahme an einem Solarmodell freiwillig. Sie steht und fällt mit der Zustimmung jedes einzelnen Haushalts, und sie muss bei jedem Mieterwechsel neu erreicht werden. Eine Anlage, deren Wirtschaftlichkeit an einer Absatzquote von der Hälfte bis zwei Dritteln hängt, ist auf diese Zustimmung angewiesen, über zwanzig Jahre, in einem Bestand mit normaler Fluktuation. Ein Aufschlag, der auf der Rechnung des Mieters erscheint und den Preisvorteil des Solarstroms auffrisst, ist damit nicht nur eine Kostenposition. Er ist ein Argument gegen das Modell, das der Vermieter in jedem Treppenhausgespräch vorgelegt bekommt.
Für Bestandsanlagen gilt das ohne Übergang. Der Prosumer-Aufschlag greift ab dem 1. Januar 2029 auch für Anlagen, die heute laufen und in den vergangenen Jahren im Vertrauen auf die damalige Rechtslage gebaut wurden. Wer sein Portfolio ausgebaut hat, kann sich dem nicht durch frühe Realisierung entziehen; Projekte vorzuziehen hilft an dieser Stelle nichts. Ab dem 1. April 2028 müssen Netzbetreiber Prosumer identifizieren; ausgewiesen wird der Aufschlag anschließend vom Lieferanten auf der Stromrechnung. Die Fragen der Mieter kommen also, bevor der erste Euro fließt.
Was in der Rechnung ebenfalls fehlt, ist die Gegenrichtung. Der Aufschlag bepreist die Infrastrukturnutzung. Er verrechnet nicht, dass dezentrale Erzeugung dem Netz auch etwas zurückgibt. Nach den Auswertungen des Fraunhofer ISE wurden 2025 in Deutschland 16,9 der 87 erzeugten Terawattstunden Solarstrom selbst verbraucht, also gar nicht durch das vorgelagerte Netz transportiert. Wer genau hinschaut und nachrechnet, stellt fest: Auf der Habenseite des Prosumers steht im Entwurf nichts.
Eine Korrektur würde reichen
Man könnte an diesem Paket vieles kritisieren. Für das Problem, um das es hier geht, genügt jedoch eine einzige Änderung: Der Prosumer-Aufschlag sollte auf Anlagenebene erhoben werden, nicht je Entnahmestelle.
Das ist keine inhaltliche Kehrtwende. Der Aufschlag bleibt, seine Höhe bleibt, seine Begründung bleibt. Was sich ändert, ist die Bezugsgröße. Die Wirkung: Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung werden gleich behandelt, der Faktor zehn verschwindet, der Aufschlag trifft den, der die Anlage tatsächlich betreibt und steuert und der Mieter behält den Vorteil, der ihn überhaupt zur Teilnahme bewegt.
Der naheliegende Einwand lautet, dass Netzentgelte an der Entnahmestelle erhoben werden, weil dort abgerechnet wird, und dass ein anlagenbezogener Aufschlag zusätzliche Datenflüsse zwischen Anlagenbetreiber, Messstellenbetreiber und Netzbetreiber erfordert. Der erste Teil ist zutreffend, der zweite nicht. Die Zuordnung von Erzeugungsanlage zu Netzanschluss muss der Netzbetreiber ohnehin herstellen: Der Entwurf verpflichtet ihn ab dem 1. April 2028, Prosumer zu identifizieren, und das geht nur über genau diese Zuordnung. Dieselbe Festlegung erhebt zudem mit dem Einspeiseentgelt bereits ein Entgelt, das nicht an der Entnahmestelle, sondern an der Anlage anknüpft. Die Verknüpfung existiert also, sie wird an einer Stelle des Entwurfs schon genutzt, nur an der anderen nicht.
Es sei an dieser Stelle offengelegt: Wir setzen Mieterstromprojekte um, also das Modell, das von der jetzigen Fassung profitiert. Der Vorschlag nimmt uns diesen relativen Vorteil. Trotzdem ist er der richtige. Ein Regelwerk, das Gebäude nach der Verschaltung ihrer Zähler unterschiedlich behandelt, produziert keine Netzgerechtigkeit, sondern Beratungsbedarf und verschiebt Investitionsentscheidungen nach Kriterien, die mit dem Netz nichts zu tun haben. Wer heute Projekte in der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung plant, kalkuliert derzeit mit einer Kostenposition, die in seinem Modell noch nicht steht. Und wer sie kennt, wird das Modell wechseln. Nicht weil es das schlechtere wäre, sondern weil eine Bezugsgröße in einer Festlegung es dazu macht. Für ein Instrument, das der Gesetzgeber vor zwei Jahren geschaffen hat, ist das ein kurzes Leben.
Was auf dem Spiel steht
Nach der Auswertung des Instituts der deutschen Wirtschaft für das Ariadne-Projekt stehen in Deutschland rund 3,6 Millionen Gebäude mit drei oder mehr Wohnungen. In ihnen liegen 24 Millionen Wohnungen, 56 Prozent des gesamten Wohnungsbestands. Auf 3,1 Millionen dieser Gebäude mit 20,1 Millionen Wohnungen sind die Dächer geeignet; dort ließen sich Solaranlagen mit bis zu 60,4 Gigawatt installieren, rund zwei Drittel dessen, was bis 2030 überhaupt noch zugebaut werden muss, wenn das Ziel von 80 Prozent Erneuerbaren gehalten werden soll. Mit Freiflächen und Einfamilienhäusern allein ist es nicht zu erreichen.
Die EEG-Novelle ist noch im parlamentarischen Verfahren, die beihilferechtliche Genehmigung der EU steht aus. Der AgNes-Entwurf ist ein Entwurf, kein Beschluss; die Festlegung soll Ende 2026 stehen.
Die Konsultation läuft bis zum 18. September, und jeder kann eine Stellungnahme einreichen. Am besten per E-Mail an gbk@bnetza.de, unter Verwendung der verpflichtenden BNetzA-Vorlage.
Maßgeblich ist der Eingang bis 18.09.2026.
Das wirksamste Argument in einem Verfahren dieser Art sind nicht Positionspapiere, sondern Zahlen aus echten Projekten. Genau die haben Wohnungsunternehmen.
Registriert waren zum Stand Mai 2025 genau 5.434 Mieterstromanlagen. Auf die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, seit Mai 2024 im Gesetz, entfällt bislang ein Bruchteil davon. Sie war die Antwort des Gesetzgebers auf genau dieses Verhältnis: ein Modell mit weniger Vertragspflichten, ohne Vollversorgungspflicht, das kleinere Eigentümer und Wohnungseigentümergemeinschaften erreichen sollte, für die ein vollständiges Energieversorgungsgeschäft zu groß ist. Zwei Jahre später steht in einem Festlegungsentwurf eine Bezugsgröße, die dieses Modell zum teuersten macht. Nicht als Korrektur einer politischen Fehlentscheidung, sondern als Nebenfolge einer Reform, die ein anderes Problem lösen sollte.
Fünftausend Anlagen bei 3,1 Millionen Gebäuden beschreiben kein Interessenproblem. Wohnungsunternehmen wollen diese Anlagen bauen; viele haben kommunale Solarpflichten zu erfüllen und Klimaziele in ihrer Strategie stehen. Es beschreibt auch kein Technikproblem: Messkonzepte, Abrechnung und Betrieb sind gelöst und tausendfach im Einsatz. Es beschreibt ein Regelwerksproblem und zwar eines, das sich in Einzelentscheidungen zerlegt, die jede für sich vertretbar sind.
Die EEG-Novelle ist noch im parlamentarischen Verfahren, die beihilferechtliche Genehmigung der EU steht aus. Der AgNes-Entwurf ist ein Entwurf, kein Beschluss; die Festlegung soll Ende 2026 stehen. Die Konsultation läuft bis zum 18. September, und jeder kann eine Stellungnahme einreichen. Am besten per E-Mail an gbk@bnetza.de, unter Verwendung der verpflichtenden BNetzA-Vorlage. Maßgeblich ist der Eingang bis 18.09.2026. Das wirksamste Argument in einem Verfahren dieser Art sind nicht Positionspapiere, sondern Zahlen aus echten Projekten. Genau die haben Wohnungsunternehmen.
Danach ist die Bezugsgröße gesetzt. Und weil der Prosumer-Aufschlag keine Befristung kennt, zahlen die zwei Häuser in derselben Straße dann unbefristet unterschiedlich.
Julian Schulz ist Gründer und Geschäftsführer von metergrid, einem Anbieter für die Umsetzung und Abrechnung von Mieterstromprojekten. Das Unternehmen hat bislang mehr als 3.000 Mieterstromprojekte begleitet.
