EE-Ausbau und kommunale Beteiligung: Stadtwerke zwischen § 6 EEG, RED III und Doppelrolle

Schwerpunkt 3 unserer Reihe für kommunale Energieversorger. Beim Ausbau erneuerbarer Energien laufen für Stadtwerke aktuell mehrere Regulierungsstränge gleichzeitig zusammen: das EEG mit der kommunalen Beteiligung nach § 6, die in immer mehr Bundesländern verbindliche Landesbeteiligungsgesetze, die RED III-Umsetzung mit Beschleunigungsgebieten, das Negativpreis-Risiko ab 2026 – und über allem die Doppelrolle als Investor und Verteilnetzbetreiber. Genau in diesen Schnittstellen entstehen die kritischen Fragen.

Auf einen Blick

  • § 6 EEG bleibt eine Soll-Vorschrift; immer mehr Bundesländer (z. B. Bayern ab 01.01.2026) machen die kommunale Beteiligung jedoch verpflichtend.
  • Die RED III-Umsetzung in deutsches Recht ist seit Juli 2025 wirksam; reguläre Ausweisung der Beschleunigungsgebiete bis 21.02.2026.
  • Innerhalb von Beschleunigungsgebieten entfallen UVP-, FFH- und artenschutzrechtliche Prüfungen; an ihre Stelle tritt ein Screening.
  • Ab 01.01.2026 entfällt die EEG-Förderung bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Preisen.
  • Die EU-Beihilfegenehmigung für die deutsche EE-Förderung läuft Ende 2026 aus – eine Reform ist absehbar.
  • Die Doppelrolle Stadtwerk als Investor und Verteilnetzbetreiber verlangt unbundling-konforme Strukturierung.

Die Themen für sich genommen sind verstanden – die Schnittstellen sind das Problem

In nahezu allen Mandaten zur EE-Projektentwicklung mit Stadtwerken erlebe ich denselben Befund: Jedes einzelne Regelungswerk wird im Haus solide bearbeitet. Das EEG, das BImSchG, das Baugesetzbuch, die Landesbeteiligungsgesetze, die Vorgaben der Bundesnetzagentur – all das ist in den jeweiligen Fachabteilungen präsent. Was häufig fehlt, ist die Querverbindung. Genau dort entstehen aber die wirklich teuren Fehler – wirtschaftlich wie reputationell.

Der vorliegende Beitrag rückt deshalb nicht die einzelnen Vorschriften ins Zentrum, sondern fünf konkrete Schnittstellen, an denen sich die Themen treffen. Wer diese Schnittstellen versteht und im eigenen Haus organisiert, vermeidet die typischen Mandatsanlässe.

Schnittstelle 1: § 6 EEG × Landesbeteiligungsgesetze

Auf Bundesebene ist § 6 EEG eine Soll-Vorschrift. Anlagenbetreiber „sollen" Gemeinden, die von der Errichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell beteiligen – mit einem Höchstbetrag von 0,2 ct/kWh, bei Windenergieanlagen ab 1.000 kW innerhalb eines Umkreises von 2.500 m, bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen für die Standortgemeinden. Eine Pflicht zur Beteiligung enthält die Norm gerade nicht.

Die Bundesländer reagieren darauf zunehmend mit eigenen, verbindlichen Beteiligungsgesetzen. Bayern hat mit dem BayWiVG zum 01.01.2026 eine Pflicht zur Gemeindebeteiligung für Windenergieanlagen ab 50 m Höhe und PV-Freiflächenanlagen ab 5 MW eingeführt; Nordrhein-Westfalen, Mecklenburg-Vorpommern und weitere Länder haben entsprechende Regelungen. Bei Verstoß drohen Sanktionen – in NRW etwa eine Strafzahlung von 0,8 ct/kWh.

Aktueller Stand

Die meisten Landesbeteiligungsgesetze knüpfen an den Mechanismus des § 6 EEG an. Anlagenbetreiber, die nach § 6 EEG anbieten, erfüllen damit in der Regel auch die landesrechtliche Pflicht und können sich die Zahlungen über den Bundesmechanismus erstatten lassen. Eine konsequente Umsetzung nach § 6 EEG ist daher für Stadtwerke meist die wirtschaftlich und rechtlich vorteilhafteste Strategie.

Für Stadtwerke ergeben sich dabei zwei Konstellationen: Als Anlagenbetreiber einer eigenen Wind- oder PV-Anlage müssen sie das Beteiligungsverfahren rechtlich sauber führen – Angebot an alle betroffenen Gemeinden, Vertragsabschluss innerhalb der gesetzlichen Vorgaben, Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber zur Erstattung. Als Mitbetreiber oder Verpächter kommunaler Flächen treten sie zugleich oft auf der Gemeindeseite auf, was eine sorgfältige Trennung der Rollen erfordert. Hinzu kommen strafrechtliche Aspekte: § 6 EEG ist bewusst als Ausnahme vom Korruptionsstrafrecht formuliert; nur wer die Voraussetzungen erfüllt, ist vor §§ 331–334 StGB geschützt.

Schnittstelle 2: RED III-Beschleunigungsgebiete × Projektplanung

Mit der nationalen Umsetzung der RED III ist das Genehmigungsrecht für EE-Anlagen grundlegend umgebaut worden. Innerhalb der Beschleunigungsgebiete entfallen nach § 6b WindBG die Pflichten zu UVP, FFH-Verträglichkeitsprüfung und artenschutzrechtlicher Prüfung; an ihre Stelle tritt ein Screening der Umweltauswirkungen anhand vorhandener Daten. Genehmigungsfristen sind verbindlich verkürzt, die Antragstellung erfolgt zentral und elektronisch.

Für Stadtwerke als Projektentwickler hat das erhebliche praktische Konsequenzen. Erstens: Die Standortwahl entscheidet künftig nicht mehr nur über Genehmigungsfähigkeit, sondern über Genehmigungstempo. Projekte innerhalb eines Beschleunigungsgebiets können binnen Monaten zur Entscheidung gebracht werden; Projekte außerhalb laufen weiter im klassischen Verfahren. Zweitens: Die rechtzeitige Mitwirkung an der Ausweisung der Beschleunigungsgebiete – auf Ebene der Regional- und Bauleitplanung – wird zur strategischen Aufgabe. Drittens: Bei bestehenden Windenergiegebieten, die kraft Gesetzes als Beschleunigungsgebiete gelten, ist sorgfältig zu prüfen, ob die ursprünglichen Planungsentscheidungen das spätere Wegfallen der Einzelfallprüfungen tragen – ein Punkt, den auch Sachverständige im parlamentarischen Verfahren als rechtliches Risiko herausgestellt haben.

Praxishinweis

In meiner Beratungspraxis sehe ich, dass viele Stadtwerke das Beschleunigungsgebiet als „Belohnung" wahrnehmen, ohne die planungsrechtliche Vorarbeit zu leisten. Wer in den nächsten Monaten Projekte realisieren möchte, sollte aktiv prüfen, in welchen Gebieten die Ausweisung läuft, und gegebenenfalls planungsrechtlich begleiten. Für später zur Genehmigung anstehende Projekte ist die Lage in einem Beschleunigungsgebiet ein wirtschaftlich und zeitlich erheblicher Vorteil.

Schnittstelle 3: § 6 EEG × Direktvermarktung × PPA

Eine in Mandaten häufig unterschätzte Konstellation betrifft das Verhältnis zwischen kommunaler Beteiligung nach § 6 EEG, der Direktvermarktung und Power Purchase Agreements (PPA). Mit der Reform durch das Osterpaket gilt § 6 EEG ausdrücklich auch für Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung – also auch dann, wenn der Strom über ein PPA an einen industriellen Abnehmer verkauft wird.

Damit verbinden sich mehrere praktische Fragen. Erstens: Die Erstattungsfähigkeit der Zahlung an die Gemeinde durch den Netzbetreiber setzt eine EEG-Förderung der zugrunde liegenden Strommengen voraus. Wechselt die Anlage zeitweise in die sonstige Direktvermarktung – etwa weil die Marktpreise hoch genug sind, um auf die Marktprämie zu verzichten –, kann die Beteiligungspflicht weiterlaufen, die Erstattung aber entfallen. Zweitens: Die vertragliche Gestaltung des PPA muss diese Konstellation antizipieren, sonst entstehen wirtschaftliche Schieflagen. Drittens: Bei kommunalen PPA, in denen das Stadtwerk selbst Abnehmer eigener Erzeugung ist, ergeben sich zusätzliche steuer- und beihilferechtliche Fragen.

Schnittstelle 4: Negativpreis-Regelung 2026 × Erlösmodell

Eine weniger diskutierte, aber wirtschaftlich erhebliche Änderung greift seit dem 01.01.2026: Anlagen, die ab diesem Datum in Betrieb gehen, erhalten ab der ersten Viertelstunde mit negativen Preisen an der Strombörse keine EEG-Förderung mehr. Bislang griff diese Stundenregel erst nach mehrstündigen Negativpreis-Phasen. Die Marktprämie und die feste Einspeisevergütung entfallen für diese Zeiträume.

Für Stadtwerke als Investor in PV-Freiflächenanlagen ist das wirtschaftlich relevant, weil PV-Erzeugung typischerweise mit der Erzeugung anderer PV-Anlagen korreliert – also gerade dann am höchsten ist, wenn auch andere einspeisen und die Preise tendenziell fallen. Bei Windenergie ist die Korrelation geringer, der Effekt aber bei Sturmlagen ebenfalls relevant. In der Investitionsrechnung müssen die Negativpreis-Stunden entsprechend modelliert werden; Bestandsverträge und Finanzierungsstrukturen sollten auf ihre Resilienz gegenüber dieser Änderung geprüft werden.

Schnittstelle 5: Doppelrolle Stadtwerk × Entflechtung

Die wohl strukturellste Schnittstelle ist die Doppelrolle, die Stadtwerke beim EE-Ausbau einnehmen. Sie sind zugleich Investor in Erzeugungsanlagen – über eigene Erzeugungsgesellschaften, Beteiligungen an Bürgerenergiegesellschaften, Joint Ventures mit Projektentwicklern oder PPA-Konstellationen – und Verteilnetzbetreiber, an dessen Netz diese Anlagen angeschlossen werden.

Das Energiewirtschaftsgesetz verlangt eine entflechtungsrechtliche Trennung dieser Rollen. Bei rechtlich, organisatorisch und ggf. eigentumsrechtlich entflochtenen Verteilnetzbetreibern ist die Frage rein operativ; bei Konzernen mit horizontaler Integration entsteht ein Spannungsfeld, das bei Netzanschlussfragen, Investitionspriorisierung im Verteilnetz, Datenflüssen zwischen Erzeugung und Netz sowie bei der Vergabe von Netzdienstleistungen an konzerninterne Erzeuger durchschlägt.

In meiner Beratungspraxis sind drei Konstellationen besonders konflikt­anfällig: Erstens die Bevorzugung eigener Erzeugung beim Netzanschluss – ein klarer Verstoß gegen den diskriminierungsfreien Netzzugang. Zweitens die Allokation von Netzausbauinvestitionen, wenn diese maßgeblich durch konzerneigene Erzeugung verursacht werden. Drittens die Strukturierung von Eigenverbrauch und Lieferung an die Vertriebsschiene. Eine saubere Dokumentation der Compliance, klare Berichtsstrukturen und idealerweise externe Plausibilisierung der entflechtungsrelevanten Entscheidungen sind hier nicht nur juristisch geboten, sondern auch reputationell sinnvoll.

Eine sechste Schnittstelle: § 6 EEG × kommunaler Aufsichtsrat

In Aufsichtsratssitzungen kommunaler Energieversorger werden EE-Investitionsentscheidungen regelmäßig diskutiert. Hier verbinden sich zwei Themen, die aus juristischer Sicht oft auseinanderlaufen: die haftungsrechtliche Verantwortung des Aufsichtsrats für die Prüfung der Investitionsentscheidung und die kommunale Erwartung, dass Beteiligungsmodelle nach § 6 EEG oder darüber hinaus zu spürbarer kommunaler Wertschöpfung führen.

In Sitzungsvorlagen sehe ich häufig, dass die rechtliche Strukturierung der kommunalen Beteiligung zu knapp dargestellt wird – etwa welche Gemeinden beteiligungsberechtigt sind, in welcher Höhe, mit welchen Erstattungsansprüchen und welchen vertraglichen Risiken. Eine sauberere Aufbereitung schützt nicht nur den Aufsichtsrat haftungsrechtlich, sondern auch die Investitionsentscheidung als solche.

Ausblick: EEG-Reform Ende 2026

Eine zusätzliche strategische Herausforderung ist die Tatsache, dass die EU-Beihilfegenehmigung für die deutsche EE-Förderung Ende 2026 ausläuft. Eine Folgeregelung ist absehbar; erwartet wird eine stärkere Marktorientierung, möglicherweise mit Contracts for Difference (CfD), einer veränderten Behandlung der Marktprämie und einer engeren Verknüpfung mit der Speicherintegration.

Für Investitionsentscheidungen, die heute getroffen werden, hat das eine konkrete Konsequenz: Das Erlösmodell für Anlagen, die in den Jahren 2027 und 2028 in Betrieb gehen, wird mit hoher Wahrscheinlichkeit unter einem teilweise neuen Förderregime laufen. Stadtwerke, die aktuell PPA, EEG-Vermarktung und Eigenversorgung kombinieren, sollten ihre Verträge auf Flexibilität und Reformfestigkeit prüfen.

Was Stadtwerke jetzt auf die Agenda nehmen sollten

1. Beteiligungsstrategie konsolidieren

Welche Anlagen sind nach § 6 EEG beteiligungspflichtig oder beteiligungsfähig? Welche Landesbeteiligungsgesetze gelten am Anlagenstandort? Sind die Beteiligungsverträge mit den Gemeinden auf dem aktuellen Rechtsstand – einschließlich Direktvermarktung und Bestandsanlagen?

2. Beschleunigungsgebiete proaktiv begleiten

In welchen geplanten Anlagengebieten läuft die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet? Welche Stellungnahmen können auf kommunaler oder regionalplanerischer Ebene eingebracht werden? Welche Bestandsprojekte profitieren von der Umwidmung?

3. Negativpreis-Risiko in der Investitionsrechnung verankern

Wie wirken sich die ab 2026 verschärften Negativpreis-Stunden auf die Wirtschaftlichkeit konkreter Projekte aus? Müssen Investitionsbeschlüsse oder Finanzierungsstrukturen angepasst werden?

4. Doppelrolle entflechtungsfest dokumentieren

Sind Netzanschluss-, Investitions- und Allokationsentscheidungen entflechtungskonform? Werden die Trennlinien zwischen Erzeugung und Netzbetrieb sichtbar und nachvollziehbar geführt?

5. Reformfestigkeit der Verträge prüfen

Sind PPA, Vermarktungsverträge und Beteiligungsverträge auf die EEG-Reform Ende 2026 vorbereitet? Bestehen Anpassungs- und Ausstiegsrechte für den Fall regulatorischer Änderungen?

Fazit

Der EE-Ausbau ist für Stadtwerke kein einzelnes Rechtsthema, sondern ein dichtes Geflecht aus Förderrecht, Genehmigungsrecht, Beihilferecht, Entflechtungsrecht und Vertragsrecht. Die strategischen Risiken liegen weniger in den einzelnen Vorschriften als in den Schnittstellen zwischen ihnen – zwischen Bundes- und Landesrecht, zwischen § 6 EEG und Direktvermarktung, zwischen Beschleunigungsgebiet und Bestandsplanung, zwischen Investitions- und Netzbetreiberrolle. Wer diese Schnittstellen früh und strukturiert bearbeitet, gewinnt nicht nur Rechtssicherheit, sondern auch wirtschaftliche Gestaltungsfreiheit.

Reihe „Stadtwerke 2026"

Begleitung in EE-Projekten und kommunaler Beteiligung

Wir beraten Stadtwerke und kommunale Energieversorger in der Strukturierung von EE-Projekten, in der Umsetzung der kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG und nach Landesrecht, in PPA-Strukturierung sowie in entflechtungsrechtlichen Fragen der Doppelrolle als Investor und Verteilnetzbetreiber.

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Autor

Jasper Stein

Rechtsanwalt und Geschäftsführer der Stein Rechtsanwaltsgesellschaft mbH

Dieser Beitrag ersetzt keine Einzelfallberatung. Die geschilderten Beobachtungen aus der Beratungspraxis sind allgemein gehalten und geben keine konkreten Mandatsverhältnisse wieder. Der dargestellte Stand der RED III-Umsetzung, der Landesbeteiligungsgesetze und der EEG-Reform gibt die zum Zeitpunkt der Veröffentlichung öffentlich verfügbaren Informationen wieder.

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