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Nachdem der Gesetzgeber mit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2025 die §§ 41f, 41g EnWG neu eingeführt hat, ergeben sich weitreichende Konsequenzen für die gerichtliche Geltendmachung von Ansprüchen auf Duldung von Versorgungsunterbrechungen bei der Strom- und Gasversorgung.

Diese waren über viele Jahre in dem jeweiligen § 19 der Strom- bzw. GasGVV geregelt. Durch die Überführung in das EnWG handelt es sich bei dem Recht auf Versorgungsunterbrechung nunmehr um einen Anspruch, welcher sich unmittelbar aus dem EnWG ergibt. Unabhängig davon, dass die Rechtsprechung zuletzt die ausschließliche Zuständigkeit der Landgerichte in §§ 102 ff. EnWG ohnehin sehr umfassend ausgelegt hat, kann an der Einschlägigkeit im Falle von Versorgungsunterbrechungen nach §§ 41f, 41g EnWG kein Zweifel bestehen. Unstreitig unterfällt beispielsweise der Anspruch auf Unterbrechung der Versorgung im Rahmen der Marktraumumstellung aus § 19a Abs. 4 Satz 7 EnWG ebenfalls der ausschließlichen Zuständigkeit aus §§ 102 ff. EnWG.

Dies hat für viele Versorger weitreichende Konsequenzen, da die Ansprüche auf Versorgungsunterbrechung bei vielen Unternehmen durch die hauseigene Rechtsabteilung oder das Forderungsmanagement geltend gemacht wurden. Dies dürfte nach der Überführung der entsprechenden Regelungen in das EnWG nicht mehr möglich sein, da die Parteien sich vor den Landgerichten nach § 78 ZPO zwingend von einem Rechtsanwalt vertreten lassen müssen. Darüber hinaus ist zu beachten, dass die Bundesländer in unterschiedlicher Ausprägung von der Ermächtigung des § 103 Abs. 1 EnWG Gebrauch gemacht haben. In einigen Bundesländern wird nunmehr also nicht nur eine Unzuständigkeit des Amtsgerichts vorliegen, darüber hinaus wird nicht das üblicherweise örtlich zuständige Landgericht zuständig sein. Beispielsweise ist ausweislich § 8 Abs. 1 ZustVO-Justiz Nds. das Landgericht Hannover für die Bezirke aller Landgerichte des Landes Niedersachsen und mithin für das gesamte Bundesland Niedersachsen ausschließlich zuständig.

Da die Regelungen in §§ 41f, 41g EnWG nicht für die Versorgung mit Wasser oder Fernwärme gelten, bleibt es insoweit bei den Regelungen in dem jeweiligen § 33 der AVBWasserV bzw. AVBFernwärmeV. Hier dürften sich hinsichtlich der gerichtlichen Zuständigkeit keine Änderungen ergeben, sodass diese Ansprüche nach wie vor ohne anwaltliche Vertretung vor dem Amtsgerichten geltend gemacht werden können.

Batteriespeichersysteme (BESS) gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende. In der Praxis stellt sich jedoch häufig die Frage, ob oder unter welchen Voraussetzungen Batteriespeicher auf landwirtschaftlich genutzten Flächen im Außenbereich zulässig sind.

Hintergrund ist, dass der Gesetzgeber im November 2025 im Rahmen der EnWG-Novelle eine weitreichende Privilegierung von Batteriespeichern ab 1 MWh andeutete, diesen Ansatz jedoch schon einen Monat später mit dem Geothermie-Beschleunigungsgesetz wieder einschränkte.

Der folgende Überblick zeigt, unter welchen Voraussetzungen Batteriespeicher im Außenbereich nach den neu eingeführten Privilegierungstatbeständen des § 35 Abs. 1 Nr. 11 und Nr. 12 BauGB zulässig sind und wann ein Bebauungsplan erforderlich bleibt.

1. Batteriespeicher im Zusammenhang mit EE-Anlagen (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB)
Batteriespeicher mit einer Kapazität von mindestens 1 MWh sind privilegiert zulässig, wenn sie in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien stehen. Ein unmittelbares Angrenzen ist nicht erforderlich. Ausreichend ist ein technisch und wirtschaftlich sinnvoller Zusammenhang, etwa durch die zeitversetzte Einspeisung von Strom.

Liegt eine solche Konstellation vor, ist kein Bebauungsplan erforderlich. Vielmehr genügt eine Genehmigung nach der jeweils einschlägigen Landesbauordnung.

2. Stand-alone-Batteriespeicher (§ 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB)
Auch nicht an EE-Anlagen gekoppelte Batteriespeicher können privilegiert zulässig sein, allerdings nur unter engen Voraussetzungen. Erforderlich ist eine Nennleistung von mindestens 4 MW sowie ein Standort in höchstens 200 Metern Entfernung zu einer geeigneten Umspannanlage oder zu einem betriebenen oder aufgegebenen Kraftwerk mit mindestens 50 MW Leistung.

Zusätzlich gilt eine gemeindebezogene Flächenobergrenze, wonach sämtliche privilegierte Batteriespeicher insgesamt höchstens 0,5 Prozent der Gemeindefläche bzw. maximal 50.000 Quadratmeter einnehmen dürfen.

3. Wann ein Bebauungsplan erforderlich bleibt
Erfüllt ein Batteriespeichervorhaben diese Voraussetzungen nicht, scheidet eine Privilegierung aus. In diesen Fällen kann ein Batteriespeicher regelmäßig nur auf Grundlage eines Bebauungsplans, häufig in Form eines vorhabenbezogenen Bebauungsplans mit der Festsetzung eines sonstigen Sondergebiets „Batteriespeicher“, realisiert werden.

Fazit
Ob ein Batteriespeicher im Außenbereich ohne Bebauungsplan zulässig ist, hängt maßgeblich von der Einordnung nach § 35 BauGB ab. Gerade bei Stand-alone-Speichern ohne Nähe zu EE-Anlagen oder leistungsfähiger Netzinfrastruktur dürfte jedoch in vielen Fällen weiterhin zunächst ein Bebauungsplan erforderlich sein. Eine frühzeitige rechtliche Prüfung ist daher unerlässlich, um den richtigen Genehmigungsweg zu bestimmen und Planungsrisiken zu vermeiden.

Bei Fragen zur planungsrechtlichen Zulässigkeit von Batteriespeichern oder zur Begleitung entsprechender Vorhaben einschließlich dem Netzanschlussverfahren kommen Sie jederzeit gerne auf uns zu.

Ansprechpartner: Dr. Sophia Egen, Dr. Bianca Christ

Auf eine Klage der Verbrauchzentrale Niedersachsen hat das OLG Oldenburg einem Gasnetzbetreiber untersagt, nach § 9 NDAV Kosten für die Stilllegung des Gas-Hausanschlusses zu erheben (Urt. vom 05.12.2025, Az. 6 UKl 2/25). Begründet wird die derzeit noch nicht rechtskräftige Entscheidung – die Revision zum BGH wurde zugelassen – damit, dass § 9 NDAV nur einen Anspruch auf Kostenerstattung bei einer „Änderung“ des Netzanschlusses vorsehe. Eine Stilllegung sei allerdings keine Änderung im Rechtssinne. Der Begriff Änderung müsse mit Blick auf den insoweit gegebenen Kostenerstattungsanspruch eng ausgelegt werden, weil gemäß der Verordnungsermächtigung in § 18 Abs. 3 Satz 2 EnWG das Interesse des Anschlussnehmers an kostengünstigen Lösungen besonders zu berücksichtigen sei.

Diese Begründung kann aus hiesiger Sicht nicht überzeugen. Das legitime Interesse des Anschlussnehmers an kostengünstigen Lösungen ändert nichts am geltenden Verursacherprinzip. Von daher erscheint es höchst zweifelhaft, dass das OLG die zweifellos entstehenden Stilllegungskosten gerade auf diejenigen Netzkunden verlagern will, die bis auf weiteres am Netz bleiben. Das Interesse an einer solcherart kostengünstigen Lösung, dass andere die Stilllegungskosten zu tragen haben, wird durch § 18 Abs. 3 Satz 2 EnWG nicht geschützt.

Von daher bleibt abzuwarten, ob der BGH die vorliegende Entscheidung des OLG Oldenburg bestätigen wird. Bereits jetzt hat die Entscheidung des OLG aber eine erhebliche praktische Relevanz, da mit der beginnenden Gasnetztransformation immer mehr Stilllegungswünsche der Kunden auf die Gasnetzbetreiber zukommen werden. Es stehen daher erhebliche Beträge in Rede, auch wenn es in der vorliegenden Entscheidung nicht um die nochmals hören Kosten geht, die bei einer Beseitigung von stillgelegten Gas-Hausanschlüssen anfallen, sondern „nur“ um die Stilllegungskosten.

Im Sinn einer möglichst raschen Klärung der Rechtslage wäre es wünschenswert, wenn zeitnah ein Vorschlag des Bundesrates umgesetzt würde. Durch einen neuen § 9 Abs. 4 NDAV soll die Option eröffnet werden, für die Stilllegung eines Hausanschlusses ein angemessenes Entgelt zu verlangen. Mit der letzten EnWG-Novelle ist dieser Vorschlag noch nicht Gesetz geworden. Die Bundesregierung hat eine Prüfung unter Einbeziehung der Bundesnetzagentur zugesagt.

Nachdem jüngst die EnWG-Novelle die parlamentarischen Hürden genommen hat, wird zeitnah die neu geschaffene Regelung zu Übergangsversorgung in § 38a EnWG in Kraft treten. Vereinfacht gesagt dehnt § 38a EnWG die nur für die Niederspannung oder Niederdruck geltenden Regelungen zur Ersatzversorgung mit manchen Modifikationen auf die höheren Ebenen Mittelspannung und Mitteldruck sowie die Umspannebene von Mittel- auf Niederspannung aus.

Eine der wichtigsten Modifikationen ist dabei, dass die Grundversorger nicht kraft Gesetzes verpflichtet sind, die Übergangsversorgung zu übernehmen. Es bedarf einer Vereinbarung mit dem Netzbetreiber, die der Grundversorger abschließen kann, aber nicht muss. Folglich sollte der Grundversorger zeitnah entscheiden, ob er die Übernahme der Übergangsversorgung anstreben will oder nicht.

Die gesetzliche Regelung zu den Preisen der Übergangsversorgung ist dabei in Anlehnung an den während der Energiekrise kurzfristig geltenden § 118c EnWG so ausgestaltet, dass dies einer Übernahme der Übergangsversorgung nicht entgegenstehen sollte. Der Übergangsversorger darf ein angemessenes Entgelt verlangen, das die Kosten einer kurzfristigen Beschaffung der Energie über Börsenprodukte zuzüglich Börsennebenkosten und eines Aufschlags von 10 % sowie zusätzlich einen Grundpreis umfassen darf. Hinzu kommen weiterhin die Kosten für die Netz- und Messentgelte sowie staatliche Belastungen.

Allerdings kann die beste Preisreglung nichts daran ändern, dass mit einer Übernahme der Übergangsversorgung auch ein in Fällen dieser Art wohl erhöhtes Forderungsausfall einhergeht. Dieses Risiko wird jedoch begrenzt durch § 38a Abs. 2 EnWG, wonach der Übergangsversorger die Belieferung eines Letztverbrauchers aus wirtschaftlichen Gründen ablehnen kann. Als ein solcher wirtschaftlicher Grund werden im Gesetz ausdrücklich Zweifel an der Zahlungsfähigkeit des Kunden genannt.

Fraglich ist aber weiterhin, wem der Strom bilanziell zugeordnet wird, der nach einer Ablehnung der Übergangsversorgung von dem betreffenden Letztverbraucher gleichwohl verbraucht wird. Das war nach altem Recht Gegenstand mehrerer Auseinandersetzungen, die erst durch den BGH entschieden wurden. Der BGH hat in 2024 geurteilt, dass in solchen Fällen nicht etwa der Netzbetreiber in eine unfreiwillige Lieferantenposition eintritt. Vielmehr dürfe und müsse der Netzbetreiber die bis zu einer möglichen Anschlusssperre verbrauchten Strommengen bilanziell einem EVU zuordnen, „das aus der insoweit maßgeblichen Sicht des Netzbetreibers voraussichtlich in der Lage ist, die Versorgung kurzfristig sicherzustellen.“ Das dürfe, so der BGH weiter, nicht ohne weiteres der Grundversorger sein; vielmehr käme insbesondere auch der letzte Versorger des lieferantenlosen Kunden in Betracht.

Ohne sich mit dieser BGH-Rechtsprechung auseinanderzusetzen, geht demgegenüber die amtliche Begründung zu § 38a EnWG beiläufig davon ausgeht, dass das wirtschaftliche Risiko eines nach Ablehnung der Übergangsversorgung am Netz bleibenden Kunden beim Netzbetreiber liegt. Ob diese Risikozuweisung im Gesetzgebungsverfahren zu einer Abkehr von der bisherigen BGH-Rechtsprechung führt, wonach die Energiemengen dem Bilanzkreis eines Vertriebsunternehmens zugeordnet werden müssen, sei es nun der Übergangsversorger oder ein anderes Unternehmen, wird man abwarten müssen. Jedenfalls ergibt sich aus der amtlichen Begründung ein (neues) Risiko für den Netzbetreiber, so dass auch dieser im eigenen wirtschaftlichen Interesse lieferantenlose Kunden in höheren Spannungsebenen kurzfristig vom Netz trennen sollte, einerlei, ob es gar keinen Übergangsversorger gibt oder der Übergangsversorger unter Berufung auf eine wirtschaftliche Unzumutbarkeit die Belieferung des Letztverbrauchers ablehnt.

Was über die NZR-EMob-Festlegung der Bundesnetzagentur bislang vor allem für große Ladeparks oder öffentliche Ladeinfrastrukturen gedacht war, hält nun Einzug ins private Eigenheim: Die Bundesnetzagentur hat mit Beschluss vom 15.05.2025 (BK6-24-267) entschieden, dass die Kundenanlage eines einzelnen Einfamilienhauses zum bilanziellen Netzübergabepunkt werden kann – und damit zum eigenständigen virtuellen Bilanzierungsgebiet, in dem ladevorgangsscharfe Zuordnungen der Ladestrommengen auf verschiedene Lieferanten ermöglicht werden müssen. Der Fall hat das Potenzial, die Kosten der Verteilernetzbetreiber für die Umsetzung jedweder Netzzugangsmodelle in der Marktkommunikation weiter wachsen zu lassen.

Der Bilanzierungsdienstleister wollte im Wege eines Besonderen Missbrauchsverfahrens erreichen, dass der Stromverbrauch des gesamten Haushalts inklusive der nicht-öffentlichen Wallbox als Netzübergabestelle über eine viertelstündliche Netzgangzeitreihe (NGZ) bilanziert wird und berief sich auf den Netzzugangsanspruch aus § 20 EnWG. Der Hintergrund: Über den werkseitig verbauten Zähler in der Wallbox und dessen Backendanbindung ließen sich z.B. private und dienstliche Ladevorgänge (Dienstwagen/privater Zweitwagen) separat mit unterschiedlichen Tarifen und Lieferanten abrechnen. Zudem würden Umbaukosten für Zählerschrank sowie für eine separate Messung der Wallbox als steuerbare Verbrauchseinrichtung entfallen.

Der örtliche Netzbetreiber hatte dieses individuelle Netzzugangsmodell zunächst abgelehnt und verwies auf fehlende Standardprozesse, da die Netzzugangsregelung NZR-EMob nur für den öffentlichen Bereich verbindlich und ausschließlich auf die Bilanzierung von E-Mobilitätsstrom angelegt sei. Bei privaten Ladepunkten in der Kundenanlage hingegen würde auch Haushaltsstrom sowie der Bezug weiterer steuerbarer Verbrauchseinrichtungen im Sinne des § 14a EnWG in das virtuelle Bilanzierungsgebiet übernommen. Zudem wären evtl. auch weitere bilanzierungsrelevante (Unter-)Zählpunkte in der Kundenlage von der Übernahme in das neue Bilanzierungsgebiet betroffen.

In der Konsequenz könne der Netzbetreiber in komplexeren Kundenanlagenstrukturen im fremden Bilanzierungsgebiet weder für separat gemessene steuerbare Verbrauchseinrichtungen reduzierte Netzentgelte im Modul 2 gewähren noch die EEG-Förderung für eine oder mehrere Erzeugungsanlagen hinter der Netzübergabestelle abwickeln.

Die Bundesnetzagentur entschied jedoch anders: Der Netzbetreiber muss mitwirken, da die administrativen Kosten für den Aufbau des Bilanzierungsgebietes und der Abwicklung der Marktkommunikation in entsprechender Anwendung der NZR-EMob nicht unzumutbar im Sinne des § 20 Abs. 2 EnWG seien.

Allerdings gelte dies (vorerst) nur, soweit sich wie im vorliegenden Fall in der Kundenanlage weder eine geförderte EEG-Anlage noch sonstige komplexe Strukturen befänden.

Der Beschluss der Bundesnetzagentur ist inzwischen bestandskräftig.