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Die Mitgliedsunternehmen des VKU sind Infrastrukturdienstleister für die Kommunen und stehen für hochwertige Infrastrukturen und Ver- und Entsorgungsleistungen für Wirtschaft und Bürger vor Ort. Gesellschaftliche Verantwortung und regionale Lebensqualität sind die zentralen Motive für das Wirken kommunaler Unternehmen. Sie sind gleichermaßen der Wirtschaftlichkeit und dem Gemeinwohl verpflichtet, nicht der kurzfristigen Rendite. Kommunale Unternehmen stehen für moderne, zuverlässige Dienstleistungen. Nachhaltigkeit, Zuverlässigkeit und hohe Qualität ihrer Dienstleistungen sind Erkennungszeichen für kommunale Unternehmen. Sie stehen für Innovation, Wettbewerb und Effizienz auf den Energiemärkten und für zuverlässige, preiswürdige Dienstleistungen. Die Mitgliedsunternehmen des VKU erbringen damit einen wesentlichen Beitrag zur Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft.\r\n\r\nDer VKU versteht sich als Impulsgeber und Vermittler für diese Themen und die innovativen Lösungsansätze der kommunalen Wirtschaft. Der VKU bringt die Interessen der kommunalen Unternehmen in die Politik ein. Dies geschieht durch  Beteiligung an Gesetzgebungsvorhaben, durch Fachveranstaltungen, durch Stellungnahmen und Positionspapiere und regelmäßigen Kontakt mit Parteien, Fraktionen und Ministerien.  Der VKU versteht sich als zuverlässiger Partner der Politik. Er unterstützt die regionale und nationale Politik mit dem gebündelten Sachverstand und der flächendeckenden regionalen Verankerung der Unternehmen tatkräftig und verlässlich bei der Gestaltung einer lebenswerten Zukunft für unsere Gesellschaft.\r\n"},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","employeeFTE":45.5},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","financialExpensesEuro":{"from":7730001,"to":7740000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_MEMBERSHIP_FEES","de":"Mitgliedsbeiträge","en":"Membership fees"},{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"},{"code":"MFS_PUBLIC_GRANTS","de":"Öffentliche Zuwendungen","en":"Public grants"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":true,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","publicAllowances":[{"name":"GIZ GmbH","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin","publicAllowanceEuro":{"from":40001,"to":50000},"description":"Unterstützung des Projekts Entwicklungszusammenarbeit und Betreiberpartnerschaften der Kommunalwirtschaft"},{"name":"Bundeskasse Halle","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Halle","publicAllowanceEuro":{"from":80001,"to":90000},"description":"Zuschuss im Rahmen des Projekts Europäische Woche der Abfallvermeidung unterstützt vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit."},{"name":"Europäische Kommission, Programm Horizon-2020","type":{"code":"EUROPEAN_UNION","de":"Europäische Union","en":"European Union"},"location":"Brüssel","publicAllowanceEuro":{"from":130001,"to":140000},"description":"Beteiligung am Projekt ARSINOE - Climate-Resilient Regions through Systemic Solutions an Innovations. 2022 wurden die Mittel für die gesamte Laufzeit an den VKU gezahlt; ausgewiesen ist der anteilige Betrag für 2023. \r\n"}]},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalMembershipFees":{"from":22340001,"to":22350000},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2023-01-01","lastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e1/c5/506226/Jahresabschluss-VKU-2023.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":74,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0008243","title":"Gestaltung eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gas-/Wasserstoff-Verteilernetzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das BMWK hat unter Einbindung der Stakeholder einen Ordnungsrahmen für die Zukunft der Gasnetze entwickelt. Der VKU fordert einen neuen Ordnungsrahmen für Netzumstellungen (und Neubau).\r\n Dieser ist zwingend erforderlich, da mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) sowie dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) zwei zentrale Bundesgesetze auf einer regionalen Netztransformation aufbauen. Netzbetreiber und Kunden brauchen ein in der Praxis sicher anwendbares Anschlussverweigerungs- und Kündigungsrecht. Die Stilllegungspläne in Verzahnung mit der kommunalen Wärmeplanung bieten hierzu bei sachgerechter Ausgestaltung einen Ansatz. Wichtig ist, dass Parallelinfrastrukturen vermieden werden können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008244","title":"Berücksichtigung der Anliegen der Wasserwirtschaft bei Wasserstoffbeschleunigung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"20/11899","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/118/2011899.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/312436","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz werden die Rahmenbedingungen gesetzt, um die Wasserstofftransformation zu ermöglichen. Wasserstoff wird zukünftig in großen Mengen benötigt.  Aus diesen Gründen ist ein schneller Wasserstoff-Hochlauf in Deutschland essentiell, sowohl für die Wettbewerbsfähigkeit als auch für die Erreichung der Klimaziele. Deswegen bedarf es zeitnah Regelungen für die Anlagen zur Nutzung von Wasserstoff. Nutzungskonkurrenzen um Wasserressourcen nehmen in vielen Regionen zu. Dazu kann regional auch die Produktion von Wasserstoff beitragen. Der VKU setzt sich deswegen für die Umsetzung des Vorrangs der öffentlichen Wasserversorgung bei Nutzungskonkurrenzen und eine Beschleunigung von Wasserrechtsverfahren ein","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verwaltungsgerichtsordnung","shortTitle":"VwGO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwgo"},{"title":"Bundesfernstraßengesetz","shortTitle":"FStrG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/fstrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008245","title":"Zusatzbelastungen für Energiewende vermeiden ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems nach § 9 Abs. 1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen sicht- und fernsteuerbar sein, sofern hinter demselben Netzanschluss eine steuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE wie Batteriespeicher, Wärmepumpe oder Ladestation) installiert ist. Dies gilt für Neu- und Bestandsanlagen.\r\nDiese Koppelung führt zu Aufwand und Kosten. Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Anlagenbetreiber und das Elektrohandwerk (BDEW, BSW, VKU und ZVEH) fordern daher eine Eingrenzung dieser Regelung auf die netztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008246","title":"Berücksichtigung der Belange der Verteilnetzbetreiber im Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes","customDate":"2024-05-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Mit dem Gesetzentwurf werden größere Tankstellenunternehmen verpflichtet, ab dem 1. Januar 2028 die Verfügbarkeit von mindestens einem Schnellladepunkt je öffentlicher Tankstelle sicherzustellen.  Der VKU setzt sich für das Erreichen der klimapolitischen\r\nZiele – auch im Verkehrssektor - ein. Für eine erfolgreiche Verkehrswende spielt der weitere Ausbau der Elektromobilität eine zentrale Rolle. Es ist geboten, dass die Tankstellenbetreiber ihre verbindlichen Standortplanungen frühzeitig und proaktiv mit den jeweiligen Verteilnetzbetreibern\r\nrückkoppeln. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität","shortTitle":"GEIG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geig"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008247","title":"Angemessene Fristen bei der Beschleunigung von Netzanschlüssen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BMWK plant Neuregelung der Fristen zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren in den Verteilnetzen, die unverbindliche Netzanschlussauskunft und die Kapazitätsreservierung im Gesetz. EIne Vielzahl der beschriebenen Regelungen erfordert teilweise eine Umstellung und weitreichende Digitalisierung des Bearbeitungsprozesses von Netzanschlussbegehren. Hierfür muss den Unternehmen zwingend ausreichend Umsetzungszeit eingeräumt werden. Besonders für Netzanschlussbegehren in der Niederspannung erachtet der VKU bundesweit geltende Fristen und einheitliche Antragsformalitäten als zielführend.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008248","title":"Kraftwerkstrategie, die kurzfristige Neuinvestitionen ermöglicht und KWK berücksichtigt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der Kraftwerkstrategie ist die Ausschreibung von 10 GW Gaskraftwerksleistung (H2-Ready) geplant  mit dem Ziel die Stromerzeugung aus Wind und PV abzusichern. Kernforderungen des VKU sind:\r\n- Kurzfristige Investitionen in Neuanlagen und Umrüstung ermöglichen\r\n- Versorgung mit H2 zu wirtschaftlich darstellbaren Konditionen und die Anbindung an die hierfür nötige Infrastruktur garantieren; Anforderungen an die Nutzung klimaneutraler Gase an deren tatsächliche Verfügbarkeit knüpfen\r\n- KWKG weiterentwickeln, um Neubauten anzureizen und die Umstellung bestehender KWK-Anlagen auf Wasserstoff zu unterstützen\r\n- Marktelement für Versorgungssicherheit, das die Vorhaltung von regelbaren Kapazitäten honoriert \r\n- Kompatibilität zwischen  Übergangsregelungen und späterem Marktdesign","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008249","title":"Unnötige Bürokratie bei Herkunftsnachweisregister für Gas, Wärme und Kälte vermeiden","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Gas und das Herkunftsnachweisregister für Wärme oder Kälte (Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung - GWKHV)","printingNumber":"20/10159","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/101/2010159.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-%C3%BCber-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr-gas-und-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr/308226","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Einführung eines Registers für Herkunftsnachweise für klimaschonende Gase und Wärme/Kälte. Wichtig ist den kommunalen Unternehmen eine praxisnahe und aufwandsarme Ausgestaltung, die klimafreundliche Geschäftsmodelle ermöglicht. Für die Erreichung einer klimaneutralen Wärmeversorgung sind gewaltige Anstrengungen erforderlich, insbesondere bei der Transformation der Wärmenetze. Darauf müssen die kommunalen Unternehmen ihre Ressourcen konzentrieren. Überflüssige Bürokratie beim Herkunftsnachweisregister würde sich unmittelbar als Hemmnis für die Wärmewende auswirken. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ausstellung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sowie zur Schaffung von Herkunftsnachweisregistern für Gas, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkNRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hknrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008250","title":"Erweiterung von Mieterstrommodellen im Rahmen des Solarpakets","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Zweite Beschlussempfehlung und Zweiter Bericht des Ausschusses für Klimaschutz und Energie - zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksache 20/8657 - Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung","printingNumber":"20/11180","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/111/2011180.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-und-weiterer-energiewirtschaftsrechtlicher/302870","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserungen der Rahmenbedingungen für Investitionen in PV und Umsetzung von EU-Recht zur Genehmigungsbeschleunigung bei Windenergie an Land. VKU setzt sich für Erweiterung der Mieterstromförderung auf Nicht-Wohngebäude ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008251","title":"Klare Investitionsbedingungen bei der RED III Umsetzung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"396/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0396-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"20/12785","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012785.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Ausbau der Windenergie an Land und der Photovoltaik ist entscheidend fürdie Erreichung der Treibhausgasneutralität im Stromsektor in Deutschland. Als Investorenund Betreiber von Windkraftanlagen und PV-Anlagen sowie als Dienstleisterim Bereich Dach-PV sind die Unternehmen der kommunalen Versorgungs- und Entsorgungswirtschaft wichtige Akteure, um die Ausbauziele der Bundesregierung zu erreichen. Es muss klargestellt werden, dass Minderungsmaßnahmen, die über die auf Planebene festgelegten Maßnahmen hinausgehen, nur unter engen Voraussetzungen angeordnet werden dürfen.  Antragsteller sollten schon im Vorfeld der Antragstellung einen Auskunftsanspruch haben. Es muss klargestellt werden, dass die Behörde auf Basis der vom Vorhabenträger vorgeschlagenen Maßnahmen entscheidet.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008252","title":"Verbesserung der Rahmenbedingungen für PV-Investitionen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Weitere Verbesserungen der Rahmenbedingungen für Investitionen in PV. Kernforderungen des VKU sind\r\n- Erweiterung der gesetzlichen Duldungspflicht (§ 11a EEG)  auf private Grundstücke\r\n- Entfall der Kopplung der Fernsteuerbarkeitvon EEG-Anlagen an steuerbare Verbrauchseinrichtungen für EEG-Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023 \r\n- Angleichung der vertragsbezogenen Regelungen des§ 42a EnWG an die allgemeinen Regelungen des § 309 Nr. 9 BGB, um administrativen Aufwand zu vermeiden \r\n- Konkretisierung der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG)\r\n- Entwicklung von Ressortübergreifenden Förderprogrammen für Bestandsgebäude \r\n- Erweiterung der Flächenkulisse für PV\r\n- Wirksame Verzahnung von Energie- und Steuerrecht\r\n- Denkmalschutz:  Priorisierung des Windkraftausbaus\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008253","title":"Faire Aufteilung der Systemkosten bei Energy-Sharing","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung des Rechts auf Energy Sharing gemäß Artikel 15a EMD (neu). Der rechtliche Rahmen zur Umsetzung des Rechts auf gemeinsame Energienutzung muss eine faire Beteiligung der Teilnehmenden der Energiegemeinschaften an Netz- und Systemkosten sicherstellen. Energy Sharing muss vollständig in die energiewirtschaftliche Marktkommunikation eingebunden sein, damit die Kosten minimiert und einheitliche Datenformate und Prozesse genutzt werden.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008254","title":"Beschleunigung der Genehmigungsverfahren im Rahmen der BImSchG-Novelle","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht","printingNumber":"20/7502","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/075/2007502.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-verbesserung-des-klimaschutzes-beim-immissionsschutz-zur-beschleunigung-immissionsschutzrechtlicher/299229","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Beschleunigung, Digitalisierung und Entbürokratisierung der Genehmigungsverfahren, v. a. bei Windenergieanlagen, Elektrolyseuren und Industrieanlagen. Der VKU setzt sich für die weitere Beschleunigung der Genehmigungsverfahren ein, damit die notwendigen Projekte für die Transformation verwirklicht werden können. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008255","title":"Verlängerung der Anwendung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","printingNumber":"20/13615","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/136/2013615.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kraft-w%C3%A4rme-kopplungsgesetzes/317190","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verlängerung der Anwendung des KWK-Gesetzes über 2026 hinaus. Neben der BEW stellt das KWKG die zweite Fördersäule für die Fernwärme dar. Als umlagebasierter Finanzierungsmechanismus, ermöglicht das KWKG die Transformation der Fernwärme, ohne Haushaltsmittel zu beanspruchen. Allerdings sind die einzelnen Förderinstrumente für KWK-Anlagen, Wärmenetze und -speicher aufgrund eines beihilferechtlichen Vorbehalts der EUKommission bis zum 31.12.2026 begrenzt. Im ersten Schritt muss daher kurzfristig eine Verlängerung des Gesetzes bis zum 31.12.2029 auf den Weg gebracht werden; im zweiten Schritt ist das Gesetz inhaltlich weiterzuentwickeln.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008256","title":"Stärkung der Planungs- und Investitionssicherheit in der Fernwärmeversorgung ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (20. WP)","publicationDate":"2024-08-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240807-avbfernwaermev.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240807-entwurf-avbfernwaermev.html"}]},"description":"Die angekündigte Novellierung stellt eine gute Gelegenheit dar, um die für den Klimaschutz erforderliche Planungs- und Investitionssicherheit zu stärken. Weil durch die sukzessive Umstellung des Erzeugungsund Brennstoffmixes in der Fernwärme nun häufiger die Notwendigkeit bestehen wird, die Preisänderungsklauseln an die jeweils neue Situation anzupassen, sollte das Novellierungsverfahren genutzt werden, um die Änderung einer Preisanpassungsklausel\r\nfür sämtliche Fälle, in denen die Änderung einer unwirksam gewordenen Klausel notwendig ist, durch öffentliche Bekanntgabe rechtssicher (wieder) zu ermöglichen. Darüber hinaus sollten kundenseitige Vertragsanpassungsrechte europarechtlich konform ausgestaltet werden","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008257","title":"Gesetzliche Verankerung und Verstetigung der Bundesförderung effiziente Wärmenetze","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die BEW stellt das zentrale Förderinstrument für die Einbindung von klimaneutralen Energieträgern\r\nsowie für den Ausbau der Fernwärme dar. Allerdings ist sie bis 2028 befristet und mit lediglich knapp 3 Mrd. Euro bis 2026 massiv unterfinanziert. Die BEW sollte in ein Gesetz überführt und mit Mitteln in Höhe von mindestens 3 Mrd. Euro pro Jahr ausgestattet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008258","title":"Berücksichtigung der klimaschutzorientierten Transformation in der Wärmelieferverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In ihrer aktuellen Ausgestaltung stellen § 556c BGB und die Wärmelieferverordnung das wesentliche Hemmnis für den Ausbau der Fernwärme im Mietmarktsegment dar. Die Energie- und Fernwärmebranche weist seit vielen Jahren auf die Fehlstellung hin, Fernwärmekosten an den Kosten herkömmlicher fossiler Heizsysteme zu messen. Die klimaschutzorientierte Transformationder Wärmeversorgung muss im Mieterschutz berücksichtigt werden. Hierzu ist kurzfristig eine Angleichung an die im GEG-Verfahren beschlossenen mietrechtlichen Anpassungen erforderlich. Damit wird Chancengleichheit zwischen der Eigenversorgung und der gewerblichen Wärmelieferung geschaffen. Auch die Mieterinnen würden durch diesen Vorschlag nicht schlechter gestellt, als wenn der Vermieter selbst in eine neue Heizungsanlage investiert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"},{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008259","title":"Beschleunigung der Genehmigung von Geothermie und Großwärmepumpen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","printingNumber":"20/13092","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013092.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-genehmigungsverfahren-von-geothermieanlagen-w%C3%A4rmepumpen-und-w%C3%A4rmespeichern/315288","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","publicationDate":"2024-06-28","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240628-entwurf-beschleunigung-genehmigungsverfahren-geowg.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240628-entwurf-beschleunigung-genehmigungsverfahren-geowg.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Genehmigung von Geothermie und Großwärmepumpen trifft noch auf viele Schwierigkeiten. Hier sind neben Verfahrensvereinfachungen vor allem auch zusätzliche Ressourcen für die Genehmigungsbehörden und bundesweiter Know-how-Austausch notwendig. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Bundesberggesetz","shortTitle":"BBergG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbergg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008260","title":"Sicherung der Anbietervielfalt bei Offshore Ausschreibungsbedingungen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der VKU schlägt folgende Anpassungen vor, um die Akteursvielfalt zu erhöhen, um den Beitrag der Offshore-Windenergie zu einem resilienten Energiesystem abzusichern\r\n- Maximal eine Fläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr Die Limitierung der Gebotsflächen pro Bieter vermindert die Gefahr einer Oligopolisierung.\r\n- Kleinere Flächen in Ausschreibungen: Durch Beschränkung auf Flächen mit einer Größe von maximal 750 MW erhalten auch „non-global-Players“ wieder Marktzugangschancen.\r\n- Um die Umweltauswirkungen der Offshore-Windparks möglichst gering zu halten, empfiehlt der VKU eine stärkere Berücksichtigung qualitativer Kriterien.\r\n- Einheitliches Ausschreibungsdesign\r\n- Anpassung der Pönalen an die jeweiligen Gebotshöhen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008262","title":"Berücksichtigung zentraler Punkte der Wärmewende bei Systementwicklungsstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Systementwicklungsstrategie soll Rahmenbedingungen für die Transformation zu einem treibhausgasneutralen Deutschland bis 2045 aufzeigen. Die vorläufigen Ankerpunkte zur Systementwicklungsstrategie lassen viele zentrale Aspekte der Energie- und Wärmewende aus (z. B. Fernwärme, Biomasse, Wasserstoffinfrastruktur) Viele sektorspezifische Strategien des BMWK sollen auf den zentralen Erkenntnissen der SES aufbauen, allerdings werden Themen, für die bereits Strategien in Erarbeitung sind, in den vorläufigen Ankerpunktennicht\r\nerwähnt (Biomasse, Carbon-Management, Stromspeicherstrategie) Der Wärmesektor ist in den Ankerpunkten strategisch unterbewertet. Zudem wird nicht auf die Sektorenkopplung eingegangen. Auch auf die Bedeutung der Netzinfrastrukturen wird nicht adäquat eingegangen.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008263","title":"Klarstellung des Anwendungsbereichs der Energieauditverpflichtung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gesetzes über Energiedienstleistungen und andere Effizienzmaßnahmen, zur Änderung des Energieeffizienzgesetzes und zur Änderung des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes","printingNumber":"20/11852","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/118/2011852.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-gesetzes-%C3%BCber-energiedienstleistungen-und-andere-effizienzma%C3%9Fnahmen/312312","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Anpassung des Energiedienstleistungsgesetzes (EDL-G) sollen Regelungsinhalte der in 10/2023 in Kraft getretenen Neufassung der EU-Energieeffizienzrichtlinie, insbesondere zur Energieauditpflicht für Unternehmen umgesetzt werden. Klarstellung, dass Organisationseinheiten der Kommunen ohne eigene Rechtspersönlichkeit, aber auch Eigenbetriebe keine öffentlichen Stellen im Sinne dieses Gesetzes sind. Ausnahmeregelung für Rechenzentren, die primär zur Erbringung anderer Zwecke dienen, in denen aber IT- und Netzwerkkommunikationsausrüstung zum Teil verbaut ist: Leitzentralen, auch Leitwarten und Leitsysteme, insbesondere der kommunalen Energie- und Wasserwirtschaft, sind besonders schutzbedürftig.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","shortTitle":"EDL-G","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/edl-g"},{"title":"Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland","shortTitle":"EnEfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enefg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008264","title":"Keine Hedgingpflicht zur Kapazitätssicherung im Strommarkt-Plus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Einführung einer Hedgingpflicht für Energieversorgungsunternehmen als Instrument zur Kapazitätssicherung. Aus VKU-Sicht sollte unbedingt auf eine Verquickung der Vorgaben aus der EU-Hedgingpflicht (Stoßrichtung Verbraucherschutz durch Absicherung von Preisniveaurisiken) mit\r\nvermeintlich kapazitätssichernden Elementen (Stoßrichtung Versorgungssicherheit durch Absicherung von Preisspitzen) verzichtet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008265","title":"Vereinfachung des Konzessionsverfahrens","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Konzessionsverfahren soll für kleinere Kommunen vereinfacht werden und eine einfachere Möglichkeit der Verlängerung eines Konzessionsvertrages geschaffen werden","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008266","title":"Klare Zuständigkeiten bei der Kritis-Durchsetzung ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"550/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0550-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"20/13961","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/139/2013961.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Um den Schutz der kritischen Anlagen zu erhöhen, sind klare Zuständigkeiten bei Bund und Ländern notwendig. Daneben müssen die Wirtschaftszweige eng eingebunden werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Innere Sicherheit\"","en":"Other in the field of \"Internal security\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008267","title":"Klare Abgrenzung spezialgesetzlicher und allgemeiner Anforderungen in NIS-2-Umsetzung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"20/13184","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/131/2013184.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die bestehenden Cybersicherheitsregeln werden vertieft und der persönliche Anwendungsbereich auch auf die Betreiber von (besonders) wichtigen Einrichtungen ausgeweitet. Aus Sicht des VKU müssen die Normen zur Abgrenzung des BSIG zu den spezialgesetzlichen Normen des EnWG überarbeitet werden. Im Moment kommt es zu unklaren Doppelregulierungen von Unternehmen der Energiewirtschaft. Es muss aus den Normen auch klar hervorgehen, dass die bisherige Logik des § 11 EnWG nicht geändert werden soll. Die IT-Sicherheitskataloge für die Energieversorgungsnetze und Energieanlagen dürfen sich zudem nur auf die (kritischen)Anlagen beziehen und nicht auf die Office-IT.\r\nDie Einzelfallprüfung der kritischen Komponenten in § 41 BSIG ist in Bezug auf die Energiewirtschaft nicht handhabbar.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"},{"title":"Gesetz über den Datenschutz und den Schutz der Privatsphäre in der Telekommunikation und bei digitalen Diensten","shortTitle":"TTDSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ttdsg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008268","title":" Rückforderungen der Entlastungen aus den Preisbremsengesetzen müssen beim Bund liegen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der PBRüV muss sichergestellt werden, dass Energieversorger alle spezifischen Rückforderungsansprüche wegen der Preisbremsen auf den Bund übertragen können. Die derzeitige Verordnung erfasst nur einen Teil der möglichen Gestaltung und bildet bei den Fristen auch nicht die zwischenzeitliche Möglichkeit einer Fristverlängerung ab. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Rückforderung überzahlter Entlastungen nach dem Strompreisbremsegesetz und dem Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetz sowie zum Übergang von Rückforderungsansprüchen auf den Bund","shortTitle":"PBRüV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/pbr_v"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008269","title":"Bereinigung Energiepreisbremsenrecht zur Behebung von Regelungsfehlern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In den Energiepreisbremsengesetzen müssen verschiedene Anpassungen vorgenommen werden, um eine ungleiche Anwendung bei den Energiearten zu verhindern und um offensichtliche Fehler im Gesetz zu bereinigen. Derzeit beruht die Anwendung und Abwicklung noch auf ministeriellen Hinweisen, die sich häufig ändern und die außerhalb des Gesetzes wirtschaftlich wichtige Weichen stellen. Da die Endabrechnung erst 2025 abgewickelt wird, besteht an Klarstellungen auch noch Bedarf. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse","shortTitle":"StromPBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/strompbg"},{"title":"Gesetz zur Einführung von Preisbremsen für leitungsgebundenes Erdgas und Wärme","shortTitle":"EWPBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ewpbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008270","title":"Berücksichtigung der Nachhaltigkeit im Kartellrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im Kartellrecht muss verankert werden, dass in Rahmen von Preismissbrauchsverfahren Aufwendungen, die zum Zwecke der Nachhaltigkeit und der Vorsorge für Klimaanpassung gemacht werden, anerkannt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen","shortTitle":"GWB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008271","title":"Klarstellung, dass Nachhaltigkeitsberichterstattung bei kommunalen Unternehmen erst bei Erreichen der allgemeinen Größengrenzen notwendig ist","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","printingNumber":"385/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0385-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2464-des-europ%C3%A4ischen/314977","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","publicationDate":"2024-03-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_CSRD_UmsG.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2024_CSRD_UmsG.html?nn=110518"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","printingNumber":"20/12787","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012787.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2464-des-europ%C3%A4ischen/314977","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","publicationDate":"2024-03-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_CSRD_UmsG.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2024_CSRD_UmsG.html?nn=110518"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Klarstellung, dass bei kleineren Gesellschaften mit Beteiligung einer Gebietskörperschaft\r\n(ohne Kapitalmarktorientierung) nur dann eine Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung eintritt,\r\nwenn diese ausdrücklich durch Gesellschaftsvertrag angeordnet wird.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Handelsgesetzbuch","shortTitle":"HGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008272","title":"Verringerung der Bürokratie und Sicherung der Beschaffung im Vergabetransformationspaket","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vereinfachung sowie stärkere Berücksichtigung von sozialen und ökologischen Aspekten im Vergabeverfahren muss so ausgestaltet werden, dass die Beschaffung von kommunalen Unternehmen nicht weiter bürokratisch erschwert wird. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen","shortTitle":"GWB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008273","title":"Praktikable Ausgestaaltung des notariellen Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ausweitung der notariellen Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht muss praktikabel ausgestaltet sein. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Beurkundungsgesetz","shortTitle":"BeurkG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/beurkg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008274","title":"Berücksichtigung der Energiewende bei Gestaltung der Energiesteuern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Forderung von Anpassungen des Stromsteuergesetz, die notwendig sind um Energiewende zu fördern, insbesondere Weiterführung der Steuerbefreiung für Klär-, Deponie- und Biogas, Beibehaltung des bisherigen Anlagenverklammerung und Anerkennung von Verlusten in Wärmenetzen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008275","title":"Vermeidung von Bürokratie im Jahressteuergesetz 2024","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Jahressteuergesetzes 2024 (Jahressteuergesetz 2024 -  JStG 2024)","printingNumber":"369/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0369-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/jahressteuergesetz-2024-jahressteuergesetz-2024-jstg-2024/314975","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Jahressteuergesetzes 2024 (Jahressteuergesetz 2024 - JStG 2024)","publicationDate":"2024-05-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/20_Legislaturperiode/2024-06-05-JStG-I-2024/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/20_Legislaturperiode/2024-06-05-JStG-I-2024/0-Gesetz.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Jahressteuergesetzes 2024 (Jahressteuergesetz 2024 - JStG 2024)","printingNumber":"20/12780","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012780.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/jahressteuergesetz-2024-jahressteuergesetz-2024-jstg-2024/314975","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Jahressteuergesetzes 2024 (Jahressteuergesetz 2024 - JStG 2024)","publicationDate":"2024-05-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/20_Legislaturperiode/2024-06-05-JStG-I-2024/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/20_Legislaturperiode/2024-06-05-JStG-I-2024/0-Gesetz.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Forderung einer Klarstellung, dass kommunale Bäderbetriebe keine „Einrichtungen ohne Gewinnstreben“ i.S.d. § 4 Nr. 2 Buchst c UStG-E und sie somit nicht steuerbefreit sind. Streichung der geplanten Ergänzung des § 15 UStG, wonach der Vorsteuerabzug für Leistungen eines Ist-Versteuerers erst möglich ist, nachdem die Rechnung bezahlt wurde. Umsetzungsaufwand für Netzbetreiber enorm bzw. kaum umsetzbar.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Umsatzsteuergesetz","shortTitle":"UStG 1980","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ustg_1980"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008276","title":"Praxistaugliche Gestaltung der Abwendungsvereinbarungen in der Strom- und Gasgrundversorgung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf einer Verordnung zur Anpassung der Stromgrundversorgungsverord-nung und der Gasgrundversor-gungsverordnung zur befristeten Verlängerung der Regelung zur Aussetzung der monatlichen Ratenzahlungsvereinbarungen während der Dauer einer Abwen-dungsvereinbarung","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Ablehnung einer bis zum Ablauf des 30.04.2025 befristeten Wei-tergeltung der Regelungen zu zur Aussetzung der monatlichen Ra-tenzahlungsvereinbarungen für max. 3 Monate während der Dau-er einer Abwendungsvereinbarung in § 19 Abs. 5 Satz 9 StromGVV und GasGVV","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversorgung von Haushaltskunden und die Ersatzversorgung mit Gas aus dem Niederdrucknetz","shortTitle":"GasGVV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasgvv"},{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversorgung von Haushaltskunden und die Ersatzversorgung mit Elektrizität aus dem Niederspannungsnetz","shortTitle":"StromGVV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromgvv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008277","title":"Beschleunigung des Ausbaus von Gigabitnetzen ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)","printingNumber":"391/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0391-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-des-ausbaus-von-telekommunikationsnetzen-tk-netzausbau-beschleunigungs/314920","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)","publicationDate":"2023-08-28","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Anlage/Gesetze/Gesetze-20/gesetz-beschleunigung-ausbau-telekommunikationsnetze.pdf?__blob=publicationFile","draftBillProjectUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Gesetze-20/gesetz-beschleunigung-ausbau-telekommunikationsnetze.html?nn=508840"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)","printingNumber":"20/13171","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/131/2013171.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-des-ausbaus-von-telekommunikationsnetzen-tk-netzausbau-beschleunigungs/314920","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)","publicationDate":"2023-08-28","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Anlage/Gesetze/Gesetze-20/gesetz-beschleunigung-ausbau-telekommunikationsnetze.pdf?__blob=publicationFile","draftBillProjectUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Gesetze-20/gesetz-beschleunigung-ausbau-telekommunikationsnetze.html?nn=508840"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Beschleunigung des Ausbaus von Gigabitnetzen u. a. bei Beachtung des Schutzes von Informationen kritischer Infrastrukturen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"},{"title":"Verordnung über die technische und organisatorische Umsetzung von Maßnahmen zur Überwachung der Telekommunikation","shortTitle":"TKÜV 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tk_v_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008278","title":"Sicherung der Akteursvielfalt bei digitalen Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Festlegung der politischen Grundausrichtung der EU-Kommission im Bereich der digitalen Infrastrukturen, wobei u. a. eine Marktkonsolidierung zugunsten „europäischer Champions“ abgelehnt wird. Der VKU setzt sich für Akteursvielfalt im digitalen Bereich ein. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008279","title":"Praxisgerechte Anwendung der KI-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Rat der 27 EU-Mitgliedstaaten hat am 21. Mai 2024 den AI Act und damit einen einheitlichen Rahmen für den Einsatz von KI in der EU verabschiedet. KI-Systeme sollen transparent, nachvollziehbar, nicht diskriminierend und umweltfreundlich sein. \r\nDie KI-Verordnung tritt voraussichtlich im Juli 2024 in Kraft, die Übergangsfrist für die nationale Umsetzung beträgt 24 Monate. Der VKU setzt sich dafür ein, dass die KI-Verordnung keine unnötige Bürokratie verursacht und die Maßnahmen praxisgerecht bleiben. \r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008280","title":"Praxisgerechte Ausgestaltung des Data-Act","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der EU-Data Act zielt darauf ab, Zugang zu Daten einzuräumen. Er legt neue Regeln für die Nutzung von Daten fest. Dies umfasst Pflichten für Dateninhaber und Bedingungen, unter denen Dateninhaber den Datenempfängern Daten zur Verfügung stellen müssen. Als Dateninhaber und Datenempfänger sind kommunale Unternehmen den Verpflichtungen des Data Acts unterworfen. Der VKU setzt sich für eine praxisgerechte Umsetzung aus. \r\nDer Data Act trat Anfang Januar 2024 in Kraft. Er gilt ab September 2025. \r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008281","title":"Preisgünstige Energie durch Umstrukturierung der Energiebesteuerungsrichtlinie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Besteuerung von Energieerzeugnissen und Strom soll an die Ziele der EU-Energie- und Klimapolitik, als Beitrag zur Klimaneutralität bis 2050, angepasst werden. Die Art der Besteuerung soll für Verbraucher und Unternehmen eine ökologische Lenkungswirkung entfalten. Dafür sollen implizierte Subventionen für fossile Kraftstoffe reduziert werden, indem z.B. Mindeststeuersätze für Kraftstoffe korrigiert werden.  Der VKU setzt sich für eine Reduzierung der Energiesteuern ein. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008282","title":"Praktikable Anforderungen an Kläranlagen bei der Neufassung der Kommunalabwasserrichtlinie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Nährstoffeinträge in Gewässer sollen über verschärfte Grenzwerte für Stickstoff und Phosphor am Ablauf der Kläranlage weiter reduziert werden. Aus VKU-Sicht ist bei den erhöhten Anforderungen an Kläranlagen ein genauer Blick notwendig: Welche Anlagen konkret für eine wirksame Spurenstoffreduzierung im Sinne von Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit geeignet sind, muss sorgfältig geprüft werden. Dazu braucht es Kriterien, die auch die Situation vor Ort berücksichtigen und den Betreibern die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit geben. Forderung nach verpflichtender Einführung der 24h-Mischprobe für Überwachung, da KARL unter anderem neue und anspruchsvollere Vorgaben für die Entfernung von Stickstoff und Phosphor im Abwasser vorsieht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Anforderungen an das Einleiten von Abwasser in Gewässer","shortTitle":"AbwV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abwv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008283","title":"Praxisgerechte Anpassung der Schadstofflisten für Grund- und Oberflächenwasser","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EU-Kommission schlägt die Aktualisierung der Listen der Schadstoffe, die in Oberflächengewässern und Grundwasser strenger kontrolliert werden müssen vor. 25 Stoffe werden in die Listen aufgenommen. Der VKU setzt sich für eine praxisgerechte Erweiterung der Listen ein. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008284","title":"Praxisgerechte Überarbeitung der Abfallrahmenrichtlinie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Europäische Kommission schlägt vor, eine obligatorische und harmonisierte erweiterte Herstellerverantwortung (EPR) für Textilien einzuführen. Die einheitlichen Regeln sollen den Mitgliedstaaten die Umsetzung der getrennten Sammlung von Textilien ab 2025 erleichtern. Die vorgeschlagenen Regeln sollen sicherstellen, dass Textilien zur Wiederverwendung sortiert werden und was nicht wiederverwendet werden kann, soll recycelt werden. Der VKU setzt sich für eine praxisgerechte Umsetzung ein. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Förderung der Kreislaufwirtschaft und Sicherung der umweltverträglichen Bewirtschaftung von Abfällen","shortTitle":"KrWG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/krwg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008285","title":"Erweiterte Herstellerverantwortung in der Abwasserbehandlung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der erweiterten Herstellerverantwortung aus der EU-Kommunalabwasser-richtlinie in nationales Recht unter praktikabler und verlässlicher Ausgestaltung für kommunale Abwasserentsorger.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008286","title":"Bundesweite Vereinheitlichung von Wasserentnahmeentgelte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Forderung einer zweckmäßigen Ausgestaltung von (bundeslandspezifischen) Wasserentnahmeentgelten ohne einseitige Belastung der kommunalen Wasserwirtschaft und unter Verwendung der Einnahmen für Belange des Gewässerschutzes und des Infrastrukturerhalts.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008287","title":"Sicherung des Investitions- und Finanzierungsbedarf für wasserwirtschaftliche Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffung geeigneter Instrumente, um den Investitionsbedarf für Infrastrukturerhalt und Anpassung an den Klimawandel zu stemmen und zu finanzieren, unter Berücksichtigung der Anforderungen an angemessene (Ab-)Wasserentgelte.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008288","title":"Entwicklung von Leitlinien für den Umgang mit Wasserknappheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Öffentliche Wasserversorger müssen bei der Verteilung von Wasserrechten bevorzugt behandelt werden. Im Falle von akuter Wasserknappheit bedarf es eines klaren Handlungsrahmens, wenn die Priorisierung von Wassernutzungen erforderlich wird. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008289","title":"Praxisgerechte Umsetzung der Abwasserwiederverwendung zur landwirtschaftlichen Nutzung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (20. WP)","publicationDate":"2024-03-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/whg_3aendg/Entwurf/whg_3aendg_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-eines-dritten-gesetzes-zur-aenderung-des-wasserhaushaltsgesetzes"}]},"description":"Forderung nach Klarstellung zu offenen Fragen der technischen- und bilanziellen Umsetzung und klare Abgrenzung zu Aufgaben der Abwasserbeseitigung als Bestandteil der Gebühren, Erweiterung des Anwendungsbereichs auf städtische Bewässerung und Industrie, keine Verlagerung behördlicher Aufgaben der Überwachung auf die Abwasserentsorger.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008290","title":"Klare Rahmenbedingungen für die Umsetzung der Klärschlammverordnung (AbfKlärV), insbesondere Phosphor-Rückgewinnung ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Klare Rahmenbedingungen schaffen, gebührenrechtliche Hindernisse lösen und Finanzierung sicherstellen, Anpassung der Düngemittelverordnung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über das Inverkehrbringen von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln","shortTitle":"DüMV 2012","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_mv_2012"},{"title":"Verordnung über die Verwertung von Klärschlamm, Klärschlammgemisch und Klärschlammkompost","shortTitle":"AbfKlärV 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abfkl_rv_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008291","title":"Kohärente Entwicklung der Klimaanpassungsstrategie des Bundes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Kritisch ist insbesondere die mangelnde Kohärenz mit bestehenden Instrumenten, insbesondere mit denen der Deutschen Anpassungsstrategie (DAS) sowie die weiterhin unbeantwortete Finanzierungsfrage für Maßnahmen im Zuge der Klimaanpassung vor Ort. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundes-Klimaanpassungsgesetz","shortTitle":"KAnG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kang"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"},{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008292","title":"Pragmatische Umsetzung des Risikomanagements gemäß Trinkwassereinzugsgebieteverordnung (TrinkwEGV) und Trinkwasserverordnung (TrinkwV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufgrund kurzer Frist Forderung nach pragmatischem Vorgehen auf Basis bestehender Daten und Erkenntnisse der Wasserversorger, keine Benachteiligung der First Mover durch später Veröffentlichung von Empfehlungen auf Bundesebene.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Einzugsgebiete von Entnahmestellen für die Trinkwassergewinnung","shortTitle":"TrinkwEGV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/trinkwegv"},{"title":"Verordnung über die Qualität von Wasser für den menschlichen Gebrauch","shortTitle":"TrinkwV 2023","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/trinkwv_2023"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008293","title":"Berücksichtigung der Belange der Abfallwirtschaft bei der Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"266/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0266-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"20/11900","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/119/2011900.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Unterstützung der Ermöglichung von Technologien der CO2-Abscheidung und –speicherung insb. im Bereich der thermischen Abfallbehandlung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008294","title":"Vermeidung überzogener Anforderungen an die Erfassung im Rahmen der Novelle Elektro- und Elektronikgerätegesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Elektro- und Elektronikgerätegesetzes (20. WP)","publicationDate":"2024-04-15","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/elektrog_novelle_3/Entwurf/elektrog_novelle_3_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-eines-dritten-gesetzes-zur-aenderung-des-elektro-und-elektronikgeraetegesetzes"}]},"description":"Vermeidung überzogener Anforderungen an die Elektroaltgeräteerfassung auf kommunalen Wertstoffhöfen und Stärkung von Maßnahmen zur Bekämpfung der Brandgefahren aus Lithiumbatterien","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Erstes Gesetz zur Änderung des Elektro- und Elektronikgerätegesetzes","shortTitle":"ElektroG2015ÄndG 1","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/elektrog2015_ndg_1"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008295","title":"Stärkere Berücksichtigung der Trennpflichten bei der Novelle Gewerbeabfallverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Erste Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung (20. WP)","publicationDate":"2024-04-30","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Gesetze/gewabfv_novelle_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-erste-verordnung-zur-aenderung-der-gewerbeabfallverordnung"}]},"description":"Die Restmüllentsorgung sollte in die stärkere Akzentuierung der Trennpflichten einbezogen, auf eine Erweiterung des Anwendungsbereichs auf die thermische Abfallbehandlung verzichtet werden","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Bewirtschaftung von gewerblichen Siedlungsabfällen und von bestimmten Bau- und Abbruchabfällen","shortTitle":"GewAbfV 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gewabfv_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008296","title":"Praxisgerechte Ausgestaltung der Annahmepflicht im Rahmen der Novelle Batteriengesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Batterierechts an die Verordnung (EU) 2023/1542 (Batterierecht-EU-Anpassungsgesetz - Batt-EU-AnpG)","printingNumber":"20/13953","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/139/2013953.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-batterierechts-an-die-verordnung-eu-2023/317505","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}],"migratedDraftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Batterierechts an die Verordnung (EU) 2023/1542","publicationDate":"2024-05-08","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/batt_eu_anpg/Entwurf/batt_eu_anpg_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-eines-gesetzes-zur-anpassung-des-batterierechts-an-die-verordnung-eu-2023-1542"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Beschränkung der Annahmepflicht von kommunalen Wertstoffhöfen auf Batterien aus privaten Haushalten, Reduzierung der Mindestsammelmenge","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Inverkehrbringen, die Rücknahme und die umweltverträgliche Entsorgung von Batterien und Akkumulatoren","shortTitle":"BattG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/battg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008297","title":"Sicherstellung der Finanzierung der Transformation des Energiesystems","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Transformation der Energiesysteme kann nur funktionieren, wenn die notwendigen Investitionen finanziert werden können. Um diese Finanzierung zu sichern, sind auch verschiedene staatliche Maßnahmen notwendig wie z.B. die Unterstützung eines Energiewendefonds. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008298","title":"Keine Überfrachtung der Schlichtung bei Umsetzung der Richtlinie zur außergerichtlichen Streitbeilegung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Grenzen zwischen internen Beschwerdemechanismen, Schlichtung, Verbraucherberatung und weiterer Rechtsdurchsetzung dürfen nicht verwischt werden. Schlichtung darf nicht überfrachtet werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Regelung der Organisation, des Verfahrens und der Beendigung der Beleihung oder der Beauftragung der Universalschlichtungsstelle des Bundes","shortTitle":"UnivSchlichtV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/univschlichtv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014019","title":"Beibehaltung der Konzeption vermiedener Netzentgelte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der „Wachstumsinitiati-ve“ vom 5. Juli 2024 kündigte die Bundesregierung an, „die Auszahlungen „vermiedener Netzentgelte“ an Stromerzeuger in Verteilernetzen [zu] überprüfen“. Damit droht sie erneut eine Debatte zu eröffnen, die bereits im Zuge der Strompreisbremsen geführt und vom Parlament beendet wurde.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014020","title":"Sicherung der Anbietervielfalt beim Kapazitätsmechanismus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung hat einen Kapazitätsmechanismus für Kraftwerke angekündigt, der bereits 2028 operativ sein soll. Eine Einigung auf Eckpunkte für die Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus sollte noch im Sommer 2024 erfolgen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014021","title":"Kein Opt-In für Abfallsverbrennungsanlagen im TEHG","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgestz 2024)","printingNumber":"20/13585","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/135/2013585.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-treibhausgas-emissionshandelsgesetzes-an-die-%C3%A4nderung-der/316398","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Entwurf zielt auf die Anpassung und Harmonisierung des CO2-Emissionshandels zwischen nationalen und EU-Recht ab. Kernforderungen des VKU sind:\r\nFristverlängerung für den ersten Überwachungsplan im ETS II\r\nAblehnung des Preismechanismus im BEHG 2026\r\nAblehnung des nationalen Opt-In von Abfallverbrennungsanlagen in den ETS I ab 2027\r\nFrist zur Berichtspflicht über die CO2-Emissionen nicht praktikabel","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014022","title":"Integrierte Planung der Wasserstoffnetze auf ÜNB und VNB-Ebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Verzahnung der integrierten Gas- und Wasserstoffnetzplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene. Dabei soll ein abgestimmtes Prozessverständnis der Netzbetreiber in Form einer „regionalen Transformationsplanung“ bestehen.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014023","title":"Praktikable Umsetzung der Anforderungen der EnWG-Novelle","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung sowie Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Marktstammdatenregisterverordnung (20. WP)","publicationDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240828-aenderung-energiewirtschaftsrecht-endkundenmaerkte.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240828-aenderung-energiewirtschaftsgesetz-endkundenmaerkte-marktstammdatenregisterverordnung.html"}]},"description":"Die Forderungen des VKU zu dem Gesetz sind ein Fokus auf prioritäre energiewirtschaftliche Vor-gaben, Gewährung von ausreichend Zeit zur Umsetzung von Digitalisierungserfordernissen, die Beschränkung der Pflicht zu Festpreisverträgen auf europäisches Mindestmaß.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014024","title":"Erweiterung der Flächenverfügbarkeit für Wind- und Solarparks","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"20/13091","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013091.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-st%C3%A4rkung-der-integrierten-stadtentwicklung/315291","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","publicationDate":"2024-08-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwsb.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/Webs/BMWSB/DE/Downloads/referentenentwuerfe/novelle-baugb-2024.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwsb.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/Webs/BMWSB/DE/novelle-baugb-2024.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Zugang zu bebaubaren Flächen ist ein wesentlicher Schlüssel für die Realisier-barkeit von Windparks und PV-Freiflächenanlagen. Der VKU setzt sich dafür ein, dass im BauGB alle Möglichkeiten genutzt werden, um die Flächenverfügbarkeit für Wind- und Solarparks zu erweitern. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014025","title":"Praxisgerechte Rahmenbedingungen für Reallabore","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Erprobung von Innovationen in Reallaboren und zur Förderung des regulatorischen Lernens (Reallabore-Gesetz - ReallaboreG)","printingNumber":"20/14198","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/141/2014198.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-verbesserung-der-rahmenbedingungen-f%C3%BCr-die-erprobung-von-innovationen/317868","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Erprobung von Innovationen in Reallaboren und zur Förderung des regulatorischen Lernens (20. WP)","publicationDate":"2024-10-15","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20241015-referententwurf-reallaboreg-luv-download.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20241015-referententwurf-reallaboreg-luv.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Einrichtung eines Reallabore-Innovationsportal des Bundes als zentrale Beratungs- und Ansprechstelle für Reallabore. Der VKU fordert zu regeln, unter wessen Verantwortung das Reallabore-Innovationsportal betrieben wird, welche Akteure sich dort einbringen können, und welche Möglichkeiten bei Fehlen einer Experimentierklausel bestehen. Der VKU fordert außerdem eine Pflicht, die Öffentlichkeit über Erkenntnisse aus öffentlich geförderten Reallaboren zu informieren. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014026","title":"Flexibilisierung steuerbarer Biogas-Einspeisungen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf von Regelungen zur Änderung des EEG 2023 zu Bio-Energie (Bioenergiepaket) (20. WP)","publicationDate":"2024-12-06","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20241206-referentenentwurf-aenderung-des-eeg.pdf?__blob=publicationFile&v=10","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20241206-entwurf-bioenergiepaket.html"}]},"description":"Flexibilisierung von Biogasanlagen und Anpassung der Ausschreibungsbedingungen (u.a. Bevorzugung von Anlagen mit Wärmenetzanschluss). Im Hinblick auf den zunehmenden Anteil an volatiler Stromerzeugung bedarf es aus Sicht des VKU einer sinnvollen Flexibilisierung steuerbarer Energieleistung, wie der Bioenergie. Stadtwerke, als lokale Energieversorger, sind oftmals in der Bioenergie tätig. Dabei ist die gesetzgeberische Ausgestaltung entscheidend für die Investitionstiefe vor Ort.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014027","title":"1:1 Umsetzung des neuen EU-Rechts zu Industrieemissionen ins deutsche Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen (20. WP)","publicationDate":"2024-12-02","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/ied/Entwurf/ied_gesetz_entwurf_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-eines-gesetzes-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2024-1785-zur-aenderung-der-richtlinie-2010-75-eu-ueber-industrieemissionen"}]},"description":"Die am 4. August 2024 in Kraft getretenen neuen EU-Anforderungen an den Emissionsschutz bei Industrieanlagen sollen 1:1 in deutsches Recht umgesetzt werden, wobei nicht pauschal auf die strengstmöglichen Anforderungen zurückgegriffen werden darf.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014028","title":"Anhebung der Mindestbandbreiten in der TK-Mindestversorgungsverordnung (TKMV) nur im technisch gebotenen Umfang","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die von der BNetzA in Auftrag gegebenen Gutachten lassen keine technische Rechtfertigung der von der BNetzA intendierten Anhebung der Mindestbandbreiten von 10 Mbit/s auf 15 Mbit/s im Download und von 1,7 Mbit/s auf 5 Mbit/s im Upload zu.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Mindestanforderungen für das Recht auf Versorgung mit Telekommunikationsdiensten","shortTitle":"TKMV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkmv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014381","title":"Möglichkeit der Sicherheitsüberprüfung auch für Betreiber kritischer Anlagen schaffen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes","printingNumber":"20/14041","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/140/2014041.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-sicherheits%C3%BCberpr%C3%BCfungsgesetzes/316390","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes","publicationDate":"2024-06-25","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/OESII5/2-SUEG-AEndG/refentwurf-2-SUEG-AEndG.pdf?__blob=publicationFile&v=1","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/2-SUEG-AEndG.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Auch außerhalb der in § 16 SÜFV genannten Bereiche kann der Bedarf bestehen, staatliche Sicherheitsüberprüfungen durchzuführen. Es wird gefordert, dass der Bund einen Anspruch für die Betreiber der Anlagen schafft, auf Antrag auch (potentielle) Mitarbeiter in sonstigen sicherheitsrelevanten Bereichen einer Sicher-heitsüberprüfung zu unterziehen. Zudem sollten auch auf Länderebene entspre-chende Ansprüche verankert werden. Es wird eine angemessene Personalausstattung in den zuständigen Stellen für die Sicherheitsüberprüfungen gefordert. Anderenfalls werden die bereits jetzt langen Prüfverfahren zu einer schwierigen bis unlösbaren Herausforderung im Einstellungsprozess.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Voraussetzungen und das Verfahren von Sicherheitsüberprüfungen des Bundes und den Schutz von Verschlusssachen","shortTitle":"SÜG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/s_g"},{"title":"Verordnung zur Feststellung der Behörden des Bundes mit Aufgaben von vergleichbarer Sicherheitsempfindlichkeit wie die der Nachrichtendienste des Bundes und zur Feststellung der öffentlichen Stellen des Bundes und der nichtöffentlichen Stellen mit lebens- oder verteidigungswichtigen Einrichtungen","shortTitle":"SÜFV 2023","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/s_fv_2023"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_IS_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Innere Sicherheit\"","en":"Other in the field of \"Internal security\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014621","title":"Rahmenbedingungen für die Betätigung kommunaler Unternehmen in der Entwicklungszusammenarbeit klären und verbessern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Kommunale Potenziale nutzen – Entwicklungspolitisches Engagement auf lokaler Ebene stärken","printingNumber":"20/11369","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/113/2011369.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/kommunale-potenziale-nutzen-entwicklungspolitisches-engagement-auf-lokaler-ebene-st%C3%A4rken/311846","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"VKU-Forderungen sind: \r\nEindeutiger Rechtsrahmen für entwicklungspolitisches Engagement kommunaler Unternehmen; Sichere und langfristige Finanzierungsperspektive; Mehr Klarheit bei Fördermöglichkeiten; Unterschiedliche Unternehmensstrukturen berücksichtigen; Bürokratiehürden bei Finanzierung abbauen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_SA_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Staat und Verwaltung\"","en":"Other in the field of \"Government and administration\""},{"code":"FOI_DEVELOPMENT_POLICY","de":"Entwicklungspolitik","en":"Development policy"},{"code":"FOI_LAW_PUBLIC","de":"Öffentliches Recht","en":"Public law"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014622","title":"Anpassung des Rechtsrahmens zu Hochwasser, Starkregen und Sturzfluten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor Starkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes (20. WP)","publicationDate":"2024-10-13","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/hwsg_3/Entwurf/hwsg_3_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-hochwasserschutzgesetz-iii"}]},"description":"Die Forderungen des VKU sind:\r\nVorsorge durch bauliche Maßnahmen stärken\r\nHaftung für Kommunen bei Ausnahmen in Überschwemmungsgebieten minimieren\r\nPlanungsbeschleunigung weiter ausbauen\r\nHandlungsspielraum der Kommunen erhalten\r\nPrivate Eigenvorsorge und Objektschutz verbessern\r\nStarkregenvorsorgekonzepte weiter präzisieren\r\nFinanzierung der Starkregenkarten klären\r\nGewässerrandstreifen zur Gewässerentwicklung ausbauen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_OTHER","de":"Sonstige Interessenbereiche","en":"Other areas","fieldOfInterestText":"Wasserversorgung und Abwasserentsorgung; Abfallwirtschaft und Stadtsauberkeit"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015565","title":"Neustart Energiewende","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Energiewende befindet sich  an einem kritischen Punkt: Ohne entschlossenes und strikt auf die System- und Kosteneffizienz orientiertes politisches Handeln werden die Transformationskosten volkswirtschaftlich nicht aufzubringen sein. Die Akzeptanz für die Energiewende und der Wirtschaftsstandort würden ernsthaft gefährdet. Reine Kostenumverteilung innerhalb des Systems ohne echte Systemoptimierungen stößt darüber hinaus schnell an Grenzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015566","title":"Gerechte Verteilung einer Absenkung der Netzentgelte durch staatliche Zuschüsse","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der Debatte über die Höhe der Strompreise in Deutschland wird von verschiedenen Seiten gefordert, dass die Stromnetzentgelte kurzfristig durch Bundeszuschüsse abgesenkt werden sollten. Einen solchen Zuschuss hat es erstmals 2023 gegeben, als die Engpassmanagementkosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) infolge der Energiepreiskrise drastisch gestiegen sind. \r\nWeniger Augenmerk wird dabei jedoch auf die Frage gelegt, auf welchem Weg und mit welchen konkreten Verteilungswirkungen die Netzentgelte bezuschusst werden sollten. Mitunter wird unausgesprochen unterstellt, dass der 2023 gewählte Weg eines Zuschusses zu den Netzentgel-ten der ÜNB die sinnvollste oder sogar einzig mögliche Option sei. Dies ist jedoch nicht der Fall. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015629","title":"Sicherung des steuerlichen Querverbundes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der ertragsteuerliche Querverbund ist seit Jahrzehnten eine unverzichtbare Finanzierungssäule der Kommunen, insbesondere für den öffentlichen Personennahverkehr und die kommunalen Bäderbe-triebe.Um eine langfristige Rechtssicherheit beim steuerlichen Querverbund zu erreichen, halten wir eine Weiterentwicklung der gesetzlichen Regelungen für zwingend erforderlich.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Körperschaftsteuergesetz","shortTitle":"KStG 1977","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kstg_1977"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015630","title":"Insolvenzanfechtung - Ausnahmen für Daseinsvorsorge schaffen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Lieferungen und weiteren Leistungen der\r\nkommunalen Unternehmen in den Bereichen Energie,\r\nWärme, Wasser und Abwasser sind unabdingbare\r\nDaseinsvoraussetzungen für eine jederzeit\r\nfunktionierende Gesellschaft und Wirtschaft.\r\nDiese Leistungen müssen daher auch im Insolvenzfall\r\nden Bürgern und Unternehmen grundsätzlich zur\r\nVerfügung stehen. Das Insolvenzrecht, insbesondere das\r\nInsolvenzanfechtungsrecht, muss dem angemessen\r\nRechnung tragen.\r\nGerade für die Sicherung des Lebensbedarfs und die\r\nUnternehmensfortführung bedarf es bei Insolvenzanfechtungen\r\neiner Ausnahmeregelung für den\r\nBereich der leitungsgebundenen Ver- und Entsorgung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Anfechtung von Rechtshandlungen eines Schuldners außerhalb des Insolvenzverfahrens","shortTitle":"AnfG 1999","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/anfg_1999"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_LAW_LEGAL","de":"Rechtspolitik","en":"Legal policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_LAW_CIVIL_RIGHT","de":"Zivilrecht","en":"Civil rights"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015633","title":"Praktikable Ausgestaltung von Grüngas-Quoten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Einsatz grüner Gase und die Entwicklung der erforderlichen Infrastruktur ist dort wünschenswert, wo sie wirtschaftlich sinnvoll sind. Dies ist bereits aus Gründen der Technologieoffenheit geboten. Hinzu kommt, dass zum Erreichen der Klimaneutralität auch gasförmige Energieträger benötigt\r\nwerden, da Strom allein nicht zur sicheren Energieversorgung ausreicht. Eine feste Quote für die Beimischung von grünen Gasen läuft jedoch Gefahr, grundlegende Mechanismen der\r\nderzeitigen Dekarbonisierungsstrategie auszuhebeln. Sie muss daher vor einer Einführung eingehend auf die Kompatibilität mit dem Emissionshandel als Leitinstrument der Dekarbonisierung sowie die Vermeidung von Bürokratieaufbau und Preissteigerungen untersucht werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015634","title":"Optimierung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der VKU setzt sich daher für umfassende Technologieoffenheit für Wasserstoff, die Einbeziehung von KWK-Technologien in Hybridheizungen und die ersatzlose Streichung der Biomasse-Deckelung ein, um Flexibilität und Effizienz in der Wärmewende sicherzustellen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":96,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0008243","regulatoryProjectTitle":"Gestaltung eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gas-/Wasserstoff-Verteilernetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c4/75/321184/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260058.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nANTWORTEN\r\nzum Fragenkatalog zum Green Paper Transformation\r\nGas-/Wasserstoff-Verteilernetze des BMWK\r\nvom 14.03.2024\r\nBerlin, 11.04.2024\r\n2 / 25\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Green Paper Transformation Gas-/ Wasserstoff-\r\nVerteilernetze des BMWK vom 14.03.2024 im Rahmen der öffentlichen Konsultation\r\nStellung zu nehmen und die Fragen zu beantworten.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen setzt sich für das Erreichen der klimapolitischen\r\nZiele ein. Dazu gehören unter anderem der Ausstieg aus fossilem Erdgas\r\nund die zunehmende Relevanz von dekarbonisierten Gasen.\r\nDie mehrheitlich kommunalen Verteilernetzbetreiber bewirtschaften aktuell rund\r\n550.000 Kilometer Gasverteilernetze und verfügen über hohe Marktanteile in der\r\nBelieferung mit Gas.\r\nMit dem Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) nach DVGW-Merkblatt\r\nG 2100, einer nach § 49 Abs. 2 EnWG allgemein anerkannten Regel der Technik,\r\nhaben die Gasverteilernetzbetreiber ambitionierte Etappenziele ins Auge gefasst\r\nund sich zu einer zügigen Transformation ihrer Netze hin zu Wasserstoff und anderen\r\nklimaneutralen Gasen bekannt. Gasverteilernetzbetreiber planen dabei auf\r\nBasis gesicherter Kundenbedarfe die Transformation hin zu Wasserstoffverteilernetzen.\r\nAllerdings bestehen aktuell noch Unsicherheiten und Unklarheiten seitens\r\nder Netzkunden hinsichtlich ihrer Planungen und Dekarbonisierungsschritte.\r\nMit einem Wiederbeschaffungswert von mehr als 270 Mrd. EUR ist das Gasverteilernetz\r\nein strategisches Asset der Energiewende, das es beim Aufbau eines\r\nWasserstoffnetzes umfassend zu nutzen gilt. Gasverteilernetze sind weit überwiegend\r\ntechnisch in der Lage, durch Umwidmung die Basis für künftige Wasserstoffnetze\r\nzu bilden.\r\nMehr als 99 Prozent der Industrie-, Gewerbe und Nicht-Haushaltskunden in\r\nDeutschland beziehen ihr Gas aus den Verteilernetzen, darunter rund 1,8 Mio.\r\nmittelständische Unternehmen mit mehreren Millionen Arbeitsplätzen. Sprich:\r\nder Mittelstand, das Rückgrat der deutschen Wirtschaft hängt an den Verteilernetzen.\r\nSie werden auch künftig auf gasförmige Energieträger wie Wasserstoff,\r\nden sie über die Verteilernetze beziehen, angewiesen sein.\r\nDie Umwidmung des Gasverteilernetzes hin zu Wasserstoff oder Biomethan kann\r\nauch den nötigen Stromnetzausbau flankieren und den hierbei anfallenden Gesamtaufwand\r\nbegrenzen. Dies bedeutet auch weniger Tiefbaumaßnahmen im\r\nkommunalen Straßenbild.\r\nDaneben heizen rund 50 Prozent der deutschen Haushalte gasbasiert. Auch in\r\n2022 wurden noch 600.000 neue Gasheizungen verbaut. Ihre sichere Versorgung\r\nmuss auch in Zukunft gewährleistet bleiben.\r\n3 / 25\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nWir begrüßen es, dass das BMWK unter Einbindung der Stakeholder einen Ordnungsrahmen\r\nfür die Zukunft der Gasnetze entwickelt. Der VKU steht als verlässlicher\r\nAnsprechpartner auch für die folgenden notwendigen Schritte bereit.\r\nIn dem Green Paper werden viele wichtige Fragen adressiert, auf deren Beantwortung\r\nwir seit langem drängen (vgl. dazu u.a. die von uns in Auftrag gegebene\r\nStudie „Regulatorischen Anpassungsbedarfe zur Transformation der Gasversorgung\r\nim Kontext der Wärmewende“).\r\nDas Green Paper fällt hinter den in seinem Titel zum Ausdruck gebrachten Anspruch\r\nzurück, die Transformation der Gas- und Wasserstoffverteilernetze adäquat\r\nabzubilden. Denn es stellen sich dieselben Fragen für die Transformation wie\r\nsie für die Anschlussverpflichtungen/Stilllegungspläne gestellt werden. Auch hierfür\r\nmuss der ordnungspolitische Rahmen unter Einbindung der Stakeholder angepasst\r\nwerden.\r\nDieser neue Ordnungsrahmen für Netzumstellungen (und Neubau) ist deshalb\r\nzwingend erforderlich, da mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) sowie dem Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) zwei zentrale Bundesgesetze auf einer regionalen\r\nNetztransformation aufbauen und die flächendeckende Versorgung mit Wasserstoff\r\nals Transformationsoption ausdrücklich vorhalten.\r\nDie Zeit drängt: die angerissenen Handlungsoptionen müssen zeitnah, noch in\r\ndieser Legislaturperiode, beschlossen und umgesetzt werden.\r\nNetzbetreiber und Kunden brauchen ein in der Praxis sicher anwendbares Anschlussverweigerungs-\r\nund Kündigungsrecht. Die Stilllegungspläne in Verzahnung\r\nmit der kommunalen Wärmeplanung bieten hierzu bei sachgerechter Ausgestaltung\r\neinen Ansatz. Wichtig ist, dass Parallelinfrastrukturen vermieden werden\r\nkönnen.\r\nKonzessionäre dürfen nicht zum Weiterbetrieb bei ausbleibenden Bewerbungen\r\nherangezogen werden. Es ist wichtig, dass es eine verlässliche zeitliche Obergrenze\r\ngibt, nach der entweder die Kommune übernimmt oder das Netz stillgelegt\r\nwird. Diese sollte nicht zu lang gesetzt werden.\r\nVorbemerkung\r\nWir begrüßen den mit dem vorliegenden Green Paper angestoßenen Prozess ausdrücklich.\r\nDeutschland hat sich das rechtsverbindliche Ziel gesetzt, bis 2045 die Klimaneutralität zu\r\nerreichen. Dazu gehört als zentraler Aspekt die Wärmewende. Die Aufmerksamkeit auch\r\nvieler kommunaler Unternehmen ist auf diesen Diskurs gerichtet, schließlich sind es oft\r\ndie kommunalen Energieversorger und Netzbetreiber, die über Erdgas, Nah-/Fernwärme\r\nund zunehmend Strom die Wärmeversorgung realisieren. Diese Transformation – zusammen\r\nmit dem Wunsch, künftig nur noch klimaneutrale Gase wie Wasserstoff zu verwenden\r\n– führt zwangsläufig zu Veränderungen in der Gasnetzinfrastruktur. Während das Ziel\r\n4 / 25\r\nals solches klar erscheint, gibt es über die Wege, Zwischenziele und angewandten Instru-mente keine einheitliche Vorstellung und keine konkreten Vorgaben. Insgesamt ist das Green Paper aus unserer Sicht schlüssig aufgebaut und greift die richtigen Punkte auf.\r\nMehr Offenheit für H2 als Option zur Wärmeversorgung ist angebracht.\r\nIn dem Green Paper wird davon ausgegangen, dass eine Nutzung von Wasserstoff in der dezentralen Wärmeerzeug zu teuer ist und sich daher nicht umfassend durchsetzen wird. Sofern ein Verteilnetzbetreiber die Chance auf eine Anbindung an das geplante H2-Back-bone erhält und darüber hinaus i.W. über Gasnetze auf PE- bzw. Stahlbasis verfügt, sollte jedoch die Option zur Verwendung von Wasserstoff in Einzelfällen, und damit nicht flä-chendeckend, auch im Wärmemarkt offengehalten werden. Dabei ist es von besonderer Bedeutung, dass bei der wirtschaftlichen Bewertung auch die Kosten für die Umrüstung der Heizungsanlage und des Gebäudes mitberücksichtigt werden. Im Falle einer Verwen-dung von Wasserstoff können bestehende Gebäudebestandteile wie bisher mit Heizungs-anlagen im Temperaturbereich von 70-80 Grad genutzt werden. Z.T. massive Gebäudein-vestitionen können damit entfallen.\r\nZudem sollte die BEG-Förderung für den Heizungstausch mit der kommunalen Wärmepla-nung verschränkt werden: In den beplanten Gebieten sollte nur noch die für das jeweilige Gebiet vorgesehene Art der Wärmeversorgung gefördert werden (in Wärmenetzausbau-gebieten bspw. der Anschluss an ein Wärmenetz, in Wasserstoffnetzausbaugebieten der Einbau einer Wasserstoffheizung etc.).\r\nEs fehlt der Fokus auf die Transformation.\r\nIn dem Green Paper sind viele Aspekte zutreffend beschrieben und adäquate Hand-lungsoptionen aufgezeigt. Dies tangiert die Themen der Rückstellungen und Stilllegungen. Was ausgeklammert ist, ist der dritte Pfad für Gasverteilernetze, nämlich die Transforma-tion. Hier sind wichtige regulatorische Fragen schnellstmöglich zu beantworten. Grund-sätzlich stellen sich dieselben Fragen für die Transformation wie sie für die Anschlussver-pflichtungen/Stilllegungspläne gestellt werden. Dies darf nicht ausgeblendet werden.\r\nBranche braucht verlässliche Strukturen und Klarheit über Entscheidungsträger.\r\nDas Schaubild auf S. 8 „Zentrale schematische Handlungsfelder „Neuer Ordnungsrahmen Verteilernetze““ macht deutlich, dass die Zuständigkeiten für die „Pläne für Entwicklung von Wasserstoffverteilernetzen und Stilllegung von Erdgasverteilernetzen“ sowohl bei der BNetzA als auch beim BMWK liegen. Bei diesem Kernthema benötigen die Stakeholder stabile Vorgaben und Sicherheit, wer diese erlässt.\r\nHier ist eine enge und vertrauensvolle Abstimmung zwischen BMWK, BNetzA und der Branche wichtig, um einerseits Doppelregelungen auszuschließen aber auch um „blinde Flecken“ bei den notwendigen regulatorischen Anpassungen zu vermeiden.\r\nWir regen zudem an, einen energiewirtschaftlichen Beirat bei der BNetzA zu etablieren, besetzt mit Anwendern aus der Praxis und weiteren Stakeholdern.\r\n5 / 25\r\nRahmen für Wasserstoffverteilernetz aufstellen.\r\nNeben den Regelungen für das Wasserstoffkernnetz bedarf es auch Regelungen für die Errichtung des Wasserstoffverteilnetzes; diese sollten einen angemessenen Finanzie-rungsrahmen (wie den intertemporalen Allokationsmechanismus) beinhalten und sich an den Regelungen für das Kernnetz orientieren.\r\nNutzung von Biogas und CCS bzw. CCU.\r\nGrundsätzlich lässt sich zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht sagen, inwieweit es eines Pa-rallelbetriebes von Methan- und Wasserstoffnetzen bedarf bzw. ob eine Umwidmung er-folgen kann. In dem vorliegendem Green Paper wird von einem Auslaufen der Nutzung von Erdgas durch die Substitution durch andere Energieträger ausgegangen. Vor dem Hin-tergrund der Carbon-Management-Strategie der Bundesregierung ist diese absolute Aus-sage nicht nachvollziehbar. Unter den angestrebten Voraussetzungen von CCS und CCU bestehen zukünftig ggfs. weiterhin Einsatzgebiete für Erdgas. Zudem wird der Einsatz von erneuerbarem Methan im vorliegenden Green Paper stark marginalisiert. Die Einschät-zung, dass die Einspeisung von Biomethan aufgrund der Knappheit von Biomasse endet, teilen wir nicht vollumfänglich. Jedoch ist die Einspeisung mit hohen Investitionskosten für die Netzbetreiber und somit auch für Verbraucher verbunden. Durch diese ungleiche Kostenverteilung besteht das Risiko, falsche Anreize zu setzen und auch Projekte zu reali-sieren, die wirtschaftlich nicht sinnvoll sind. Die Bildung von Clustern stellt hierfür einen praktikablen Lösungsansatz dar, um Biomethan effizient im Energiesystem nutzen zu kön-nen.\r\n6 / 25\r\nVKU-Antworten zu den Fragen im Rahmen der öffentlichen Konsul-tation\r\nAllgemeines zur Zukunft der Erdgasverteilernetze im Zeitalter der Dekar-bonisierung\r\n1. Wie lassen sich der Aufbau zukunftsträchtiger Netze für Wasserstoff bzw. Wärme mit der Umwidmung bzw. ggf. Stilllegung von Erdgasverteilernetzen op-timal verknüpfen, so dass die Transformationskosten für alle Beteiligten mini-miert werden?\r\nWie im Green Paper zutreffend beschrieben, gibt es nicht den Dekarbonisierungspfad und damit auch nicht die Gasnetztransformation. Lokale Potentiale und Notwendigkeiten ge-ben die Möglichkeiten vor. Möglichkeiten zum Ausbau von Fernwärme, Wasserstoffer-zeugung, -transport und -bedarf, Gebäudebestand, vorhandene Infrastruktur und Verfüg-barkeit von Energiequellen sind wichtige Parameter. Diese und viele weitere Faktoren müssen letztlich berücksichtigt werden. So verweist das Green Paper richtigerweise an mehreren Stellen auf die Wichtigkeit örtlicher Planungsvorhaben – von der Wärmepla-nung der Kommunen bis hin zur Transformationsplanung der Netzbetreiber – und stärkt damit die kommunale Planungsautonomie.\r\nDavon abgeleitet wird für jeden Teil eines Gasnetzes entschieden werden müssen, ob die-ser weiterhin als Wasserstoffnetz verwendet werden kann oder, ob eine Stilllegung sinn-voll ist. Es gibt kein Modell, das die Wirklichkeit vor Ort bereits heute vollständig abbilden könnte.\r\nNotwendig ist ein flexibler Rahmen, der zeitlich angepasst zu den Handlungen der Akteure passt. Diese sind getrieben durch die KWP und weitere Infrastrukturplanungen und -maß-nahmen (Ausbau der Stromnetze, Aufbau des H2-Kernnetzes, Ergebnisse der Systement-wicklungsstrategie). Planungsprozesse müssen sinnvoll koordiniert und zeitlich abge-stimmt werden, um Entscheidungen treffen zu können, die volkswirtschaftlich sinnvoll sind.\r\n Es muss gewährleistet sein, dass Netzentwicklungsplanung (NEP) der Fernlei-tungsnetzbetreiber und KWP harmonieren. Der Fahrplan eines Netzbetreibers muss nach § 71k 2a GEG mit dem NEP zusammenpassen. Eine formelle Bestäti-gung des NEP kommt aber erst in 2025 (oder später). Je nach Kommune kann es zu spät sein, um in dem KWP bis 2026 berücksichtigt zu werden.\r\n Fraglich ist das zeitliche Ineinandergreifen in den zukünftigen Durchläufen, wenn KWP und NEP weiter auseinanderliegen. Es darf auch nicht dazu kommen, dass im NEP die Ausweisung als Wasserstoffnetzgebiet in der KWP als Voraussetzung gefordert wird, dies würde einen Zirkelschluss bedeuten.\r\n7 / 25\r\nKosten für Umrüstungen des Erdgasnetzes auf einen Wasserstoffbetrieb und auch die Kosten für etwaige Stilllegungen müssen von den Gasnetzbetreibern vereinnahmt wer-den können. Das muss in die Bewertung der Fahrpläne nach § 71k GEG eingehen. Diese Fahrpläne dürfen nicht deswegen abgelehnt werden, weil die Netzbetreiber die Transfor-mationskosten noch nicht vereinnahmt haben. Für die Transformation der Gasverteiler-netze hin zu Wasserstoffnetzen bzw. deren Ablösung durch alternative Wärmelösungen (Anschluss an ein Wärmenetz o. ä.) sollten Gasverteilernetzbetreiber regulatorische An-reize erhalten (Prüfung eines Bonus‘ für Energiewendekompetenz bspw. quantifiziert durch Anzahl der umgewidmeten Anschlusspunkte (vgl. hierzu auch unsere Stellung-nahme zu N.E.S.T.).\r\nEs ist zu prüfen, ob das Hochlaufentgelt auf alle Endkunden ausgeweitet werden sollte, deren Energiebedarfe ohne die Nutzung von Wasserstoff nur schwer zu dekarbonisieren sind, und das unabhängig von der Entfernung zum Kernnetz.\r\nDie Transformationskosten für Gebäudeeigentümer können durch Sanierungsmaßnah-men sehr hoch werden. Die höheren Kosten für den Wasserstoff müssen im Zusammen-hang mit den Einsparungen beim Umbau der Heizungsanlage in Gebäuden betrachtet werden. Hier kann es im Einzelfall, aber wahrscheinlich nicht flächendeckend, ggf. in Summe billiger sein den teureren Wasserstoff zu nutzen. Zusätzlich ist zu beachten, dass ggf. zur Versorgung von Kraftwerken oder Industriekunden ohnehin ein Wasserstoffnetz im Verteilnetz notwendig. In dessen Peripherie ist der Anschluss von weiteren Anlagen an das H2 Netz zur Senkung der spezifischen Netzkosten zielführend.\r\n2. Welche Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gasverteilernetzen werden von betroffenen Stakeholdern als nötig erachtet und gibt es über die oben skizzierten Optionen weitere Themen, die bei der Anpas-sung des Ordnungsrahmens berücksichtigt werden müssen? Hinsichtlich welcher der vorgeschlagenen Regelungen bestehen Bedenken?\r\nAnpassungen am Regulierungsrahmen sind jetzt notwendig, um die Transformation der Gasnetze schonend für Netznutzer und Netzbetreiber schnell beginnen und erfolgreich abschließen zu können. Netzbetreiber und Verbraucher benötigen langfristige Verbind-lichkeit, da sowohl Infrastruktur als auch Heizungskonzepte auf Jahrzehnte geplant sind und keinen kurzfristigen Veränderungsspielraum haben.\r\nHier die wichtigsten Aspekte:\r\n Die Pflichten zum Netzanschluss müssen angepasst und eingeschränkt werden. Dies ist im Green Paper zutreffend beschrieben.\r\n Auch ist die im Green Paper genannte Frage, wie mit Verdichtungen im Erdgas-bestandsnetz umzugehen ist, zu beantworten.\r\n Geht man davon aus, dass der Netzbetrieb (ganz oder teilweise) ausläuft, müs-sen die Abschreibungsdauern flexibel verkürzt werden. Es stellt sich die Frage,\r\n8 / 25\r\nwie mit eventuell entstehenden Kosten für den Rückbau von Netzen umzuge-hen ist. Hier ist das Green Paper ebenfalls auf dem richtigen Weg, sofern primär der Rückbau vermieden werden soll. Im nicht-vermeidbaren Fall soll dann die Bildung von Rückstellungen mit regulatorischer Erlöswirksamkeit ermöglicht werden.\r\nGrundsätzlich gilt: Im Rahmen der Anreizregulierung, namentlich in der Gasnetzentgelt-verordnung (GasNEV), sind kalkulatorische Abschreibungen im Sinne von Umlagefähigkeit auf die regulierten Gasnetzentgelte entlang von betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern von wesentlichen Anlagegütern für den Gasnetzbetrieb gesetzlich vorgegeben und nicht unternehmensindividuell veränderbar (vgl. konkret GasNEV Anlage 1 (zu § 6 Abs. 5 Satz 1) Betriebsgewöhnliche Nutzungsdauern von Anlagegütern in der Gasversorgung).\r\nDie Große Beschlusskammer der Bundesnetzagentur hat daher am 06.03.2024 ein Eck-punktepapier unter dem Titel „Anpassung der Abschreibungsmodalitäten im Gassektor - KANU 2.0“ vorgelegt. Darin schlägt sie erste Eckpunkte für eine Anpassung der Abschrei-bungsmodalitäten für Anlagen im Gassektor vor. Sie schlägt hierzu verschiedene Modelle vor, um die Nutzungsdauern auch für Bestandsanlagen zu verkürzen und zusätzliche Fle-xibilität bei den Abschreibungsmethoden zu schaffen. Netzbetreiber könnten Nutzungs-dauern dann so wählen, dass die Anlagen bis spätestens Ende 2044 vollständig abge-schrieben wären und damit über Netznutzungsentgelte refinanziert werden könnten. Eine entsprechende Regelung für Neuanlagen und LNG-Anbindungsleitungen hatte die Bun-desnetzagentur bereits 2022 getroffen (KANU). Dieser Ansatz wird vom VKU im Grundsatz begrüßt, auch wenn bei der Ausgestaltung der vorgeschlagenen Modelle noch weiterer Klärungsbedarf besteht.\r\nHintergrund\r\nVereinfacht gesagt, also als Überschlagsgröße gerechnet, fließen einem Unternehmen bei einer linearen Abschreibung über 50 Jahre jährlich 2 Prozent der Investitionskosten über die regulierten Gasnetzentgelte wieder zu (siehe auch VKU-Gutachten). Für wesentliche Anlagegruppen (insbesondere in der Anlagengruppe der Leitungen) ist für die meisten Materialien in der GasNEV eine Abschreibung über 45 bis 55 Jahre vorgegeben. Damit ist klar: Die tatsächlich zu erwartenden Nutzungszeiträume von Gasverteilnetzen bis zu einer möglichen Außerbetriebnahme/Stilllegung werden insbesondere bei den 1990/2000er Jahren getätigten Investitionen in den Verteilnetzausbau in vielen Fällen kürzer sein als die regulatorisch vorgegebenen Abschreibungszeiträume für wesentliche Anlagegruppen.\r\nDoch auch bei Umfunktionierungen der Gasnetze etwa zu Wasserstoffnetzen, ergibt sich die Notwendigkeit, darauf regulatorisch zu reagieren und veränderte Abschreibungszeit-räume zu ermöglichen/betriebswirtschaftlich zu reagieren. Auch passt das heutige Modell\r\n9 / 25\r\ndes Effizienzvergleiches nicht mehr, weil die Netze ganz unterschiedliche Transformati-onspfade einschlagen werden.\r\nGleichzeitig müssen Regelungen für die Zusammenarbeit der H2-Netzbetreiber getroffen werden. Die Verbände BDEW, VKU und GEODE beginnen mit der Erarbeitung einer Ko-operationsvereinbarung für Wasserstoff, wie im EnWG vorgesehen.\r\nDes Weiteren gilt es, ordnungspolitische Maßnahmen für den Hochlauf des Wasserstoff-marktes zu ergreifen, um auch das H2-Angebot und die -Nachfrage (neben der Infrastruk-tur) zu berücksichtigen. Es bedarf Förderinstrumenten, die die gesamte Wertschöpfungs-kette abdecken und effizient und transparent sind. Zu viele Differenzierungen und klein-teilige Förderungen sind zu vermeiden. Des Weiteren muss sichergestellt sein, dass Regi-onen und Kunden (durch die Entfernung zum Kernnetz) nicht benachteiligt werden. Eine mögliche Einschränkung der Anschlusspflicht auf Endkunden, deren Energiebedarfe ohne die Nutzung von Wasserstoff nur schwer zu dekarbonisieren sein werden, und solche Ge-biete, die in verbindlichen Plänen zur Wasserstoffverteilnetzentwicklung als durch Was-serstoff versorgte Gebiete vorgesehen werden, dürfen nicht dazu führen darf, dass der Wasserstoffhochlauf gefährdet wird.\r\nNeben Wasserstoff kann auch Bio-Methan als gasförmiger, dekarbonisierter Energieträ-ger wichtiger werden. Transport und Verteilung von Bio-Methan dürfen nicht zu stranded assets durch die Bereithaltung und Nutzung der Methannetze führen. Mit seinem einsei-tigen Fokus auf Stilllegungen konterkariert das BMWK die an anderen Stellen des Papiers hervorgehobene kommunale Planungsautonomie und die Vielfalt möglicher zukünftiger Wärmekonzepte (s.o.)\r\n3. Wie wird die Zukunft der Gasverteilernetze eingeschätzt? Überwiegen die Chan-cen oder wird es künftig vorrangig um Stilllegung und Rückbau gehen?\r\nEine pauschale Antwort ist nicht möglich, da die Gegebenheiten vor Ort für die Zukunft der Gasverteilernetze ausschlaggebend sind. Es ist weder klar, dass die Gasnetze weiter-hin vollständig gebraucht werden, noch ist die vollständige Stilllegung gewiss. Maßgeblich werden letztlich die lokalen Gegebenheiten sein. Am wahrscheinlichsten ist ein Misch-Szenario aus Umwidmung, Stilllegung (und in Einzelfällen Weiternutzung für Bio-Methan) auch innerhalb der Versorgungsgebiete. Die Gasverteilernetze werden in Länge und Grad der Vermaschtheit abnehmen.\r\n4. Welche Rolle können Gasverteilernetze beim Wasserstoffnetzaufbau spielen? Welche Rahmenbedingungen sollten gelten, damit Chancen der Wasserstoff-Wirtschaft durch Gasverteilernetzbetreiber genutzt werden können?\r\nDie Gasverteilernetze haben eine wichtige Funktion bei der Aufgabe, Deutschland krisen-sicher und klimafreundlich mit Wasserstoff zu versorgen. Sie können dazu beitragen, die\r\n10 /\r\n25\r\nTransformation der Wärmeversorgung und die Belieferung der Industrie in den Kommu-nen voranzutreiben. Dafür muss der Zugang der GasVNB zum Wasserstoff-Kernnetz je-derzeit gewährleistet sein. Dieses Zugangsgebot steht auch im Einklang mit verschiedenen Bundesgesetzen (GEG, WPG) und ist schon deshalb zwingend erforderlich, da das Gasver-teilernetz mit seinen Speicherkapazitäten sektorübergreifend die Energie- und Wärme-versorgung sichert.\r\nIm ab dem Jahr 2025 folgenden NEP-Prozess für CH4 und H2 sollten die Bedarfe der VNB bereits bei der Erstellung des Szenariorahmens und der darauf aufbauenden Netzent-wicklungsplanung angemessen Eingang finden. Nur so können die flächendeckende Ver-sorgung mit klimaneutralen Gasen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit sicherge-stellt werden. Das lässt sich abbilden, indem die GTP der GasVNB nach G 2100 „Gasnetz-gebietstransformationsplan (GTP) - Leitfaden 2023“ des DVGW Regelwerks und perspek-tivisch sich daraus entwickelnde Umstellfahrpläne, die die Anforderungen gemäß §71 k GEG erfüllen, als Eingangsgröße für die Netzentwicklungsplanung zählen. Die Anforderun-gen des §71 k GEG würden so praktikabel ausgestaltet.\r\nGasVNB brauchen einen ordnungspolitischen Rahmen und einen investitionsfreundli-chen und wettbewerbsfähigen Finanzierungsrahmen, der alle drei Elemente der Trans-formation (Umnutzung, partieller Neubau und Stelllegung) beinhaltet. Die Finanzierung der Wasserstoffverteilernetze sollte über das bewährte Regulierungsregime vergleichbar der Regulierung der Gasverteilernetze, gepaart mit den speziellen Instrumenten des Re-gulierungsrahmens des H2-Kernnetzes, erfolgen. Die Transformationsherausforderung sollte durch eine auskömmliche Eigenkapitalverzinsung abgedeckt werden, die höher als die Verzinsung der Gasnetze liegen sollte.\r\n5. Welcher Bedarf an Umstellungen auf Wasserstoff-Verteilernetze wird gesehen? Mit welchen Umstellungskosten ist zu rechnen? Welche Bedingungen müssen für einen wirtschaftlichen Betrieb von Wasserstoff-Verteilernetzen erfüllt sein? Welche Geschäftsmodelle sind vorstellbar oder schon konkret geplant, um Um-stellung und Bau von Wasserstoff-Verteilernetzen in welchen Abnehmergruppen und Druckebenen wirtschaftlich rentabel zu machen? Welche Herausforderun-gen bestehen in der Transformationsphase? Welche zeitliche Dimension wird als realistisch angesehen bzw. ab welchem Zeitpunkt wird eine Umstellung attraktiv sein?\r\nHeute lässt sich noch nicht zuverlässig beantworten, welche Netzteile der GasVNB wann auf H2 umgestellt werden können. Der Ergebnisbericht des GTP von 2023 besagt:\r\n- Bis 2030 wird in großen Teilen Deutschlands mit der Einspeisung von Wasserstoff in die Verteilnetze begonnen. Das heißt: Zeitlich ist eine H2-Netzanbindung für erste Industrie- und Gewerbekunden Ende der 2020er Jahre zu erwarten. Wichtig ist dennoch die sukzessive Ablösung von Teilnetzen (i.d.R. Einzugsbereich einer\r\n11 /\r\n25\r\nGDRA) rechtlich zu ermöglichen, insbesondere für Netzbetreiber mit redundan-ten Einspeisepunkten (vgl. auch Kapitel zu Anschlussverpflichtungen/Stilllegungs-plänen).\r\n- Bereits 2035 können in den meisten Landkreisen Teilnetze auf 100 Prozent H2 um-gestellt sein. Die vollständige Umstellung der Wasserstoffgebiete wird bis 2045 abgeschlossen sein.\r\n- Von den 212 Verteilnetzbetreibern mit H2-Planung meldet gut die Hälfte die ers-ten H2-Einspeisungen bis 2030, bei 97 Prozent erfolgt sie bis 2040 (siehe Abbil-dung 17):\r\no 26 Prozent starten die Einspeisung bis 2028\r\no weitere 25 Prozent bis 2030 (51 Prozent gesamt)\r\no weitere 11 Prozent bis 2032 (62 Prozent gesamt)\r\no weitere 21 Prozent bis 2035 (83 Prozent gesamt)\r\no weitere 13 Prozent bis 2040 (97 Prozent gesamt)\r\no finale 3 Prozent bis 2045 (100 Prozent gesamt)\r\nInsbesondere Industrie und Gewerbe sollten bei ihren Dekarbonisierungsanstrengungen durch den Umstieg von Erdgas auf Wasserstoff durch entsprechende Rahmenbedingun-gen und Fördermaßnahmen unterstützt werden.\r\nZur Höhe der Umstellkosten lässt sich derzeit keine zuverlässige Aussage treffen. Klar ist aber: Statt ein neues Netz für den Transport von Wasserstoff aufzubauen, kann das be-reits bestehende, über 550.000 km lange deutsche Gasnetz mit geschätzten Gesamtkos-ten von rund 30 Milliarden Euro für den Transport von Wasserstoff umgerüstet werden. Viele Kunden mit Gasanschluss sind bereits H2-ready oder können mit verhältnismäßig geringem Aufwand H2-ready gemacht werden (verglichen z.B. mit dem Investitionsbedarf für die Stromnetze oder den Kosten für die Fernwärmenetze) und so über die bestehende Infrastruktur zu 100 Prozent mit klimaneutralem Wasserstoff versorgt werden.\r\nZur Frage der Finanzierung siehe auch unsere Antworten zu Frage 4.\r\n6. Welche Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit das Verknüpfen von überre-gionalem Wasserstoff-Transportnetz und Wasserstoff-Verteilernetzen reibungs-los funktioniert? Im Jahr 2032 soll das Wasserstoff-Kernnetz errichtet sein: Für wann, in welchem Umfang und mit welcher Zielrichtung wird die Umstellung der Gasverteilernetze auf Wasserstoff erwartet? Welche logistischen Herausforde-rungen sehen Sie dabei?\r\nDas überregionale Wasserstoff-Transportnetz sollte die Bedarfe der H2-Verteilernetze be-rücksichtigen. Basis sollte die bereits existierende Transformationsplanung der VNB in Form des GTP sein. Auf Verteilernetzebene bestehen laut Ergebnisbericht des GTP erheb-liche Bedarfe seitens von Industrie- und Gewerbekunden, v. a. hinsichtlich des Einsatzes von Prozessgas.\r\n12 /\r\n25\r\nHinsichtlich der Bedarfe von Haushalten wird die kommunale Wärmeplanung den Rah-men für die Transformation vorgeben; dabei kann Wasserstoff dort eine Rolle spielen, wo Wärmenetze und elektrische Wärmepumpen keine Lösungsoption darstellen.\r\nErste Umstellzonen werden von den kommunalen GasVNB im Laufe der 2020er Jahre ge-sehen.\r\n7. Welche Voraussetzungen sind aus Sicht der Kommunen einerseits und der Ver-teilernetzbetreiber andererseits für einen langfristig wirtschaftlichen Wasser-stoff-Verteilernetzbetrieb erforderlich?\r\nAus Sicht der VNB:\r\n- Gegenseitige Verbindlichkeit von Netznutzern und Netzbetreibern, ohne dem Markt die nötige Flexibilität/Liquidität zu rauben\r\n- Koordinierte und abgestimmte Netzplanung und -entwicklung\r\n- Angemessener Finanzierungsrahmen: Eine auskömmliche Eigenkapitalverzinsung innerhalb des bestehenden Regulierungsregimes ermöglicht den VNB einen wirt-schaftlichen Betrieb der künftigen Wasserstoff-Verteilernetze.\r\n- Ausreichende und verlässliche Abnahme von Wasserstoff durch Industrie- und Gewerbekunden\r\n- Wettbewerbliche Netzentgelte, damit kein Nachteil für Kunden am H2-Verteiler-netz entstehen\r\nWärmeplanung, Gebäudeenergiegesetz und Umsetzung der EU-Gas-/Was-serstoff-Binnenmarktpakets, Akteure und Verantwortlichkeiten, Zeitplan\r\n8. Von welchen verfügbaren Mengen und welchem Preisniveau ist bei der Umstel-lung von Gasnetzen auf Biomethan bzw. synthetisches Methan im Zeitverlauf auszugehen und in welchem Umfang kann damit Erdgas in den Verteilernetzen substituiert werden?\r\nHeute kann noch niemand verbindlich sagen, welche Mengen an Biomethan/SNG in 2030, 2035, etc. zu welchem Preis verfügbar sein werden. Aber laut einer Metastudie von BDEW, DVGW und Zukunft Gas stellt sich die Verfügbarkeit von Biomethan wie folgt dar:\r\nBiomethan: 2030: 90-102 TWh, 2045/50: 154-331 TWh.1\r\nBei SNG handelt es sich um ein Derivat von grünem Wasserstoff. Hier besteht also eine Abhängigkeit vom Potenzial für grünen Wasserstoff. Es ist offen, wie viel von dem grünen H2 mit gewissen Umwandlungsverlusten zukünftig zu SNG gewandelt wird. Zu berücksich-tigen ist, dass dafür zudem Kohlenstoff aus einer klimaneutralen Quelle benötigt wird, was neben dem geringeren Wirkungsgrad ein weiterer restringierender Faktor ist. Poten-\r\n1 https://www.teamconsult.net/news/files/pre_ZukunftGas_2023-04-27_rv.pdf\r\n13 /\r\n25\r\nziale für synthetisches Methan könnten verstärkt gehoben werden, wenn Strommarktme-chanismen vom Energiemarkt zum Leistungsmarkt entwickelt würden und dadurch An-reize gesetzt würden.\r\n9. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffver-teilernetze und zur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit Wärmeplä-nen und verbindlichen Fahrplänen nach § 71k GEG verzahnt sind?\r\nDie Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze, die Stilllegung von Erdgasverteilernetzen und die verbindlichen Fahrpläne nach § 71k GEG sind allesamt abhängig von der jeweili-gen kommunalen Wärmeplanung. Die Verzahnung zwischen dem WPG und dem GEG ist bereits vollzogen. In diese Vorgaben sollten sich auch die Regelungen zum Ausbau des Wasserstoffnetzes und zur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen einfügen. Für Letzteres ist in der Gasbinnenmarktrichtlinie bereits die Verzahnung mit der Wärmeplanung vorge-sehen. Dies muss dann entsprechend in nationales Recht umgesetzt werden.\r\nIm Zuge des Gesetzgebungsverfahren hatte sich der VKU intensiv für eine integrierte Pla-nung eingesetzt und eine gleichberechtigte Berücksichtigung der bestehenden Infrastruk-turen gefordert, so dass die EU-Vorgaben der RL (Art. 55 - 57) mit den Anforderungen der deutschen kommunalen Wärmeplanung möglichst kompatibel sind. Das nun vorliegende Ergebnis erlaubt nun zumindest eine gemeinsame Erstellung von CH4- und H2-Netzen, die eine enge Kooperation auch mit Fernwärme- und Stromnetzbetreibern verlangen.\r\nArt. 56 und 57 (Entwicklung und Stilllegung von Verteilnetzen) sehen ebenso eine gemein-same Planung für Gas und Wasserstoff vor sowie eine „enge“ Koordination mit Strom-, Fernwärme- u. Kältenetzen. Dieser Prozess ist unserer Einschätzung nach bereits im wei-teren Sinne mit den Anforderungen zur Erstellung der kommunalen Wärmepläne kompa-tibel.\r\nFür die Umsetzung sind aus Sicht des VKU nachfolgende Punkte bei der Umsetzung in na-tionales Recht zu beachten:\r\n1. Deutschland muss zwingend den erlaubten Spielraum für - eine auf nationaler Ebene verpflichtende - gemeinsame Planung von CH4- und H2-Netzen umsetzen. Es muss hinreichende Flexibilität für eine Anpassung durch den VNB geben. Mit dem Dritten Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes wird diese Ver-zahnung auf Fernleitungsnetzebene vollzogen. Für die Verteilernetzebene bedarf es ebenfalls Regelungen zur gemeinsamen Planung.\r\n2. Es darf keine Mehrfach- oder Doppelaufwendung bei der Erstellung der Netzent-wicklungs- und Wärmeplanung kommen. Diese Pläne sollten sich aus denselben Abfragen und Datenerhebungen erstellen und melden lassen. Unverhältnismä-ßige Aufwände und langwierige Verfahren sind zu vermeiden.\r\n14 /\r\n25\r\n3. Basis für die Wärmepläne und daraus abgeleitet (Bottom-Up) die Entwicklungs-pläne sind die Kapazitäts- und Anschlussbedarfserhebungen der jeweiligen Netz-betreiber, wobei hier ebenfalls auf vorhandene Erhebungen (GTP) zurückgegrif-fen werden sollte.\r\n4. Darüberhinausgehende Stilllegungspläne sollten mit den regulatorischen Rah-menbedingungen, wie sie die BNetzA im Rahmen von KANU, KANU 2.0 und NEST entwickelt, synchronisiert werden, auch um eine Refinanzierung der Netzinfra-struktur zu gewährleisten.\r\n5. Das genaue Stilllegungsdatum muss in einem Korridor angegeben werden können und nicht verpflichtend datumsscharf.\r\n10. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffver-teilernetze und zur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit dem Netz-entwicklungsplan Gas und der Systementwicklungsstrategie verzahnt sind?\r\nDie Stilllegungspläne müssen im Rahmen der Netzentwicklungsplanung Gas berücksich-tigt werden und damit Bestandteil der Planung sein.\r\nSiehe Antwort zu Frage 9.\r\nAnschlussverpflichtungen/Stilllegungspläne\r\n11. Ab welchem Jahr (2030, 2035, 2040, …?) ist damit zu rechnen, dass es vermehrt zu Anschlussverweigerungen und Anschlusskündigungen in Gasverteilernetzen kommen könnte?\r\nVorab ist festzustellen, dass nach geltender Rechtslage eine Netzanschlussverweigerung nur im Falle wirtschaftlicher Unzumutbarkeit möglich ist. Die Kündigung des Netzan-schlussverhältnisses durch den Netzbetreiber setzt voraus, dass eine Pflicht zum Netzan-schluss nicht (mehr) besteht. Für einen gezielten und geplanten Ausstieg aus der Erdgas-versorgung müssen ggf. Netzanschlussverweigerungen und -kündigungen im Vorfeld ei-ner wirtschaftlichen Unzumutbarkeit für den Netzbetreiber ermöglicht werden. Es bedarf daher der Schaffung von auf diese besondere Situation zugeschnittener Rechtsgrundlagen zur Anschlussverweigerung und Anschlusskündigung, die mit der kommunalen Wärme-planung und den Stilllegungsplänen für Erdgasverteilernetze zu verzahnen sind. Diese Vorgaben sollten im Zuge der Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie geschaffen wer-den.\r\nUm das Risiko von Rechtsstreitigkeiten mit Letztverbrauchern im Zusammenhang mit der Anschlussverweigerung/-kündigung zu minimieren, wäre es aus Sicht des VKU erforder-\r\n15 /\r\n25\r\nlich Regelbeispiele für ein „berechtigtes Interesse des Endverbrauchers“ an der Aufrecht-erhaltung des Gasnetzanschlusses eizuführen. Ggf. könnte auch festgelegt werden, in wel-chen Fällen kein berechtigtes Interesse gegeben ist.\r\nHeute lässt sich noch nicht zuverlässig beantworten, welche Netzteile der GasVNB wann auf H2 umgestellt werden, welche wie lange als Methannetze weiterbetrieben werden, und wann Netze stillgelegt werden.\r\nKonkrete Aussagen dazu sind seriös erst nach dem Vorliegen der jeweiligen kommunalen Wärmepläne möglich. Am ehesten wird damit in Fernwärmevorranggebieten zu rechnen sein, da der langfristig parallele Betrieb zweier Infrastrukturen – Fernwärmenetz und Gas-netz – wirtschaftlich keinen Sinn ergibt.\r\n12. Welchen zeitlichen Vorlaufs/Verfahrens bedürfen Anschlusskündigungen, um insbesondere den Netzanschlusskunden und Lieferanten eine angemessene Vor-bereitungszeit zu geben?\r\nDie Ankündigung einer Stilllegung eines Gebiets ist zu unterscheiden von der Kündigung des konkreten Netzanschlussverhältnisses. Die Festlegung verbindlicher Fristen ist ange-bracht. Die Vorlaufzeit für die Kündigung eines Netzanschlussverhältnisses kann kürzer sein als für die Ankündigung einer Stilllegung.\r\nDie Schaffung eines Anschlussverweigerungs- und -kündigungsrechts für den VNB ist eine Schlüsselmaßnahme für einen passgenauen Ordnungsrahmen für die Zukunft der Gas-netze.\r\nZur Verweigerung eines neuen Netzanschlusses sollte es ausreichen, wenn ein Gebiet in der kommunalen Wärmeplanung nicht für eine Versorgung mit grünen Gasen vorgesehen ist oder Stilllegungspläne (des VNB) existieren. Die im Green Paper beschriebene Be-schränkung der Anschlussverpflichtung an zukünftige Wasserstoffverteilnetze sehen wir positiv.\r\nDer Zeitraum \"hinreichender Vorlauf\" für die Kündigung des Netzanschlussverhältnisses kann zwischen den verschiedenen Nutzungsarten des Gasanschlusses deutlich variieren und hängt u.a. von den finanziellen Möglichkeiten des Anschlussnutzers ab.\r\nBsp. 1: Für Einspeiser, also i.W. Biomethananlagen, sind Ankündigungen der Kündigung des Netzanschlusses mit sehr hohem Vorlauf (größer 10 Jahre) notwendig, um die Risiken eingrenzen zu können und alternative Nutzungspfade (z.B. Dampfreformierung zu H2, Me-thanverflüssigung) zu entwickeln.\r\nBsp. 2: Für Ausspeiser darf die Kündigungsfrist nicht zu lang ausfallen und sollte eine Vor-laufzeit von i.d.R. 3 Jahren nicht überschreiten. Die Kündigungsfrist darf allerdings der Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung nicht im Wege stehen. Sofern also eine al-ternative, leitungsgebundene Wärmeversorgung, insbesondere über Wärmenetze, ver-fügbar ist, sollten kürzere Vorlaufzeiten gelten, als in Fällen, in denen dies nicht der Fall ist.\r\n16 /\r\n25\r\nIn der Niederdruckstufe beträgt die gesetzliche Kündigungsfrist derzeit einen Monat auf das Ende eines Kalendermonats. In den höhergelagerten Druckstufen (Mittel- und Hoch-druck) gibt es keine gesetzlich vorgegebenen Fristen; hier kommt es auf die im Netzan-schlussvertrag vereinbarten Kündigungsregelungen an. Ob diese bisherigen, auf den Ein-zelfall zugeschnittenen Regelungen im Rahmen der Transformation der Gasnetze aber weiterhin praktikabel sind, ist fraglich. Insoweit wird es entscheidend auf den Inhalt der künftig vorgesehenen Netzstilllegungspläne der VNB ankommen, die von den Regulie-rungsbehörden zu genehmigen sind.\r\nEs obliegt daher dem Gesetzgeber, im Rahmen der Umsetzung der geplanten Binnen-markt-Richtlinie für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff die gesetzlichen Rahmen-bedingungen sowohl für die Stilllegungspläne und dessen zeitlichen Rahmen als auch da-mit einhergehend für die Ablehnung von Neuanschlüssen und die Kündigung vorhandener Anschlüsse zu schaffen.\r\n13. Was ist ein realistischer Zeitraum für einen Stilllegungspfad im Rahmen eines Stilllegungsplans? Von welchen Faktoren hängt die Länge eines Stilllegungspfa-des ab?\r\nEin Stilllegungspfad bedarf eines bestätigten Wärmeplans und darauf aufbauenden Ab-stimmungen.\r\nDer Stilllegungspfad für ein Gasverteilernetz sollte Zwischenschritte mit Netzabschnitten auf dem Weg zur Stilllegung eines Netzgebietes aufzeigen. Allerdings sollte der VNB auch Änderungen in seiner Stilllegungsplanung vornehmen können, sofern sich Rahmenbedin-gungen o. ä. ändern – ähnlich wie auch Änderungen des Transformationsplanes (BEW) im Bereich der Wärmenetze möglich sind.\r\nDie Länge des Stilllegungspfades hängt u.a. ab von der Anzahl und der Art der Kunden, sowie der weiteren infrastrukturellen Bedingungen vor Ort. Wichtig ist auch im Sinne der Versorgungssicherheit, dass es den Kunden möglich ist, auf einen anderen Energieträger umzusteigen, d.h. die Stromnetze müssen entsprechend ausgebaut sein und/oder es muss ein Fernwärme-Netz vorliegen.\r\nGerade Industriekunden müssen ihre Anlagen entsprechend umrüsten können und benö-tigen für die technische Lösung entsprechenden zeitlichen Spielraum. Nicht unwesentlich ist die begleitende Frage nach der Finanzierung. Analog benötigen Haushaltskunden eine sozialverträgliche Alternative, um ihren Wärmebedarf zu decken.\r\nDie Umsetzung der Wärmeplanung erfolgt durch die kommunalen Energieversorger und, in ihrer Rolle als Konzessionsnehmern, die Infrastrukturbetreiber. Ihnen obliegt es, die Strom-, Gas- oder Wärmenetze in den Zustand zu bringen, der zur Erreichung einer klima-neutralen Wärmeversorgung erforderlich ist. Sie müssen daher auf jeder Stufe des Wär-meplanungsprozesses zwingend eingebunden werden. Auch das Zielszenario muss mit ihnen diskutiert und gemeinsam festgelegt werden.\r\n14. In einigen Fällen müssen bei einer Stilllegung oder der Kündigung des Gasnetz-anschlusses bestehende Gasversorgungsverträge beendet werden. Sind für diese\r\n17 /\r\n25\r\nFälle gesonderte Regelungen für eine Kündigung dieser Verträge erforderlich o-der reichen die, ggf. nach dem Zivilrecht, bestehenden rechtlichen Möglichkeiten aus? Welche Vorlaufzeiten sind für die Vertragsbeendigungen notwendig? Wel-che Mindestvertragslaufzeiten und Kündigungsfristen sind gebräuchlich in Gas-versorgungsverträgen?\r\nEine Kündigung durch den Netzbetreiber ist nur möglich, soweit eine Pflicht zum Netzan-schluss nach § 18 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 des Energiewirtschaftsgesetzes nicht besteht. Perspektivisch müssen Kündigungen von Gasnetzanschlüssen durch den VNB grundsätz-lich möglich sein.\r\nIm Falle eines vorliegenden Stilllegungsplanes wären Biomethan und Wasserstoff keine Optionen mehr zur Erfüllung der Vorgaben des GEG.\r\nIm Falle der Stilllegung von Erdgasleitungen ist es für den Gaslieferanten unmöglich, seine vertraglichen Lieferpflichten zu erfüllen. Hier dürfte es nicht zwingend einer Vertragskün-digung bedürfen. Vielmehr dürfte der Lieferant von seinen Lieferpflichten gemäß § 275 BGB entbunden sein. Allerdings dürfte es im Sinne der Rechtsklarheit zu befürworten sein, für diesen Sonderfall ein gesetzliches Kündigungsrecht des Gaslieferanten vorzusehen, um eventuelle Schadensersatzforderungen zu vermeiden.\r\nIm Rahmen der Grundversorgung gibt es keine Mindestvertragslaufzeit. Die Kündigungs-frist beträgt hier zwei Wochen. Im Übrigen richtet sich die Kündigungsfrist nach der ver-traglichen Vereinbarung.\r\nAls Mindestvertragslaufzeiten sind ein oder zwei Jahre üblich. Gaslieferverträge mit In-dustriekunden können auch längere Mindestvertragslaufzeiten enthalten.\r\n15. Wie könnte aus Ihrer Sicht eine Konsultation/Information der betroffenen Netz-nutzer und anderer Betroffener im Vorfeld einer Stilllegung, Anschlussverweige-rung und/oder Sonderkündigung aussehen?\r\nDie Beteiligung und Information der Gaskunden ist wichtig für die Akzeptanz der Energie-wende. Die Energieversorger setzen mit ihrer energiewirtschaftlichen Expertise Erneuer-bare-Energien-Projekte um, machen die Verteilnetze fit für die Erneuerbaren und küm-mern sich neben der Strom- auch um die Wärmeversorgung. Sie sind in der Region veran-kert und genießen das Vertrauen der Bürger.\r\nDie Kommunikation der Stilllegungsgebiete sollte im Rahmen der KWP durch die Kom-mune (mit Verweis auf den VNB) erfolgen. Die KWP bietet neben dem Stilllegungsplan eine direkte Alternative Empfehlung an. Es sollte nicht Aufgabe des Netzbetreibers sein, Kunden zu alternativen Heizungstechnologien zu beraten.\r\nIm Vorfeld einer Stilllegung könnten die aus Kundensicht wesentlichen in den Stilllegungs-plänen enthaltenen Aussagen und Zeitpläne von den Kommunen öffentlich bekannt ge-macht werden. Aus den Stilllegungsplänen dürfte folgen, ab wann in welchem Netzab-schnitt mit Stilllegungen und damit - im Vorfeld - mit Anschlussverweigerungen / Netzan-schlusskündigungen zu rechnen sein wird. Ggf. könnte in der Bekanntmachung darauf hin-gewiesen werden.\r\n18 /\r\n25\r\n16. Ist ein Rückbau einzelner Netzanschlüsse – beispielsweise aus Sicherheitsgründen – erforderlich oder reicht in der Regel die Trennung bzw. Stilllegung des Anschlus-ses? Müsste der Anschluss bei einer Trennung bzw. Stilllegung weiterhin regelmä-ßig gewartet werden? Mit welchen Kosten wäre jeweils (Rückbau vs. Tren-nung/Stilllegung) zu rechnen?\r\nDie Trennung und Stilllegung eines Anschlusses ist in vielen Fällen ausreichend.\r\nWeiter verweisen wir auf das technische Regelwerk des DVGW, bzw. unsere Antworten zu Frage 17.\r\n17. Wie sollten Stilllegungen von Netzanschlüssen zukünftig finanziert werden?\r\nFür die nicht vermeidbaren Kosten für Stilllegungen von Leitungen sollten Netzbetreiber Rückstellungen bilden. Die hierfür erforderlichen Zuführungen sollten auf Grund der er-höhten Ungewissheit der Inanspruchnahme auch regulatorisch als jährlich anpassbare Kostenposition anerkannt werden. Es ist aber darauf hinzuweisen, dass die Bildung der Rückstellungen vom Handelsrecht abhängig ist.\r\nIn § 9 Abs. 1 NDAV sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass die Abtrennungs- und Rückbaukosten für den Netzanschluss vom Anschlussnehmer in gleicher Weise zu tragen sind, wie die erstmaligen Herstellungskosten. Da die Sparten-Rechtsverordnungen NAV und NDAV wortlautgleiche Regelungen enthalten, bietet sich an, dies in gleicher Weise auch in §9 Abs. 1 NAV so umzusetzen, auch wenn die Praxisfälle dort deutlich seltener sein werden.\r\n Neben Sachverhalten, die Stilllegungen oder Rückbau betreffen, sollten auch die Trennungen von Anschlüssen und Leitungen miterfasst werden. Hieraus können erhebliche Kosten resultieren.\r\n Hinsichtlich der Anerkennung der Kosten aus der Zuführung der Rückbaurückstel-lungen ist eine einheitliche Vorgehensweise der BNetzA anzustreben. In diesem Zusammenhang sollte auch erwogen werden, ob diese Kosten periodengleich als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenbestandteile zu behandeln sind.\r\n Grundsätzlich muss auf den Rückbau von Gasleitungen verzichtet werden, ausge-nommen sind sicherheitstechnische Gründe oder bei Umnutzungsszenarien der Böden. Eine Duldungspflicht für private und öffentliche Grundeigentümer ist da-her gesetzlich zu verankern.\r\n Eine etwaige Entschädigung für die Duldung stillgelegter Leitungen sollte, soweit notwendig, gesetzlich festgelegt und vollständig in den Netzentgelten anerkannt werden.\r\n Ob es zusätzlich zu einer verursachungsgerechten Kostenaufteilung auch Ele-mente für eine angemessene und sozialverträgliche Transformation für alle Kun-den bedarf, gilt es zu prüfen.\r\n19 /\r\n25\r\n18. Wie ließe sich dabei eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer vermeiden?\r\nDenkbar ist, dass unterstützend zu den aktuell konsultierten Regelungen in KANU 2.0 zur Bildung von Rückstellungen und der Verkürzung von Abschreibungsfristen staatliche Mittel zur Unterstützung zur Verfügung gestellt werden.\r\n19. Bedarf es hier besonderer Regelungen für Einspeiser von Biomethan, insbeson-dere, wie können Zielkonflikte gelöst werden?\r\nWir sehen die Notwendigkeit, dass zukünftig auch Anschlussbegehren vom Biomethan-einspeiseanlagen abgelehnt, Einspeisungen befristet und bestehende Anschlüsse gekün-digt werden können.\r\nDie Kündigung von Biomethaneinspeisern sollte ggfs. an andere Bedingungen geknüpft werden, als es bei Anschlussnehmern der Fall ist.\r\nVgl. zudem auch unsere Antwort zu Frage 12.\r\n20. Wann sollte ein Gasnetz schon vor dem Jahr 2045 stillgelegt werden, um unver-hältnismäßige Kosten zu vermeiden?\r\nEs muss berücksichtigt werden, dass die gesetzlichen Vorgaben zur Klimaneutralität zu unterschiedlichen Zeitpunkten erreicht werden müssen. Nach dem Klimaschutz- und Kli-mawandelanpassungsgesetz Baden-Württemberg will das Land bis 2040 Klimaneutral werden, Deutschland will 2045 klimaneutral sein und Europa 2050.\r\nStichleitungen zu einzelnen verbliebenen Gasnetzkunden würden hohe volkswirtschaftli-che Kosten verursachen, weshalb eine Stilllegung solcher Leitungen durch den VNB er-möglicht werden sollte. Grundsätzlich sollte der VNB zeitnah die Möglichkeit erhalten, Kündigungen von Netzanschlüssen - unabhängig vom Zeithorizont 2045 - vorzunehmen.\r\nDie vorzeitige Netzstillegung sollte zudem an den Anschlussgrad geknüpft werden.\r\n21. Welche Übergangsfristen könnten die Netznutzer benötigen, um sich auf einen Verzicht auf den Netzanschluss einzustellen?\r\nVgl. Frage 12.\r\nRückbauverpflichtungen\r\n22. Haben die betroffenen Kommunen ein Interesse daran, nicht mehr genutzte Gasverteilernetze zurückbauen zu lassen? Welche Gründe sprechen für, welche gegen einen Rückbau? Mit welchen Kosten muss bei einem Rückbau gerechnet werden? Wer könnte diese tragen?\r\nDie Reduzierung etwaiger Rückbauverpflichtungen auf ein Minimum ist zu begrüßen. Die Kostentragung bei Rückbau von Leitungen im öffentlichen Bereich, ist häufig in den Kon-zessionsverträgen verankert. Oftmals sind die Netzbetreiber dadurch zum Rückbau der bestehenden Gasinfrastruktur im Fall der Stilllegung verpflichtet. Eine Finanzierung über die Netzentgelte würde zu einer übermäßigen Belastung der Netzkunden führen.\r\n20 /\r\n25\r\nDa Kosten und Aufwand für den „tatsächlichen“ Rückbau vergleichbar mit einem Neubau sind, werden Kommunen (und Verteilnetzbetreiber) zunächst alternative Lösungswege anstreben, wenn es wirklich darauf hinauslaufen sollte, dass Infrastrukturen nicht mehr benötigt werden. Ein Rückbau bindet wertvolle Ressourcen: Dieselben Fachkräfte und Maschinen, die dafür eingesetzt werden müssten, werden für den Ausbau der Erneuerba-ren Energien dringend benötigt. Zudem bedeutet ein Rückbau zusätzliche Belastungen der AnwohnerInnen und Verkehrsstörungen und sollte daher nur in Verbindung mit an-deren Baumaßnahmen (z. B. Verlegung von Wärmenetzleitungen) erfolgen. Wenn die Kommune dennoch einen Rückbau fordert, sollte sie auch die Kosten übernehmen.\r\n23. Wie bzw. durch wen können zwingend erforderliche Rückbauverpflichtungen identifiziert werden und wie wird ein genereller Verzicht auf Rückbauverpflich-tungen bewertet?\r\n Verweis auf technisches Regelwerk des DVGW\r\n24. Wäre ein Eintrittsrecht der Kommune in das Eigentum ungenutzter Netze ein wirksames Instrument, um adäquat über deren spätere Nachnutzung, etwa die Verlegung von Datenübertragungsleitungen, zu entscheiden?\r\nUmwidmungen von Gasleitungen sind nur eingeschränkt möglich (z.B. als Leerrohre für Glasfasernetze oder durch Inlining für Wassernetze). Gasleitungen, auch stillgelegte, sind Eigentum des jeweiligen Netzbetreibers. Der jeweilige Netzbetreiber ist verantwortlich für die Nutzung, Stilllegung und Nachnutzung der jeweiligen Leitungen – auch z. B. für die Verlegung von Datenübertragungsleitungen. Dritte sollten nicht über eine Nachnutzung entscheiden. Zu überlegen wäre, ob Kommunen gegen eine angemessene Entschädigung an die Netzbetreiber ggfs. Netze übernehmen könnten oder müssten.\r\nInvestitionsverpflichtungen\r\n25. Wie hoch wird der Anteil der Investitionen eingeschätzt, die über die energie-wirtschaftsrechtlich bedarfsgerechten und sicherheitstechnisch notwendigen In-vestitionen hinausgehen? Um welche Art von Investitionen handelt es sich?\r\nDie Höhe des Anteils kann nicht sicher benannt werden, weil sich heute nicht sagen lässt, welche Investition zukünftig tatsächlich bedarfsgerecht oder sicherheitstechnisch not-wendig sein wird.\r\n26. Besteht ein Bedarf, die Befreiung von Investitionsverpflichtungen gesetzlich zu regulieren oder halten Sie die Systematik der Anreizregulierung, d. h. die Refi-nanzierung effizienter Investitionen zur Erfüllung der individuellen Versorgungs-aufgabe des Gasverteilernetzes, diesbezüglich für ausreichend?\r\nEine gesetzliche Reduzierung etwaiger Investitionsverpflichtungen aus Konzessionsver-trägen auf solche, die nach dem EnWG für einen bedarfsgerechten und sicheren Betrieb\r\n21 /\r\n25\r\nnotwendig sind, ist sinnvoll. Gleichzeitig sichert die Systematik der Anreizregulierung die Refinanzierung effizienter Investitionen, die beibehalten und durch weitere Vorgaben ge-stärkt werden sollte. Die von der BNetzA veröffentlichten Eckpunkte zur möglichen Fest-legung der Abschreibungsmodalitäten im Gas (KANU 2.0) sollen darüber hinaus eine schnellere Abschreibung der Gasnetze ermöglichen. Dies wird in Abhängigkeit der kom-munalen Wärmepläne eine weitere Verlässlichkeit für die Netzbetreiber im Zuge der Um-setzung des Transformationsprozesses geben. Wichtig für den VKU ist in diesem Zusam-menhang eine weitgehende Flexibilität entsprechend der Vorgaben der Wärmepläne vor Ort.\r\nLetztendlich muss den Netzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt werden, situativ auf die sich sukzessiv entwickelnden Gegebenheiten reagieren zu können, um, im Sinne aller Beteiligten, eine möglichst effiziente und kostenoptimale Gasnetztransformation realisie-ren zu können.\r\nIn der Konsequenz erfordert dies ein Höchstmaß an Flexibilität in Eigenverantwortung der Netzbetreiber bei der Ausgestaltung der Abschreibungsmodalitäten. Dies umfasst insbe-sondere netzbetreiberindividuelle Flexibilität hinsichtlich\r\n Beginn der Änderung der Abschreibungsmodalitäten\r\n Aggregationsebene der Anlagengüter bzw. anlagengutscharfe Betrachtung\r\n Abschreibungssystematik linear oder degressiv\r\n Nutzungsdauer und -ende\r\n Anwendung für Bestandsanlagen und Neuinvestitionen\r\n27. Gibt es (ausreichende) Kriterien, um notwendige von „überschießenden“ Inves-titionen abzugrenzen?\r\nVgl. unsere Antwort zu Frage 25.\r\nKonzessionsverträge\r\n28. In welchem Umfang ist damit zu rechnen, dass Konzessionsverträge auslaufen, z. B. bis zu den Jahren 2030, 2035, 2040 etc.?\r\nKonzessionen laufen kontinuierlich aus. Sicher ist, dass alle Konzessionsverträge bis 2045 mindestens einmal auslaufen werden. Wir sehen jedoch einen Schwerpunkt zwischen 2030 und 2035.\r\nFür alle neu abzuschließenden Konzessionsverträgen sollte per Gesetz vorgegeben wer-den, dass der Rückbau von Gasnetzen auszuschließen bzw. an bestimmten, eng definierte Bedingungen (z.B. Sicherheitsaspekte) geknüpft ist. Pauschale Rückbauverpflichtungen sind auszuschließen.\r\n22 /\r\n25\r\n29. Würden sich Stakeholder unter den derzeitigen Rahmenbedingungen weiterhin auf neu zu vergebende Konzessionen für Gasverteilernetze bewerben? Gibt es ein flächendeckendes Problem, dass es bei auslaufenden Konzessionsverträgen an Bewerbungen auf die Nachfolge mangelt? Wäre eine Zusammenlegung von Netzgebieten ein gangbarer Weg, um den Netzbetrieb interessanter zu machen? Was wäre dabei zu beachten?\r\nAngesichts des ungenügenden aktuellen Regulierungsrahmens, der den notwendigen Transformationsprozess der Gasnetze nicht hinreichend berücksichtigt, sowie derzeit wei-terhin weitestgehend uneingeschränkt bestehender gesetzlicher Netzanschlusspflichten und künftig ggf. nicht refinanzierbarer Stilllegungs- bzw. Rückbaukosten, bestehen erheb-liche rechtliche und insbesondere wirtschaftliche Unsicherheiten für Gasnetzbetreiber. Für die Bewerbung auf eine neue Konzession, werden zunehmend höhere Maßstäbe ge-legt. Dabei spielt der Anteil an größeren Prozessgaskunden eine wesentliche Rolle. Inso-fern ist aktuell unklar, ob sich nach Auslaufen einer Gaskonzession überhaupt noch ein Unternehmen um eine Gaskonzession (erneut) bewerben möchte, was Folgeprobleme ganz eigener Art bedeutete. Zusätzliche, restriktive Rahmenbedingungen können zu ei-nem Rückgang der Bewerber um Gaskonzessionen führen. Klar ist: Jede Bewerbung auf eine Gaskonzession ist eine Einzelfallentscheidung.\r\n Unter diesen Rahmenbedingungen sollte über eine Anpassung der Konzessions-vergaberegelungen in § 46 EnWG nachgedacht werden, da während des Trans-formationszeitraumes ein Wettbewerb um die Netze nicht zu einem gesamtwirt-schaftlichen Wohlfahrtsgewinn, insbesondere nicht für die Verbraucher, beiträgt. Die Möglichkeit einer einfachen Verlängerung der Konzessionen würde die Trans-formation erleichtern. Wettbewerb um die Netze könnte dann wieder entstehen, wenn die Wasserstoffinfrastruktur relevant wird.\r\nHeute für zwanzig Jahre abgeschlossene Verträge müssen die Transformationsperspek-tive zwingend aufnehmen, bestehende müssen sie aber auch berücksichtigen. Eine denk-bare Verkürzung der Laufzeit der Konzessionsverträge halten wir für nicht sinnvoll, da es einerseits ggf. zu Abschöpfungseffekten kommen kann und die Kommune für einen mög-lichen Ausstieg in 2045 eine kürzere Vorlaufzeit hat.\r\nRelevant wird auch, dass der Abschluss von Konzessionsverträgen ggf. immer unattrakti-ver wird, die Gemeinde aber auch ohne BewerberInnen eine Möglichkeit braucht, rechts-konform ihrer Daseinsvorsorgeaufgabe, bspw. durch Vergabe der Netzbetreiberrolle über einen Dienstleistervertrag, nachzukommen.\r\n23 /\r\n25\r\n30. Halten Sie die oben skizzierten Lösungsmöglichkeiten für sinnvoll oder welche andere Lösung würden Sie präferieren? Bitte legen Sie hierfür die Gründe dar.\r\nEine Zusammenlegung von Netzgebieten könnte ggf. sowohl die Transformation als auch die Stilllegung von Gasnetzen insbesondere im ländlichen Raum vereinfachen. Dies hängt von den Gegebenheiten vor Ort ab.\r\nSolange allerdings für die Gasnetzkonzessionierung § 46 EnWG in der derzeitigen Ausprä-gung angewandt wird, gibt es keine Möglichkeit, entsprechende Lösungen rechtssicher durchzuführen. Deswegen ist es notwendig, in diesem Bereich von dem Konzept des Wettbewerbs um das Netz abzuweichen, um angemessene Lösungen zu ermöglichen.\r\n31. Zur Vermeidung von Versorgungsengpässen kann bei fehlenden Bewerbern auf Neukonzessionen die Verpflichtung des letzten Konzessionärs zum Weiterbe-trieb des Netzes erforderlich sein. Für welche pauschale Dauer wäre eine solche Verpflichtung zum Weiterbetrieb sinnvoll?\r\nDie Dauer der Verpflichtung zum Weiterbetrieb der Netze durch den Altkonzessionär ist von elementarer Bedeutung. Ein Bestandskonzessionär sollte nicht zum Weiterbetrieb verpflichtet werden können. Hierbei ist individuell zu berücksichtigen, wann diese Ver-pflichtung erfolgt und wie z. B. der Anschlussgrad ist. Der Weiterbetrieb muss zu wirt-schaftlich auskömmlichen Konditionen möglich sein. Ansonsten muss der VNB eine ent-sprechende Entschädigung erhalten. Denn auch eine mögliche Verpflichtung für den Wei-terbetrieb ändert nichts an der Tatsache, dass kleine Konzessionen ohne z.B. nennens-werte Wasserstoffkunden uninteressant für den Konzessionswettbewerb werden kön-nen.\r\nNach Ablauf der Übergangsfrist muss sichergestellt sein, dass der VNB nicht nochmals ver-pflichtet werden kann. Entweder muss die Kommune das Netz übernehmen oder dieses muss stillgelegt werden.\r\nEs sind frühzeitig Maßnahmen zu ergreifen, wenn absehbar ist, dass es keine Bewerber um eine Konzession gibt bzw. wenn der Bestandskonzessionär zum Weiterbetreib ver-pflichtet wird.\r\n32. Wie soll mit Fällen umgegangen wird, in denen ein Gebäudeeigentümer sich für eine Heizungsanlage, die mit Wasserstoff, Biomethan oder (partiell) mit fossilem Gas betrieben wird, entscheidet in der Annahme, dass das Gasnetz weiterbetrie-ben oder transformiert wird und im Nachhinein die Stilllegung des Gasnetzes be-schlossen wird?\r\nJegliche Lösung, die hier gefunden wird, darf den sozialen Frieden nicht gefährden.\r\nHier dürfte es wesentlich darauf ankommen, ob sich die Annahme des Gebäudeeigentü-mers auf den kommunalen Wärmeplan oder auf verbindliche Fahrpläne des Gasnetzbe-treibers stützt oder er diese Annahme einfach auf Grundlage eigener Überlegungen ge-troffen hat. Vermutlich ist hier eher letzter Fall gemeint. Grundsätzlich empfiehlt es sich\r\n24 /\r\n25\r\nfür den Gebäudeeigentümer, solche Entscheidungen nur im Einklang mit den Planungen der VNB zu treffen. So sind Schadensersatzforderungen zu vermeiden. Lässt der Gebäu-deeigentümer eine Heizungsanlage einbauen, deren Betrieb das Vorhandensein eines Gasnetzanschlusses erfordert, hat er die Heizungsanlage auf eigenes Risiko eingebaut, wenn das „Schicksal der Gasversorgung“ zum Zeitpunkt des Einbaus noch nicht final fest-stand.\r\nSonstiges\r\n33. In welchem Maße beabsichtigen die Kommunen, in Gebieten mit bestehenden Erdgasverteilernetzen diese als Wasserstoffvorranggebiete auszuweisen?\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die bestehenden\r\nGasverteilernetze für die bisherige Erdgasversorgung sollen dann in\r\nder derzeitigen Form und im derzeitigen Umfang nicht mehr benötigt\r\nwerden.\r\nDem aktuell in Deutschland geltenden energierechtlichen\r\nOrdnungsrahmen liegt aber historisch der Gedanke der\r\nVersorgungssicherheit zugrunde, also dass Gasverteilernetze\r\ndauerhaft bzw. unbefristet zum jederzeitigen Anschluss und zur\r\nVersorgung von Kunden errichtet und betrieben werden. Nur im\r\nAusnahmefall können die gesetzlichen Pflichten zum Netzbetrieb.\r\nund zum Netzanschluss sowie zur Gestattung der Anschlussnutzung\r\nwegen einer wirtschaftlichen Unzumutbarkeit für den Netzbetreiber\r\nnicht bestehen.\r\nStilllegungs- und / oder Rückbauszenarien sowie Regelungen zum\r\nWeiterbetrieb oder zur Transformation von Gasverteilernetzen für\r\nandere Versorgungszwecke werden bislang im deutschen\r\nEnergierecht nicht abgebildet, weil hierzu keine Notwendigkeit\r\nbestand.\r\nDiese Notwendigkeit ergibt sich nun aber im Rahmen der Umsetzung\r\ndes Gas- und Wasserstoffpakets der EU, das u.a. Vorgaben zur Erstellung\r\nvon Plänen zur Entwicklung von Wasserstoffverteilernetzen\r\nbzw. Stilllegung der Gasverteilernetze macht; ein wahrer Paradigmenwechsel.\r\nBei der anstehenden Überarbeitung des Ordnungsrahmens ist unter\r\nBerücksichtigung der europäischen Vorgaben folgendes maßgeblich\r\nzu berücksichtigen:\r\nBei einem zunehmenden Rückgang der leitungsgebundenen Gasversorgung\r\nist die kontinuierliche, bezahlbare Energieversorgung der\r\nnoch angeschlossenen Letztverbraucher sicherzustellen.\r\nZugleich ist auch zu gewährleisten, dass die Verteilernetzbetreiber\r\nund Letztverbraucher nicht überfordert und ihre Interessen angemessen\r\nberücksichtigt werden.\r\nKommunale Verteilernetzbetreiber sind der Garant der\r\nSicherheit der deutschen Gasversorgung\r\nDie mehrheitlich kommunalen Verteilernetzbetreiber betreiben\r\naktuell rund 550.000 Kilometer Gasverteilernetz.\r\nSie sorgen seit Jahrzehnten für eine auch in Notlagen stets\r\nstabile Gasversorgung in Deutschland mit hoher technischer\r\nSicherheit trotz hoher regulatorischer Anforderungen.\r\nDie niedrigen Unterbrechungs-, Schadens- und Unfallquoten\r\nin Deutschland liegen seit Jahren auf einem\r\nweltweiten Spitzenplatz. Das Kapital der Verteilernetzbetreiber\r\nist das in öffentlichen und privaten Grundstücken\r\nverlegte Netz. Die Transformation der Gasnetze in der\r\nEnergiewende darf daher den wirtschaftlichen Bestand\r\nder Unternehmen im nationalen Interesse nicht gefährden.\r\nGasnetztransformation\r\nRechtssicherheit schaffen, Risiken vermeiden\r\n2\r\nFerner ist sicherzustellen, dass bestehende Gasverteilernetze bestmöglich\r\nfür einen künftigen Wasserstoffbetrieb oder andere Zwecke\r\nder öffentlichen Versorgung genutzt werden können, schon um bislang\r\ngetätigte Investitionen der Netzbetreiber nicht wirtschaftlich\r\nsinnlos zu vernichten.\r\nDarüber hinaus muss auch der Betrieb der bis längstens 2045 betriebenen\r\nGasverteilernetze für die Verteilernetzbetreiber insgesamt\r\nwirtschaftlich tragfähig bleiben. Das erfordert das Allgemeininteresse\r\nan einer möglichst sicheren und preisgünstigen Gasversorgung.\r\nEs darf nicht zu einer unverhältnismäßigen Kostenbelastung durch\r\nsignifikant steigende Netzentgelte für verbleibende Letztverbraucher\r\nkommen.\r\nFalls Gasverteilernetze ganz oder teilweise stillgelegt werden müssen,\r\nbedarf dies eines geordneten Ausstiegs für die Verteilernetzbetreiber\r\nund die von der Stilllegung betroffenen Letztverbraucher, damit\r\ndiese den Umstieg bewerkstelligen können. Die Netzbetreiber\r\nbrauchen einen rechtssicheren Rahmen mit definierten Kriterien,\r\nnach denen Gasverteilernetze außer Betrieb genommen und zuvor\r\nbestehende Netzanschlussverträge mit Letztverbrauchern und Netznutzungsverträge\r\nmit Gaslieferanten gekündigt werden können. Die\r\nLetztverbraucher müssen eine hinreichende Vorlaufzeit haben, um\r\ndie bisherige Gasversorgung auf eine andere Energie- oder Wärmequelle\r\numzustellen.\r\nZum Zeitpunkt einer Umwidmung ebenso wie bei der möglichen Stilllegung\r\nvon Gasverteilernetzen müssen daher alternative, ggf. neue,\r\nWärme- und Energieinfrastrukturen errichtet worden sein, betrieben\r\nwerden und von den bisher an die Gasverteilernetze angeschlossenen\r\nKunden verlässlich genutzt werden können.\r\nDazu müssen u.a. belastbare und prüffähige Kriterien entwickelt und\r\nfestgelegt werden, um zu entscheiden , ob dauerhaft außer Betrieb\r\ngenommene (stillgelegte) Leitungen und Anlagen von den Verteilernetzbetreibern\r\nvon den bislang in Anspruch genommenen öffentlichen\r\nund privaten Grundstücken zwingend in jedem Fall zurück gebaut\r\nwerden müssen.\r\nDabei ist insbesondere zu regeln, unter welchen rechtlichen Voraussetzungen\r\nendgültig stillgelegte Gasversorgungsleitungen auf den\r\nbislang in Anspruch genommenen öffentlichen und privaten Grundstücken\r\nweiter zu dulden sind. Entsprechende Regelungen müssen\r\nim Energiewirtschaftsrecht verankert werden.\r\nSoweit Leitungen und Anlagen zurück gebaut werden müssen, was\r\nder Ausnahme- und nicht der Regelfall werden sollte, muss die damit\r\nverbundene finanzielle Belastung der Verteilernetzbetreiber auf ein\r\nvertretbares Maß minimiert und angemessen auf die Allgemeinheit\r\nverteilt werden. Anderenfalls droht insbesondere bei großflächigen\r\nRückbaumaßnahmen der wirtschaftliche Blackout für die betroffenen\r\nVerteilernetzbetreiber und mittelbar für deren in aller Regel\r\nkommunal geprägte Gesellschafter, was ebenfalls auch nicht im Allgemeininteresse\r\nliegen dürfte.\r\nDabei ist neben der zurzeit noch ungeklärten Abbildung von Rückbaukosten\r\nin der Netzentgeltregulierung auch zu regeln, dass bzw.\r\nunter welchen Voraussetzungen handelsrechtlich eine Rückstellung\r\nfür bestehende Rückbauverpflichtungen gebildet werden muss bzw.\r\nkann. Wichtig ist in dem Fall, dass die Finanzverwaltung diese Rückstellungen\r\nin der Handelsbilanz auch steuerlich anerkennt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008243","regulatoryProjectTitle":"Gestaltung eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gas-/Wasserstoff-Verteilernetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/00/89/502461/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310297.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele:\r\nIm Rahmen der „Koordinierungsstelle für die integrierte\r\nNetzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff“ (KO.NEP)\r\nhaben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und\r\nVerteilnetzbetreiber (VNB) gemeinsam mit den\r\nVerbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der\r\nInitiative H2vorOrt einen Arbeitskreis Netztransformation\r\netabliert.\r\nIn diesem erfolgt insbesondere eine Verzahnung der\r\nNetzentwicklungsplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene,\r\num ein abgestimmtes Prozessverständnis der\r\nNetzbetreiber zu erlangen.ntegrierte Netzplanung für Gas\r\nund Wasserstoff.\r\nKonkret geht es dabei um folgende Ziele:\r\n• Sicherstellung kohärenter Planungen zwischen\r\nVerteilnetzbetreibern (VNB) und\r\nFernleitungsnetzbetreibern (FNB).\r\n• Reduktion von Ressourcenbelastungen und\r\ngleichmäßige Verteilung bei Netzbetreibern\r\nund Regulierungsbehörden.\r\n• Schaffung eines rechtlichen Rahmens zur\r\nNetztransformation gemäß der EUGasrichtlinie\r\n(Art. 55-57 und 38).\r\n2. Regionale Transformationsplanung\r\n• Entwicklung netzübergreifender, regionaler\r\nTransformationskonzepte zur Integration von\r\nWasserstoff- und Methan-Netzentwicklungen.\r\n• Berücksichtigung technischer Kriterien für\r\nregionale Zuschnitte und Einbindung aller\r\nrelevanten Stakeholder.\r\nTransformationspläne\r\nVerzahnung der Netzentwicklungsplanung auf\r\nVNB- und FNB-Ebene\r\n2\r\n3. Optimierung der Fristen und\r\nGenehmigungsprozesse\r\n• Verkürzung des Abgabezyklus für\r\nTransformationspläne von vier auf zwei Jahre.\r\n• Sicherstellung einer zeitnahen Genehmigung\r\ndurch die Regulierungsbehörde.\r\nKernforderungen und Maßnahmen\r\n1. Koordination zwischen VNB und FNB\r\n• Einbindung aller Netzbetreiber in die regionale\r\nTransformationsplanung, basierend auf dem H2-\r\nKernnetz und individuellen Transformationsplänen.\r\n• Definition der Regionen anhand technischer Kriterien\r\nwie Netzhydraulik und Druckstufen, nicht rein\r\ngeografisch.\r\n2. Integration von Planungsprozessen\r\n• Nutzung einer iterativen Planung zwischen regionalen\r\nTransformationsplänen und dem bundesweiten\r\nNetzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff.\r\n• Berücksichtigung von Synergien zwischen Strom- und\r\nGas-/Wasserstoffszenarien sowie lokalen\r\nEnergieplanungen.\r\n3. Rechtliche Verbindlichkeit\r\n• Regionalpläne sollen VNB rechtlich ermöglichen,\r\nbestehende CH4-Netzanschlüsse gemäß Art. 38 der\r\nEU-Gasrichtlinie zu kündigen und auf Wasserstoff\r\numzustellen.\r\n• Ermöglichung flexibler Anpassungen durch VNB ohne\r\nVerzögerung des Gesamtprozesses.\r\n4. Effiziente Genehmigung\r\n• Regional abgestimmte Transformationspläne sollen als\r\nzentrales Instrument durch die Regulierungsbehörde\r\ngenehmigt werden.\r\n• Feste Stichtage zur Einbindung aktueller\r\nTransformationspläne in den NEP-Prozess.\r\nFazit\r\nDie Transformation der Gas- und Wasserstoffnetze erfordert eine\r\nenge Zusammenarbeit zwischen VNB und FNB sowie klare,\r\ngesetzlich verankerte Planungsprozesse.\r\nRegionale Transformationsplanungen bieten die Grundlage für eine\r\nkohärente und effiziente Netzumstellung, die sowohl regulatorische\r\nAnforderungen als auch praktische Herausforderungen adressiert.\r\nEin beschleunigter Abgabezyklus sowie eine zeitnahe Genehmigung\r\nsind essenziell, um die ambitionierten Ziele der Energiewende zu\r\nerreichen. Der VKU fordert die Politik auf, diese Ansätze zu\r\nunterstützen und die notwendigen rechtlichen und\r\norganisatorischen Rahmenbedingungen zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008243","regulatoryProjectTitle":"Gestaltung eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gas-/Wasserstoff-Verteilernetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/ef/503362/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010018.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nH2-Hochlauf - Unsere Ziele\r\n• Ein koordinierten Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist\r\ndringlicher denn je. Dieser erschließt konsequent\r\nvielfältige Quellen für Wasserstoffimporte und den\r\nAusbau inländische Produktionspotenziale\r\n• Um Deutschland international wettbewerbsfähig und\r\nklimaneutral zu machen braucht es dabei\r\nTechnologieoffenheit, flexible Regulierung und die\r\nNutzung bestehender Infrastruktur.\r\n• Farbenblindheit können wir uns beim H2-Hochlauf nicht\r\nleisten – Schnelligkeit geht vor Schönheit.\r\n• Es braucht einen abgestimmten rechtlichen und\r\nregulatorischen Rahmen zur Erleichterung von\r\nInvestitionen und zur Beschleunigung des\r\nMarkthochlaufs\r\nKernforderungen und Maßnahmen\r\n1. Nachfrage, Angebot und Infrastruktur synchron entwickeln\r\n• Offenheit für Verbrauchssektoren: Jegliche H₂-Nachfrage\r\nsollte unterstützt werden, einschließlich Anwendungen in\r\nder Industrie, Mobilität und im Wärmesektor. Der Markt\r\nentscheidet über den effizientesten Einsatzbereich von\r\nWasserstoff.\r\n• CO₂-Bepreisung als Steuerungsinstrument: Mechanismen\r\nwie das Brennstoffemissionshandelsgesetz und der EUEmissionshandel\r\nmüssen gestärkt und erweitert werden,\r\num Anreize für klimaneutrale Alternativen zu schaffen.\r\n• Marktverzerrungen aufheben: Regelungen sollen einen\r\nfairen Wettbewerb fördern, insbesondere zwischen\r\ninländischen und importierten Wasserstoffquellen.\r\n2. Technologieoffenheit bei der Wasserstofferzeugung\r\n• Vielfalt der Produktionsmethoden:\r\nAlle Verfahren zur Erzeugung von H₂ (z. B. Elektrolyse,\r\nDampfreformierung, Pyrolyse, Biomasse) sollten zugelassen\r\nsein, solange sie klimafreundlich und effizient sind.\r\n• Fokus auf grünen Wasserstoff: Langfristig bleibt die Produktion\r\nund Nutzung von grünem Wasserstoff das zentrale Ziel.\r\nFörderstrategien müssen diese Ausrichtung stärken.\r\n• Innovationen fördern: Forschung und Entwicklung neuer\r\nTechnologien zur Effizienzsteigerung sollten prioritär\r\nunterstützt werden.\r\nH2-Hochlauf\r\nMit Vielfalt bei Produktion, Import und\r\nVerbrauch auf einem guten Weg!\r\n© thomas/stock.adobe.com\r\n2\r\n3. Regulierung und Finanzierung anpassen\r\n• Netzentgelte: Deckelungen und Anpassungen bei\r\nNetzentgelten können die hohen Kosten der\r\nTransformation abfedern, insbesondere für Unternehmen\r\nund kommunale Versorger.\r\n• Verteilnetze: Der regulatorische Rahmen muss für\r\nTransformation und Anpassungen fit gemacht werden,\r\neinschließlich Investitionsanreize für Netzbetreiber.\r\n• Renditen: Angemessene Renditen für Netzbetreiber\r\nsichern langfristig die Kapitalmarktfähigkeit und die\r\nAttraktivität für Investoren.\r\n4. Nutzung bestehender Infrastruktur\r\n• Gasnetze umstellen: Vorhandene Gas- und\r\nWasserstoffnetze sollten weiterverwendet und sukzessive\r\nangepasst werden, um Investitionskosten zu senken.\r\n• Flexible Planung: Neubauten und Anpassungen richten sich\r\nnach lokalen Bedarfen, etwa in Industrieclustern oder\r\nurbanen Regionen.\r\n• Regulatorische Flexibilität: Ein flexibler regulatorischer\r\nRahmen ist notwendig, um regionale Unterschiede zu\r\nberücksichtigen und Innovationen nicht auszubremsen.\r\n5. Internationale Zusammenarbeit und Importe\r\n• Importstrategie entwickeln: Deutschland wird auf den\r\nImport CO₂-freier Moleküle angewiesen sein. Dazu gehört\r\nder Aufbau von Partnerschaften mit Ländern, die über\r\nreichlich erneuerbare Energien verfügen.\r\n• Diversifikation: Diversifizierte Lieferketten können\r\nVersorgungsrisiken minimieren.\r\n• Infrastruktur für Importe: Aufbau und Anpassung von H₂-\r\nTerminals, Pipelines und Speichermöglichkeiten sind\r\nessenziell.\r\n6. Bildung und Qualifizierung\r\n• Fachkräfte sichern: Der Aufbau der Wasserstoffwirtschaft\r\nerfordert spezialisierte Fachkräfte. Bildungs- und\r\nWeiterbildungsprogramme müssen ausgeweitet werden.\r\n• Öffentlichkeitsarbeit: Informationskampagnen sollen die\r\ngesellschaftliche Akzeptanz fördern und die Bedeutung von\r\nWasserstoff als Schlüsseltechnologie hervorheben.\r\nFazit\r\n• Nachfrage, Angebot und Infrastruktur sind zu betrachten.\r\n• Es darf keine Vorfestlegungen bei den Verbrauchssektoren\r\ngeben: Jegliche H2-Nachfrage ist zu unterstützen. Der\r\nMarkt entscheidet, wo der Wasserstoff zum Einsatz kommt.\r\nCO2-Bepreisung/das Brennstoffemissionshandelsgesetz\r\nund der EU-Emissionshandel sind hierbei wichtige\r\neinflussnehmende Parameter. Marktverzerrungen sind\r\naufzuheben.\r\n• Der Markthochlauf braucht Offenheit bei den\r\nHerstellungsverfahren: Mit welchem Verfahren H2\r\nproduziert wird, muss unerheblich sein. Wichtig ist, dass ein\r\nmöglichst breites Spektrum an Wasserstofferzeugung\r\n(Elektrolyse, Dampfreformierung aus Biogas, Katalyse,\r\nPyrolyse, …) zugelassen ist. Das übergeordnete Ziel ist dabei\r\nder Einsatz (Produktion und Verwendung) von grünem H2.\r\nDie Förderung von anderen Erzeugungsarten darf dieses\r\nZiel nicht konterkarieren.\r\n• Gedeckelte Netzentgelte können den Kunden helfen, die\r\nzumindest anfänglich hohen Kosten für H2 zu schultern.\r\nAuch Verteilnetzbetreiber brauchen entsprechende\r\nfinanzielle Ausgleichsmechanismen, wie den\r\nintertemporalen Kostenausgleich. Die Renditen der\r\nNetzbetreiber müssen angemessen sein und\r\nkapitalmarktfähige Konditionen bieten.\r\n• Nutzung von vorhandener Infrastruktur: Viele Gas-/H2-\r\nNetze bleiben und werden weiter benötigt. Der Umfang\r\nweitergenutzter oder neu errichteter Infrastruktur richtet\r\nsich an den konkreten Bedingungen vor Ort aus.\r\n• Der regulatorische Rahmen für die Verteilernetze muss fit\r\ngemacht werden für die Zeit der Transformation, d.h. eine\r\nzeitnahe und auskömmliche Anerkennung der Kosten für\r\nUmstellung oder Rückbau/Stilllegung\r\n96 %\r\nder Gasnetze sind bereits heute fit für H2\r\nQuelle: DVGW"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008244","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung der Anliegen der Wasserwirtschaft bei Wasserstoffbeschleunigung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d3/24/321186/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260065.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung\r\nder Verfügbarkeit von Wasserstoff und\r\nzur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen\r\nfür den Wasserstoffhochlauf des BMWK\r\nvom 11.04.2024\r\nBerlin, 30.04.2024\r\n2 / 12\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf eines Gesetzes zur\r\nBeschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher\r\nRahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf des BMWK vom 11.04.2024 Stellung\r\nzu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen setzt sich für das Erreichen der klimapolitischen\r\nZiele ein. Dazu gehören unter anderem der Ausstieg aus fossilem Erdgas\r\nund die zunehmende Relevanz von dekarbonisierten Gasen.\r\nNutzungskonkurrenzen um Wasserressourcen nehmen in vielen Regionen zu.\r\nDazu kann regional auch die Produktion von Wasserstoff beitragen. Denn die\r\nMenge an Rohwasser (aus dem Grundwasser) beträgt in etwa 12 bis 13 Liter pro\r\nhergestelltem kg Wasserstoff. Laut DVGW werden für die Wasserstoffproduktion\r\nvon 6.251 GWh etwa 1,58 Mio. m³ Reinstwasser pro Jahr benötigt. Mit einem Aufschlag\r\nvon 25 % Wasserverlust bei der Aufbereitung ergeben sich demnach insgesamt\r\nrund 1,98 Mio. m³ Rohwasser pro Jahr. In dieser Betrachtung wurde lediglich\r\nder Wasserbedarf für den reinen Elektrolyseprozess ermittelt. Weitere\r\nWasserbedarfe für Nebenaggregate (z. B. Kühlung, Abwasseraufbereitung) sind\r\nnicht inbegriffen, da diese projektspezifisch stark variieren.\r\nDie der Allgemeinheit dienende Wasserversorgung (öffentliche Wasserversorgung)\r\nbraucht als zentrale Leistung der Daseinsvorsorge Planungssicherheit, um\r\ndie Versorgungssicherheit für die Bevölkerung und Wirtschaft und diesem Fall der\r\nWasserstoffproduktion langfristig zu gewährleisten. Dies ist vor dem Hintergrund\r\ndes Klimawandels und dem Druck auf die Wasserressourcen von zunehmender\r\nBedeutung. Der VKU setzt sich daher für die Umsetzung des im Wasserhaushaltsgesetzes\r\nfestgeschriebenen Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung bei\r\nNutzungskonkurrenzen und eine Beschleunigung von Wasserrechtsverfahren\r\nein.\r\nKommunale Gasnetzbetreiber haben eine wichtige Versorgungsaufgabe: Mehr\r\nals 99 Prozent der Industrie-, Gewerbe und Nicht-Haushaltskunden in Deutschland\r\nbeziehen ihr Gas aus den Verteilernetzen, darunter rund 1,8 Mio. mittelständische\r\nUnternehmen mit mehreren Millionen Arbeitsplätzen. Sprich: der Mittelstand,\r\ndas Rückgrat der deutschen Wirtschaft hängt an den mehrheitlich kommunalen,\r\n550.000 km langen Verteilernetzen. Sie werden auch künftig auf gasförmige\r\nEnergieträger wie Wasserstoff angewiesen sein, den sie über die Verteilernetze\r\nbeziehen.\r\nGasverteilernetzbetreiber gehen ihre Planungen für die Transformation engagiert\r\nan. Für über 415.000 km des Verteilernetzes in Deutschland wurden bereits 2023\r\nim Rahmen der Gasnetzgebietstransformationsplanung (GTP) umfangreiche\r\n3 / 12\r\nVorarbeiten für die Transformation gemacht. Klar ist, dass in der Zukunft nicht das\r\ngesamte Gasverteilernetz bestehen bleiben wird: Teile werden stillgelegt, andere\r\nwerden für dekarbonisierte Gase genutzt werden.\r\nKommunale Unternehmen sind ideale Akteure in der Sektorenkopplung und damit\r\nin der Wasserstoffwirtschaft: Sie sind für VerbraucherInnen und dezentrale\r\nErzeuger der natürliche Ansprechpartner vor Ort. Sie sind Systemmanager, Experten\r\nfür ganzheitliche Konzepte zur Energieversorgung und für die Infrastruktur.\r\nDie kommunalen Unternehmen heben über den Querverbund und Kooperationen\r\nmit kommunalen Akteuren wie beispielsweise der Wohnungswirtschaft Dekarbonisierungspotenziale\r\nund setzen intelligente Versorgungskonzepte um. So\r\nbeziehen sie die Bereiche Wasser, Abwasser und Abfall und als einer der größten\r\nMobilitätsanbieter auch den Verkehr in ihre Dekarbonisierungsstrategien mit ein.\r\nWasserstoff wird zukünftig in enormen Mengen benötigt, beispielsweise für die\r\nDekarbonisierung von wärmeintensiven Industrieprozessen oder für Spitzenlastund\r\nKWK-Anlagen. So sieht der komplementäre Rechtsakt der Europäischen Kommission\r\nzu Kernkraft und Gas zur Umsetzung der Taxonomie für die H2-Readiness\r\nvon Gaskraftwerken eine Verpflichtung zur Nutzung von 100 % erneuerbarer und\r\ndekarbonisierter Gase bis 2035 vor. Aus diesen Gründen ist ein schneller Wasserstoff-\r\nHochlauf in Deutschland essentiell, sowohl für die Wettbewerbsfähigkeit\r\nals auch für die Erreichung der Klimaziele.\r\nÜber diesen zentralen Gesetzentwurf zum Wasserstoffhochlauf hinaus bedarf es\r\nzeitnah Regelungen für die Anlagen zur Nutzung von Wasserstoff. Insbesondere\r\nbedarf es dieser für H2-ready-Kraftwerke (um Investitionsentscheidungen im Rahmen\r\nder Kraftwerksstrategie oder eines Kapazitätsmechanismus treffen zu können)\r\nund für Transformationsvorhaben in der Industrie.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt das mit dem Entwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes\r\n(WassBG) zum Ausdruck gebrachte Bewusstsein um die Wichtigkeit der Wasserstofftransformation\r\nund teilt das Anliegen, die hierbei relevanten Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren rechtlich zu beschleunigen.\r\nIm Gesetzestext ist der Vorrang der wasserwirtschaftlichen Belange ausdrücklich\r\nfestzuschreiben. Es muss sichergestellt werden, dass eine wasserrechtliche\r\nErlaubnis oder Bewilligung für Vorhaben nach dem WassBG nur erteilt wird, wenn\r\nvorrangige wasserwirtschaftliche Belange dadurch nicht beeinträchtigt werden.\r\nDies muss klar und eindeutig aus den gesetzlichen Normen hervorgehen. Allein\r\nein Hinweis auf die besondere Bedeutung der öffentlichen Wasserversorgung in\r\nder Gesetzesbegründung ist nicht ausreichend.\r\n4 / 12\r\nGrundsätzlich begrüßen wir eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher\r\nVerfahren durch Digitalisierung. Es ist zeitgemäß und angemessen,\r\ndass die Antrags- und Genehmigungsprozesse digitalisiert werden. Dies ermöglicht\r\nschnellere Prüfungen, erhöht die Transparenz auch für die Antragsteller und\r\nlässt positive Effekte für den H2-Markthochlauf erwarten.\r\nFaktisch werden diese Beschleunigungsregelungen jedoch dazu führen, dass sich\r\ndie Verfahrensdauer \"normaler\" wasserrechtlicher Verfahren aufgrund von knappen\r\nPersonalressourcen in den unteren Wasserbehörden weiter verlängern werden.\r\nAufgrund der kurzen Fristen sind die Verfahren für Wasserstoffvorhaben\r\nnach dem WassBG vorrangig zu bearbeiten und andere Verfahren werden hintenanstehen\r\nmüssen. Wir würden daher eine Vereinfachung und Beschleunigung\r\nwasserrechtlicher Vorhaben insgesamt begrüßen. Mindestens jedoch sind Wasserrechtsverfahren\r\nund Infrastrukturmaßnahmen von Wasserversorgern\r\n(bspw. Leitungsbau), die der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder der Belieferung\r\nvon Wasserstoffprojekten dienen, ebenfalls in die Beschleunigung einzubeziehen.\r\nHinzukommt, dass die Verfahrensdauer wasserrechtlicher Verfahren u.a. aus den\r\nhäufig unklaren fachlichen Anforderungen resultiert. Um eine Beeinträchtigung\r\nwasser- und umweltrechtlicher Belange auszuschließen, sollten flankierend zu\r\nden Regelungen der Verfahrensbeschleunigung auch fachliche Anforderungen in\r\nden Blick genommen werden.\r\nDaneben geben wir noch zu bedenken, dass Wasser für Wasserstoffprojekte aus\r\nunterschiedlichen Bezugsquellen kommen werden. Dafür werden vielfach auch\r\nRückhalte- und Speicheranlagen erforderlich sein. Solche Anlagen sollten ebenfalls\r\nin den Anwendungsbereich aufgenommen werden, da anderenfalls die Beschleunigung\r\nder Vorhaben nicht vollumfänglich greift.\r\nIm Gesetzesentwurf werden viele richtige Weichenstellungen getroffen. Über die\r\nin diesem Gesetz adressierten Herausforderungen hinaus gibt es jedoch noch weitere\r\nStellschrauben, welche den H2-Hochlauf beschleunigen könnten. So sollten\r\nlangwierige Prüfverfahren für Förderungen (bspw. IPCEI-Projekte) beschleunigt\r\noder zusätzliche Kapitalbeschaffungsmaßnahmen (z.B. zinsvergünstigte Kredite\r\nder KfW) getroffen werden, um Investitionen anzureizen.\r\nDer Markthochlauf braucht zudem Offenheit bei den Herstellungsverfahren: Mit\r\nwelchem Verfahren H2 produziert wird, muss unerheblich sein. Wichtig ist, dass\r\nein möglichst breites Spektrum an Wasserstofferzeugung (Elektrolyse, Dampfreformierung\r\naus Biogas, Katalyse, Pyrolyse, …) zugelassen ist. Die Beschränkung\r\ndes Anwendungsbereichs auf Elektrolyseure sollte also aufgehoben werden.\r\nDer Aus- und Umbau des Gasverteilernetzes sollte wie ebenso wie die in § 2\r\nWassBG genannten v.a. erzeugungs- und importrelevanten Anlagen, rechtlich privilegiert\r\nund ins „überragende öffentliche Interesse“ gerückt werden.\r\n5 / 12\r\nStellungnahme\r\nDer VKU begrüßt das Bestreben der Bundesregierung, mit dem H2-Beschleunigungsgesetz\r\nden für den Klimaschutz erforderlichen Markthochlauf von Wasserstoff zu beschleunigen,\r\num einen Beitrag zur Transformation Deutschlands zur klimaneutralen Volkswirtschaft zu\r\nleisten und dankt für die Möglichkeit, Stellung zu beziehen.\r\nZu Artikel 1\r\nGesetz zur planungs- und genehmigungsrechtlichen Beschleunigung\r\nder Erzeugung, der Speicherung und des Imports von Wasserstoff\r\n(Wasserstoffbeschleunigungsgesetz – WassBG)\r\nZu § 2 Absatz 1\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 2 Abs. 1 sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n[…]\r\n12. von Gasversorgungsnetzen,\r\n13. von örtlichen Verteilernetzen oder\r\n14. von Wasserstoffnetzen.\r\nBegründung\r\nAus Sicht des VKU sollten die im WassBG enthaltenen Regelungen (und hier insb. die in §\r\n4 WassBG verzeichnete Privilegierung) nicht auf importrelevante Projekte beschränkt\r\nwerden. Um bundesweit rund 1,8 Mio. Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden,\r\nmehr als 21 Mio. private Haushalte sowie zehntausende Kraftwerke krisensicher mit\r\nklimafreundlichen Brennstoffen zu versorgen, sollte vielmehr auch der Aus- und Umbau\r\ndes Gasverteilernetzes rechtlich privilegiert und ins „überragende öffentliche Interesse“\r\ngerückt werden. Die rechtliche Privilegierung von Aus- und Umbaumaßnahmen am Gasverteilernetzes\r\nwürde die Infrastrukturplanung sektorübergreifend beschleunigen und\r\nstünde nicht zuletzt auch im Einklang mit dem in der Begründung des WassBG formulierten\r\nAnspruch, „die Vorhaben, die für die Erzeugung, Anlandung und Verteilung von Wasserstoff\r\nvon zentraler Bedeutung sind“ zu erfassen und sie „bei planerischen Abwägungen\r\nals Belang mit einem überragenden öffentlichen Interesse“ zu gewichten (vgl. den Begründungstext\r\nauf S. 21 des Gesetzentwurfes).\r\nRegelungsvorschlag:\r\n§ 2 Abs. 1 Nr. 11 sollte wie folgt gefasst werden:\r\n11. Anlagen der Wasserdienstleistung, die für die Versorgung und Entsorgung der Anlagen\r\nunter Nummer 1 bis 7 erforderlich sind.\r\n6 / 12\r\nBegründung\r\nGrundsätzlich begrüßen wir eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher\r\nVerfahren durch Digitalisierung. Faktisch werden diese Beschleunigungsregelungen jedoch\r\ndazu führen, dass sich die Verfahrensdauer \"normaler\" wasserrechtlicher Verfahren\r\naufgrund von knappen Personalressourcen in den unteren Wasserbehörden weiter verlängern\r\nwerden. Aufgrund der kurzen Fristen sind die Verfahren für Wasserstoffvorhaben\r\nnach dem WassBG vorrangig zu bearbeiten und andere Verfahren werden hintenanstehen\r\nmüssen. Wir würden daher eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher\r\nVorhaben insgesamt begrüßen.\r\nMindestens jedoch sind Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturmaßnahmen von\r\nWasserversorgern (bspw. Leitungsbau), die der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder\r\nder Belieferung von Wasserstoffprojekten dienen, ebenfalls in die Beschleunigung\r\neinzubeziehen und daher entsprechend in § 3 WassBG zu ergänzen. Denn dort, wo Wasser\r\ntheoretisch in ausreichender Menge und Qualität zur Verfügung steht, jedoch praktisch\r\nnoch nicht ausreichend dimensionierte Ver- und Entsorgungsanlagen zur Verfügung\r\nstehen, wäre es denkbar, entsprechende Infrastrukturen der Ver- und Entsorgung zu\r\nschaffen. Je nach Größe und Umfang der notwendigen Maßnahmen sind auch hier umfangreiche\r\nGenehmigungsprozesse notwendig. Hierüber verliert der Referentenentwurf\r\naber kein Wort bzw. der Punkt 9 im § 2 Absatz 1 (Dampf- und Wasserleitungen) sind unserer\r\nMeinung nach bei weitem nicht ausreichend. Daher sehen wir die Notwendigkeit im\r\n§ 2 Absatz 1 eine Nummer 11 mit Bezug auf wasserwirtschaftlichen Anlagen zu integrieren.\r\nIn der Folge wären die entsprechenden anderen Fachgesetze nochmal auf notwendige\r\nAnpassung zu kontrollieren, hier sei z.B. die Änderungen im Gesetz zur Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nzu nennen (Artikel 6), damit nicht dort die Verfahren für wasserwirtschaftliche\r\nAnlagen weiterhin in „normaler“ Geschwindigkeit laufen.\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 2 Abs. 1 Nr. 1 sollte wie folgt gefasst werden:\r\neines Elektrolyseurs von Anlagen an Land zur Erzeugung von Wasserstoff,\r\nBegründung\r\nDer Markthochlauf braucht Offenheit bei den Herstellungsverfahren: Mit welchem Verfahren\r\nH2 produziert wird, muss unerheblich sein. Wichtig ist, dass ein möglichst breites\r\nSpektrum an Wasserstofferzeugung (Elektrolyse, Dampfreformierung aus Biogas, Katalyse,\r\nPyrolyse, …) zugelassen ist. Das übergeordnete Ziel ist dabei der Einsatz (Produktion\r\nund Verwendung) von grünem H2. Die Förderung von anderen Erzeugungsarten darf dieses\r\nZiel nicht konterkarieren.\r\n7 / 12\r\nDie Deckung des Wasserstoffbedarfs durch grünen und gerade in einer Übergangsphase\r\nauch durch kohlenstoffarmen blauen und türkisen Wasserstoff sowie Wasserstoff aus Abfällen\r\n(oranger Wasserstoff) muss ermöglicht werden. Es darf daher keine Beschränkungen\r\nauf aktuelle Herstellungsverfahren und Methoden bei der Förderung von Wasserstoff\r\ngeben, sondern es muss technologieoffen ein möglichst breites Spektrum an Wasserstofferzeugung\r\n(Elektrolyse, Dampfreformierung aus Biogas, Katalyse, Pyrolyse, …) zugelassen\r\nsein. Dadurch erhöht sich das Angebot. Insbesondere darf keine erneuerbare Energiequelle,\r\nunvermeidbare Abwärme, Anlagenart usw. benachteiligt oder gar ausgeschlossen\r\nwerden. Deponiegas und Klärgas müssen als Erneuerbare Energien als „grün” gelten, und\r\njede Energie(träger)form, deren Energiegehalt ursprünglich aus Biomasse stammt, muss\r\nals „biogen” gelten, unabhängig von der verfahrenstechnischen Vorkette. Per Elektrolyse\r\naus dem biogenen Anteil der Müllverbrennung erzeugter Wasserstoff sollte als grüner\r\nWasserstoff anerkannt werden.\r\nGerade auch die nicht strombasierte Wasserstoffproduktion kann lokal ein sinnvoller Baustein\r\nder Energiewende sein. Aus allen methanhaltigen Gasen, d.h. nachhaltigem oder\r\nAbfall-Biogas, Deponiegas, Klärgas und Grubengas, kann durch Stoffumwandlung (Reformierung)\r\nenergie- und materialeffizient Wasserstoff hergestellt werden.\r\nZu § 2 Absatz 2\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 2 Abs. 2, Nr. 2 sollte wie folgt ergänzt werden:\r\neiner Anlage zur Speicherung oder Lagerung von Wasserstoff,\r\nBegründung\r\nDie Kommission für Anlagensicherheit (KAS) spricht von der Lagerung von Wasserstoff anstatt\r\nvon der Speicherung. Wenn zwischen Lagerung und Speicherung eine Unterscheidung\r\nbezweckt ist, sollte dies im Gesetz klargestellt werden und „Lagerung“ ebenfalls in\r\n§ 3 definiert werden. Sollte es keine Unterscheidung zwischen Lagerung und Speicherung\r\ngeben, sondern diese Begriffe synonym gemeint sein, sollte das Ziel eine einheitliche Regelung\r\nder Begrifflichkeit zwischen allen staatlichen Stellen und Kommissionen sein. Um\r\nKlarheit zu schaffen, dass alle Formen der Wasserstoff-Speicherung (bzw. –Lagerung) Bestandteil\r\ndieses Gesetzes sind, bitten wir darum hier beide Begrifflichkeit aufzunehmen.\r\nZu § 3\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 3 Abs. 7 sollte wie folgt präzisiert werden:\r\n„Elektrolyseure an Land zur Erzeugung von Wasserstoff“ eine landseitige Anlage zur Erzeugung\r\nvon Wasserstoff durch elektrolytische Umwandlung von Wasser in Wasserstoff\r\nund Sauerstoff, inklusive zum Betrieb notwendiger Nebenaggregate wie z.B. zur Kühlung\r\noder zur Steuerung der Anlage sowie Nebenanlagen zur Stromspeicherung,\r\n8 / 12\r\nBegründung\r\nDurch die bisherige Begriffsbestimmung ist unklar, welche Komponenten zum Elektrolyseur\r\ngehören und welche nicht. Dies würde zu Unsicherheiten im Hinblick auf den Anwendungsbereich\r\ndes Gesetzes und somit auf Genehmigungsverfahren etc. führen. Aus diesem\r\nGrund sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass alle zum Betrieb notwendigen\r\nNebenaggregate Teil dieser Begriffsbestimmung sind.\r\nFür einen effizienten Betrieb nutzen viele Elektrolyseure zudem Stromspeicher, um eine\r\nkonstante Stromzufuhr und somit einen durchgängigen Betrieb über längere Zeiträume\r\nzu ermöglichen. Aus diesem Grund sollten Nebenanlagen zur Stromspeicherung ebenfalls\r\naufgenommen werden.\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 3 sollte um folgende Begriffsbestimmungen ergänzt werden:\r\n- Anlagen der Wasserdienstleistungen: alle Anlagen, die nach § 3 Nummer 16 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nfür Wasserdienstleistungen erforderlich sind,\r\n- Gasversorgungsnetze alle Fernleitungsnetze, Gasverteilernetze, LNG-Anlagen oder\r\nGasspeicheranlagen, die für den Zugang zur Fernleitung, zur Verteilung und zu LNGAnlagen\r\nerforderlich sind nach § 3 Nummer 20 des Energiewirtschaftsgesetztes,\r\n- örtliche Verteilernetze ein Netz, das überwiegend der Belieferung von Letztverbrauchern\r\nüber örtliche Leitungen, unabhängig von der Druckstufe oder dem Durchmesser\r\nder Leitungen, dient nach § 3 Nummer 29d des Energiewirtschaftsgesetzes,\r\n- Wasserstoffnetze ein Netz zur Versorgung von Kunden ausschließlich mit Wasserstoff\r\nnach § 3 Nummer 39a des Energiewirtschaftsgesetzes.\r\nBegründung\r\nDie Erweiterung des Anwendungsbereichs in § 2 Abs. 1 auf Anlagen der Wasser- und Abwasserentsorgung\r\nsowie Verteilernetze bedürfen einer entsprechenden Ergänzung der\r\nBegriffsbestimmungen.\r\nZu § 4 Absatz 1\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 4 Absatz 1 WassBG sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb eines Vorhabens nach § 2 Absatz 1 sowie die dazugehörigen\r\nNebenanlagen liegen vorbehaltlich der Regelungen in den nachfolgenden Absätzen\r\nim überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit. Die Belange\r\ndes Wasserhaushalts und der öffentlichen Wasserversorgung haben in der Abwägung\r\nmit den Belangen des Satz 1 stets Vorrang.\r\nBegründung\r\nIn § 4 Abs. 1 WassBG wird den Vorhaben im Anwendungsbereich des WassBG ein überragendes\r\nöffentliches Interesse zugeschrieben. Weiterhin dienen sie demnach der öffentlichen\r\nSicherheit. Daraus resultiert, dass diese Vorhaben im Rahmen einer durchzuführenden\r\nSchutzgüterabwägung sich regelmäßig gegenüber anderen Belangen (hier der Wasserversorgung)\r\ndurchsetzen. Nach der Gesetzesbegründung soll dies dazu führen, dass\r\n9 / 12\r\n„im Fall einer Abwägung das besonders hohe Gewicht des Hochlaufs der nationalen Wasserstoffwirtschaft\r\nberücksichtigt werden muss“ und „nur in Ausnahmefällen überwunden\r\nwerden“ kann. Dieser Vorrang betrifft grundsätzlich auch die Abwägung mit wasserwirtschaftlichen\r\nBelangen und kann dazu führen, dass das Ermessen von Genehmigungsbehörden\r\nzugunsten der Vorhaben im Anwendungsbereich des WassBG eingeschränkt wird\r\nund die Ermessensentscheidung zu Lasten wasserwirtschaftlicher Belange ausfällt.\r\nDer Gesetzgeber hat allerdings die besondere Stellung der Wasserversorgung nicht verkannt.\r\nEr hat in der Begründung des Gesetzentwurfs zu § 4 Abs. 1 ausgeführt, dass die\r\n„Belange des Wasserhaushalts und der öffentlichen Wasserversorgung […] bei der wasserrechtlichen\r\nErlaubnis oder Bewilligung von Vorhaben nach § 2 Absatz 1 umfassend zu\r\nberücksichtigen [sind]“ und „eine wasserrechtliche Erlaubnis oder Bewilligung […] gemäß\r\n§ 12 Abs. 1 WHG zwingend zu versagen ist, wenn dadurch schädliche, auch durch Nebenbestimmungen\r\nnicht vermeidbare oder nicht ausgleichbare Gewässerveränderungen zu\r\nerwarten sind oder andere Anforderungen an öffentlich-rechtliche Vorschriften nicht erfüllt\r\nwerden“. Auch die Einbeziehung der wasserwirtschaftlichen Belange in die Ausübung\r\ndes sog. Bewirtschaftungsermessens nach § 12 Abs. 2 WHG hat der Gesetzgeber gesehen\r\nund in der Gesetzesbegründung festgeschrieben. Das Zurücktreten des überragenden öffentlichen\r\nInteresses der unter das WassBG fallenden Anlagen hinter die wasserwirtschaftlichen\r\nBelange hat er allerdings gleichsam nur als Ausnahme angesehen und dessen\r\nVorrang als Regelfall.\r\nEin „Rangverhältnis“ zu Lasten wasserwirtschaftlicher Belange darf nicht gesetzlich im\r\nSinne eines intendierten Ermessens vorgezeichnet werden. Die öffentliche Wasserversorgung\r\nist Teil der Daseinsvorsorge und unterliegt der staatlichen Schutzpflicht. Die gesamte\r\nOrdnung des WHG ist auf den Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung vor zuwiderlaufenden\r\nGewässernutzungen ausgerichtet. In § 6 Abs. 1 Nr. 4 WHG wird dies sogar ausdrücklich\r\nstatuiert.\r\nWir brauchen daher eine gesetzliche Klarstellung, dass der Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung\r\nauch im Hinblick auf die Ressourcenverfügbarkeit gewahrt bleibt. Dies ist\r\naus unserer Sicht umso mehr erforderlich, als der Gesetzgeber mittlerweile in mehreren\r\nGesetzen ausdrücklich den Vorrang bestimmter Vorhaben im Sinne der Beschleunigung\r\nnormiert hat (EEG, NABEG, EnLAG) - eine entsprechende Klarstellung hinsichtlich des Vorrangs\r\nder öffentlichen Wasserversorgung fehlt allerdings und kann zu einer nicht gewollten\r\nRangfolge innerhalb der Wassernutzungshierarchien führen.\r\nDie öffentliche Wasserversorgung leistet einen wesentlichen und unverzichtbaren Beitrag\r\nzur Daseinsvorsorge. Sie stellt - dem Solidargedanken folgend – sicher, dass allen Nutzungsgruppen,\r\nso zum Beispiel der Industrie, der Landwirtschaft und auch den Wasserstoffprojekten\r\nausreichend Wasser (Trink und/oder Brauchwasser) zur Verfügung steht.\r\nDamit steht die öffentliche Wasserversorgung in einer Wassernutzungshierarchie an\r\noberster Stelle. Es ist zu berücksichtigen, dass die Lieferung von Wasser für Wasserstoffprojekte\r\neinen Teil der Brauchwasserversorgung darstellt und damit Bestandteil der öffentlichen\r\nWasserversorgung ist.\r\n10 /\r\n12\r\nDie Qualifizierung der unter das WassBG fallenden Vorhaben als von überragendem öffentlichen\r\nInteresse hat auch Auswirkungen auf die Darlegungs- und Beweislast. Denn die\r\ngesetzgeberische Entscheidung zugunsten dieser Vorhaben bringt mit sich, dass Darlegungs-\r\nund Begründungslast sowie -aufwand für Antragsteller, Behörden und Gerichte insoweit\r\ngering sein sollen. Soll hingegen ausnahmsweise abweichend entschieden werden,\r\nz.B. zugunsten der Wasserversorgung, so sind diesbezüglich erhöhte Anforderungen zu\r\nstellen.\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf birgt das Risiko, dass der wasserrechtliche Vorrang ausgehebelt\r\nund wasserwirtschaftliche Belange hinter Maßnahmen zur Beschleunigung des\r\nWasserstoffhochlaufs zurücktreten. Dem tritt der VKU entschieden entgegen.\r\nZu § 11\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 11 Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundesverwaltungsgerichts\r\nsollte gestrichen werden.\r\nBegründung\r\nAus unserer Sicht sollten keine Rechtszüge verkürzt werden. Wenn Rechtszüge verkürzt\r\nwerden sollen, dann müssen nicht nur Behörden, sondern auch Gerichte mit genügend\r\nPersonal ausgestattet sein müssen, was bei dem aktuell vorherrschenden Fachkräftemangel\r\nunrealistisch ist. Andernfalls könnte der zur Beschleunigung gedachte § 11 eher zu\r\neiner Verlangsamung der Gerichtsentscheidungen führen.\r\nZu Artikel 3 Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nRegelungsvorschlag\r\nAbschnitt 6) zur Schaffung eines neuen § 44c Abs. 1a EnWG:\r\n„Auf Antrag soll die für ein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren zuständige\r\nBehörde bereits vor Beantragung der Feststellung des Plans oder der Erteilung der\r\nPlangenehmigung in Bezug auf Vorhaben nach § 43 Abs. 2 S. 1 Nr. 7 EnWG vorläufig zulassen,\r\ndass mit der Errichtung einschließlich der Maßnahmen, die zur Prüfung der Betriebstüchtigkeit\r\nder Anlage erforderlich sind, begonnen werden darf, wenn:\r\n1. mit einer Entscheidung zugunsten des Antragstellers gerechnet werden kann,\r\n2. ein öffentliches Interesse oder ein berechtigtes Interesse des Antragstellers an dem\r\nvorzeitigen Beginn besteht und\r\n3. der Antragsteller sich verpflichtet, alle bis zur Entscheidung durch die Errichtung der\r\nAnlage verursachten Schäden zu ersetzen und, wenn das Vorhaben nicht nach § XXX\r\nzugelassen wird, den früheren Zustand wiederherzustellen. Die vorläufige Zulassung\r\nkann jederzeit widerrufen werden. Sie kann mit Auflagen verbunden oder unter dem\r\nVorbehalt nachträglicher Auflagen erteilt werden. Die zu ständige Behörde kann die\r\nLeistung einer Sicherheit verlangen, soweit dies erforderlich ist, um die Erfüllung der\r\nPflichten des Antragstellers zu sichern.“\r\n11 /\r\n12\r\nBegründung\r\nAufgrund der hohen Komplexität und des Umfangs von Groß-Elektrolyseur-Projekten können\r\noftmals nur die Unterlagen für einen Teil der Vorhaben, nicht aber für das Gesamtvorhaben\r\nvorgelegt werden.\r\nBei vorzeitigen Baubeginn im laufenden Projekt handelt es sich jedoch nicht mehr um\r\nVorarbeiten (und somit um vorzeitige Bauarbeiten nach § 44c EnWG), weshalb die Regelung\r\nin § 43 Abs. 2 S. 1 Nr. 7 EnWG für Energiekopplungsanlagen, die gerade für solche\r\n„Groß-Elektrolyseure“ gedacht war, sinnwidrig leerläuft.\r\nUm den Baubeginn dennoch vorziehen zu können, ist aus unserer Sicht der neu zu schaffende\r\n§ 44c Abs. 1a EnWG ein probates Mittel. Das Risiko trägt dabei der Antragsteller.\r\nZu Artikel 5 Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nRegelungsvorschlag\r\n§ 16c, Absatz 3 besagt, dass die Prüfung der Vollständigkeit der Unterlagen innerhalb\r\nvon 30 Tagen nach Eingang des Antrags zu erfolgen hat. Hier bedarf es einer Klarstellung,\r\nwelche Konsequenzen ein Überschreiten dieser Frist seitens der Behörden zur\r\nFolge hat.\r\nBegründung\r\nAntragsstellende Unternehmen brauchen Planungssicherheit, wann mit einer Rückmeldung\r\nseitens der Genehmigungsbehörden zu rechnen ist. Aus diesem Grund begrüßen\r\nwir es sehr, dass die Prüfung auf Vollständigkeit der Unterlagen innerhalb von 30 Tagen\r\ndurch die Genehmigungsbehörde erfolgen soll.\r\nEs braucht jedoch Klarheit darüber, welche Konsequenzen ein Überschreiten dieser Frist\r\nseitens der Behörde hat, falls eine Genehmigungsbehörde bspw. überlastet ist. Gilt eine\r\n„Vollständigkeitsfiktion“.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008245","regulatoryProjectTitle":"Zusatzbelastungen für Energiewende vermeiden ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/12/53/321188/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260096.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 6\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBSW-Bundesverband\r\nSolarwirtschaft e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nwww.solarwirtschaft.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nZentralverband der Deutschen\r\nElektro-und\r\nInformationstechnischen\r\nHandwerke (ZVEH)\r\nLilienthalallee 4\r\n60487 Frankfurt am Main\r\nwww.zveh.de\r\nGemeinsame Verbändeinitiative:\r\nZusatzbelastungen für Energiewende\r\nvermeiden - Kopplung der Fernsteuerbarkeit von\r\nEEG-Anlagen (§ 9 EEG) an steuerbare\r\nVerbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG) eingrenzen\r\nBerlin, 8. Mai 2024\r\nSeite 2 von 6\r\n1 Zusammenfassung\r\nSämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems\r\nnach § 9 Abs. 1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen\r\nsicht- und fernsteuerbar sein, sofern hinter demselben Netzanschluss eine\r\nsteuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE wie Batteriespeicher, Wärmepumpe\r\noder Ladestation) installiert ist. Dies gilt für Neu- und Bestandsanlagen.\r\nDiese Koppelung führt zu Aufwand und Kosten. Netzbetreiber, Messstellenbetreiber,\r\nAnlagenbetreiber und das Elektrohandwerk (BDEW, BSW,\r\nVKU und ZVEH) fordern daher eine Eingrenzung dieser Regelung auf die\r\nnetztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW, um die Energiewende und\r\nSektorkopplung nicht auszubremsen. Für Bestandsanlagen nach dem EEG\r\n2023 (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023) soll aufgrund des hohen\r\nUmrüstungsaufwands der Konnex ebenfalls entfallen.\r\nDie Lösung liegt in einer Änderung von § 9 Abs. 1 EEG 2023 sowie den geltenden\r\nÜbergangsbestimmungen.\r\n2 Hintergrund\r\nMit dem EEG 2021 wurden in § 9 EEG die Anforderungen an die Fernsteuerbarkeit\r\nvon PV-Anlagen über intelligente Messsysteme (iMSys) geändert.\r\nDie Fernsteuerung von PV-Anlagen durch den Netzbetreiber dient\r\ndazu, bei einem erzeugungsgetriebenen Engpass relevante PV-Leistungen\r\nferngesteuert reduzieren zu können. Als relevant werden PV-Anlagen mit\r\neiner Leistung über 25 Kilowatt (kW) eingeschätzt. Diese müssen nach § 9\r\nEEG jederzeit durch den Netzbetreiber ferngesteuert in der Leistung reduziert\r\nwerden können. Sobald über intelligente Messsysteme (iMSys) gesteuert\r\nwerden kann, muss die Steuerung über ein iMSys erfolgen.\r\nPV-Anlagen kleiner 25 kW müssen nicht durch den Netzbetreiber ferngesteuert\r\nin der Leistung reduziert werden können. Grundsätzlich gilt: Wird\r\nein intelligentes Messsystem eingebaut, müssen Anlagen über 7 kW\r\n„sichtbar“ sein (Abrufung der Ist-Einspeisung) und über 25 kW zusätzlich\r\nauch „steuerbar“ (ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung) gemacht\r\nwerden. Für Kleinstanlagen unter 7 kW gibt es keine Anforderungen.\r\nSeite 3 von 6\r\n3 Problemstellung\r\nMit dem EEG 2021 wurde diese grundsätzliche Logik durchbrochen und\r\ndas Gebot der Steuerbarkeit an das Vorhandensein einer steuerbaren Verbrauchseinrichtungen\r\nnach § 14a EnWG gekoppelt. Nach § 9 Abs. 1 Satz 1,\r\n2. Var. EEG 2021/2023 müssen auch kleinste PV-Anlagen, sofern ein\r\niMSys eingebaut wird, spätestens zusammen mit dem Einbau des iMSys,\r\nverpflichtend mit der notwendigen Technik zur Fernsteuerung und zur Abrufung\r\nder Ist-Einspeisung über ein iMSys ausgestattet werden, wenn hinter\r\neinem Netzverknüpfungspunkt mindestens eine steuerbare Verbrauchseinrichtung\r\ngemäß § 14a EnWG installiert ist oder wird. Dies gilt\r\nunabhängig von der Größe der PV-Anlage und auch für Bestandsanlagen\r\n(vgl. § 100 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023).\r\nDiese Regelung beruht nicht auf einem nachvollziehbaren technischen\r\nHintergrund, denn der Zubau einer SteuVE führt aus Netzsicht nicht zu einer\r\nVeränderung der PV-Anlage. Hintergrund für die Steuerbarkeit von\r\nSteuVE nach § 14a EnWG ist jeweils ein verbrauchsgetriebener Netzengpass.\r\nDer Zubau einer Verbrauchseinrichtung in einem Netzstrang hat\r\nkeine Auswirkungen darauf, ob erzeugungsgetriebene Netzengpässe auftreten.\r\nDas heißt, es gibt keinen erkennbaren Grund, warum eine PV-Anlage\r\nhinter einem Netzanschluss mit einer SteuVE nach § 14a EnWG anders\r\nbehandelt werden sollte als eine PV-Anlage ohne eine SteuVE hinter\r\ndem Netzanschluss nach § 14a EnWG. Gleiches gilt für die Anforderung\r\nder Abrufung der Ist-Einspeisung der Erzeugungsanlage, die für die Zwecke\r\nder Steuerung einer SteuVE nicht relevant ist.\r\nBesonders deutlich wird dies in den Fällen, in denen derartige PV-Anlagen\r\nmit Batteriespeichern gekoppelt sind. Seit dem 01.01.2024 gelten alle\r\nneuen Speicher mit einer Leistung von mehr als 4,2 kW als SteuVE (Festlegung\r\nder BNetzA zu § 14a vom 27.11.2023). Nach der Festlegung der\r\nBNetzA ist dabei nur entscheidend, ob die technische Möglichkeit besteht,\r\ndass über den Speicher Energie aus dem Netz bezogen wird. Speicher, die\r\nim Sinne des EEG als EE-Anlage gelten, für diesen Zweck keinen Strom aus\r\ndem Netz beziehen dürfen und mit entsprechenden Algorithmen versehen\r\nsind, werden durch diese weite Regelung dennoch zugleich zu steuerbaren\r\nVerbrauchseinrichtungen im Sinne des § 14a EnWG, deren Netzbezug\r\nregelbar sein muss, auch wenn diese keine Leistung aus dem Netz\r\nSeite 4 von 6\r\nbeziehen und aus diesem Grund ihr Verbrauch auch nicht reduziert werden\r\nwird. Die Konsequenz für § 9 EEG ist, dass auch die PV-Anlage steuerbar\r\nsein muss, obwohl die Steuerbarkeit weder für den Speicher noch für\r\ndie PV-Anlage sinnvoll ist.\r\nNahezu alle neuen PV-Anlagen im Dachsegment werden heutzutage mit\r\nBatteriespeicher installiert und würden somit unter die Fernsteuerungspflicht\r\nfallen, sobald ein iMSys eingebaut wird. Die Ausrüstung zur Ermöglichung\r\nder Fernsteuerbarkeit ist aufwändiger, erfordert je nach Umsetzungskonzept\r\nentsprechende Raumkapazitäten im Zählerschrank und\r\nführt somit zu höheren Kosten. Derzeit müssten Zwischenlösungen gefunden\r\nwerden, die bis zu einer Ablösung durch die iMSys genutzt werden\r\nund dann ggf. getauscht werden müssten.\r\nBis ausreichend evaluiert wurde, ob und wie die Leistungsgrenze nach § 9\r\nAbs. 1 EEG 2023 anzupassen ist, sollte zumindest für Neuanlagen über 7\r\nkW die verpflichtende Sicht- und Steuerbarkeit über den Konnex mit § 14a\r\nEnWG übergangsweise bestehen bleiben.\r\nBei PV-Bestandsanlagen an deren Netzanschluss eine SteuVE neu hinzukommt,\r\nkann der Aufwand deutlich höher werden. Hier ist u. U. ein neuer\r\nZählerschrank notwendig (Kosten ca. 1.000 – 2.000 EUR) oder bauliche\r\nMaßnahmen, um eine Verbindung zwischen iMSys und Wechselrichter der\r\nPV-Anlage (oder einer anderen sogenannten CLS-Komponente1) herzustellen\r\n(ggf. Durchbrüche, wenn der Wechselrichter in einem anderen Raum\r\nals der Zählerschrank liegt). Es kann sogar der Austausch des Wechselrichters\r\nerforderlich werden, wenn dieser bislang nicht über eine Schnittstelle\r\nzur Fernsteuerung verfügt. Die Anschaffung von § 14a-EnWG-Anlagen\r\noder die Kombination mit Speichern, die nicht aus dem Netz beziehen und\r\nvon der BNetzA derzeit als SteuVE eingestuft werden, würde dadurch zu\r\nunnötigen und unverhältnismäßigen Belastungen und Kosten führen und\r\nden dringend notwendigen Ausbau dieser Technologien ausbremsen.\r\n1 CLS: Controllable Local Systems\r\nSeite 5 von 6\r\n4 Lösung\r\nDie Kopplung der Pflicht zur Sichtbarkeit und Fernsteuerbarkeit von EEGAnlagen\r\n(§ 9 EEG 2023) an das Vorhandensein steuerbarer Verbrauchseinrichtungen\r\n(SteuVE, § 14a EnWG) sollte für EEG-Anlagen mit Inbetriebnahme\r\nvor dem 1. Januar 2023 vollständig wegfallen, im Übrigen erst ab\r\neiner Anlagengröße von über 7 kW gelten:\r\n§ 9 Technische Vorgaben\r\nAbs. 1\r\n„Vorbehaltlich abweichender Vorgaben in einer aufgrund des § 95 Nummer\r\n2 erlassenen Verordnung müssen die Betreiber von Anlagen und KWKAnlagen\r\nmit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und die\r\nBetreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt,\r\ndie hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren\r\nVerbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben\r\nwerden, sicherstellen, dass bei ihren Anlagen und KWK-Anlagen spätestens\r\nzusammen mit dem intelligenten Messsystem technische Einrichtungen\r\neingebaut werden, die notwendig sind, damit über ein Smart-Meter-\r\nGateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nNetzbetreiber oder andere Berechtigte jederzeit entsprechend den Vorgaben\r\nin Schutzprofilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz\r\n1. die Ist-Einspeisung abrufen können und\r\n2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit\r\nbesteht, stufenlos ferngesteuert regeln können.“\r\nDamit zusammenhängend ist auch die Regelung für Bestandsanlagen in\r\nden Übergangsbestimmungen des EEG zu streichen:\r\n§ 100\r\n„(3) Sobald (…)\r\nSeite 6 von 6\r\n3. eine Anlage nach Absatz 1, die hinter einem steuerbaren Netzanschluss\r\nnach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben wird,\r\nnach dem Messstellenbetriebsgesetz mit einem intelligenten Messsystem\r\nausgestattet wird, ist § 9 Absatz 1 und 1b dieses Gesetzes anstelle der\r\ntechnischen Vorgaben nach der für die Anlage oder die KWK-Anlage maßgeblichen\r\nFassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entsprechend anzuwenden.“\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung\r\ndes Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-\r\nGesetzes vom 21.05.2024\r\nBerlin, 22.05.2024\r\n2 / 3\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf des Gesetzes zur\r\nÄnderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur vom 21.05.2024 Stellung nehmen\r\nzu können.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen setzt sich für das Erreichen der klimapolitischen\r\nZiele – auch im Verkehrssektor - ein. Für eine erfolgreiche Verkehrswende\r\nspielt der weitere Ausbau der Elektromobilität eine zentrale Rolle. Die ausreichende\r\nVerfügbarkeit von Schnellladepunkten an den deutschen Autobahnen\r\nsowie an vielen weiteren, öffentlich zugänglichen dezentralen Standorten wie u.a.\r\nTankstellen ist dafür eine entscheidende Voraussetzung.\r\nKommunale Unternehmen sind im Bereich der Elektromobilität bereits in vielfältiger\r\nArt und Weise engagiert. Überall dort, wo sie Betreiber des örtlichen Stromverteilnetzes\r\nsind, kommt ihnen beim weiteren Ausbau der Schnellladeinfrastruktur\r\njedoch zuvorderst die Aufgabe zu, die Netzanschlüsse für die neuen Ladepunkte\r\nschnellst- und bestmöglich bereitzustellen. Eine frühestmögliche und verbindliche\r\nKommunikation von verpflichteten Tankstellenunternehmen, an welchen\r\nStandorten Schnellladepunkte geplant sind, ist hierfür unerlässlich.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt, dass mit dem Gesetzentwurf das Ziel verfolgt wird, einen bedeutenden\r\nAnteil der öffentlichen Tankstellen mit Schnellladeinfrastruktur auszustatten,\r\num den flächendeckenden Ausbau der Ladeinfrastruktur zu beschleunigen\r\nund das Vertrauen in die Elektromobilität zu steigern.\r\nGleichzeitig begrüßen wir die vorgesehene Umsetzungsflexibilität, um Tankstellenbetreibern\r\nin Verbindung mit den Tankstellen-Shops und weiteren Services einen\r\nwirtschaftlichen Betrieb der Ladesäulen zu ermöglichen.\r\nDie Anforderungen der Politik an den Ausbau der Stromnetze, an intelligente\r\nNetze sowie an Flexibilitätsbereitstellung (Grundlage: EE-Ausbau bis auf 80% am\r\nBruttostromverbrauch bis 2030, Hochlauf E-Mobilität [15 Mio. E-Pkw bis 2030]\r\nund der Wärmepumpen [6 Mio. bis 2030] sind jedoch ohne einen umfassenden\r\nund vorausschauenden Ausbau insbesondere der Verteilnetzinfrastruktur nicht\r\nzu schaffen. Daher brauchen wir endlich eine vorausschauende Regulierung (bestehende\r\nAnreizregulierung orientiert sich an der Vergangenheit)!\r\nVerteilnetzbetreiber benötigen dringend einen Regulierungsrahmen, der einen\r\nzukunftsfähigen und vor allem vorausschauenden Netzausbau nicht nur ermög3\r\n/ 3\r\nlicht, sondern auch gezielt anreizt. Die derzeit laufende Konsultation der Bundesnetzagentur\r\nunter dem Titel Netze.Effizient.Sicher.Transformiert (NEST) bietet\r\ndafür den passenden Rahmen.\r\nMit dem vorliegenden Gesetzentwurf werden größere Tankstellenunternehmen\r\nverpflichtet, ab dem 1. Januar 2028 die Verfügbarkeit von mindestens einem\r\nSchnellladepunkt je öffentlicher Tankstelle sicherzustellen. Gleichzeitig wird\r\nihnen aber auch die Möglichkeit eingeräumt, die Standortauswahl für die Bereitstellung\r\nvon Ladeinfrastruktur teilweise auf der Grundlage eigener wirtschaftlicher\r\nErwägungen oder unter Berücksichtigung weiterer Gesichtspunkte wie beispielsweise\r\nder örtlichen Gegebenheiten zu treffen.\r\nDer vorgesehene Flexibilisierungsmechanismus – es wird bis zu 50 Prozent der\r\nunter die Verpflichtung fallenden Tankstellen die Möglichkeit eröffnet, den Ladepunkt\r\nunter bestimmten Umständen entweder zusätzlich an einem anderen\r\nTankstellenstandort des Unternehmens oder in einem Umkreis von 1.000 Metern\r\nbereitzustellen – ist aus wirtschaftlichen Gründen nachvollziehbar, führt aber in\r\nder Praxis zu einem Verlust der Planungssicherheit für den verantwortlichen\r\nNetzbetreiber.\r\nDaher erscheint es geboten, dass die Tankstellenbetreiber ihre verbindlichen\r\nStandortplanungen frühzeitig und proaktiv mit den jeweiligen Verteilnetzbetreibern\r\nrückkoppeln. Andernfalls drohen aus aktuell langen Lieferzeiten von wesentlichen\r\nKomponenten für den Verteilnetzausbau drastische Verzögerungen\r\nund ein Verfehlen der gesetzlich intendierten Realisierungsfrist für die Errichtung\r\nvon Schnellladepunkten an einem bedeutenden Teil öffentlicher Tankstellen bis\r\n2028.\r\nSo weisen Transformatoren, die für die Errichtung von Schnellladepunkten unerlässlich\r\nsind, bereits heute Lieferfristen von mehreren Jahren auf.\r\nVor diesem Hintergrund erscheint eine flächendeckende Umsetzung einer gesetzlichen\r\nAusbauauflage von Schnellladepunkten bis 01.01.2028 als sehr ambitioniert,\r\nda die Tankstellenbetreiber nach Abschluss des Gesetzesverfahrens zunächst\r\nverbindliche Umsetzungsplanungen für ihre Standorte durchführen und\r\nmit den Netzbetreibern rückkoppeln müssen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008246","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung der Belange der Verteilnetzbetreiber im Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/88/3d/398173/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210046.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gemeinsames Positionspapier zur Umsetzung der Vorgaben des Artikels 14 der Richtlinie EU 2024/1275 über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD) vom 24. April 2024\r\n„Für eine bedarfsgerechte und nutzerorientierte Entwicklung der Ladeinfrastruktur im Gebäudebereich.“\r\nBerlin, 14. Oktober 2024\r\nEinführung\r\nDie unterzeichnenden Verbände erkennen an, dass der Ausbau der Ladeinfrastruktur für batterieelektrische Fahrzeuge ein wichtiger Baustein zur Erreichung der Klimaschutzziele ist. Dafür sind gut ausgebaute, bedarfsgerechte und vor allem nutzerfreundliche und qualitativ hochwertige Ladeinfrastrukturangebote sowohl in öffentlich zugänglichen als auch in nichtöffentlichen Bereichen essenziell. Allerdings stellt dies nur einen Teilaspekt der umfangreichen Herausforderungen dar, die im Rahmen der EU-Richtlinie 2024/1275 über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD) zu bewältigen sind. Neben den spezifischen Anforderungen des Artikels 14 stehen Handel, Gewerbe, Wohnungswirtschaft und andere Akteure vor weiteren wesentlichen Aufgaben, um die energiepolitischen Ziele zu erreichen.\r\nDie Mitgliedsunternehmen unserer Verbände sind Nutzer, Betreiber und/oder Eigentümer von gewerblich genutzten oder öffentlichen Gebäuden, Anbieter von Wohnraum sowie Hersteller und Anbieter von flexiblen Ladelösungen. Sie sind daher unmittelbar von den Vorgaben des Artikels 14 EPBD betroffen.\r\nDie Nutzungsprofile von gewerblich genutzten und öffentlichen Wohn- und Nichtwohngebäuden sind dabei so vielfältig, wie die Zwecke ihrer Bewirtschaftung. Starre, rein quantitative Vorgaben bezüglich der Anzahl zu schaffender Ladepunkte sowie der Vorrüstung für weitere Ladepunkte werden dieser Vielfalt nicht gerecht und werden in der Rechtsanwendung zu vielen Fehlinvestitionen führen. Die quantitativen Vorgaben der Richtlinie zur Anzahl von Normalladepunkten sollten als „Mindeststandard“ verstanden werden, der alternativ auch durch aus Nutzersicht höherwertige Ladeinfrastrukturangebote erfüllt werden kann („Qualität statt Masse“).\r\nWährend Fahrzeuge, die an einer Büroimmobilie parken, Parkzeiten von bis zu acht Stunden aufweisen, sind z.B. im Handel typischerweise kurze Aufenthaltsdauern um die 30 Minuten üblich. Hier wird eine Vielzahl von Normalladepunkten, mit denen in dieser Zeit nur eine geringe Menge an Energie geladen werden kann, nicht als attraktives Angebot angenommen, einige wenige Schnellladepunkte sind hier bedeutend sinnvoller. Ferner sind zum Beispiel reine Kurzzeitparkplätze für Lieferanten, Boten oder für den Ein- und Ausstieg von Personen, etwa vor Schulen, Kindergärten und Bahnhöfen für den Aufbau von Ladeinfrastruktur ungeeignet. Das gleiche gilt für verschiedene Gebäude der öffentlichen Hand. Als Beispiele seien die Bereitschaftsparkplätze der freiwilligen Feuerwehren oder Stellplätze von Baubetriebshöfen und Straßenmeistereien für aktuell nicht elektrifizierbare Sonderfahrzeuge genannt. In größeren Tiefgaragen sind für die Herstellung der Brandschutzsicherheit erhebliche Zusatzinvestitionen nötig, die wirtschaftlich in keinem Verhältnis zum Nutzen stehen. Hier bedarf es einer räumlichen Flexibilisierung der Vorgaben.\r\nUnsere Forderungen\r\nWir fordern die Bundesregierung auf, mit Blick auf die Entwicklung einer bedarfsgerechten und aus Nutzersicht qualitätsvolleren Ladeinfrastruktur sowie dem effizienten Einsatz von Investitionsmitteln für die nationale Umsetzung der Vorgaben des Artikels 14 EPBD neben den dort genannten rein quantitativen Vorgaben folgende alternative Erfüllungsmöglichkeiten zu prüfen und zu schaffen:\r\n1.\r\nVorgabe der zu installierenden Ladeleistung je Anzahl der Stellplätze statt der Vorgabe der Anzahl der auszurüstenden Stellplätze\r\nZur Sicherstellung eines bedarfsgerechten und qualitativ hochwertigen Ausbaus schlagen wir die Ergänzung einer zusätzlichen qualitativen Umsetzungsvariante vor, die alternativ zur bisherigen rein quantitativen Variante gewählt werden kann. Der Immobilienbesitzer kann den Ausbauverpflichtungen der EPBD und des verschärften (G)EIG nachkommen, indem die quantitativen Ladepunkt-Vorgaben der EPBD in qualitative Vorgaben umgerechnet werden. Die ermittelte Gesamtladeleistung kann dann z.B. über Schnellladeinfrastruktur oder über einen Mix aus Normalladepunkten und Schnellladern umgesetzt werden. Damit kann auf den lokalen Bedarf und den Bedarf der Nutzer reagiert sowie zur Etablierung von Schnellladenetzen beitragen werden. Eine solche Vorgabe der zu installierenden Ladeleistung würde juristisch gesehen eine Verschärfung der in der EPBD beschlossenen quantitativen Ausbaupflichten bedeuten, da in der Praxis mehr Ladeleistung eingebaut werden würde als bei quantitativen Ausbaupflichten.\r\n2.\r\nErfüllung an anderem Ort\r\nIn Fällen, wo die Errichtung von Ladepunkten bzw. die Vorverkabelung entweder wegen des Nutzungsprofils des Gebäudes und des dazugehörigen Parkplatzes objektiv keinen Sinn ergibt (weil die Ladeinfrastruktur faktisch nicht nutzbar ist) oder in Fällen, in denen zum Beispiel wegen Brandschutzregelungen erhebliche zusätzliche Investitionen vorgenommen werden müssten, die wirtschaftlich in keinem Verhältnis zum Nutzen mehr stehen, sollte eine Erfüllung der Vorgaben an anderem Ort im Nahbereich, zum Beispiel im Umkreis von 1000 Metern, ermöglicht werden. Dabei kann die Vorgabe auch durch die Errichtung eines öffentlich zugänglichen Angebots in Kombination mit der Option 1, also durch die Errichtung von Schnellladepunkten und/oder in Kombination mit der Option 3, also durch eine zivilrechtliche Kooperationsvereinbarung mit Dritten erfüllt werden.\r\n3.\r\nErfüllung durch Kooperationsvereinbarung zwischen Gebäudeeigentümern oder mit Dritten\r\nSo wie es jetzt bereits im Paragrafen 12 des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) angelegt ist, sollten auch zukünftig Kooperationsvereinbarungen zwischen Gebäudeeigentümern über eine gemeinsame Ausstattung von Stellplätzen mit Leitungsinfrastruktur oder Ladepunkten ermöglicht werden. Weitere Flexibilisierungsmöglichkeit bietet eine Vereinbarung mit Dritten, die dann ihrerseits zusätzliche öffentlich zugängliche Angebote, auch in Kombination mit Option 1, also durch Errichtung von Schnellladepunkten, schaffen und den Gebäudenutzern zugänglich machen.\r\nBegründung\r\nZu Alternative 1 – Ladeleistung statt rein quantitativer Vorgaben zu Ladepunkten: Diese Erfüllungsoption hat unter anderem für stationäre Händler herausgehobene Bedeutung. Die ladepunktgetriebene Umsetzung der Vorgaben des Artikels 14 EPBD hätte zur Folge, dass aufgrund von unverhältnismäßig hohen Investitionskosten (90.000 Euro für einen 150 kW Lader inkl. Netzanschluss) und begrenzten Netzkapazitäten massenhaft langsame AC-Lader (bis zu 22 kW) gebaut werden, nur um die hohe gesetzlich vorgeschriebene Mindestanzahl an Ladepunkten zu erfüllen.\r\nAn Handelsstandorten setzt man deshalb meistens auf leistungsstarke DC-Schnellladepunkte, damit während des kurzen Einkaufs eine hohe Reichweite aufgeladen werden kann. Bei einem Schnellladepunkt mit einer Ladeleistung von 150 kW ergibt sich eine Reichweite von bis zu 330 Kilometern innerhalb einer Ladezeit von ca. 30 Minuten. Im Vergleich dazu generieren langsame AC-Ladesäulen bis zu 22 kW in der gleichen Zeit gerade einmal 36 km (!) Reichweitengewinn. DC-Schnellladepunkte haben einen weiteren Vorteil: Sie wickeln über den Tag verteilt mehr Ladevorgänge ab als AC-Ladesäulen – selbst wenn AC-Ladesäulen rege benutzt werden – und können somit mehr E-Autos laden. Dieser Ansatz folgt dem Verhalten der Kundinnen und Kunden: AC-Ladepunkte werden im Einzelhandel aufgrund der kurzen Standzeit nicht nachgefragt.\r\nBei einem Neubau einer Filiale mit 100 Stellplätzen müssen nach Artikel 14 EPBD, um dem Kundenverhalten zu entsprechen, 20 DC-Ladepunkte installiert werden. Selbst bei DC-Ladepunkten mit einer geringeren Leistung (50 kW) ist damit ein Netzanschluss mit einer Kapazität von 1 MW notwendig. Zum Vergleich: Dies entspricht 30 Einfamilienhäusern oder 7 regulären Filialstandorten. Allein für die Ladeinfrastruktur sind hierbei pro Standort Investitionen im Millionenbereich notwendig. Dieses Investionsausmaß ist unverhältnismäßig, allein schon die bestehenden Ladepunkte sind aktuell stark unterbelastet. Der Fokus auf Ladeleistung statt der quantitativen Vorgaben der EPBD ermöglicht in der Praxis einen flexiblen und vor allem bedarfsgerechten sowie netzfreundlichen Ausbau von Ladeinfrastruktur.\r\nDie nochmals deutlich verschärften Anforderungen für den Sonderfall „Büro“ – ein Ladepunkt je zwei Stellplätze – werden dazu führen, dass Bürogebäude künftig eine sehr große Anzahl an Ladepunkten bereitstellen müssten, die selbst bei angenommenen deutlich gesteigerten Neuzulassungszahlen an Elektro-Fahrzeugen deutlich zu hoch ausfallen würden. Um die sehr scharfen Vorgaben für Bürogebäude überhaupt erfüllen zu können, ist der Weg über eine „installierte Ladeleistung“ der gangbarste.\r\nEine Erfüllungsvariante „Gesamtladeleistung“ würde sogar eine Verschärfung der in der EPBD beschlossenen quantitativen Ausbaupflichten bedeuten, da die NutzerInnen dadurch mehr kW-Leistung zur Verfügung gestellt bekämen und Eigentümer von Nichtwohngebäuden die Ausbaupflichten dadurch übererfüllen würden. Eine solche Möglichkeit würde auch den Weg für neue technologische Lösungen nicht versperren und zukunftsfest gegenüber Weiterentwicklungen sein. EU-Richtlinien bieten, im Gegensatz zu EU-Verordnungen, den Mitgliedstaaten einen gewissen Umsetzungsspielraum an und legen nur die zu erreichenden Ziele fest. Diese Möglichkeit, diese Ziele an lokale Besonderheiten in Deutschland anzupassen, sollte unbedingt genutzt werden.\r\nZu Alternative 2 – Erfüllung an anderem Ort: Diese Variante hat besondere Bedeutung für kommunale und gewerbliche Gebäude, die wegen des Nutzungsprofils zwar Parkplätze vorhalten müssen, eine gegebenenfalls installierte Ladeinfrastruktur aber in der Praxis nicht zum Einsatz\r\nkommen würde, weil die Aufenthaltsdauer der Parkplatznutzer zu kurz ist, als dass Zeit und Gelegenheit wäre, einen Ladevorgang zu starten oder wie im oben genannten Beispiel des Feuerwehrhauses, die Nutzer keine Zeit haben, einen Ladevorgang zu starten, weil der Aufenthaltszweck unabhängig von seiner Dauer solche Verzögerungen nicht zulässt.\r\nDurch die Anwendung der starren Vorgaben des Artikels 14 EPBD würden deshalb lediglich öffentliche oder private Finanzmittel entwertet. Das ist nicht im Sinne der Ziele der EPBD (gut ausgebaute Ladeinfrastruktur) und führt im Falle öffentlicher Gebäude zu einem Imageverlust der öffentlichen Hand, weil solche Investitionen in der Regel als Verschwendung von Steuergeldern wahrgenommen werden, wenngleich sie aufgrund einer gesetzlichen Vorgabe erfolgen.\r\nDie Erfüllung der Vorgaben an einem anderen Ort, beispielsweise auf einem öffentlich zugänglichen Park-and-Ride-Parkplatz, würde diese investiven Mittel nicht entwerten und gleichzeitig als attraktives Ladeangebot wahrgenommen werden.\r\nZu Alternative 3 – Erfüllung durch Kooperation: Der Gesetzgeber hat im Paragraf 12 GEIG mit Blick auf die Beplanung von neuen oder zu sanierenden Quartieren bereits die Möglichkeit der Kooperation mehrerer Gebäudeeigentümer geschaffen. Durch zivilrechtliche Vereinbarungen können die gebäudebezogenen Vorgaben über den Aufbau von Ladeinfrastruktur gemeinsam, zum Beispiel auf einer zentralen Fahrzeugabstellanlage erfüllt werden.\r\nIn größeren Quartieren gibt es beispielsweise oftmals Parkplätze, die von mehreren Gebäudeeigentümern bzw. deren Kunden oder Mitarbeitern gemeinschaftlich genutzt werden. Das können gemeinsam genutzte Tiefgeragen sein oder eine Parkplatzfläche, die z.B. einen Bürokomplex und Einzelhandelsimmobilien miteinander verbinden. Bei letzteren Parkplätzen besteht zumeist diskriminierungsfreier Zugang: eine Abgrenzung, welcher Stellplatz welchem Gebäude bzw. welchem Personenkreis zugeordnet wird, erfolgt in der Praxis selten. Die Gebäude gehören zudem selten einem einzigen Eigentümer. Nur der Quartiersansatz des GEIG lässt es zu, dass bei diesen Parkplätzen die Ladeinfrastruktur-Vorgaben umgesetzt werden können. Der Quartiersansatz sollte im (G)EIG deshalb unbedingt erhalten bleiben.\r\nEine Ausdehnung dieser Kooperationsmöglichkeit auf Vereinbarungen über den Aufbau von Ladeinfrastruktur mit Dritten, beispielsweise einen im Einzugsbereich des Quartiers ansässigen Einzelhändler oder sonstigen Inhaber von geeigneten Flächen schafft weiteres Flexibilisierungspotenzial und kann außerdem die Möglichkeit eröffnen, dass auch Bestandsquartiere ohne gebäudeeigene Parkplätze mit Ladeinfrastruktur erschlossen werden.\r\nZu einer Kombinationsmöglichkeit aller Optionen: Die Kombination der Erfüllungsmöglichkeiten maximiert die flexible Gestaltung im Einzelfall. Das wäre ein weiterer wichtiger Schritt, um den größtmöglichen Nutzen für eine bedarfsgerechte Ladeinfrastruktur zu erreichen und gleichzeitig die effiziente Verwendung der zu investierenden Mittel sicherzustellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nZu den Regelungsentwürfen aus Abteilung III des\r\nBMWK zur Beschleunigung von Netzanschlüssen\r\nvom 6. Mai 2024\r\nBerlin, 22. Mai 2024\r\n2 / 9\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu den Arbeitsentwürfen aus Abteilung III des\r\nBMWK Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie Energie-, Wärme- und Verkehrswende nehmen spürbar an Fahrt auf.\r\nVerteilnetzbetreiber sehen sich einer rasant steigenden Anzahl an\r\nNetzanschlussbegehren gegenüber. Die Komplexität im Netzbetrieb steigt.\r\nKommunale Verteilnetzbetreiber unternehmen enorme Anstrengungen, den\r\nzahlreichen Netzanschlussbegehren zeitnah nachzukommen und die Netze an\r\ndiese Transformation der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur anzupassen.\r\nZur Beschleunigung von Netzanschlussverfahren werden betreffende Prozesse\r\nsukzessive digitalisiert. Einige Unternehmen waren u. a. aufgrund der Größe und\r\nVersorgungsstrukturen in ihren Netzgebieten hier bereits First Mover. Andere\r\nziehen nicht zuletzt aufgrund gesetzlicher Vorgaben nach. Durch gesetzliche\r\nVorgaben wird eine Vereinheitlichung über die unterschiedlichen Netzgebiete\r\nsichergestellt. Auch Anpassungen in diesem Bereich binden Ressourcen.\r\nVergleichbare Anforderungen bzgl. einer Digitalisierung bestehen für den\r\nNetzbetrieb bis hinunter auf die Niederspannungsebene.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nMit den vorgelegten Arbeitsentwürfen sollen Fristen zur Bearbeitung von\r\nNetzanschlussbegehren in den Verteilnetzen, die unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nund die Kapazitätsreservierung im Gesetz, i. W. im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und\r\nErneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), neu geregelt werden. Dies tangiert u. a. die bisher\r\nbereits in den technischen Anwendungsregelungen des VDE FNN beschriebenen\r\nVerfahrensweisen zum Netzanschluss von Erzeugungsanlagen.\r\nEine Vielzahl der beschriebenen Regelungen erfordert teilweise eine Umstellung\r\nund weitreichende Digitalisierung des Bearbeitungsprozesses von\r\nNetzanschlussbegehren. Hierfür muss den Unternehmen zwingend ausreichend –\r\nund länger als im Entwurf vorgesehen – Umsetzungszeit eingeräumt werden. Dies\r\nbetrifft insbesondere die beschriebenen Verfahren für eine unverbindliche\r\nNetzanschlussauskunft und den Reservierungsmechanismus für\r\nNetzverknüpfungspunkte von EE-Anlagen.\r\nBesonders für Netzanschlussbegehren in der Niederspannung erachtet der VKU\r\nbundesweit geltende Fristen und einheitliche Antragsformalitäten als\r\nzielführend. Zumal die Vielfältigkeit der mittlerweile agierenden Akteure klare\r\nVorgaben benötigt. Die im vorgesehenen § 17 Abs. 5 EnWG (neu)\r\n3 / 9\r\nfestgeschriebenen Fristen orientieren sich teilweise an den bereits bestehenden\r\nFristen aus dem EEG. Andere bereits bestehende Fristen im EEG bleiben davon\r\nunberührt. Die Einführung weiterer Fristen sehen wir als nicht zielführend an.\r\nDie beschriebenen Anforderungen an die Informationen auf der Homepage des\r\nNetzbetreibers zum Netzanschlussverfahren dienen dem besseren Verständnis\r\naller Prozessbeteiligten und werden als sinnvoll erachtet.\r\n4 / 9\r\nStellungnahme\r\nRedaktioneller Hinweis:\r\nGemäß § 14e Abs. 2a EnWG (neu) sollen Netzbetreiber künftig sicherstellen, dass\r\nNetzanschlusssuchende über die gemeinsame Internetplattform auf die Internetseite des\r\nzuständigen Netzbetreibers gelangen können, „um dort eine unverbindliche\r\nNetzanschlussauskunft nach § 17a zu erhalten.“. Nach Auffassung des VKU müsste das\r\nWort „erhalten“ im u. E. auch gemeinten weil zielführenden Sinn durch das Wort\r\n„beantragen“ bzw. das Wort „auszulösen“ ersetzt werden.\r\nZum Thema Fristen zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren von\r\nErzeugungs-, Verbrauchs- und Speicheranlagen in den Verteilnetzen\r\nMit § 17 Absatz 5 EnWG (neu) soll ein einheitliches Verfahren zu Stellung von\r\nNetzanschlussbegehren von Erzeugungs-, Verbrauchs- und Speicheranlagen\r\n(Netzanschluss, Änderung, Erweiterung) eingeführt werden. Demnach sollen\r\nNetzanschlussbegehren für vorgenannte Anlagen, die dem Netzbetreiber ab dem\r\n1. Januar 2026 zugehen, innerhalb einer Bearbeitungsfrist von 8 Wochen ab Vorliegen\r\naller hierzu erforderlichen Informationen abgewickelt werden. Genauer sollen\r\nNetzbetreiber das Ergebnis der Prüfung des Begehrens, einschließlich des Ergebnisses der\r\nNetzverträglichkeitsprüfung, für alle Anlagen in allen Spannungsebenen des Verteilnetzes\r\ndem Anschlussbegehrenden innerhalb von acht Wochen mitteilen. Mit der 8-Wochen-\r\nFrist wird sich an die TAR und § 8 EEG angelehnt.\r\n Der VKU weist darauf hin, dass die 8-Wochen-Frist bei umfangreicheren\r\nNetzbewertungen nicht in jedem Fall eingehalten werden kann. Vor diesem\r\nHintergrund und mit Blick auf vorgesehene Sanktionen (vgl. § 21 a Abs. 3 Nr. 5\r\nEnWG (neu)) sollte diese Frist in Satz 7 als grundsätzlich einzuhaltende Frist\r\nformuliert werden.\r\nNach Eingang des Antrags sollen Netzbetreiber sowohl die Vollständigkeit als auch\r\nQualität der eingereichten Unterlagen prüfen und etwaige Nachforderungen innerhalb\r\nvon zwei Wochen stellen. Dies betrifft die Anschlussverfahren im Rahmen des EnWG (§\r\n17 Abs. 5 EnWG (neu)) als auch des EEG (§ 8 Abs. 8 EEG (neu)).\r\n Dies würde die Netzbewertung in zwei Bearbeitungsschritte aufteilen und\r\ndeutlichen Mehraufwand generieren. Wie bereits in einer vorherigen\r\nKonsultation informiert, kann die Plausibilität der Angaben teilweise erst im\r\nRahmen der Netzbewertung festgestellt werden. Werden hier widersprüchliche\r\nund/oder unqualifizierte Angaben identifiziert, wäre nach der geplanten\r\nRegelung eine Nachforderung von Informationen durch den Netzbetreiber nicht\r\nmehr zulässig.\r\n5 / 9\r\n Auch hier sollte die Frist von zwei Wochen als grundsätzliche Frist aufgenommen\r\nwerden (Satz 5).\r\n Der VKU weist darauf hin, dass o. g. Fristen im Bearbeitungsprozess von Anträgen\r\nauf Netzanschluss (2 Wochen, 8 Wochen) bereits zum 1. Januar 2026 greifen\r\nsollen, wohingegen die durch vorgeschaltete, unverbindliche\r\nNetzanschlussauskünfte angestrebte ressourcenschonende Abwicklung der\r\neigentlichen Netzanschlussanträge erst mit Realisierung eines Online-Tools\r\ngemäß § 17a EnWG (neu) Früchte tragen kann. Für den Zeitraum (zzgl.\r\nEinarbeitungs- und Übergangszeiten) und bis zur digitalen Umsetzung ist in dieser\r\nKombination mit (deutlich) erhöhtem Personalbedarf (oder mit Abschlägen) zu\r\nrechnen.\r\nGemäß § 18 Abs. 3 EnWG kann die Bundesregierung durch Rechtsverordnung mit\r\nZustimmung des Bundesrates die Allgemeinen Bedingungen für den Netzanschluss und\r\ndessen Nutzung bei den an das Niederspannungs- oder Niederdrucknetz angeschlossenen\r\nLetztverbrauchern angemessen festsetzen. Der neue § 18 Abs. 4 EnWG (neu) nimmt\r\nhierauf Bezug und soll regeln, dass von § 17 Abs. 5 EnWG (neu) im Rahmen o.g.\r\nRechtsverordnung abweichende Fristen von § 17 Abs. 5 EnWG (neu) unberührt bleiben.\r\n Nach Auffassung des VKU soll eine Beschleunigung in drei Schritten erreicht\r\nwerden: 1. Vereinfachung, 2. Standardisierung und 3. Digitalisierung. Zum Zwecke\r\nder Vereinfachung sollte die vorgesehene Regelung gemäß § 18 Abs. 4 EnWG\r\n(neu) gestrichen werden. Ein ggf. nach erfolgter Prozessdigitalisierung externer\r\nEingriff in Bezug auf die Fristen wird den Arbeitsablauf stören und somit\r\nverkomplizieren. Die Automatisierung von Prozessen lebt von der\r\nGleichförmigkeit.\r\nMit § 21 a Abs. 3 Nr. 5 EnWG (neu) soll die Regulierungsbehörde Regelungen treffen\r\nkönnen zu Qualitätsvorgaben, Netzdienstleistungsgrößen und Netzservicequalität. Es\r\nwird ausdrücklich klargestellt, dass die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Möglichkeit hat,\r\nim Rahmen der Ausgestaltung der Anreizregulierung Abschläge vorzusehen, um auf die\r\nNichteinhaltung von Vorgaben zu Bearbeitungsfristen von Netzanschlussbegehren zu\r\nreagieren.\r\n Die Aufnahme einer grundsätzlichen Befugnis der BNetzA, hierzu Regelungen zu\r\ntreffen, ist nachvollziehbar. Dies bzw. insb. der Gebrauch dieser Befugnis sollte\r\nnach Auffassung des VKU jedoch zu einem späteren Zeitpunkt und im Ergebnis\r\nder Evaluierung und Weiterentwicklung der Anreizregulierung erfolgen. Die\r\nBNetzA hat Anfang des Jahres 2024 einen umfassenden Erörterungsprozess zur\r\nEvaluierung und Weiterentwicklung der Anreizregulierung gestartet. Mit ihrem\r\nEckpunktepapier („NEST“) stellte die Behörde dabei auch zur Diskussion, die\r\nbestehende Qualitätsregulierung um Anreize zur Steigerung der\r\n„Energiewendekompetenz“ zu erweitern. „Damit sollen diejenigen Netzbetreiber\r\nbelohnt werden, die bei der Transformation ihrer Stromnetze in der\r\nEnergiewende eine besonders hohe Kompetenz zeigen.“ (vgl. NEST-Papier vom\r\n6 / 9\r\n18.01.2024, These 7). Als denkbare Indikatoren zur Abbildung von Servicequalität\r\nund Energiewendeorientierung sieht die BNetzA u. a. auch die Geschwindigkeit\r\nder Realisierung von Netzanschlüssen. Vor diesem Hintergrund sollte\r\nsichergestellt werden, dass nicht bereits vor Abschluss dieses BNetzAErörterungsprozesses\r\nund Klärung der aufgeworfenen Fragen einzelne Aspekte\r\nder Servicequalität herausgegriffen und geregelt werden. Kritisch sieht der VKU\r\ninsbesondere die einseitige Vorfestlegung auf Abschläge zu Lasten der\r\nNetzbetreiber, während die von der BNetzA angesprochenen Anreize/Boni\r\nunerwähnt bleiben.\r\nGemäß § 8 Abs. 8 EEG (neu) sollen Netzbetreiber, die auf ihrer Internetseite eine\r\nPlattform für Netzanschlussbegehren zur Verfügung stellen, ab 1. Januar 2027\r\nberechtigt werden, die Übermittlung des Anschlussbegehrens auf diesem Weg zu\r\nverlangen.\r\n Diese Regelung wird vom VKU ausdrücklich begrüßt, da hierdurch andere Wege\r\nabgelöst und nicht durch einen digitalen Weg ergänzt werden. Der Mehrwert\r\neiner Digitalisierung kann so voll zum Tragen kommen. Leider ist die Regelung auf\r\nAnfragen im Rahmen des EEG und erst ab dem Jahr 2027 geplant. Bis dahin\r\nmüssen Prozesse parallel geführt oder Belohnungen für Plattform-Nutzer\r\nausgelobt werden. Wünschenswert wäre eine Ausweitung der vorgesehenen\r\nRegelungen auf alle betreffenden Netzanschlussbegehren und sofortige\r\nBerechtigung der VNB mit dem Start einer entsprechenden Plattform.\r\nZum Thema Unverbindliche Netzanschlussprüfung\r\nGemäß § 17a EnWG (neu) sollen Verteilnetzbetreiber dazu verpflichtet werden, ab dem\r\n1. Januar 2027 Online-Tools bereitzustellen, die schnelle und unverbindliche Auskünfte zu\r\nmöglichen Netzverknüpfungspunkten für Anlagen (Stromerzeugung, -speicherung und –\r\nverbrauch) ab 135 kW mit Netzanschlussbegehren in der Mittelspannungsebene oder den\r\nangrenzenden Umspannebenen (HS/MS und MS/NS) ermöglichen. Durch entsprechende\r\nAnfragen von Anlagenbetreibern/Projektierern und unverbindliche Vorabinformationen\r\ndurch Verteilnetzbetreiber (VNB) soll die Transparenz auf allen Seiten erhöht werden. Im\r\nErgebnis sollte sich die Realisierungswahrscheinlichkeit nachgelagerter\r\nNetzanschlussanträge erhöhen und einen effektiveren Ressourceneinsatz zu Gunsten\r\neines schnelleren Netzanschlusses ermöglichen. Der Entwurf sieht vor, dass der\r\nAntragsteller mit Angabe von Leistung und Standort der Anlage (vollautomatisiert) ins Bild\r\ngesetzt wird über mögliche1 Netzverknüpfungspunkte (NVP) samt Kosten für\r\n1 Prognose des nächstgelegenen NVP, an dem die angefragte Nennleistung ans Netz\r\nangeschlossen werden kann; ggf. noch näher gelegener NVP, die ohne Berücksichtigung aktueller\r\nKapazitätsreservierungen möglich wären; weitere, entferntere aber geeignete NVP und NVP, die\r\nunter Berücksichtigung künftiger Kapazitätserweiterungen (§ 14d EnWG) künftig zur Verfügung\r\nstehen werden.\r\n7 / 9\r\nentsprechende Anbindungsleitungen (pauschaliert). Der Anlagenstandort soll sowohl\r\nüber eine geografische Karte ausgewählt werden können, als auch als Datensatz über eine\r\nProgrammierschnittstelle (englisch: API = Application Programming Interface) in das\r\nOnline-Tool einlesbar sein. Vorgesehen ist die Prognose des nächstgelegenen NVP, an\r\ndem die angefragte Nennleistung ans Netz angeschlossen werden kann; ggf. noch näher\r\ngelegener NVP, die ohne Berücksichtigung aktueller Kapazitätsreservierungen möglich\r\nwären; weitere, entferntere aber geeignete NVP und NVP, die unter Berücksichtigung\r\nkünftiger Kapazitätserweiterungen (§ 14d EnWG) künftig zur Verfügung stehen werden.\r\nDie Daten für die Prognose möglicher NVP durch VNB sollen mindestens monatlich\r\naktualisiert werden.\r\n Ein Online-Tool zur unverbindlichen Netzanschlussprüfung würde die manuelle\r\nNetzplanung entlasten und wäre für alle Beteiligten wünschenswert. Die zentrale\r\nFrage ist, mit welchem Aufwand und in welcher Zeit dieser Mehrwert generiert\r\nwerden kann. Der in den Arbeitsentwürfen enthaltene Detaillierungsgrad zu den\r\nInhalten einer unverbindlichen Netzanschlussprüfung ist mit Blick auf die\r\nvorgesehene Umsetzungsfrist ab 2027 vergleichsweise hoch.\r\n Nach Einschätzung der VKU-Mitglieder ist die Umsetzung einer unverbindlichen\r\nNetzanschlussauskunft im vorgesehenen Detaillierungsgrad bis 2027 nicht\r\nmachbar. Eine entsprechende Realisierung würde ein umfangreiches IT-Projekt\r\nbedeuten. Insbesondere müssten die Datenbestände, die bei den Unternehmen\r\ni. d. R. in verschiedenen Datenbanken bzw. Systemen (GIS, Prozessleitsystem, SAP\r\nusw.) vorgehalten werden, zunächst harmonisiert werden. Als realistisch wird\r\nerachtet, in einem ersten Schritt bis 2027/2028 eine „schnelle und unverbindliche\r\nNetzanschlussprüfung“ auf Basis des Istzustandes (grob und inklusive\r\nDatenfehler) aufzusetzen. In einem zweiten Schritt wären nach Harmonisierung\r\nder Datenbestände auch Berechnungen im Rahmen der unverbindlichen\r\nNetzanschlussauskunft möglich. Inwiefern dann Netzausbaubedarfe und\r\nnotwendige Variantenvergleiche abgebildet werden können und valide Aussagen\r\ngetroffen werden können, wird erst im Rahmen des oben erwähnten\r\numfangreichen IT-Projekts ersichtlich. Der für eine Umsetzung notwendige\r\nZeitbedarf kann daher aktuell nicht abgeschätzt werden.\r\n Mit Satz 3 Nummer 1-4 EnWG (neu) werden zahlreiche, zu nennende NVP\r\nvorgegeben. Nach Ansicht des VKU sollte stets der unter den technisch\r\ngeeigneten wirtschaftlichste Netzverknüpfungspunkt gewählt werden. Welche\r\nweiteren NVP der Netzbetreiber als Alternativen angibt, sollte dieser selbst\r\nbestimmen können. Nach Informationen unserer Mitglieder sind alternative NVP,\r\nderen Realisierung zunächst Netzertüchtigungs- oder Netzausbaumaßnahmen\r\nerfordert, in einer Auswertungssoftware ebenso schwierig darzustellen wie die\r\nReservierung von Leistungen.\r\n8 / 9\r\n Oberhalb der Niederspannung sind Netzanschlussbegehren stets\r\nprojektspezifisch. Hier sind persönliche Ansprechpartner wichtig. Ein genereller\r\nAustausch über eine „Programmierschnittstelle“ scheint über das Ziel hinaus zu\r\ngehen und konterkariert Bestrebungen zum Bürokratieabbau.\r\n Die vorgesehene Vorgabe, die Daten monatlich zu aktualisieren, führt zu\r\nAufwand, dem zum Teil kein Mehrwert gegenübersteht. Überlegenswert wäre\r\neine am Bedarf ausgerichtete Aktualisierung der Daten, d. h. eine Aktualisierung,\r\ndie erst bei wesentlicher Änderung der Daten vorgenommen werden muss (z. B.\r\nfalls sich eine Wert um mehr als x % ändert). Für Aussagen zu möglichen NVP ohne\r\nBerücksichtigung aktueller Reservierungen (s. o.) muss die zugrundeliegende\r\nNetzberechnung die Werte ohnehin permanent angleichen.\r\nZum Thema Kapazitätsreservierung\r\nMit § 8a EEG (neu) soll Kapazitätsreservierungen ein einheitlicher Rahmen gegeben\r\nwerden. VNB haben für Netzanschlussbegehren von Anlagen ab 135 kW verpflichtend\r\nNetzanschlusskapazität zu reservieren. An dem im Ergebnis der Netzanschlussprüfung\r\nermittelten Netzverknüpfungspunkt ist bis zum Ablauf der Reservierungsdauer die\r\nzugesagte Netzanschlusskapazität verbindlich für die betreffende Anlage vorzuhalten. Die\r\nReservierungsdauer ist auf einzelne, jeweils aufeinanderfolgende Zeiträume zu befristen\r\n(Reservierungsabschnitte; zwischen 6 Monaten und 2 Jahren). Die Reservierung von\r\nNetzanschlusskapazität ist an den Projektfortschritt zu binden, der anhand noch zu\r\nentwickelnder, einheitlicher Kriterien durch den Anschlussnetzbetreiber bewertet und\r\ndurch den Anschlussbegehrenden nachzuweisen ist.\r\nDer VKU begrüßt das Ziel, einen einheitlichen Rahmen für Kapazitätsreservierungen zu\r\nregeln, empfiehlt jedoch eine punktuelle Überarbeitung. Ergänzt werden sollte insb. eine\r\nPflicht des Anschlussbegehrenden, die Reservierung aufzulösen, falls eine Entscheidung\r\nzur Nichtrealisierung des Projekts vor dem Ende der Reservierungsfrist feststeht. Gemäß\r\n§ 8a Abs. 4 EEG (neu) soll die Reservierung für den ersten Reservierungsabschnitt (6\r\nMonate) mit Mitteilung des ermittelten Verknüpfungspunkts (Netzauskunft nach § 8 Abs.\r\n8 Satz 2) erfolgen. Damit steht die reservierte Kapazität bei der Beantwortung\r\nnachfolgender Anschlussbegehren sowie beim Anschluss von zuvor betriebsbereiten\r\nAnlagen per se nicht zur Verfügung. Dies ist insb. in den Fällen von Nachteil, in denen die\r\nAnlage am benannten Netzverknüpfungspunkt ggf. doch nicht realisiert werden soll (z. B.\r\nerforderliche Kostenbeteiligung des Antragsstellers wegen Unzumutbarkeit des\r\nNetzausbaus oder mehreren Anschlussvarianten). Ohne o.g. Ergänzung würden\r\nNetzkapazitäten für weiter fortgeschrittenen Projekte bereits unnötig gebunden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008247","regulatoryProjectTitle":"Angemessene Fristen bei der Beschleunigung von Netzanschlüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/67/398175/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210028.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME\r\nzum BMWK-Konzeptentwurf Standardisierung und\r\nDigitalisierung von Netzanschlussverfahren\r\nBerlin, 25. Juli 2024\r\n2 / 11\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zum BMWK-Konzeptentwurf „Standardisierung\r\nund Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens\" vom 04.07.2024 Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie Energie-, Wärme- und Verkehrswende nehmen spürbar an Fahrt auf.\r\nVerteilnetzbetreiber sehen sich einer rasant steigenden Anzahl an\r\nNetzanschlussbegehren gegenüber. Die Komplexität im Netzbetrieb steigt.\r\nKommunale Verteilnetzbetreiber unternehmen enorme Anstrengungen, den\r\nzahlreichen Netzanschlussbegehren zeitnah nachzukommen und die Netze an\r\ndiese Transformation der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur anzupassen.\r\nZur Beschleunigung von Netzanschlussverfahren werden betreffende Prozesse\r\nsukzessive digitalisiert. Einige Unternehmen waren u. a. aufgrund der Größe und\r\nVersorgungsstrukturen in ihren Netzgebieten hier bereits „First Mover“. Andere\r\nziehen nicht zuletzt aufgrund gesetzlicher Vorgaben nach. Durch gesetzliche\r\nVorgaben wird eine Vereinheitlichung über die unterschiedlichen Netzgebiete\r\nsichergestellt. Auch Anpassungen in diesem Bereich binden Ressourcen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nMit dem vorgelegten Konzeptpapier zur Standardisierung und Digitalisierung des\r\nNetzanschlussverfahrens liefert das BMWK eine gute Grundlage für den weiteren\r\nDiskurs. Positiv ist die klare Strukturierung der notwendigen Schritte, Akteure, Ebenen\r\nund des avisierten Zeitplans anhand der am 18. Juli 2024 vorgestellten Folien\r\nanzumerken.\r\nGrundsätzlich gilt: Maßnahmen zur Vereinheitlichung und Digitalisierung der VNBNetzanschlussprozesse\r\nsind richtig und sinnvoll, aber allein nicht ausreichend. VNBs sind\r\nin der Praxis auf die Mitwirkung einer Reihe weiterer Beteiligter angewiesen. Auch diese\r\nmüssen in die Überlegungen zur Vereinheitlichung und Digitalisierung mit einbezogen\r\nwerden, sonst wird sich der erhoffte Erfolg nicht einstellen. Die Aufwände bei sämtlichen\r\nregulatorischen Themen, wie die Meldungen an BNetzA, die ÜNB, Landesamt für Statistik\r\nu.v.m., aber auch der Aufwand im Vorfeld der Testierungen der Wälzungsmechanismen\r\nsind enorm hoch. Diese Aufwände sind mitzudenken, eine Betrachtung nur des\r\nphysischen Netzanschlusses greift hier zu kurz. Nicht zuletzt dauern\r\nGenehmigungsverfahren ab Mittelspannung in der Regel mehrere Monate bis Jahre.\r\nSolange hier keine bundesweite Standardisierung der Arbeit in öffentlichen Ämtern\r\nerfolgt, werden Vorhaben gehemmt. Daher gehören zu einem effizienten Netzanschluss\r\nmehr Parteien als Netzbetreiber und Antragsteller.\r\n3 / 11\r\n Eine Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ist grundsätzlich im\r\nMassengeschäft anzustreben. Hierbei muss allerdings darauf geachtet werden,\r\nden VNBs ausreichend Zeit zur Transformation einzuräumen. Häufig müssen\r\nhierzu komplette SAP-Systemlandschaften überarbeitet werden, was enormen\r\nAufwand verlangt. Es sollten Anreize geschaffen werden, die Transformation zu\r\nbeschleunigen. Gleichzeitig sollten diejenigen VNBs, für die die Transformation\r\neine größere Herausforderung darstellt, nicht bestraft werden.\r\n Eine vollständig digitale Abwicklung von Netzanschlussbegehren ist\r\nwünschenswert. Diese dürfen allerdings nur in einfachen Fällen automatisiert\r\nablaufen. In komplexen Fällen soll weiterhin eine persönliche Bearbeitung\r\nmöglich sein, um die Netzsicherheit zu gewährleisten. Eine\r\nspannungsübergreifende Transparenz ist aufgrund Informationen über kritische\r\nInfrastruktur nicht vertretbar. Diese Transparenz sollte daher nur für die\r\nNiederspannung gelten.\r\n Ein gemeinsames Datenset über alle VNBs macht Sinn; aber: die in der Praxis zu\r\nbeobachtenden Unterschiede zwischen den Netzbetreibern sind groß (hier wäre\r\nalso zunächst ein erheblicher Harmonisierungsaufwand notwendig), und: diese\r\nUnterschiede basieren z. T. auch auf unterschiedlichen Vorgaben der\r\nWirtschaftsprüfer. Einheitliche Datensets sind auch insofern sinnvoll, dass die\r\neinschlägigen Portaldienstleister auf dieser Basis Standard-Produkte entwickeln\r\nkönnen. Diese lassen sich dann deutlich einfacher nutzen und müssen im Zweifel\r\nnur noch leicht angepasst werden.\r\n Auch ist bei allem Bemühen um eine möglichst durchgängige Digitalisierung des\r\nNetzanschlussprozesses zu bedenken, dass vielfach Netzanschlussprojekte\r\ndeshalb noch nicht schneller oder besser laufen. Häufig treten Probleme an\r\nanderer Stelle auf:\r\no So fehlt es häufig an Prozessverständnis bei Bauherrn oder beauftragten\r\nDienstleistern (Ingenieurbüro oder Installationsunternehmen). Dort\r\nbesteht kaum Gefühl dafür, wie rechtzeitig Begehren einzureichen sind.\r\no Zudem fehlen häufig Kenntnisse zu den Basisbedarfsdaten des Objekts,\r\nfür den der Anschluss beantragt wird.\r\no Ähnlich wie bei den Marktkommunikationsprozessen müssen hier klare\r\nAnforderungen auch für diese Beteiligten formuliert werden, die von\r\ndiesen zu erfüllen sind.\r\no Vor diesem Hintergrund sind pauschale Aussagen zu einer zukünftigen\r\nDauer eines Netzanschlusses im Prozessverlauf problematisch.\r\n4 / 11\r\n Informationsbereitstellung mittels Datenbanken\r\nEine automatisierte oder auch digitale Bearbeitung von Netzanschlüssen,\r\nbedeutet, dass diese Datenbanken an das jeweilige System des Netzbetreibers\r\nangebunden werden müssen. Das Augenmerk sollte daher darauf liegen,\r\nInformationen zentral in einigen wenigen Datenbanken (soweit sinnvoll)\r\nbereitzustellen. Das Marktstammdatenregister sollte diese Aufgabe - wenn\r\nmöglich - übernehmen und die Bundesnetzagentur eine konzeptionelle\r\nAnpassung vorantreiben.\r\n Verzeichnis für eingetragene Installateure\r\nDie Einbindung einer Marktrolle „Installateur“ sollte in das\r\nMarktstammdatenregister erfolgen. Diese sollte durch den jeweils zuständigen\r\nNetzbetreiber mit Daten/Informationen befüllt oder auch angelegt wird. Es ist\r\nnicht sinnvoll eine weitere Datenbank aufzubauen und eine Schnittstelle zwischen\r\ndem Netzbetreibersystem und der Datenbank zu bauen. Vielmehr sollte das\r\nbestehende Marktstammdatenregister genutzt werden und die bestehende\r\nSchnittstelle zwischen dem Netzbetreibersystem und dem\r\nMarktstammdatenregister erweitert werden. Eine Vereinfachung würde sich\r\nebenfalls ergeben, wenn der Installateur sich mittels seiner bundeseinheitlichen\r\nID-Nummer auf den einzelnen Netzbetreiberportalen anmelden könnte.\r\n System zur Auswahl des Messkonzeptes\r\nDie Notwendigkeit zur Abstimmung von deutschlandweit einheitlichen\r\nMesskonzepten wird ebenfalls befürwortet. Eine Bereitstellung der\r\nMesskonzepte über eine Datenbank erscheint allerdings zu hoch gegriffen. Eine\r\ndeutschlandweit gültige Veröffentlichung der Messkonzepte sollte hier\r\nausreichen. Viele Netzbetreiber arbeiten in ihren Netzanschlussportalen bereits\r\nmit Messkonzepten, daher sollte eine kurzfristige Anpassung dieser Daten durch\r\nden jeweils verantwortlichen Netzbetreiber möglich sein. Die größere\r\nHerausforderung wird bei der Erstellung und Abstimmung von Messkonzepten\r\ngesehen. Hier müssen neben den bereits in den Prozess eingebundenen Akteuren\r\nweitere Akteure z. B. Clearingstelle EEG (EEG-Messkonzepte) oder auch BNetzA\r\n(§14aEnWG) eingebunden werden.\r\nFür die Erstellung sollte berücksichtigt werden, dass die einzelnen Messkonzepte\r\ndurch den Anwender (Installateur/Anschlussnehmer) verstanden und umgesetzt\r\nwerden können. Die Erfahrung unserer Mitglieder zeigt, dass selbst die\r\nUmsetzung einer Kaskadenschaltung im Zählerschrank einige Installateure vor\r\nerhebliche Herausforderungen stellt. Eine schrittweise Erarbeitung von\r\nMesskonzepten (einfach -> komplex) unter Einbindung des Handwerks (ZVEH) ist\r\ndaher anzustreben.\r\n Fristen\r\nDie angedachten Fristen (vor allem in Niederspannung) sind vom Grunde her\r\nverständlich. Für Mittelspannungsvorhaben sind Fristen aus Sicht der\r\n5 / 11\r\nUnternehmen aber nicht wirklich sinnvoll. Dies ist auf dieser Spannungsebene\r\nmaximal für eine Eingangsbestätigung, einen regelmäßigen Bearbeitungsstand\r\n(dieser dann eher online im Portal einsehbar) oder ähnliches sinnvoll, da die\r\ntatsächliche inhaltliche Bearbeitung konkret sehr unterschiedlich ausfallen kann.\r\nDie einheitliche Bearbeitungsfrist ist zudem kritisch, da das Volumen an\r\nNetzanschlussanträgen saisonal, konjunkturell und förderabhängig schwankt.\r\nEine Beschleunigung bedeutet im Kontext der Fokusagenda einen stetig\r\nwachsenden Druck auf die Netzbetreiber. Es ist nicht zielführend, hierbei stets die\r\nRegularien und Fristen zu verschärfen, ohne entsprechend Erleichterungen in der\r\nBürokratie zu erzielen.\r\n6 / 11\r\nStellungnahme\r\nZu 1) die Standardisierung von Prozessschritten je Spannungsebene\r\noberhalb der Niederspannung?\r\nEine Standardisierung von Prozessschritten und Digitalisierung der gesamten\r\nProzesskette ist ausschließlich für die Niederspannung anzustreben. Für einen\r\nNetzanschluss in der Mittel- oder auch Hochspannung erfolgt eine individuelle\r\nBearbeitung und Projektierung sowohl bei den Anschlussbegehrenden und dem jeweils\r\nzuständigen Netzbetreiber. Weiterhin sind netztechnische Besonderheiten hinsichtlich\r\nder Belange zum Netzschutz und der Stationstechnik zu berücksichtigen. Auch im Rahmen\r\nder Trassenplanung zum Netzanschluss sind komplexe Genehmigungen und Verträge\r\neinzuholen. Hier besteht ebenfalls ein hohes Potential bei Beschleunigung von\r\nGenehmigungsverfahren der Träger öffentlicher Belange. Um hier weitere Effizienzen zu\r\nheben, ist es sinnvoll, diese Genehmigungsprozesse bundeseinheitlich zu standardisieren.\r\nSollte eine Standardisierung des Netzanschlussprozesses in der Mittel- oder\r\nHochspannung gewünscht sein, so ist alleinig auf die „Einreichung des\r\nNetzanschlussbegehrens“ zu begrenzen. Der nachfolgende Prozess benötigt eine hohe\r\nIndividualität und kann nach den Erfahrungen der Unternehmen nicht sinnvoll\r\nstandardisiert werden.\r\nZu 2) die Standardisierung von erforderlichen Datensets in den einzelnen\r\nProzessschritten und jeweiligen Spannungsebenen?\r\nWie bereits in Nummer 1 beschrieben, sind erforderliche Datensets für die\r\nNiederspannung sinnvoll und von hohem Vorteil. Eine Vereinheitlichung kann\r\ngrundsätzlich auch in höheren Spannungsebenen – insbesondere für die Einreichung der\r\nNetzanschlussanfrage – sinnvoll sein. Diese sollte jedoch nicht zu strikt betrieben werden.\r\nDie Möglichkeit, zusätzliche Pflichtfelder/optionale Felder einzufügen, sofern dies die\r\nBearbeitungsqualität der Anfragen (aufgrund der internen Workflows) verbessert, sollte\r\ngegeben sein. Dabei müssen auch die jeweiligen Spezifika wie Netzebene, Netzform,\r\nNetznennspannung oder Sternpunkt-Behandlung berücksichtigt werden können.\r\nEs wird darauf hingewiesen, dass mit der VDE AR 4110 bereits umfangreiche Datenblätter\r\nfür die Einreichung des Netzanschlussbegehrens bestehen und diese auch\r\ngenutzt/digitalisiert werden sollten. Allerdings müssten diese in vielen Details\r\nüberarbeitet und ggf. vereinfacht werden, um einen effizienten digitalen Prozess zu\r\nermöglichen.\r\n7 / 11\r\nZu 3) Prozessschritte, die der digitale Standardprozess für den\r\nNetzanschluss umfasst?\r\nDer Standardprozess sollte erst ab der tatsächlichen Anmeldung beginnen. Voranfragen\r\nkönnen so unverbindlich und unbürokratisch beantwortet werden.\r\nInsgesamt zu 1 - 3): Eine grobe Standardisierung der Prozessschritte ist sicher möglich,\r\nman muss den Netzbetreibern aber auch die Möglichkeit und die Zeit geben, die\r\nnachgelagerten internen Prozessschritte ebenfalls anzupassen. Es gibt keinen Mehrwert,\r\nwenn der Eingangskanal für den Anfragenden digital und optisch schön aufbereitet ist, die\r\nnachgelagerten Prozesse dies aber nicht zulassen. Dieses Thema wird in 7. „Schnittstellen“\r\nnochmals aufgegriffen.\r\nZu 4) rollengerechte Zugänge auf den Online-Plattformen?\r\nIm Zuge der Entwicklung von Portalen für Netzanschlussanfragen ist ein Rollenkonzept\r\ndurch den jeweiligen Netzbetreiber festzulegen. Daher sind unterschiedlichen Rollen für\r\ndie jeweilige Anschlussebene festzulegen. Ein weiterer Fokus im Rollenkonzept sollte\r\nebenfalls auf die jeweiligen Prozessschritte gelegt werden. So sollte es z. B. möglich sein,\r\ndass ein Anschlussnehmer einen Standardhausanschluss beantragt, jedoch die\r\nAnmeldung einer komplexen Erzeugungsanlage dem Installateur bzw. Anlagenerrichter\r\nüberlassen kann. Auch müssen neben dem Installateur und dem Messstellenbetreiber\r\nweitere Rollen vergeben werden können, damit alle Projektbeteiligten die Online-\r\nPlattformen nutzen können. z. B. Anlagenerrichter, Stationslieferanten,\r\nFernwirktechniker, Anlagenverantwortliche. Das erfordert mitunter ein enorm komplexes\r\nRollenkonzept und Rollenverwaltungskonzept und ist nicht sofort umzusetzen.\r\nFür den Ansatz der vollständigen digitalen Bearbeitung des Netzanschlusses in der\r\nNiederspannung ist es notwendig, neben dem Installateur, welcher die nötigen\r\ntechnischen Daten zur Verfügung stellt, auch den Anlagenbetreiber/Anschlussnehmer für\r\ndie Nutzung des Portals zu verpflichten.\r\nFür eine Netzanschlussanfrage in der Mittel- bzw. Hochspannung ist der Anschlussnehmer\r\nin Zusammenarbeit mit dem Anlagenerrichter bzw. Projektierer verantwortlich.\r\nZu 5) Netzebenen, in denen das Anschlussverfahren vollständig digital\r\nabgewickelt werden soll?\r\nEine vollständig digitale Abwicklung ist vor allem in der Niederspannung sinnvoll. Eine\r\nAnwendung in der Mittelspannung ist bereits individuell zu betrachten. Je höher die\r\nSpannungsebene, desto sensibler und kritischer sind die Daten und Informationen. In der\r\n8 / 11\r\nHochspannung ist eher davon abzusehen, da die Anschlussszenarien in der Regel sehr\r\nkomplex ausgestaltet sind.\r\nFür die Niederspannung sollte eine vollständige digitale Abwicklung angestrebt werden,\r\nda hier entsprechende Prozesse standardisiert werden können. Oberhalb der\r\nNiederspannung ist häufig eine individuelle Betrachtung der einzelnen Prozessschritte\r\nnotwendig.\r\nNach der Niederspannung sollte zunächst nach einer gewissen Nutzungsdauer die Güte\r\nder Maßnahmen bewertet werden, damit Entwicklungsfelder bestimmt werden, bevor im\r\nnächsten Schritt die Mittelspannung folgt. Die Umsetzung in der Hochspannung erscheint\r\nwegen vieler zusätzlicher Akteure und mitunter langen Netzausbaumaßnahmen komplex\r\nund sollte – wenn überhaupt - erst später erfolgen.\r\nZu 6) Anlagentypen, deren Anschluss über die Online-Plattformen\r\nabgewickelt werden kann?\r\nEs ist anzustreben, dass alle Anlagentypen (EEG/KWKG; Neuanschlüsse; §14a EnWG;\r\nLadeinfrastruktur) über Online-Plattformen abgewickelt bzw. nur eingereicht werden\r\nkönnen. Begonnen werden sollte mit der Netzebene NS, da hier aufgrund des hohen\r\nMassenmarktes ein großes Potenzial besteht, ansonsten siehe Antwort zu 5).\r\nSchwieriger sind jedoch Anlagenerweiterungen von EEG-Anlagen, da diese einer\r\nvorhandenen Anlage zugeordnet werden müssen. Dies kann auch Auswirkungen auf\r\nMesskonzepte haben. Beispiel: Bestandsanlage nach Marktintegrationsmodell - mit\r\ndieser „Altlast“ funktioniert einfach kein Standard-Messkonzept, bei dem die\r\nvorhandenen Messeinrichtungen genutzt werden können, auch wenn das rechnerisch\r\nmöglich wäre. Daher ist hier zunächst eine Standardisierung für eine\r\n„Altlastenbereinigung“ in allen EEGs notwendig.\r\nInhaltlich und auch im Datenset muss daher zwischen Neuanlagenprozess und\r\nAnlagenerweiterungsprozess und Anlagenänderungsprozess unterschieden werden.\r\nZu 7) Nutzen, Ausgestaltung und Aufwand einer programmierbaren\r\nSchnittstelle zur Einreichung des Netzanschlussbegehrens (u. a.\r\nNutzerkontenverwaltung und Identitätsprovider)?\r\nFür die Umsetzung einer digitalen Schnittstelle zur Einreichung des\r\nNetzanschlussbegehrens ist ein hoher Umsetzungsaufwand bei jedem einzelnen\r\nNetzbetreiber zu erwarten. Weiterhin ist der Betrieb (inkl. Fehlerbehebung), die Pflege\r\nund die Erweiterung bei Änderungen einer solchen Schnittstelle mit Aufwand verbunden.\r\n9 / 11\r\nIst eine Änderung der Schnittstelle z. B. aufgrund neuer gesetzlicher Änderungen (EEG,\r\nEnWG, Solarpaket etc.) oder der Anpassung des Datensets notwendig, so muss neben\r\ndem Onlineportal des Netzbetreibers auch die Programmierung bei den Nutzern der\r\nSchnittstelle angepasst werden. Dies verursacht weitere Kosten und Aufwände bei den\r\nAkteuren. Somit steht nach Einschätzung der Unternehmen der Nutzen einer solchen\r\nSchnittstelle in keinem Verhältnis zu dem einzubringenden Aufwand.\r\nDer Absatz zur „programmierbaren Schnittstelle zur Einreichung der\r\nNetzanschlussbegehren“ sollte daher gestrichen werden, sie wird von den\r\nNetzbetreibern abgelehnt. Das Einrichten von Netzanschlussbegehren über eine\r\neinheitliche Schnittstelle würde die Automatisierung der Netzanschlussbegehren\r\nbehindern und den Netzanschlussprozess verlangsamen und gleichzeitig die Gefahr von\r\nManipulationen erhöhen.\r\nBegründung:\r\nAktuell werden im Anfrageprozess untern anderem (!) folgende Daten mit internen\r\nSystemen geprüft und Daten angereichert.\r\n Die Anschlussadresse wird im Regelfall nicht als Freitext eingegeben, sondern\r\neine eindeutige Adresse aus der Adressdatenbank eingegeben. Ergebnis: Direkt\r\nbei Anmeldung kann die Anfrage einem Hausanschluss zugeordnet werden.\r\n Wenn Eingabe einer Zählernummer erforderlich ist: Überprüfung der\r\nZählernummer.\r\n Berechnung der Kabellänge auf Basis geführten Fragen zur Lage des Anschlusses\r\nauf dem Grundstück.\r\n Weitere abhängige Abfragen, wenn Fall X vorliegt, werden weitere Informationen\r\nabgefragt.\r\n Auswahl des Messkonzeptes.\r\n Auswahl der Wechselrichter/Speicher aus einer internen Datenbank.\r\nTechnische Restriktion: Wenn Netzanschlussvorhaben über eine API an den\r\nNetzbetreiber übermittelt wird, müssten die APIs der Netzbetreiber strikt versioniert\r\nwerden und könnten nur noch zu vereinbarten Zeitpunkten geändert werden. Das würde\r\nNetzbetreiber bei der Prozessoptimierung einschränken und verlangsamen.\r\nAuch die Gefahr der Manipulation wird als zu hoch eingeschätzt. Insbesondere\r\nNetzverträglichkeitsprüfungen in höheren Netzebenen werden immer manuelle\r\nBerechnungen oder zumindest Nachberechnungen/Überprüfungen erfordern. Mit einer\r\nprogrammierbaren Schnittstelle können hunderte Anträge eines einzelnen Petenten\r\ntäglich gestellt werden. Die Frist zur Netzauskunft ist dann keineswegs mehr haltbar, auch\r\nnicht mit digitalen Prozessabläufen.\r\n10 /\r\n11\r\nEbenfalls ist zu erwähnen, dass ein sehr großer Teil der Installateurbetriebe, selbst über\r\nkein umfangreiches Bearbeitungsprogramm für die Dokumentation von Netzanschlussanfragen\r\nverfügen und daher diese Schnittstelle nie nutzen werden. Die\r\nUnternehmen beobachten vielmehr, dass Installateurbetriebe die Übersichtsfunktion im\r\nOnlineportal nutzen, um einen Überblick über den Stand ihrer Netzanschlussanfragen zu\r\nbekommen.\r\nDer Nutzen steht lediglich auf der Seite von wenigen großen deutschlandweit tätigen\r\nUnternehmen, welche Erzeugungsanlagen oder Wallboxen errichten. Aus unserer\r\nErfahrung besitzen diese vielfach keine Eintragung in das Installateurverzeichnis (§13\r\nNAV). Somit sind diese auch nicht berechtigt, elektrischen Anlagen zu errichten und\r\nanzumelden. Für diese Tätigkeiten bedienen sich die betroffenen Unternehmen an\r\neingetragenen Installateuren (Sub-Unternehmer), welche die Netzanschlussanfragen\r\nstellen und die elektrische Anlage errichten.\r\nZu 8) Schnittstellen zu anderen Systemen?\r\nSchnittstellen zu anderen Systemen sind sinnvoll und wichtig, da sie eine einfache\r\nEinbindung weiterer Systeme ermöglichen. Diese können dann weitere Aufgaben\r\nerfüllen, die sich u. a. durch die Fokusagenda für den VNBs ergeben (bspw. unverbindliche\r\nNetzanschlussprüfung). Eine Vielzahl von Netzbetreibern betreiben in ihren\r\nOnlineportalen bereits individuelle Schnittstellen zu den eigenen ERP-Systemen, GIS oder\r\nNetzführungssystemen. Daher ist hier sehr genau zu prüfen, welche zusätzlichen\r\nSchnittstellen tatsächlich notwendig und praxisrelevant sind. Dies soll am Beispiel einer\r\nzukünftig möglichen Schnittstelle zu ZEREZ verdeutlicht werden:\r\n Der Ansatz des zentralen Registers ist gut, aber praxisfern: Ein Installateur hat\r\nbspw. einen \"Wechselrichter ABC\" beim Kunden installiert; muss dann diesen\r\nWechselrichter im ZEREZ suchen (und bestenfalls finden) und sich die ZEREZ-ID\r\nnotieren. Erst nach diesem neuen Zwischenschritt kann der Installateur dann den\r\nAntrag beim Netzbetreiber unter Angabe der ZEREZ-Nummer stellen.\r\n Es ist nicht zielführend, wenn bei der Antragstellung als neuer Zwischenschritt\r\nmanuell ein neues Register abgefragt werden muss, um eine ID zu erhalten,\r\nwelche dann dem Netzbetreiber in seinem digitalen Prozess angegeben werden\r\nmuss. Das Zielmodell sollte eine vollautomatische Schnittstelle zu den Portalen\r\nder Netzbetreiber sein.\r\n Der Antragsteller gibt dann in diesem Beispiel namentlich den Wechselrichter ein\r\n(Listenauswahl). Der Netzbetreiber prüft, ob ein Eintrag im ZEREZ vorhanden ist.\r\nWenn ja: Prozess geht weiter; wenn nein: Abbruch oder Antragsteller muss\r\nZertifikate beim VNB über Uploadfunktion des Webportals einreichen.\r\n11 /\r\n11\r\nZu 9) eine zeitlich gestaffelte Einführung verschiedener Funktionalitäten?\r\nDie Einführung je Netzebene sollte zwingend zeitlich gestaffelt erfolgen. Je Netzebene\r\nwird ein Zeitraum von mindestens 2 Jahren benötigt.\r\nEs muss genügend Zeit für interne Prozessanpassungen und für Testing eingeplant\r\nwerden, um eine hohe Prozessqualität zu gewährleisten. Es müssen (externe) ITDienstleister\r\ngefunden und gebunden werden, die bei den neuen IT-Anforderungen\r\nunterstützen. Eine Einführung muss daher auf jeden Fall mit einem langen Vorlauf\r\ngestaffelt erfolgen. Die Umsetzungen der Anforderungen zur Entwicklung der ITtechnischen\r\nUmsetzung sind aufwändig und erzeugen einen hohen internen und externen\r\nAufwand bei den Netzbetreibern. Ebenfalls sind die jeweiligen Ressourcen bei den ITDienstleistern\r\nfür die Umsetzung der jeweiligen Anforderungen mit zu berücksichtigen.\r\nVor allem sollte man sich zu Beginn auf die Niederspannung beschränken und daraus für\r\ndie Mittelspannungsebene Erfahrungen zu Möglichkeiten der Standardisierung dieser\r\nAnschlussanfragen und der vom Kunden gelieferten Datenqualität sammeln.\r\nGleichzeitig sollten frühestmöglich die Anforderungen an den Netzanschlussprozess und\r\nan die digitalen Plattformen bekannt sein, sodass diese in die Beschaffungsprozesse der\r\nUnternehmen einfließen und Teil der Anforderungslisten werden können. Weiterhin ist\r\nwichtig, dass bereits angestoßene oder geplante Umsetzungsanforderungen aus dem\r\nBranchendialog in die Umsetzungsplanung neuer Anforderungen einfließen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008248","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerkstrategie, die kurzfristige Neuinvestitionen ermöglicht und KWK berücksichtigt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fc/20/398177/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210041.pdf","pdfPageCount":35,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten\r\neinverstanden.\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten\r\neinverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nKURZ-STELLUNGNAHME ZUM H2-\r\nREADY-SEGMENT UND\r\nKONSULTATIONSBEITRAG\r\nKraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG)\r\nBerlin, 23.10.2024\r\n2 / 36\r\nPositionen in Kürze\r\nDer VKU begrüßt grundsätzlich, dass die Kraftwerksstrategie nun konsultiert wird\r\nund damit ein substanzieller Schritt in Richtung der Ausschreibung neuer\r\nKraftwerkskapazitäten getan ist.\r\nAnforderungen an Gebote müssen so ausgestaltet werden, dass auch\r\nStadtwerken die Möglichkeit eingeräumt wird, sich an den Ausschreibungen im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie zu beteiligen. Die vorgesehenen Bedingungen\r\nsind aus Sicht des VKU in Teilen zu restriktiv, um dies sicherzustellen. Stadtwerke\r\nsind durch das KWSG derzeit kaum angesprochen.\r\nDie vorgeschlagenen Reglungen übertagen den Investoren umfangreiche\r\npolitische, regulatorische und genehmigungsrechtliche Risiken. Es ist fraglich, ob\r\nunter den gegebenen Bedingungen ausreichend Angebote für die Säule\r\nDekarbonisierung abgeben werden, weil Projekte bei diesem Risiko-Chancen-\r\nProfil nicht oder nur schwer finanzierbar sind.\r\nParallel zum KWSG und dem kommenden Kapazitätsmarkt ist dringend eine\r\nWeiterentwicklung des KWKG geboten, mit einer vergleichbaren Regelung zum\r\nUmstieg auf Wasserstoff und zur zugehörigen Betriebskostenförderung sowie\r\neiner Investitionskostenförderung zur Umrüstung auf 100 % Wasserstoff.\r\nAllgemeine Anmerkungen und Hinweise\r\nDer VKU begrüßt grundsätzlich, dass die Kraftwerksstrategie nach mehrfachen\r\nVerzögerungen nun endlich konsultiert wird und damit ein substanzieller Schritt in\r\nRichtung der Ausschreibung neuer Kraftwerkskapazitäten getan ist. Bei aller\r\nDringlichkeit ist jedoch auch weiterhin höchste Sorgfalt bei der Ausgestaltung geboten,\r\ndamit die Akteursvielfalt gewahrt und auch Stadtwerken die Möglichkeit eingeräumt\r\nwird, sich an den Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie zu beteiligen. Wir\r\nsehen aufgrund des vorgeschlagenen Auktionsdesigns eine erhebliche Gefahr von\r\nMarktmachtausübung in einem sehr engen Markt.\r\nDer Vorschlag für das KWSG überträgt den Investoren umfangreiche politische,\r\nregulatorische und genehmigungsrechtliche Risiken. Das Chancen-Risiken-Profil\r\nerscheint sehr unausgewogen, womit die reale Gefahr besteht, dass die\r\nAusschreibungen unterzeichnet sein werden.\r\n3 / 36\r\nDenn es ist insbesondere fraglich, ob unter solchen Bedingungen ausreichend Angebote für die Säule Dekarbonisierung abgeben werden, u. a. auch deshalb, weil Projekte bei diesem Risiko-Chancen-Profil nicht oder nur schwer finanzierbar (bankable) sind.\r\nHinzu tritt die Frage, ob sich die Dualität aus Dekarbonisierungs- und Versorgungssicherheitsausschreibungen als sinnvoll erweist und politisch durchgehalten werden wird. Klaffen die Zuschlagspreise zwischen beiden Segmenten zu weit auseinander, würde die Sinnhaftigkeit der deutlich teureren Säule schnell in Frage gestellt.\r\nStadtwerke sind durch das KWSG derzeit kaum angesprochen. Die Ausschreibungen schließen durch ihre Nebenbedingungen KWK-Anlagen sowie fast sämtliche Bestandsanlagen faktisch aus. Offensichtlich sollen primär neue H2-ready Gas-Kraftwerke (offene Gasturbinen ohne Wärmeauskopplung) an bisherigen Kohlekraftwerksstandorten angereizt werden.\r\nFür nicht bereits vorentwickelte Projekte stellen die engen Fristen und verheerenden Pönalen ein enormes Risiko dar. Generell prohibitive Anforderungen u.a. bei Realisierungsfristen, Sicherheitsleistungen, Verbot von Erdgas-Feuerung nach H2-Umstellung, Clawback-Bedingungen sowie den geforderten umfangreichen Kraftwerk-System-Dienstleitungen, führen zu erheblichem (unkalkulierbarem) Risiko bei überschaubaren Chancen.\r\nZukunft der KWK\r\nWeiterhin ungeklärt ist die Zukunft der KWK. Das KWKG steht ab 2027 weiterhin unter einem beihilferechtlichen Vorbehalt, was dazu führt, dass bereits heute keine größeren KWK-Projekte (Neu- und Umbau) mehr geplant, geschweige denn realisiert werden können. Da zurzeit auch die konkreten Investitionsbedingungen unter dem geplanten Kapazitätsmechanismus noch unklar sind, ist es aktuell nur unter sehr großen Unsicherheiten möglich, Investitionen in KWK-Anlagen zu tätigen.\r\nMit Blick auf die große Anzahl junger, bereits sehr effizienter (KWK-)Kraftwerke fehlt leider (weiterhin) die Grundlage für deren Umrüstung auf H2. Diese Anlagen benötigen keine Wirkungsgrad-Modernisierung im Sinne der geplanten Ausschreibungen, sondern eine Förderung der H2-Umrüstung, welche ebenfalls mit hohen Investitionen und langen Amortisationsdauern verbunden ist. Es muss dringend ermöglicht werden, dass diese Anlagen durch eine passgenaue und volkswirtschaftlich sinnvolle Umrüst-Förderung sowie eine ergänzende OPEX-Förderung in Form eines Brennstoff-Mehrkosten-Ausgleichs für H2 eine Zukunftsperspektive erhalten.\r\n4 / 36\r\nEine Weiterentwicklung des KWKG – parallel zum KWSG und dem kommenden Kapazitätsmarkt – mit einer vergleichbaren Regelung zum Umstieg auf Wasserstoff und zur zugehörigen Betriebskostenförderung sowie einer Investitionskostenförderung zur Umrüstung auf 100 % Wasserstoff ist daher dringend geboten.\r\nOhne verlässliche Perspektive kann der weitere Betrieb hocheffizienter und teils hochmoderner KWK-Anlagen nicht garantiert werden. Dies hat erhebliche negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit im Strom- aber auch im Wärmesektor. In keinem bisher angekündigten Programm wird die Umrüstung dieser Anlagen auf H2 aufgegriffen (auch in der bisherigen Fassung des KWKG nicht). Stadtwerke werden schon jetzt mit den Anforderungen der Wärmewende stark gefordert. Für eine H2-Umrüstung ohne Förderung der Investition und der Brennstoffmehrkosten steht nicht das benötigte Kapital zur Verfügung. Die BEW ist bereits ein guter, jedoch finanziell unzureichend ausgestatteter - Ansatz zur Förderung vieler Bestandteile der Wärmewende und muss nun dringend um ein passgenaues, novelliertes und langfristiges KWKG ergänzt werden. Gleichzeitig ist die Förderung des Wärmenetzausbaus im KWKG als Teil eines integrierten Energiesystems zu erhalten.\r\nRisiken für Anlagenbetreiber\r\nDas feste Umstiegsdatum im H2-ready-Segment, ab dem ein reiner Wasserstoffbetrieb erfolgen muss, birgt - wenngleich europarechtlich im Rahmen einer Dekarbonisierungsmaßnahme mutmaßlich geboten - eine Reihe wesentlicher Unsicherheiten. Um diesen Unsicherheiten zu entgehen und die notwendigen Projekte nicht zu verhindern, ist Pragmatismus gefragt.\r\n Wasserstoff: Der Kraftwerksbetreiber hat in der Regel keinen Einfluss auf die rechtzeitige Verfügbarkeit von Wasserstoff am Standort, die Versorgung in ausreichenden Mengen und die Wasserstoffqualität. Sofern diese Umstände den Umstieg verzögern oder beeinflussen, müssen praxistaugliche (Alternativ-) Lösungen gefunden werden, die nicht zulasten des betroffenen Betreibers gehen. Eine kurzfristige Ergänzung einer nur temporär benötigten CO2-Abscheidung oder die Stilllegung der Anlage fallen nicht darunter.\r\n Genehmigungsfähigkeit: Die Rahmenbedingungen für den Wasserstoffbetrieb sind derzeit gesetzlich nicht (klar) definiert, z.B. NOx-Emissionsgrenzwerte. Sofern aufwendige Genehmigungsverfahren eine Umstellung verzögern, sollte dies als zulässige Verlängerung der Umstellungsfristen anerkannt werden. Bundesweit sollten einheitliche Genehmigungsverfahren angestrebt werden.\r\n5 / 36\r\n Betrieb: Bislang fehlt Erfahrung beim (Dauer-)Betrieb von Kraftwerken mit reinem Wasserstoff. Möglicherweise auftretende technologische „Kinderkrankheiten“ sollten antizipiert werden und dürfen in begründeten Fällen nicht zulasten von betroffen Betreibern gehen (z.B. durch Kürzung oder Wegfall des H2-Förderanspruchs, wenn die geforderten 200 jährlichen Vollbenutzungsstunden nicht erreicht werden können). Angesichts des frühen Technologiestadiums darf kein zu „enges Korsett“ geschnürt werden, sondern die Anlagenbetreiber brauchen Spielraum, um mit unvorhergesehenen Entwicklungen pragmatisch umgehen zu können.\r\nSofern die Ausschreibungen unterschiedliche Anlagentypen (Gasmotor, Gasturbine, GuD etc.) adressieren sollen, erscheint es fraglich, ob das Förderdesign diesem Anspruch, hinsichtlich der ebenfalls unterschiedlichen Investitionskosten, Wirkungsgrade, Fahrweisen gerecht werden kann. Nach dem jetzigen Ansatz wird sich die Bandbreite voraussichtlich auf wenige Anlagentypen verengen.\r\nWasserstoffinfrastruktur mitdenken\r\nFür einen erfolgreichen Markthochlauf von Wasserstoff, mit dem H2 zu günstigen Preisen und in ausreichenden Mengen zur Verfügung steht, stellt ein ausreichendes Angebot an H2-Speichern für die geplanten Wasserstoff-Kraftwerke eine wichtige Herausforderung dar. Für Investitionen in H2-Speicher sind entsprechend angemessene Rahmenbedingungen erforderlich.\r\n6 / 36\r\nKurz-Stellungnahme zum H2-Ready-Segment des\r\nKraftwerkssicherheitsgesetzes (Dekarbonisierungssäule)\r\nGebotsanforderungen:\r\nNeuanlagen\r\nBesonders kritisch bewertet der VKU, dass sich Neuanlagen nur an Standorten bewerben\r\nkönnen sollen, an denen zuvor kein Gaskraftwerk betrieben wurde. Insbesondere diese\r\nbestehenden Kraftwerksstandorte bringen den Vorteil mit, dass sie sich durch die bereits\r\nvorhandene Infrastruktur wie z.B. Netzanschlüsse zügig (u.a. Genehmigungsrecht) und\r\nkosteneffizient erschließen lassen. Wird diese Einschränkung beibehalten, findet eine\r\nMarktverengung statt, die eine Bevorteilung von Kohle-, Öl-, und Kernkraftstandorten\r\nbedeutet. Zudem weist der VKU darauf hin, dass ein zu installierender Erdgasanschluss\r\nfür Neuanlagen an einem neuen Standort, in Zeiten schwindender Gasverbräuche und\r\ndaraus folgend steigender Netzentgelte, als nicht trivial anzusehen ist.\r\nDie Befürchtung, dass anderenfalls kein Netto-Kapazitätszubau erfolgen würde, weil die\r\nSorge besteht, bestehende Gaskraftwerke an einem Standort könnten stillgelegt\r\nwerden, um den Platz für Neuanlagen zu schaffen, könnte über andere Regelungen\r\nentkräftet werden, z.B. eine Bedingung zur Erhöhung der elektrischen Leistung am\r\nStandort für mindestens 5 Jahre. In diesem Fall sollte es keine Rolle spielen, ob die\r\nbestehenden Anlagen am Markt oder in Reserve o. ä. sind.\r\nModernisierung\r\nDie erforderliche Mindestinvestitionstiefe für Modernisierungsprojekte von 70 % ist zu\r\nhoch und sollte dringend herabgesetzt werden. Es verhindert die Modernisierung von\r\nKraftwerken, die auch mit geringeren Investitionen, jedoch nicht marktbasiert, auf\r\nWasserstoff umgestellt werden können. Um das Ziel, zusätzliche Kapazitäten zu errichten,\r\nzu gewährleisten, ist eine Modernisierungstiefe von 50 % ausreichend (analog § 8 Abs. 2\r\nNr. 3 KWKG).\r\nDie geforderte wesentliche Effizienzsteigerung um 20 Prozentpunkte des elektrischen\r\nWirkungsgrads bei einer Modernisierung ist technisch so gut wie ausgeschlossen. De\r\nfacto wäre dies nur durch einen Umbau von GT- zu GuD-Anlagen zu erreichen, eine\r\nModernisierung bestehender (GuD-)Anlagen würde damit unnötig ausgeschlossen.\r\nZudem wird die Anforderung von sehr hohen Wirkungsgraden bei nur wenige Stunden\r\nlaufenden Anlagen einerseits einen sehr begrenzten Nutzen haben, andererseits die\r\nKosten erheblich und vermeidbar steigern.\r\n7 / 36\r\nRealistischer ist es, sich an der bewährten und von der EU-Kommission akzeptierten\r\nBegriffsbestimmung für eine modernisierte Anlage aus dem KWKG (§ 2 KWKG) zu\r\norientieren:\r\n § 2 Ziffer 18.: „[…] Anlagen, bei denen wesentliche die Effizienz bestimmende\r\nAnlagenteile erneuert worden sind und die Modernisierung eine\r\nEffizienzsteigerung bewirkt“\r\nUnklar ist zudem, ob sich diese Effizienzanforderung auf den übergangsweisen Erdgasoder\r\nden H2-Betrieb ab Umstellungszeitpunkt bezieht. Hier sollte eine Klarstellung\r\nerfolgen. Derzeit muss davon ausgegangen werden, dass es bei einer Umrüstung auf\r\nWasserstoff für ein Bestandskraftwerk tendenziell eher zu einer Leistungs- und\r\nEffizienzminderung kommt. Denn die unterschiedlichen Verbrennungseigenschaften von\r\nWasserstoff zu Erdgas können sich auf die Anlagenperformance auswirken\r\n(Energiedichte, höherer Aufwand zur Reduktion der NOx-Emissionen, etc.). Hohe\r\nAnforderungen an eine Effizienzsteigerung sollten deswegen nicht vorausgesetzt werden.\r\nNähe zum H2-Kernnetz\r\nBei den Ausschreibungen sollen nur solche Projekte zugelassen werden, die an Standorten\r\nin räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz errichtet werden. Als räumliche Nähe wird\r\neine Entfernung von maximal 20 km Luftlinie definiert. Ein absoluter Wert erscheint hier\r\nnicht sinnvoll.\r\nPotenzielle Kraftwerksbetreiber werden sich bereits aus wirtschaftlichen bzw.\r\nKostengründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Mit der\r\njetzigen Vorgabe würden auch Standorte mit Entfernungen knapp über 20 km\r\nausscheiden. Auf eine exakte Festlegung sollte daher verzichtet werden. Luftlinie kann\r\nzudem aufgrund von topologischen Gegebenheiten (z.B. Gebirge, Flüsse) und/oder\r\nSchutzgebiete ein ungeeigneter Maßstab sein.\r\nTechnische Anforderungen zum strommarktdienlichen Betrieb\r\nDurch die genannten Anforderungen gemäß Kapitel 1.g. steigen die Investitionskosten\r\nund die technischen Risiken. Zudem ist unbedingt klarzustellen, ob die Anlage für\r\nSystemdienstleistungen überhaupt eingesetzt werden darf.\r\nDie Anforderungen, gerade im Hinblick auf Frequenzänderungen unterscheiden sich\r\nsignifikant von derzeitigen Anforderungen, gerade für Bestandsanlagen. Gegebenenfalls\r\nkönnen Bestandsanlagen diese Anforderungen nicht gewährleisten. Hier müssten\r\nMindestanforderungen definiert werden, die eingehalten werden müssen. Dabei ist eine\r\nmöglichst große technische Offenheit zu gewähren.\r\n8 / 36\r\nDie Netzbetreiber der Netze, an denen die neuen und modernisierten Anlagen\r\nangeschlossen sind, sollten die Anforderungen mit den jeweiligen Errichtern und\r\nBetreibern der Kraftwerke abstimmen, da es beim Bedarf an Systemdienstleistungen\r\nstandortspezifisch große Unterschiede geben kann.\r\nGrundsätzlich sollten die Ausschreibungen nichts fordern, was über den Stand der\r\nTechnik (also z. B. Anschlussbedingungen etc.) hinausgeht. Die geforderten\r\nPhasenschieber sind beispielsweise gar nicht verfügbar. Erschwerend kommt hinzu, dass\r\nsowieso ein Engpass bei der Errichtung der Kapazitäten absehbar ist. Dieser würde durch\r\nAnforderungen, die über den technischen Standard der Hersteller hinausgehen, noch\r\nverschärft werden.\r\nDie Bereitstellung von Systemdienstleistungen sollte über die entsprechenden Märkte\r\nseparat angefragt werden und nicht als pauschale, technische (aktuell nicht erfüllbare)\r\nAnforderung zur Teilnahme an den Auktionen des KWSG vorausgesetzt werden. Diese\r\ngenerelle Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Vorhaltung dieser Fähigkeiten erscheint\r\nauch aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll.\r\nUmstellung auf Wasserstoffbetrieb:\r\nVollständiger Ausschluss von fossilen Brennstoffen\r\nDa das Anfahren von H2-Anlagen aus heutiger Sicht wahrscheinlich mit Erdgas oder\r\nanderen (fossilen) Brennstoffen erfolgen wird und erst nach der Startphase der Betrieb\r\nmit 100 % Wasserstoff erfolgt, sollte ein erforderlicher Einsatz von fossilen Brennstoffen,\r\nz. B. für den Anfahrbetrieb, freigestellt werden. Andernfalls sind mit den derzeitigen\r\nVorgaben zum Ausschluss der Nutzung fossiler Brennstoffe keine Gebote im Rahmen der\r\nangedachten Ausschreibungen möglich. Auch sollte zunächst mit den Herstellern geprüft\r\nwerden, wie zeitnah und realistisch geeignete Anlagen zum Betrieb auf Basis von 100 %\r\nWasserstoff beschaffbar sind. Das Risiko der Nichtverfügbarkeit von Anlagen darf nicht\r\nauf den Anlagenbetreiber übergehen.\r\nWasserstoffqualität\r\nDer Kraftwerksbetreiber wird keinen Einfluss auf die Wasserstoffqualität des im\r\nKernnetzes transportierten Wasserstoffs haben und kann damit auch nicht in die\r\nVerantwortung genommen werden, den definierten Höchstanteil von Verunreinigungen\r\nim Wasserstoff sicherstellen zu müssen.\r\n9 / 36\r\nBetrieb, wenn kein Wasserstoff verfügbar ist\r\nWenn nach Beginn der Umstiegspflicht kein Wasserstoff verfügbar ist, sollen\r\nAnlagenbetreiber verschiedene Möglichkeiten zur Überbrückung ergreifen können.\r\nAnderenfalls verlieren sie ihren Förderanspruch. Diese vorgesehenen\r\nÜberbrückungsoptionen erscheinen allerdings wenig praktikabel:\r\n Übergangsweise Nutzung anderer klimaneutraler Brennstoffe: Ein Kraftwerk auf\r\nandere „100 % erneuerbare Brennstoffe“ umzustellen, wenn kein Wasserstoff\r\nverfügbar ist, ist in der Praxis technisch nicht möglich. Die einzige Möglichkeit\r\nwäre hier, die Nutzung von bilanziellem Biomethan. Diese Möglichkeit ist aber\r\nauch dahingehend kaum umsetzbar, da es nicht genug verfügbare Mengen an\r\nBiomethan am Markt gibt und die Preise, unter der Voraussetzung, dass viele\r\nbetroffene Kraftwerke dann auf bilanzielles Biomethan umstellen müssten, einen\r\nwirtschaftlichen Betrieb ausschließen würden.\r\n Übergangsweise Nutzung von CCS: Eine CCS-Technik samt Infrastruktur zum\r\nAbtransport des CO2 für entsprechende Kraftwerke nachzurüsten, nur, weil\r\ntemporär kein Wasserstoff verfügbar ist, ist technisch sehr aufwändig und\r\nwirtschaftlich weder leistbar noch kurzfristig möglich (ungeklärte Frage des CO2-\r\nAbtransports, d.h. der Logistik und Deponierung hoher technischer und\r\nenergieintensiver Aufwand, großer Flächenbedarf für zusätzliche Aggregate,\r\nGenehmigungsaufwand).\r\n Vorübergehende Stilllegung: Eine vorrübergehende Stilllegung stellt keine\r\nsinnvolle Alternative dar. Zum einen müsste das Personal weiter vorgehalten\r\nwerden, zum anderen fallen weiterhin Fixkosten an (u.a. Kapitalkosten).\r\n Überführung in die Kapazitätsreserve: Im Regelfall wird die Teilnahme an der\r\nKapazitätsreserve über Ausschreibungen ermittelt. Es ist unklar, wie ein davon\r\nunabhängiger Wechsel einzelner Anlagen damit in Einklang gebracht werden\r\nkann und wie die Vergütung geregelt würde.\r\nFördersystem:\r\nBegrenzung der förderfähigen Vollbenutzungsstunden im Wasserstoffbetrieb\r\nDie Begrenzung der Förderfähigkeit auf 800 Vbh p. a. erscheint sehr restriktiv. Es muss\r\nin jedem Fall klargestellt werden, dass z.B. angeforderte Redispatch-Einsätze nicht in\r\nden 800 Vbh erfasst werden. Pauschale Werte (200 Vbh, 800 Vbh) werden zudem den\r\nunterschiedlichen Anlagentypen (Gasmotor, Gasturbine, GuD etc.) hinsichtlich ihrer\r\nFahrweise etc. ggf. nicht gerecht.\r\n10 / 36\r\nVerfahren:\r\nHöchstpreis\r\nIn Ziffer 51 ist ein Höchstpreis genannt, der sich nach den mit der Investition verbundenen\r\nKosten inkl. Kapitalkosten eines Referenzkraftwerks richtet. Bei der Festlegung des\r\nHöchstpreises bzw. der Kapitalkosten eines Referenzkraftwerks, sollten auch die Kosten,\r\ndie durch die Umsetzung der geforderten „Weiteren technischen Eigenschaften des\r\nKraftwerks“ (1.g.) anfallen, berücksichtigt werden.\r\nGrundsätzlich erscheint die Referenz zu den Investitionskosten eines neuen,\r\nhypothetischen Kraftwerkes gleicher Art und gleicher Leistung nicht praktikabel.\r\nRegionale Steuerung\r\nEs sollte festgelegt werden, dass eine weitere Teilnahme von Geboten aus dem\r\nnetztechnischen Süden bei der Gebotsreihung ausgeschlossen ist, nachdem die\r\nvorgesehene Quote erreicht ist. Andernfalls könnten Standorte im netztechnischen\r\nNorden sonst gänzlich ohne Zuschlag ausgehen. Bei fortschreitendem Kohleausstieg\r\nwerden perspektivisch jedoch auch Ersatzneubauten in diesem Gebiet systemisch\r\nbenötigt.\r\nDer VKU betont in diesem Zusammenhang, dass H2-ready-Gaskraftwerke aus Gründen\r\nder Netzsicherheit und -stabilität auch im netztechnischen Norden errichtet werden\r\nmüssen und der erforderliche Zubau durch einen Südbonus nicht gefährdet werden darf.\r\nSicherheitsleistung\r\nIm Rahmen der Präqualifikation wird für die Ausschreibung eine Sicherheitsleistung in\r\nHöhe von 200 €/kW gefordert. Dieser Wert erscheint sehr hoch und sollte abgesenkt\r\nwerden. Gerade für kommunale Unternehmen stellt sich die Frage, wie die\r\nSicherheitsleistung neben der Projektfinanzierung an sich getragen werden soll. Es sollte\r\nermöglicht werden, dass auch Bürgschaften hinterlegt und als Sicherheitsleistung\r\nanerkannt werden können. Die Wahl der Höhe und Art der Sicherheitsleistung sollte sich\r\nnicht negativ auf die Akteursvielfalt auswirken.\r\nPönale\r\nBei Überschreitung der Realisierungsfrist von 6 Jahren nach Zuschlag soll eine Pönale fällig\r\nwerden. Hier sollte klargestellt werden, wie Verzögerungen bewertet werden, die der\r\nKraftwerksbetreiber nicht zu verantworten hat, z. B. nicht vorhersehbare Lieferengpässe,\r\nverzögerte Genehmigungen, höhere Gewalt, etc.\r\n11 / 36\r\nEngpässe, etwa bei der Lieferung von Anlagenteilen durch die Hersteller, sind bei einer weitestgehend zeitgleichen Errichtung der geplanten Kapazitäten absehbar. Verzögerungen bei den Genehmigungen können sich aufgrund der neuen Technologie der Wasserstoffverstromung ergeben. Die Rahmenbedingungen für den Wasserstoffbetrieb sind derzeit gesetzlich nicht (klar) definiert, z. B. NOx-Emissionsgrenzwerte. Hilfestellungen in Form von Leitfäden etc. gibt es bislang für die Genehmigungsbehörden nicht.\r\n12 / 36\r\nStellungnahme zu den Konsultationsfragen\r\nSäule 1: „Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom“\r\nI. Die Beihilfefähigkeit der drei Maßnahmen\r\n(1) Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nBevor genaue rechtliche Formulierungen bekannt sind, ist die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument - bislang nur durch Eckpunkte - beschriebenen Maßnahmen aktuell nicht zu beurteilen.\r\n(2) Stimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und kosteneffiziente Langzeitspeicher-Technologie ist, die den Kraftwerkspark dekarbonisieren kann?\r\nIm anstehenden Umstrukturierungsprozess, mit dem Deutschland die europäischen und nationalen Klimaschutzziele erreichen will, werden klimaneutrale gasförmige Energieträger einen Bestandteil der Dekarbonisierung des Energiesystems sein. Auch Wasserstoff kann in der nachhaltigen Stromerzeugung einen wichtigen Beitrag leisten. Die Voraussetzung dafür ist, dass Wasserstoff günstig und in ausreichenden Mengen zur Verfügung gestellt werden kann. Ein Teilaspekt ist z.B. der Aufbau von Langzeit-Wasserstoffspeichern in Verbindung mit der ohnehin notwendigen Wasserstoffinfrastruktur für das Kernnetz.\r\n(3) Teilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen Wasserstoffstrategie genannten Wasserstofffarben beschränkt werden sollte?\r\nInsbesondere in der Hochlaufphase sollten möglichst viele Wasserstoffarten zugelassen sein, um frühzeitig Erfahrung mit dem H2-Betrieb von Kraftwerken und dem Wasserstoffmarkt sammeln zu können. Alle Einschränkungen machen die Bereitstellung von Wasserstoff teurer. Der VKU begrüßt deswegen, dass die Wasserstoffstrategie eine Verbreiterung der Wasserstoffarten vorgenommen hat. Notwendig ist hierbei allerdings eine klare Definition der Wasserstoffarten mit dem Ziel einer Harmonisierung mit anderen einschlägigen Gesetzen und Reglungen (RED II, 37. BImSchV, usw.).\r\n13 / 36\r\nII. Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten\r\n(4) Wie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz bezüglich der Methodik und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie Verbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nk.A.\r\nIII. Nutzung und der Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige Ausnahmen\r\n(5) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. „Ausschreibung und Förderdesign“ skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nDie skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen erscheinen sehr kompliziert. Daraus ergeben sich viele Risiken für die Anlageninvestoren.\r\n(6) Teilen Sie die Einschätzung des BMWK, dass die oben dargestellten zwei Anlagentypen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Sprinter) in zwei unterschiedlichen Verfahren ausgeschrieben werden sollten?\r\nDie Trennung erscheint zielführend, da es sich bei den Sprinter-Kraftwerken im Kern um Versuchsanlagen handelt, während die geplanten H2-Ready-Gaskraftwerke zur Dekarbonisierung umfangreicher Leistungsbereiche vorgesehen sind. Richtig ist zudem, dass für wasserstofffähige Gaskraftwerke größerer Leistungsklassen zuerst kein Wasserstoff eingesetzt werden kann, da er in den ausreichenden Mengen noch gar nicht zur Verfügung steht. Auch die Hersteller können frühestens ab 2030 Anlagen in allen Leistungsklassen, die einen 100 %-Wasserstoffbetrieb realisieren, liefern.\r\n(7) Stimmen Sie zu, dass die gewählte Aufteilung der Ausschreibungsmengen für wasserstofffähige Gaskraftwerke (Abschnitt B.I), für Sprinterkraftwerke (Abschnitt B.II) und für Langzeitstromspeicher (Abschnitt B.III) eine möglichst kostengünstige Dekarbonisierung des Kraftwerkparks erlaubt?\r\nk.A.\r\n14 / 36\r\nIV. Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen\r\n(8) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nDurch die hohen Anforderungen und Risiken ist zu erwarten, dass die Gruppe der Unternehmen, die an dem Verfahren teilnehmen kann, klein sein wird. Die Ermöglichung von Wettbewerb scheint deswegen nicht gegeben und kann ein erhebliches beihilferechtliches Problem darstellen. Eine größere Beteiligungsoption für Unternehmen würde dieses Problem reduzieren.\r\n(9) Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch die gezielte Förderung neuer Kraftwerke ein?\r\nDieses Risiko wird als gering eingeschätzt. Aufgrund der geringen Betriebsstundenanzahl wird der Wasserstoffbetrieb kaum verzerrend wirken. Zudem ist im Vergleich zu den anderen europäischen Mechanismen zur Vorhaltung von Kapazität der Einfluss ebenfalls als nur geringfügig einzuschätzen. Ein Risiko für Wettbewerbsverzerrungen hinsichtlich der Betriebskostenförderung nach der Umstellung auf Wasserstoff besteht allerdings darin, dass nach dem KWSG geförderte Anlagen dann (H2-ready) KWK-Anlagen verdrängen könnten, für die bislang keine vergleichbare Betriebskostenförderung vorgesehen ist.\r\n(10) Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, gezielt neue Anlagen zu fördern?\r\nJa, zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks und zur Absicherung der Versorgungssicherheit ist es zwingend notwendig, neue Anlagen zu fördern. Die Förderung ist notwendig, da derzeit eine Reihe von rechtlichen Unsicherheiten bestehen und ein strommarktgetriebener Bau und ein wirtschaftlicher Betrieb nicht realisierbar sind.\r\n(11) Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative?\r\nZwar könnte mit einem Interessenbekundungsverfahren vor der Ausschreibung erkundet werden, wie viele Bieter erwartet werden. Aufgrund der Eilbedürftigkeit sollte das gesamte Verfahren allerdings möglichst unkompliziert sein, weswegen auf Interessenbekundungsverfahren verzichtet werden sollte. Bereits eine deutlich geringere\r\n15 / 36\r\nSicherheitsleistung als bislang vorgesehen würde sicherstellen, dass nur seriöse Angebote abgegeben werden.\r\n(12) Für die Sprinterausschreibungen wurde ein Vergütungsmodell vorgeschlagen (Marktprämien-Modell). Als alternatives Modell wurde eine Investitionskostenförderung (mit einem Brennstoff-CfD) dargestellt. Wie bewerten Sie die beiden Modelle:\r\na. um die Kosten der Förderung auf das notwendige Minimum zu reduzieren?\r\nIm Segment der Sprinterausschreibungen ist von einer geringen Teilnahme auszugehen. Grundsätzlich erscheint eine Investitionskostenförderung besser für die Investitions- und Planungssicherheit. Im Fall der Sprinteranlagen, mit einem verpflichteten Wasserstoffeinsatz ab Inbetriebnahme, werden allerdings voraussichtlich die Wasserstoffkosten dominieren. Ohne eine Brennstoffförderung drohen Projekte, deren Investitionen gefördert werden, ohne dass sie betrieben werden.\r\nb. um den Wettbewerb auf den Elektrizitätsmärkten so wenig wie möglich zu beeinträchtigen und um das Ziel der Maßnahme, Strom aus fossilen Kraftwerken aus der Merit-Order zu verdrängen, zu erreichen (bitte differenzieren Sie zwischen den verschiedenen Märkten wie Intraday, Day-ahead etc.)?\r\nEs ist unwahrscheinlich, dass eine Anlage, die im Kern eine technische Versuchsanlage darstellt, den Markt dominieren wird.\r\nc. mit Blick auf die Systemeffizienz, um die Ziele der Maßnahmen zu erreichen?\r\nDie Ziele der Maßnahme sind unklar, insbesondere im Kontext der Systemeffizienz.\r\n(13) Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback-Mechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\na. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw. -unabhängigen Abschöpfung?\r\nDie vorgesehenen Regelungen sind komplex und sollten idealerweise vollständig entfallen. Da das aus beihilferechtlichen Gründen wahrscheinlich nicht umsetzbar ist, sollten man einen Prozess aufsetzen, der möglichst bürokratiearm, also ohne\r\n16 / 36\r\nübermäßige Berichtspflichten, ausgestaltet ist und wirklich nur realisierte und sehr hohe Übererlöse abschöpft. Zudem darf die Abschöpfung sich nicht mit der OPEX-Förderung widersprechen bzw. sich gegenseitig aufheben.\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nEs muss sichergestellt werden, dass Absicherungsmaßnahmen, d. h. Absicherungen des clean spark spreads, die häufig bereits über Jahre im Voraus erfolgen, klar berücksichtigt werden.\r\nAuch muss sichergestellt werden, dass man nicht abgeschöpft werden kann, wenn man gar keine Erlöse erzielt hat: Aufgrund der erhöhten Risiken in Variante B mit der „erzeugungsunabhängigen Abschöpfung“ (Zahlung der Abschöpfung, auch wenn Anlage nicht in Betrieb ist) würde ohne Erlöse aus dem Betrieb (Stromverkauf) eine Abschöpfung erfolgen.\r\nc. Sollten in den Maßnahmen unter 4.1 und 4.8 KUEBLL unterschiedliche Mechanismen oder derselbe Clawback-Mechanismus angewendet werden?\r\nDa die Preisstellung in den beiden Säulen unterschiedlich ist, sollte abgewogen werden, inwieweit ein einheitlicher Mechanismus dadurch zu unterschiedlichen Folgen führen kann. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die mutmaßlich geringeren Laufzeiten der H2-Anlagen. Bei hohen Preisen muss aber wiederum abgewogen werden gegen zukünftig eventuell höhere Gas- und CO2-Preise.\r\nd. Haben Sie konkrete Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus für eine oder alle Maßnahmen?\r\nFür eine Bewertung müssten die Berechnungsgrundlagen konkretisiert werden. In jedem Fall müssen Absicherungsmechanismen (s. 13 b) berücksichtigt werden.\r\ne. Welcher Zeitraum sollte von der Abschöpfung umfasst sein – denkbar wäre zum Beispiel der Zeitraum der CAPEX-Förderung, der OPEX-Förderung oder der gesamten Förderung.\r\nDie Abschöpfung sollte auf einen möglichst kurzen Zeitraum beschränkt werden, um tatsächliche Investitionen anzureizen. Der Zeitraum der OPEX-Förderung ist zur Minimierung der Risiken und zur Schaffung von Investitionsanreizen zu bevorzugen.\r\n17 / 36\r\n(14) Ist der Day-ahead-Markt aus Ihrer Sicht ein geeigneter Referenzmarkt für die Beurteilung, ob ein Wasserstoffkraftwerk fossile Brennstoffe ersetzt? Wenn nicht, welchen alternativen Markt würden Sie vorschlagen?\r\nDer Day-ahead-Markt ist aktuell der wesentliche Markt für den Kurzfristhandel und wäre damit aktuell ein transparenter und zeitnaher Prozess. Wahrscheinlich werden mit dem weiteren Ausbau der EE-Erzeugungsanlagen zukünftig aber die Intraday-Auktionen an Bedeutung gewinnen. Daher wäre eine Einbeziehung sinnvoll.\r\n(15) Wie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in beiden Maßnahmen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Wasserstoffsprinterkraftwerke)?\r\nDie Begrenzung der Förderfähigkeit auf 800 Vbh p. a. erscheint sehr restriktiv. Es muss in jedem Fall klargestellt werden, dass z.B. angeforderte Redispatch-Einsätze nicht in den 800 Vbh erfasst werden. Pauschale Werte (200 Vbh, 800 Vbh) werden zudem den unterschiedlichen Anlagentypen (Gasmotor, Gasturbine, GuD etc.) hinsichtlich ihrer Fahrweise etc. ggf. nicht gerecht.\r\n(16) Für wasserstofffähige Gaskraftwerke ist die Übertragbarkeit nicht abgerufener förderfähiger Brennstoffmengen bzw. Vollbenutzungsstunden über den vierjährigen Förderzeitraum der Betriebskostenförderung hinaus begrenzt. Ist das aus Ihrer Sicht eine unter Anreizgesichtspunkten in Bezug auf die Nutzung der Brennstoffmengen bzw. Volllaststunden sinnvolle Lösung?\r\nEine Begrenzung verknappt die zur Verfügung stehende Leistung. Sollte der weitere Ausbau der EE-Erzeuger langsamer als angenommen stattfinden, ist es aus energiepolitscher Sicht sinnvoll, den Einsatz der wasserstofffähigen Kraftwerke nach dem 5 Jahr anzureizen. Eine Übertragbarkeit muss möglich sein, vgl. die bewährten Regelungen im KWKG.\r\n(17) Wie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb? Halten Sie eine 2% Verunreinigungsregel für angemessen?\r\nDa das Anfahren von H2-Anlagen aus heutiger Sicht wahrscheinlich mit Erdgas oder anderen (fossilen) Brennstoffen erfolgen wird und erst nach der Startphase der Betrieb mit 100% Wasserstoff erfolgt, sollte ein erforderlicher Einsatz von fossilen Brennstoffen, z.B. für den Anfahrbetrieb, freigestellt werden. Andernfalls sind mit den derzeitigen Vorgaben zum Ausschluss der Nutzung fossiler Brennstoffe keine Gebote im Rahmen der angedachten Ausschreibungen möglich.\r\n18 / 36\r\nAuf die Wasserstoffqualität im Kernnetz hat der Anlagenbetreiber keinen Einfluss.\r\n(18) Wie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem Wasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird?\r\nDas feste Umstiegsdatum im H2-ready-Segment, ab dem ein reiner Wasserstoffbetrieb erfolgen muss, ist für Investoren, die zeitnah eine Investitionsentscheidung unter derzeit kaum kalkulierbaren Risiken treffen müssen, hochgradig belastend.\r\nEs birgt – wenngleich europarechtlich im Rahmen einer Dekarbonisierungsmaßnahme mutmaßlich geboten - eine Reihe wesentlicher Unsicherheiten. Um diesen Unsicherheiten zu entgehen, ist Pragmatismus gefragt. Der Kraftwerksbetreiber hat nur bedingt oder keinen Einfluss auf die rechtzeitige Verfügbarkeit von Wasserstoff am Standort, die Versorgung in ausreichenden Mengen und die Wasserstoffqualität. Sofern diese Umstände den Umstieg verzögern oder beeinflussen, müssen praxistaugliche (Alternativ-)Lösungen gefunden werden, die nicht zulasten des betroffenen Betreibers gehen.\r\n(19) Wie beurteilen Sie die Vorgabe einer 90% Abscheidungsquote bei Anwendung von CCS, falls der Umstieg auf Wasserstoff nicht möglich ist?\r\nGrundsätzlich ist eine 90% Abscheidung machbar. Allerdings ist diese als Alternativmaßnahme zum Umstieg auf Wasserstoff kritisch zu bewerten.\r\nEine CCS-Technik samt Infrastruktur zum Abtransport des CO2 für entsprechende Kraftwerke nachzurüsten, nur, weil temporär kein Wasserstoff verfügbar ist, ist technisch sehr aufwändig und wirtschaftlich weder leistbar noch kurzfristig möglich (ungeklärte Frage des CO2-Abtransports, d.h. der Logistik und Deponierung, hoher technischer und energieintensiver Aufwand, großer Flächenbedarf für zusätzliche Aggregate, Genehmigungsaufwand).\r\n(20) Welcher durchschnittliche Wirkungsgrad sollte Ihrer Meinung nach im Rahmen des Contracts for Difference für die Berechnung der zu fördernden Brennstoffmenge angenommen werden? (vgl. Abschnitt B.I.2.a).\r\nDa derzeit keine garantierten Wirkungsgrade für den Wasserstoffbetrieb bekannt sind, müssen moderate und wenig anspruchsvolle Werte herangezogen werden.\r\n(21) Wie sehen Sie die pauschale Finanzierung einer festen Brennstoffmenge?\r\nDas erscheint sinnvoll, da es für den Anlagenbetreiber besser kalkulierbar ist.\r\n19 / 36\r\n(22) Müssen aus Ihrer Sicht die Unterschiede zwischen den Netzentgelten für Erdgas und Wasserstoff im Rahmen der CfD-Berechnung berücksichtigt werden oder macht die Deckelung der Wasserstoffentgelte auf ein marktgängiges Niveau durch das Wasserstoffamortisationskonto eine Berücksichtigung entbehrlich?\r\nDie Unterschiede zwischen Erdgas und Wasserstoff bei den Netzentgelten müssen auf jeden Fall berücksichtigt und sollten erstattet werden. Diese Kosten sind nicht vom Bieter beeinflussbar und erzeugen eine hohe Unsicherheit (höhere Kosten).\r\n(23) Zu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche Projekte zugelassen werden, die sich in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz befinden. Mit welcher maximalen Entfernung (Luftlinie in km) sollte diese „räumliche Nähe“ aus ihrer Sicht definiert werden und weshalb?\r\nEin absoluter Wert erscheint hier nicht sinnvoll. Potenzielle Kraftwerksbetreiber werden sich bereits aus wirtschaftlichen bzw. aus Kostengründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Mit der jetzigen Vorgabe würden auch Standorte mit Entfernungen knapp über 20 km ausscheiden. Auf eine exakte Festlegung sollte daher verzichtet werden. Luftlinie kann zudem aufgrund von topologischen Gegebenheiten (z.B. Gebirge, Flüsse) und/oder Schutzgebiete ein ungeeigneter Maßstab sein.\r\n(24) In den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet?\r\nEs bedarf zumindest einer Anpassung:\r\nEs sollte festgelegt werden, dass eine weitere Teilnahme von Geboten aus dem netztechnischen Süden bei der Gebotsreihung ausgeschlossen ist, nachdem die vorgesehene Quote erreicht ist. Andernfalls könnten Standorte im netztechnischen Norden sonst gänzlich ohne Zuschlag ausgehen. Bei fortschreitendem Kohleausstieg werden perspektivisch jedoch auch Ersatzneubauten in diesem Gebiet systemisch benötigt.\r\nDer VKU betont in diesem Zusammenhang, dass H2-ready-Gaskraftwerke aus Gründen der Netzsicherheit und -stabilität auch im netztechnischen Norden errichtet werden müssen und der erforderliche Zubau durch einen Südbonus nicht gefährdet werden darf.\r\n20 / 36\r\n(25) Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau möglichst systemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern?\r\na. Wenn ja, welche?\r\nb. Ist die Aufteilung ein Drittel vs. zwei Drittel zwischen netztechnischem Norden und Süden angemessen?\r\nc. Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“?\r\nk.A.\r\n(26) Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen unter B.I.1.g) und B.II.1.d)?\r\nDurch die genannten Anforderungen gemäß Kapitel 1.g. steigen die Investitionskosten und die technischen Risiken. Zudem ist unbedingt klarzustellen, ob die Anlage für Systemdienstleistungen überhaupt eingesetzt werden darf oder ob die Phasenschieber gar nicht unabhängig zur Verfügung stehen dürfen.\r\nDie Anforderungen, gerade im Hinblick auf Frequenzänderungen unterscheiden sich signifikant von derzeitigen Anforderungen, gerade für Bestandsanlagen. Ggf. können Bestandsanlagen diese Anforderungen nicht gewährleisten. Hier müssten Mindestanforderungen definiert werden, die eingehalten werden müssen. Dabei ist eine möglichst große technische Offenheit zu gewähren. Die Netzbetreiber der Netze, an denen die neuen und modernisierten Anlagen angeschlossen sind, sollten die Anforderungen mit den jeweiligen Errichtern und Betreibern der Kraftwerke abstimmen, da es beim Bedarf an Systemdienstleistungen standortspezifisch große Unterschiede geben kann.\r\nGrundsätzlich sollten die Ausschreibungen nichts fordern, was über den Stand der Technik (also z. B. Anschlussbedingungen etc.) hinausgeht. Die geforderten Phasenschieber sind beispielsweise gar nicht verfügbar. Erschwerend kommt hinzu, dass sowieso ein Engpass bei der Errichtung der Kapazitäten absehbar ist. Dieser würde durch Anforderungen, die über den technischen Standard der Hersteller hinausgehen, noch verschärft werden.\r\n21 / 36\r\nDie Bereitstellung von Systemdienstleistungen sollte über die entsprechenden Märkte separat angefragt werden und nicht als pauschale, technische (aktuell nicht erfüllbare) Anforderung zur Teilnahme an den Auktionen des KWSG vorausgesetzt werden. Diese generelle Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Vorhaltung dieser Fähigkeiten erscheint auch aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll.\r\n(27) Fehlinvestitionen in fossile Kraftwerke und Situationen, in denen die ausgeschriebenen Anlagen zum Zeitpunkt des Brennstoffwechsels nicht ans Netz gehen können, weil das Wasserstoffnetz im netztechnischen Süden nicht ausreichend ausgebaut ist, sollten vermieden werden.\r\na. Wie beurteilen Sie in diesem Zusammenhang eine Nichtanwendung des Südbonuses für den Fall, dass bestimmte Meilensteine des Wasserstoffnetzausbaus zum Zeitpunkt der Ausschreibungen nicht erfüllt sind?\r\nb. Welche konkreten Meilensteine würden Sie für notwendig erachten?\r\nk.A.\r\n(28) Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das bzw. die Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\nPay as cleared ist ein bewährtes Verfahren und dafür geeignet, die wahren Kosten der Auktionsteilnehmer zu offenbaren und damit die Gesamtkosten des Auktionsergebnisses möglichst gering zu halten. Gebotsstrategien, die das Auktionsergebnis verfälschen, werden damit effektiv verhindert. Pay as bid würde zu höheren Risikopuffern führen und schränkt so die Teilnehmerzahl ein.\r\n(29) Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen laufen?\r\nDie Frage lässt sich nicht eindeutig beatworten, weil unklar ist, ob die Stunden pro Jahr gemeint sind oder die Lebensdauer. Für den Betrieb mit Wasserstoff liegen zudem noch keine Referenzen vor.\r\n(30) Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk getätigt wird? In welchem Verhältnis stehen die Investitionskosten in ein neues Gaskraftwerk zu den Kosten für die Umrüstung eines solchen neuen Gaskraftwerks zu einem wasserstofffähigen Gaskraftwerk?\r\n22 / 36\r\nBei den angefragten Kraftwerkstypen ist die Gasturbinen-Generator-Einheit die größte Investition.\r\nDas Verhältnis eines neuen Kraftwerks zu einem umzurüstenden neuen Kraftwerk kann nicht fix als Zahlenwert angegeben werden. Dies hängt wesentlich davon ab, wie „H2-Ready“ das Bestandskraftwerk ist. Derzeit sind keine Preise für die Umrüstung bekannt. Bei Umrüstung müssen (vermutlich) Turbine, Brenner und Umweltschutzeinrichtungen umgebaut werden. Bei einem Motor ist der Umfang geringer.\r\nWenn die Gasturbinen auf H2 nachgerüstet werden können, kann eine Umrüstung wirtschaftlich möglich sein - in Abhängigkeit des Nachrüstaufwandes der Kraftwerksnebenanlagen (BoP = Balance of Plant). Wenn die Gasturbinen ausgetauscht werden müssen, ist der Vorteil gegenüber einem Neubau kaum noch gegeben.\r\n(31) Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt in Betrieb?\r\nDas ist abhängig von den Strom- und Commodity-Preisen, der Effizienz der jeweiligen Anlage und ob eine Anlage Wärme bereitstellt (KWK-Anlage).\r\n(32) Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf dem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nk.A.\r\n(33) Wie viele Stunden pro Jahr werden Kraftwerke auf dem deutschen Markt nach der Umstellung auf Wasserstoff bis zum Ende ihrer Lebensdauer in Betrieb sein? Und wie viele Stunden, bevor größere (Instandhaltungs-)Investitionen erforderlich werden? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nNach den Vorschlägen des KWSG sind 800 Stunden (Cfd) pro Jahr zugelassen. Kraftwerke, die Fernwärme liefern, werden mehr Volllaststunden aufweisen. Je nach Standort und Verzögerung des Fortschritts beim Netzausbau ist mit zusätzlichen Redispatch-Einsätzen von bis zu 2000 Stunden zu rechnen.\r\n23 / 36\r\n(34) Wie schätzen Sie die Beschränkung des Höchstpreises für die Gebote für wasserstofffähige Gaskraftwerke auf 80 Prozent der mit der Investition verbundenen Kosten, d.h. Investitionskosten einschließlich Kapitalkosten ein - auch vor dem Hintergrund, dass in den ersten sieben Jahren Stromerlöse als Gaskraftwerk ohne Abschöpfung erzielt werden kann?\r\nDie Referenz zu den Investitionskosten eines neuen, hypothetischen Kraftwerkes gleicher Art und gleicher Leistung erscheint nicht praktikabel. Es gibt diese Referenzanlage bislang nicht. Hinzukommt, dass bei der Festlegung des Höchstpreises bzw. der Kapitalkosten eines Referenzkraftwerks, auch die Kosten, die durch die Umsetzung der geforderten „Weiteren technischen Eigenschaften des Kraftwerks“ (1 g) anfallen, berücksichtigt werden müssten.\r\nZudem sind 80% zu gering unter Berücksichtigung der Vorfinanzierung, der zeitlich limitierten Betriebskostenförderung und einem aus dem Förderregime abzuleitenden kleinen Erlösbeitrag, zusätzlich gedeckelt über den Claw-Back. Bei einer nicht unwahrscheinlichen Verzögerung oder fehlender Erlöse aufgrund einer Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff kann es dazu führen, dass 30 % bis 40 % der CAPEX-Kosten nicht erstattet werden. Das ist unwirtschaftlich.\r\n(35) Zur Ausschreibung wasserstofffähiger Gaskraftwerke: Es wird vorgeschlagen, die Maßnahme auf solche Nachrüstungen zu begrenzen, deren Kosten mindestens 70 Prozent der Kosten eines möglichen neuen wasserstofftauglichen Gaskraftwerks betragen, vor allem weil davon ausgegangen wird, dass sich weniger teure Nachrüstungen ohne Unterstützung auf dem Markt entwickeln würden. Was halten Sie von dieser Einschränkung und den ihr zugrundeliegenden Annahmen? Welche Investitionsschwelle könnte Kosteneffizienz gewährleisten und das richtige Maß an Wettbewerb ermöglichen?\r\nDie erforderliche Mindestinvestitionstiefe für Modernisierungsprojekte von 70 % ist zu hoch und sollte dringend herabgesetzt werden. Es ist fraglich, ob solche umfangreichen Nachrüstungen dann überhaupt getätigt werden - da Nachrüstungen bzw. generell Maßnahmen im Bestand mit einem hohen Kostenrisiko verbunden sind - oder gleich neue Kraftwerke gebaut werden. Um das Ziel, zusätzliche Kapazitäten zu errichten, zu gewährleisten, ist eine Modernisierungstiefe von 50 % ausreichend (analog § 8 Abs. 2 Nr. 3 KWKG).\r\n24 / 36\r\nV. Annahmen zur Quantifizierung von Anreizeffekten, Erforderlichkeit und Angemessenheit\r\n(36) Inwieweit sind aus Ihrer Sicht die auszuschreibenden Gesamtkapazitäten für neue Kraftwerke als erster Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks notwendig?\r\nDie Ausschreibungen von 12,5 GW Kraftwerkskapazität sind ein erster und wichtiger Schritt. Auf lange Sicht werden diese Kraftwerkskapazitäten nicht ausreichen. Es werden mit Blick auf den fortschreitenden Ausstieg aus der Kohleverstromung mindestens 25 GW neue H2-ready Gaskraftwerke benötigt, um die erneuerbare Stromerzeugung zu stabilisieren. Nur durch den Zubau kann verhindert werden, dass immer mehr Kohlekraftwerke in Reserven überführt werden müssen.\r\n(37) Welcher Teil der derzeit verfügbaren Gaskraftwerks-Kapazität in Deutschland kann Ihrer Einschätzung nach zu welchen Kosten am ersten Tag des achten Jahres nach Inbetriebnahme auf einen wasserstoffbasierten Betrieb umgestellt werden?\r\nDer Umstieg auf einen reinen Wasserstoffbetrieb birgt eine Reihe wesentlicher Unsicherheiten.\r\nWasserstoff: Der Kraftwerksbetreiber hat in der Regel keinen Einfluss auf die rechtzeitige Verfügbarkeit von Wasserstoff am Standort, die Versorgung in ausreichenden Mengen und die Wasserstoffqualität.\r\nGenehmigungsfähigkeit: Die Rahmenbedingungen für den Wasserstoffbetrieb sind derzeit gesetzlich nicht (klar) definiert, z.B. NOx-Emissionsgrenzwerte.\r\nBetrieb: Bislang fehlt Erfahrung beim (Dauer-)Betrieb von Kraftwerken mit reinem Wasserstoff. Möglicherweise auftretende technologische „Kinderkrankheiten“ sollten antizipiert werden.\r\n(38) Betreiben Sie ein oder mehrere Gaskraftwerke in Deutschland? Falls ja, listen Sie diese bitte auf und geben die jeweilige Kapazität (in MW) an.\r\nNein, als Verband betreiben wir keine Gaskraftwerke. Wir vertreten jedoch die Interessen von kommunalen Unternehmen, die Kraftwerksbetreiber sind.\r\n(39) Gibt es von Ihrer Seite derzeit Pläne, in neue Erdgaskraftwerke in Deutschland zu investieren? Wenn ja,\r\na. welche Leistung und welcher Inbetriebnahmezeitpunkt ist geplant?\r\n25 / 36\r\nb. Wie hoch schätzen sie die ungefähren erwarteten Kosten pro Megawatt?\r\nc. Von welchem Förderbedarf gehen Sie aus (geschätzte notwendige Subventionen in EUR/kW)?\r\nk.A., s. Frage 38\r\n(40) Planen Sie die Errichtung eines H2-ready/wasserstofffähigen Kraftwerks?\r\na. Falls ja, bitte erläutern Sie die Definition für die H2-Readiness/Wasserstofffähigkeit und den Zeitplan der Verfügbarkeit.\r\nb. Falls nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nc. Geben Sie bitte auch an, ob Ihre Antwort von den zusätzlichen Kosten für die H2-Readiness und bei der Umstellung des Betriebs davon abhängt, ob der Wasserstoff erneuerbar ist oder nicht.\r\nd. Von welcher Lebensdauer des Kraftwerks gehen Sie aus?\r\ne. Von welchen Einsatzzeiten (in Stunden mit mindestens 50% Auslastung der Nennleistung der Anlage pro Jahr) gehen Sie im Jahr 2035 aus?\r\nk.A., s. Frage 38\r\n(41) Planen Sie bestehende Kraftwerke in Deutschland auf den Einsatz von erneuerbarem oder CO2-armem Wasserstoff umzurüsten?\r\na. Wenn ja, beschreiben Sie bitte die Merkmale und den Zeitplan (siehe Ziffern i. bis vi. der vorhergehenden Frage).\r\nb. Wenn nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nk.A., s. Frage 38\r\n(42) Wäre aus Ihrer Sicht eine staatliche Förderung erforderlich, um die Umstellung Ihrer bestehenden Gasanlagen auf die Verwendung von 100% erneuerbarem oder CO2-armem Wasserstoff zu ermöglichen? Wenn ja, begründen Sie bitte Ihre Antwort und beschreiben Sie den Umfang und die Art der erforderlichen Förderung.\r\n26 / 36\r\n(43) Bitte erläutern Sie, ob eine Förderung für alle oder nur für einige Kraftwerke erforderlich ist und begründen Sie, warum.\r\nJa, diese Förderung ist nötig, da für bereits im Bau befindliche H2-ready Anlagen, die durchaus die technischen Anforderungen erfüllen können, kein Anreiz besteht Wasserstoff zu nutzen, obwohl sie dies könnten. Zur vollständigen Dekarbonisierung des Stromsektors sind auch diese Anlagen notwendig. Voraussichtlich wird Erdgas i.V.m.CO2-Emissionszertikaten auf absehbare Zeit günstiger bleiben als Wasserstoff. Solange dies günstiger ist, ist eine Umstellung auf H2 aufgrund der nötigen Investitionen in die Umrüstung und den höheren Betriebskosten wirtschaftlich nicht darstellbar.\r\n(44) Welche Kosten entstehen Ihrer Ansicht nach für den Bau neuer wasserstofffähiger Anlagen und für die Umrüstung von Gaskraftwerken auf 100% Wasserstoffbetrieb?\r\nk.A.\r\n(45) Wie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein?\r\nk.A.\r\nVI. Neue Investitionen in Stromerzeugung auf Erdgasbasis: Geplante Vorkehrung zur Gewährleistung der Übereinstimmung mit den Klimazielen der Europäischen Union\r\n(46) Sehen Sie Situationen, in denen die Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin am Strommarkt auf Erdgasbasis agieren müssen? Wenn ja, welche?\r\nJa, diese Situationen werden auch nach 2035 vorkommen, sofern keine ausreichende Wasserstoffverfügbarkeit, aber eine Nachfrage besteht, d.h. vor allem im Winter an windschwachen Tagen, morgens und abends.\r\n(47) Sollten zusätzliche Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden, um die weitere Nutzung von Erdgas zur Stromerzeugung auf dem Strommarkt nach 2035 zu verhindern?\r\nNein, das wäre sowohl für die Versorgungssicherheit als auch für die Angebotslegung der potenziellen Teilnehmer im Rahmen der KWSG-Ausschreibungen zu risikoreich. Wasserstoff muss erst in hinreichendem Umfang gesichert verfügbar sein.\r\n27 / 36\r\nVII. Sonstige beihilferechtlich relevante Aspekte\r\n(48) Werden Ihrer Meinung nach die Förderung des Einsatzes von Wasserstoff in der Stromerzeugung und damit einhergehende Skaleneffekte bei der Herstellung von Wasserstoff dazu führen, dass die Kosten für Wasserstoff für den Einsatz in der Industrie perspektivisch sinken werden und der Hochlauf der Wasserstoffindustrie angeschoben wird?\r\nDie Kostenentwicklung ist abhängig vom Weltmarkt.\r\n(49) Ist CCS in Verbindung mit Erdgasverstromung eine wirtschaftliche Alternative zur Wasserstoffverstromung und wenn ja, ab wann halten Sie diese Technologie für marktgängig bzw. welche CO2-Preise müssen dafür erreicht werden?\r\nAuf Basis der aktuellen Rahmenbedingungen ist eine großflächige Nutzung von CCU/S in (fossil betriebenen) Gaskraftwerken aufgrund der geringen Wirtschaftlichkeit kaum zu erwarten (hohe Investitionen, geringe Vollbenutzungsstunden, beschränkte Nutzungsdauer aufgrund des Umstiegs auf nicht-fossile Brennstoffe spätestens bis 2045). CCS soll bei fossil befeuerten Gaskraftwerken auch nicht gefördert werden.\r\n(50) Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen Maßnahmen auf den Wettbewerb?\r\nk.A.\r\n28 / 36\r\nSäule 2: „Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten für einen Beitrag zur Versorgungssicherheit“\r\nI. Die Beihilfefähigkeit der Maßnahmen\r\n(1) Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nBevor genaue rechtliche Formulierungen bekannt sind, ist die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument - bislang nur durch Eckpunkte - beschriebenen Maßnahmen, aktuell nicht zu beurteilen.\r\n(2) Stimmen Sie zu, dass die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 geeignet ist, um alle für ein dekarbonisiertes Stromsystem relevanten Technologieoptionen und Anbieter – auch jenseits der in dieser Ausschreibung zulässigen – zu adressieren?\r\nEin Kapazitätsmechanismus ist in einem System mit volatilen Einspeisern ohne nennenswerte Langzeitstromspeicher dringend notwendig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Inwieweit Technologieoffenheit durch einen Kapazitätsmarkt gewährleistet werden kann, hängt von dessen Ausgestaltung ab. Sollte der Kapazitätsmarkt in Richtung eines reinen zentralen Marktes gehen, drohen kleine, flexible Lösungen benachteiligt zu werden. Die ganze Bandbreite könnte hingegen in einem kombinierten Kapazitätsmarkt genutzt werden, da dieser mehr marktgetriebene Komponenten enthält.\r\nII. Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten\r\n(3) Wie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie Verbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nk.A.\r\n29 / 36\r\nIII. Nutzung und Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige Ausnahmen\r\n(4) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahme?\r\nIn Abschnitt A. finden sich wenig Informationen zur Ausgestaltung bzw. zu den Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahme. Grundsätzlich erscheinen die Anforderungen der skizzierten Maßnahme (Abschnitte I.-III.) aber als umsetzbar. Problematisch sind allerdings die Anforderungen an die „Weiteren technischen Eigenschaften“, insbesondere der Phasenschieber und die Höhe der Sicherheitsleistung.\r\n(5) Wie bewerten Sie die in A.I.2. enthaltenen Festlegungen für die Definition einer Neuanlage?\r\nk.A.\r\n(6) Wie bewerten Sie eine Mindestgröße von 10 MW steuerbare elektrische Netto-Nennleistung der Kapazität in den Ausschreibungen? Welche Vorteile oder Nachteile könnten ein höherer oder niedrigerer Wert für die Mindestgröße bieten? Bitte berücksichtigen Sie dabei auch die spätere Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus, der auch Kapazitäten unter 10 MW adressieren wird. Wie sehen Sie die Möglichkeit zur Aggregation von kleinen Anlagen?\r\nDie Entwicklung im Regelenergiemarkt hat gezeigt, dass auch kleine Anlagen bzw. eine Gemeinschaft von kleineren Anlagen in der Lage sind, erfolgreich an diesem Markt teilzunehmen. Gleiches darf auch für diesen Markt erwartet werden und eine geringere Größe würde auch den Kreis der Interessenten vergrößern. Dies ist wichtig, um Akteursvielfalt zu wahren und einer Marktkonzentration vorzubeugen.\r\nIV. Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen\r\n(7) Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\nPay as cleared ist ein bewährtes Verfahren und dafür geeignet, die wahren Kosten der Auktionsteilnehmer zu offenbaren und damit die Gesamtkosten des Auktionsergebnisses möglichst gering zu halten. Gebotsstrategien, die das Auktionsergebnis verfälschen, werden damit effektiv verhindert. Pay as bid würde zu höheren Risikopuffern führen und schränkt so die Teilnehmerzahl ein.\r\n30 / 36\r\n(8) Wie bewerten Sie die vorgenommene Definition des „netztechnischen Südens“? Sind Ihnen besser geeignete Vorschläge bekannt, einen systemdienlichen Zubau anzureizen?\r\nk.A.\r\nV. Angaben zur Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern\r\n(9) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nIn Abschnitt A. finden sich wenig Informationen zur Ausgestaltung bzw. zu den Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahme. Grundsätzliche erscheinen die Anforderungen der skizzierten Maßnahme (Abschnitte I.-III.) aber als umsetzbar. Problematisch sind allerdings die Anforderungen an die „Weiteren technischen Eigenschaften“ und die Höhe der Sicherheitsleistung.\r\n(10) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nDer Wettbewerb könnte durch die sehr hoch angesetzte Sicherheitsleistung eingeschränkt werden.\r\n(11) Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch eine Maßnahme ein, die auf die Förderung neuer Kraftwerke abzielt? Welche Rolle spielt in diesem Zusammenhang aus Ihrer Sicht die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus?\r\nAls gering: In Europa wurden bereits in einigen Ländern Kapazitätsmärkte eingeführt.\r\n(12) Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, mit der gezielten Förderung neuer Anlagen zu beginnen? Bitte erläutern Sie Ihre Sicht.\r\nNeue Anlagen bieten Vorteile hinsichtlich der betrieblichen Sicherheit und können lange Laufzeiten gewährleisten. Gleichwohl sind Neuprojekte deutlich kostenintensiver als Umrüstungsmaßnahmen.\r\n31 / 36\r\n(13) Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative?\r\nZwar könnte mit einem Interessenbekundungsverfahren vor der Ausschreibung erkundet werden, wie viele Bieter erwartet werden. Aufgrund der Eilbedürftigkeit sollte das gesamte Verfahren allerdings möglichst unkompliziert sein, weswegen auf Interessenbekundungsverfahren verzichtet werden sollte. Bereits eine geringere Sicherheitsleistung würde sicherstellen, dass nur seriöse Angebote abgegeben werden.\r\n(14) Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback-Mechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\na. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw. -unabhängigen Abschöpfung?\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nc. Sollten unterschiedliche oder identische Abschöpfungsmechanismen nach 4.1 und 4.8 angewandt werden?\r\nd. Wie bewerten Sie die Mindesthöhe des Auslösepreises von 430 Euro/ MWh?\r\ne. Wie bewerten Sie die Ermittlung des Höchstpreises?\r\nk.A.\r\n(15) In den Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten zur Stromerzeugung wurde weiter oben ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet? Wie schätzen Sie die Wirksamkeit (v.a. hinsichtlich der Kosten) der Größenordnung des Bonus ein?\r\nk.A.\r\n(16) Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau möglichst systemdienlich ist, anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern, und wenn ja, welche? Ist die Aufteilung 70-30 zwischen netztechnischem Norden und\r\n32 / 36\r\nSüden angemessen? Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“?\r\nk.A.\r\n(17) Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen für die teilnehmenden Anlagen unter A.I.4.b?\r\nDurch die genannten Anforderungen gemäß Kapitel 1.g. steigen die Investitionskosten und die technischen Risiken. Zudem ist unbedingt klarzustellen, ob die Anlage für Systemdienstleitungen überhaupt eingesetzt werden darf.\r\nDie Anforderungen, gerade im Hinblick auf Frequenzänderungen unterscheiden sich signifikant von derzeitigen Anforderungen, gerade für Bestandsanlagen. Ggf. können Bestandsanlagen diese Anforderungen nicht gewährleisten. Hier müssten Mindestanforderungen definiert werden, die eingehalten werden müssen. Dabei ist eine möglichst große technische Offenheit zu gewähren. Die Netzbetreiber der Netze, an denen die neuen und modernisierten Anlagen angeschlossen sind, sollten die Anforderungen mit den jeweiligen Errichtern und Betreibern der Kraftwerke abstimmen, da es beim Bedarf an Systemdienstleistungen standortspezifisch große Unterschiede geben kann.\r\nGrundsätzlich sollten die Ausschreibungen nichts fordern, was über den Stand der Technik (also z. B. Anschlussbedingungen etc.) hinausgeht. Die geforderten Phasenschieber sind beispielsweise gar nicht verfügbar. Erschwerend kommt hinzu, dass sowieso ein Engpass bei der Errichtung der Kapazitäten absehbar ist. Dieser würde durch Anforderungen, die über den technischen Standard der Hersteller hinausgehen, noch verschärft werden.\r\nDie Bereitstellung von Systemdienstleistungen sollte über die entsprechenden Märkte separat angefragt werden und nicht als pauschale, technische (aktuell nicht erfüllbare) Anforderung zur Teilnahme an den Auktionen des KWSG vorausgesetzt werden. Diese generelle Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Vorhaltung dieser Fähigkeiten erscheint auch aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll.\r\n(18) Wie bewerten Sie den Umgang mit Kraftwerksprojekten an systemrelevanten Standorten?\r\nDie Regelung erscheint sinnvoll. Der Zugang zu den Ausschreibungen muss allerdings vorab sichergestellt und möglichst unkompliziert geregelt werden.\r\n33 / 36\r\n(19) Wie bewerten Sie eine Anforderung, mit Abgabe des Gebotes ein Abwärmenutzungskonzept vorzulegen?\r\nIn der Konsultationsunterlage ist keine Anforderung enthalten, nach der mit Abgabe des Gebots ein Abwärmenutzungskonzept vorzulegen ist.\r\n(20) Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen laufen?\r\nDie Frage lässt sich nicht eindeutig beatworten, weil unklar ist, ob die Stunden pro Jahr gemeint sind oder die Lebensdauer.\r\n(21) Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk getätigt wird?\r\nGrößte Kostenpunkte bei der Investition in ein neues Gaskraftwerk sind die Turbine, in Fall einer GuD-Anlage der Abhitzekessel, sowie die notwendigen Umweltschutzeinrichtungen.\r\n(22) Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt in Betrieb?\r\nDas ist abhängig von den Strom- und Commodity-Preisen, der Effizienz der jeweiligen Anlage und ob eine Anlage Wärme bereitstellt (KWK-Anlage).\r\n(23) Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf dem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nk.A.\r\nVI. Methode, um die Kosten den Verbrauchern zuzuweisen\r\n34 / 36\r\n(24) Wie kann das Erfordernis der verursachergerechten Kostentragung (vgl. Rn. 367 KUEBLL) am besten umgesetzt werden?\r\nEuroparechtlich ist eine Umlage vorgesehen.\r\nVII. Geplante Vorkehrungen zur Gewährleistung der Übereinstimmung mit den Klimazielen der Europäischen Union\r\n(25) Wie kann aus Ihrer Sicht die Vereinbarkeit mit den europäischen und nationalen Klimaschutzzielen sichergestellt werden (vgl. auch Rn. 369 KUEBLL)?\r\nk.A.\r\n(26) Wie bewerten Sie vor dem Hintergrund der Frage 22 die Möglichkeiten, ein Kraftwerk H2-ready zu errichten und später auf Wasserstoff umzurüsten oder CCS/CCU-Techniken zu nutzen?\r\nDer Umstieg auf einen reinen Wasserstoffbetrieb birgt eine Reihe wesentlicher Unsicherheiten:\r\nWasserstoff: Der Kraftwerksbetreiber hat in der Regel keinen Einfluss auf die rechtzeitige Verfügbarkeit von Wasserstoff am Standort, die Versorgung in ausreichenden Mengen und die Wasserstoffqualität.\r\nGenehmigungsfähigkeit: Die Rahmenbedingungen für den Wasserstoffbetrieb sind derzeit gesetzlich nicht (klar) definiert, z.B. NOx-Emissionsgrenzwerte.\r\nTechnologie: Bislang fehlt Erfahrung beim (Dauer-)Betrieb von Kraftwerken mit reinem Wasserstoff. Möglicherweise auftretende technologische „Kinderkrankheiten“ sollten antizipiert werden.\r\nWirtschaftlichkeit H2-Betrieb: Voraussichtlich wird Erdgas i.V.m.CO2-Emissionszertikaten auf absehbare Zeit günstiger bleiben als Wasserstoff. Solange dies günstiger ist, ist eine Umstellung auf H2 aufgrund der nötigen Investitionen in die Umrüstung und den höheren Betriebskosten wirtschaftlich nicht darstellbar. Es bedarf daher finanzieller Anreize durch den Staat.\r\nDie Wirtschaftlichkeit bei CCS hängt von den relativen Kosten, der Transportlogistik und den Transportkosten ab. Bei CCU fehlen jegliche Erfahrungswerte. Ob CCU eine Option\r\n35 / 36\r\ndarstellen kann, hängt von der Marktentwicklung und den Kosten für solche Anlagen bzw. der Nachfrage ab.\r\nVIII. Andere Aspekte im Hinblick auf den Status der Maßnahme als staatliche Beihilfe\r\n(27) Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen Maßnahme auf den Wettbewerb im Stromsektor?\r\nk.A."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008249","regulatoryProjectTitle":"Unnötige Bürokratie bei Herkunftsnachweisregister für Gas, Wärme und Kälte vermeiden","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/ee/321194/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260134.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Verordnungsentwurf der Bundesregierung einer\r\nGas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-\r\nVerordnung – GWKHV vom 24.01.2024\r\nBerlin, 7. März 2024\r\n2 / 7\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nWichtig ist den kommunalen Unternehmen eine praxisnahe und aufwandsarme\r\nAusgestaltung, die klimafreundliche Geschäftsmodelle ermöglicht.\r\nFür die Erreichung einer klimaneutralen Wärmeversorgung sind gewaltige Anstrengungen\r\nerforderlich, insbesondere bei der Transformation der Wärmenetze.\r\nDarauf müssen die kommunalen Unternehmen ihre Ressourcen konzentrieren.\r\nÜberflüssige Bürokratie beim Herkunftsnachweisregister würde sich unmittelbar\r\nals Hemmnis für die Wärmewende auswirken.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie geplanten Vorschriften über die Verwendung („Entwertung“) von Herkunftsnachweisen\r\nfür Gas, das über ein Gasversorgungsnetz geliefert wird, sollten deutlicher\r\nzum Ausdruck bringen, dass Herkunftsnachweise für den bilanziellen Handel\r\nsowohl mit Biomethan als auch mit Wasserstoff uneingeschränkt verwendet\r\nwerden dürfen.\r\nSynergieeffekte zwischen den verschiedenen Registern und Datenbanken sollten\r\nnoch stärker genutzt werden, z. B. durch einen One-Stop-Shop.\r\nDer VKU begrüßt, dass Deponie- und Klärgase richtigerweise zu den erneuerbaren\r\nGasen gezählt werden.\r\n3 / 7\r\nStellungnahme\r\nMit der Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV) plant der\r\nBund die Einführung von Registern für Herkunftsnachweise, mit denen der Handel klimaschonender\r\nGase und thermischer Energie in Deutschland und der EU gestärkt werden\r\nsoll.\r\nHerkunftsnachweise sind ein wichtiges Instrument, um die Nutzung und Verbreitung\r\nklimaneutraler Energien zu unterstützen. Sie können den klimaneutralen Ursprung von\r\nGas- und Wärmelieferungen auch dann lückenlos dokumentieren, wenn z. B. Strom in\r\nWasserstoff oder Wärme umgewandelt und über das Netz transportiert wird.\r\nDaher begrüßt der VKU den Aufbau des Registers, warnt jedoch vor Bürokratiefallen.\r\nÜberregulierung sollte tunlichst vermieden werden.\r\nZu § 2, Nr. 2\r\nDer VKU begrüßt, dass “erneuerbare Energie” im Einklang mit Artikel 2 Nummer 1 der\r\nRichtlinie (EU) 2018/2001 definiert wird und demzufolge Deponie- und Klärgase\r\nrichtigerweise zu den erneuerbaren Energien gezählt werden.\r\nBegründung:\r\nDie Anerkennung von Klär- und Deponiegas als erneuerbare Energie ist wichtig, damit die\r\nNutzung dieser wertvollen Energieformen für die Strom- und Wärmeversorgung\r\nwirtschaftlich ist und entsprechende Kooperationen zwischen Abwasser- sowie mechanisch-\r\nbiologischen Abfallanlagen und Wärmenetzbetreibern umgesetzt werden können.\r\nZu § 5 Abs. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nFür die Registrierung von Erzeugungsanlagen im Herkunftsnachweisregister für Gas bzw.\r\nWärme oder Kälte sowie in anderen Registern sollten die Anforderungen vereinheitlicht\r\nwerden, damit für jede Erzeugungsanlage nur eine Zertifizierung vorgenommen werden\r\nmuss, die gegenüber jedem Register (Nabisy-Datenbank für Kraftstoffe, Nabisy-Datenbank\r\nfür Strom, Dena-Biogasregister, Gas-Herkunftsnachweisregister, Wärme-/Kälte-Herkunftsnachweisregister)\r\nverwendet werden kann. Eine Anlage mit einer Energieform als\r\nProdukt sollte nur eine Zertifizierung vornehmen müssen, unabhängig wie und wo der\r\nEnergieträger eingesetzt wird.\r\nUm Aufwand und Kosten zu begrenzen, sollten die Register zudem für eine automatisierte\r\nDatenverarbeitung ausgelegt werden, damit die Unternehmen die Prozesse nicht manuell\r\ndurchführen müssen, sondern über standardisierte Schnittstellen/APIs abwickeln können.\r\n4 / 7\r\nBegründung:\r\nDer VKU begrüßt, dass Bürokratiebelastungen tendenziell eingedämmt werden sollen, indem\r\nSynergieeffekte zwischen den verschiedenen, zum Teil bereits bestehenden Registern\r\nund Datenbanken, durch eine gemeinsame elektronische Datenbank des Umweltbundesamts\r\ngehoben werden sollen (§ 5 GWKHV). Jedoch sollte der Verordnungsgeber\r\nnoch einen Schritt weitergehen und auch die Registrierungsanforderungen vereinheitlichen,\r\ndamit für jede Erzeugungsanlage nur eine Zertifizierung vorgenommen werden\r\nmuss, die gegenüber jedem Register (Nabisy-Datenbank für Kraftstoffe, Nabisy-Datenbank\r\nfür Strom, Dena-Biogasregister, Gas-Herkunftsnachweisregister, Wärme-/Kälte-Herkunftsnachweisregister)\r\nverwendet werden kann. Ein solcher One-Stop-Shop würde sowohl\r\ndie Produzenten als auch die Gutachter entlasten.\r\nNach Erkenntnissen des VKU sind die Gutachter bereits an ihren Kapazitätsgrenzen und\r\nkommen kaum mit den neu entstehenden Zertifizierungen hinterher. Da aktuell jedes Register\r\nseine eigenen Anforderungen hat, muss für jede Form der Nutzung ein eigenes Zertifikat\r\neingeholt werden.\r\nMit der Einrichtung der Gas- und Wärme-/Kälte-Herkunftsnachweisregister wird ein zusätzlicher\r\nZertifizierungsaufwand geschaffen, der bei vielseitigen Energieträgern wie Biomethan\r\noder Wasserstoff im Worst-Case fünf Zertifizierungen erforderlich machen kann:\r\nin der Nabisy-Datenbank für Kraftstoffe, der Nabisy-Datenbank für Strom, im Dena-Biogasregister,\r\nim Gas-Herkunftsnachweisregister sowie im Wärme-/Kälte-Herkunftsnachweisregister).\r\nHier wäre eine Vereinheitlichung der Überprüfung der jeweiligen Anforderungen zu begrüßen.\r\nEine Anlage mit einer Energieform als Produkt sollte nur eine Zertifizierung vornehmen\r\nmüssen, unabhängig davon, wie und wo der Energieträger eingesetzt wird.\r\nFolgende Erzeuger müssen/können dann eine Zertifizierung einholen und die Energie in\r\ndas jeweilige Register einbuchen:\r\n- Erneuerbare Methan-Erzeuger\r\n- Erneuerbare Wasserstoff-Erzeuger\r\n- Erneuerbare Ammoniak-Erzeuger\r\n- Erneuerbare Biogas-Erzeuger\r\n- Erzeuger von Wärme aus erneuerbaren Energien gemäß RED III\r\n- Erzeuger von Wärme aus unvermeidbarer Abwärme\r\n- Erzeuger von Wärme aus thermischer Abfallbehandlung\r\n- Erzeuger von Wärme aus erneuerbarem Strom\r\n5 / 7\r\nZu § 12 Abs. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nZweifelt das Umweltbundesamt gemäß § 12 GWKHV an der Plausibilität eines Antrags,\r\nsollten neben internen Energie- und Umweltmanagementbeauftragten auch Zeichnungsberechtigte\r\nim Sinne des Handelsrechts die Antragsdaten bestätigen dürfen, denn auch\r\nsie haben die entsprechende Sachkunde und Zuverlässigkeit.\r\n§ 5 Nr. 5 Satz 2 sollte wie folgt ergänzt werden:\r\nDie Bestätigung der übermittelten Daten kann auch durch eine fachkundige interne Person\r\ndes Anlagenbetreibers erfolgen, die als Energiemanagementbeauftragte nach DIN EN\r\nISO 50001, Ausgabe Dezember 2018, oder als Umweltmanagementbeauftragte nach der\r\nVerordnung (EG) Nr. 1221/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. November\r\n2009 über die freiwillige Teilnahme von Organisationen an einem Gemeinschaftssystem\r\nfür Umweltmanagement und Umweltbetriebsprüfung und zur Aufhebung der Verordnung\r\n(EG) Nr. 761/2001, sowie der Beschlüsse der Kommission 2001/681/EG und\r\n2006/193/EG (ABl. L 342 vom 22.12.2009, S. 1) in der jeweils geltenden Fassung zertifiziert\r\nist oder die zeichnungsberechtigt im Sinne des Handelsrechts ist.\r\nBegründung:\r\nAuch Zeichnungsberechtigte im Sinne des Handelsrechts verfügen über die Sachkunde\r\nund Zuverlässigkeit, die Richtigkeit der gemeldeten Daten zu bestätigen.\r\nZu § 15\r\n§ 15 GWKHV, der das Antragsverfahren regelt, ist zu wenig flexibel: die Ausstellung von\r\nHerkunftsnachweisen sollte nicht nur gegenüber Anlagenbetreibern, sondern auch\r\ngegenüber relevanten Dritten (z.B. Dienstleister, die eine Anlage verwalten) möglich sein.\r\nZu § 26\r\nIn § 26 GWKHV wird eine Arbeitszahl für Gas aufgeführt. Was genau damit gemeint ist,\r\nsollte im Verordnungstext stehen und nicht nur in der Begründung, die dem Rechtsanwender\r\nnicht vorliegt. Regelungsbedürftig ist zudem, auf welchen Zeitraum sich die\r\nbesagte Arbeitszahl beziehen soll.\r\nZu § 27\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie geplanten Vorschriften über die Verwendung („Entwertung“) von Herkunftsnachweisen\r\nfür Gas, das über ein Gasversorgungsnetz geliefert wird, sollten deutlicher zum Aus6\r\n/ 7\r\ndruck bringen, dass Herkunftsnachweise für den bilanziellen Handel sowohl mit Biomethan\r\nals auch mit Wasserstoff uneingeschränkt verwendet werden dürfen. Auch bei einem\r\nBezug von Wasserstoff über das Gasnetz müssen Herkunftsnachweise in vollem Umfang\r\nentwertet werden können.\r\nBegründung:\r\nDer Wortlaut des § 27 Absatz 2 bringt nicht hinreichend deutlich zum Ausdruck, dass bei\r\neinem Bezug von Wasserstoff über das Gasnetz Herkunftsnachweise in vollem Umfang\r\nentwertet werden können. Insbesondere der Verweis auf nicht näher definierte „Netzmerkmale“,\r\ndenen das gelieferte Gas entsprechen soll, ist verwirrend und kann die Nachweisführung\r\nverkomplizieren und damit den Hochlauf klimafreundlicher Brennstoffe\r\nhemmen.\r\nDer bilanzielle Bezug von grünen, klimaneutralen Gasen ermöglicht es Verbrauchen, unabhängig\r\nvon ihrem Standort Tarife zu wählen, die einen bestimmten Anteil grüner Gase\r\nenthalten. Kunden beziehen dann nicht direkt das grüne Gas vor Ort, aber sie erhalten –\r\nwie beim Grünstromhandel – die Garantie, dass die ihnen zugeordnete Grüngasmenge an\r\nanderer Stelle ins Netz eingespeist und nicht anderweitig vermarktet wird.\r\nBilanzieller Handel bringt Erzeuger und Abnehmer grünen Gases zusammen und bewirkt,\r\ndass sich ein Biomethan- und Wasserstoffmarkt entwickeln kann. Daher muss der bilanzielle\r\nHandel uneingeschränkt über Herkunftsnachweise abgebildet werden können.\r\nDementsprechend ist die vom VKU geforderte Klarstellung von enormer Wichtigkeit, um\r\nRechtssicherheit zu erlangen und den Markthochlauf von erneuerbaren Gasen zu gewährleisten.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung\r\nder Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“) im Bereich\r\nWindenergie an Land und Solarenergie vom\r\n02.04.2024\r\nBerlin, 11. April 2024\r\n2 / 15\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf des BMWK, des BMWSB und\r\ndes BMUV eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“) im\r\nBereich Windenergie an Land und Solarenergie Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Ausbau der Windenergie an Land und der Photovoltaik ist entscheidend für\r\ndie Erreichung der Treibhausgasneutralität im Stromsektor in Deutschland. Als Investoren\r\nund Betreiber von Windkraftanlagen und PV-Anlagen sowie als Dienstleister\r\nim Bereich Dach-PV sind die Unternehmen der kommunalen Versorgungsund\r\nEntsorgungswirtschaft wichtige Akteure, um die Ausbauziele der Bundesregierung\r\nzu erreichen.\r\nViele Vorhaben verzögern sich oder werden verhindert, weil die Genehmigungsverfahren\r\nzu lange dauern und unverhältnismäßige Anforderungen mit sich bringen.\r\nDie Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“) verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Ausweisung\r\nvon Beschleunigungsgebieten, innerhalb derer Erneuerbare-Energien-\r\nVorhaben unter erleichterten Bedingungen genehmigt werden. Die effektive Umsetzung\r\ndieser Vorgaben hat einen großen Einfluss auf die Umsetzbarkeit von Investitionen\r\nin erneuerbare Energien.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nRegel-Ausnahmeverhältnis der RED III beachten: Im sog. Screening-Verfahren,\r\ndas innerhalb der Beschleunigungsgebiete durchgeführt wird, muss klargestellt\r\nwerden, dass Minderungsmaßnahmen, die über die auf Planebene festgelegten\r\nMaßnahmen hinausgehen, nur angeordnet werden dürfen, wenn bewiesen ist,\r\ndass “höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen”\r\nzu erwarten sind. Sind Daten nicht vorhanden, ist dieser Beweis nicht\r\nmöglich; daher ist die Zahlungspflicht, die der Referentenentwurf in diesem Fall\r\nvorsieht, dringend zu streichen.\r\nAuskunftsanspruch: Aufgrund der wichtigen Bedeutung vorhandener Daten für\r\ndas Screening-Verfahren sollten Antragsteller schon im Vorfeld der Antragstellung\r\nhierzu einen Auskunftsanspruch haben.\r\nMaßnahmen nur auf Vorschlag des Vorhabenträgers: Es muss durchgehend\r\nklargestellt werden, dass die zuständige Behörde im Screening-Verfahren stets\r\nauf Basis der vom Vorhabenträger vorgeschlagenen Maßnahmen entscheidet,\r\nwie es gemäß Artikel 16a Absatz 5 RED III vorgesehen ist.\r\n3 / 15\r\nÜberprüfungsfrist auch in Beschleunigungsgebieten für Solarenergie: Nicht nur\r\nin Beschleunigungsgebieten für Windenergie an Land, sondern auch in Beschleunigungsgebieten\r\nfür Solarenergie sollte es im Einklang mit der RED III eine Überprüfungsfrist\r\nvon 45 Tagen (bzw. 30 Tagen bei Repowering) in Verbindung mit\r\nder Fiktion der Einhaltung der §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG\r\nbei Nichtentscheidung innerhalb der Frist geben.\r\nKlare Kriterien für den Ausschluss von Beschleunigungsgebieten: Für die Frage,\r\nob bedeutende Vorkommen durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten\r\ndie Darstellung eines Beschleunigungsgebietes ausschließen (der geplante §\r\n249a Absatz 1 Nr. 2 BauGB), braucht es eine klare Regel, welche Instanz unter\r\nwelchen, klar abgegrenzten und konkreten Voraussetzungen eine solche Festlegung\r\ntrifft.\r\n4 / 15\r\nStellungnahme\r\nVorbemerkungen\r\nDer VKU begrüßt, dass sich das Umsetzungsgesetz an dem Ziel orientiert, dem Beschleu-nigungszweck der Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“) im nationalen Recht zu weitest-möglicher Effektivität zu verhelfen. Das Konzept der Beschleunigungsgebiete bietet ein erhebliches Vereinfachungs- und Beschleunigungspotenzial für die Genehmigung von Er-neuerbare-Energien-Vorhaben.\r\nAllerdings bedarf der Referentenentwurf noch einiger Klarstellungen, Nachschärfungen und Änderungen, um die von der RED III beabsichtigte Beschleunigungswirkung zu errei-chen. Einige der im Referentenentwurf vorgeschlagenen Regelungen bleiben hinter dem Ambitionsniveau der RED III zurück; andere Regelungen im Entwurf sind noch nicht aus-reichend präzise formuliert und können dadurch neue Rechtsunsicherheit und Verfah-rensverzögerungen schaffen.\r\nDer Referentenentwurf wurde im Vertrauen darauf erarbeitet, dass Bundestag und Bun-desrat rechtzeitig zum 21.05.2024 beschließen, dass bestehende Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden (offenbar ist hierfür § 6a WindBG reserviert, dessen Inhalt der Referentenentwurf offenlässt). Der Gesetzesbeschluss soll im Zuge des Solarpaket 1 erfolgen, über das der Bundestag zum Zeitpunkt der Erarbeitung dieser Stel-lungnahme immer noch keinen Beschluss gefasst hat. Die Frist hierfür läuft gemäß Artikel 15c Absatz 4 RED III am 21.05.2024 ab. Wenn diese Möglichkeit verpasst wird, bliebe nichts Anderes übrig, als für jedes bestehende Windenergiegebiet neue Planverfahren zur Ausweisung als Beschleunigungsgebiet durchzuführen. Dies würde Kommunen und Pla-nungsträger erheblich belasten und den Ausbau der erneuerbaren Energien enorm ver-zögern.\r\nDarüber hinaus ist es notwendig, dass die im Rahmen des Solarpaket 1 vorgesehene Ver-längerung der Geltung des § 6 WindBG (Verfahrenserleichterungen in Windenergiegebie-ten gemäß EU-Notfallverordnung) um ein Jahr beschlossen wird. Durch die Verlängerung der EU-Notfallverordnung bis Ende Juni 2025 kann § 6 WindBG um ein Jahr verlängert werden. Dies muss passieren, denn ansonsten wären die Erleichterungen für Genehmi-gungsanträge, die nach dem 30. Juni 2024 gestellt werden, nicht mehr anwendbar.\r\n5 / 15\r\nArtikel 1\r\nÄnderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes\r\nNummer 4 (zu § 6b bzw. § 6c, Genehmigungserleichterungen in Beschleu-nigungsgebieten für Windenergie an Land bzw. Solarenergie)\r\nGrundsätzliches\r\nDer VKU begrüßt, dass sich die geplante Regelung an dem Ziel orientiert, dem Beschleu-nigungszweck der Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“) im nationalen Recht zu weitest-möglicher Effektivität zu verhelfen.\r\nRichtigerweise regelt § 6b, dass bei Vorhaben in Beschleunigungsgebieten\r\n- die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n- die Prüfung nach § 34 Absatz 1 BNatSchG\r\n- die artenschutzrechtliche Prüfung nach § 44 Absatz 1 BNatSchG und\r\n- die Prüfung der in § 27 WHG genannten Bewirtschaftungsziele\r\nentfallen und stattdessen ein Überprüfungsverfahren (Art. 16a RED III spricht von einem „Screening“) durchzuführen ist.\r\nRegelungsvorschlag 1 (zu § 6b Absatz 1 und § 6c Absatz 1):\r\nEs bedarf einer Definition von “Nebenanlagen”. Hierbei sollte klargestellt werden, dass darunter alle Nebenanlagen und Annexverfahren fallen, die zur Errichtung und zum Be-trieb (inkl. Stromverteilung) der Anlage notwendig sind. Dazu zählen Kranstellflächen und Zuwegungen ebenso wie Kabel, Netzverknüpfungspunkte und Speicheranlagen.\r\nBegründung:\r\nDie Aufnahme von „dazugehörigen Nebenanlagen“ in das Beschleunigungsregime ist be-grüßenswert. Allerdings fehlt es im EEG bislang an einer klaren Definition für Nebenanla-gen. Der Verweis in § 6b Absatz 1 und in § 6c Absatz 1 auf § 3 Nummer 15a EEG setzt möglicherweise voraus, dass im Zuge des Gesetzesbeschlusses zum Solarpaket 1 eine ent-sprechende Definition eingefügt wird. In der bisherigen Fassung geht es bei § 3 Nummer 15a EEG um Bürgerenergiegesellschaften.\r\nRegelungsvorschlag 2 (zu § 6b Absatz 2 und § 6c Absatz 2):\r\nIn § 6b Absatz 2 und § 6c Absatz 2 sollte jeweils konkretisiert werden, unter welchen Vo-raussetzungen “höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswir-kungen“ vorliegen.\r\n6 / 15\r\nBegründung:\r\nErgibt das Screeningverfahren, dass “höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen“ zu erwarten sind, soll die zuständige Behörde gemäß § 6b Ab-satz 5 Minderungsmaßnahmen oder – wenn nicht verfügbar – Ausgleichsmaßnahmen an-ordnen.\r\nDie Formulierung „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Aus-wirkungen“ ist eine Aneinanderreihung unbestimmter Voraussetzungen, auch wenn durch den Zusatz “angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Nummer 2 der Anlage 3 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung” ein gewisses Maß an Konkretisierung vorgenommen wird, was zu begrüßen ist.\r\nEs ist darüber hinaus jedoch nötig, jeden einzelnen dieser unbestimmten Begriffe (“höchstwahrscheinlich”, “erheblich” und “unvorhergesehen”) zu konkretisieren. Ande-renfalls verbleiben erhebliche Unsicherheiten. Es besteht die Gefahr, dass die Genehmi-gungsbehörden die Prüfanforderungen vorsorglich “hochschrauben” und im Zweifel Min-derungs- oder Ausgleichsmaßnahmen anordnen1.\r\nRegelungsvorschlag 3 (zu § 6b Absatz 2 und § 6c Absatz 2):\r\nDie Genehmigungsbehörde sollte verpflichtet werden, dem Antragsteller mitzuteilen, welche Daten für die relevanten besonders geschützten Arten vorhanden sind. Der An-tragsteller sollte schon im Vorfeld der eigentlichen Antragstellung einen Anspruch auf diese Mitteilung haben. Darüber hinaus bedarf es einer Frist, innerhalb der die Genehmi-gungsbehörde die Mitteilung nach entsprechender Anfrage durch den Antragsteller vor-zunehmen hat.\r\nBegründung:\r\nIn der Gesetzesbegründung heißt es auf S. 32, dass die Genehmigungsbehörde dem An-tragsteller mitteilt, welche Daten für die relevanten besonders geschützten Arten vorhan-den sind. Diese Mitteilungspflicht sollte in der hier vorgeschlagenen Ausgestaltung in den Gesetzestext aufgenommen werden, damit der Genehmigungsantrag bereits mit dem er-forderlichen Maßnahmenkonzept eingereicht werden kann, um so Verzögerungen im Ge-nehmigungsverfahren zu vermeiden.\r\nRegelungsvorschlag 4 (zu § 6b Absatz 2 und § 6c Absatz 2):\r\nNicht nur in Beschleunigungsgebieten für Windenergie an Land, sondern auch in Be-schleunigungsgebieten für Solarenergie sollte gelten, dass die zuständige Behörde nach Vollständigkeit der Unterlagen das Screening-Verfahren innerhalb von 45 Tagen (bzw. 30\r\n1 So auch Deutinger/Sailer, Die Beschleunigungsgebiete nach der Erneuerbare-Energien-Richtli-nie, Würzburger Studie zum Umweltenergierecht Nr. 35, 08.02.2024, S. 36\r\n7 / 15\r\nTagen bei Repowering) abschließen muss und dass die Vorschriften nach §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG als eingehalten gelten, wenn die zuständige Behörde innerhalb der Frist keine begründete Entscheidung darüber trifft, ob höchstwahrschein-lich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen zu erwarten sind, die nicht durch Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können.\r\nDiese Regelung sollte um eine Mitteilungspflicht in Bezug auf die Vollständigkeit der Un-terlagen ergänzt werden. Zudem sollte geregelt werden, dass die Überprüfung auch dann vorzunehmen ist, wenn die Unterlagen noch nicht vollständig sind.\r\nBegründung:\r\nEs ist nicht ersichtlich, weshalb bei § 6c Absatz 2 anders als bei §6b Absatz 2 keine Über-prüfungsfrist von 45 Tagen (bzw. 30 Tagen bei Repowering) in Verbindung mit der Fiktion der Einhaltung der §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG bei Nichtentscheidung innerhalb der Frist vorgesehen ist. Die RED III sieht diese Frist auch für Beschleunigungs-gebiete für Solarenergie vor.\r\nFür den Antragsteller ist es wichtig, Rechtsklarheit über den Beginn des Fristlaufs zu ha-ben. Hierfür braucht er eine Mitteilung zur Vollständigkeit der Unterlagen, weil diese den Lauf der Frist auslöst. Auch bei Unvollständigkeit sollte die Überprüfung vorgenommen werden, um eine weitere Verfahrensbeschleunigung zu erreichen.\r\nRegelungsvorschlag 5 (zu § 6b Absatz 4 und § 6c Absatz 4):\r\n§ 6b Absatz 4 Satz 1 und § 6c Absatz 4 Satz sind dahingehend anzupassen, dass dem in Artikel 16a Absatz 5 RED III verankerten Regel-Ausnahme-Verhältnis Rechnung getragen wird.\r\nBegründung:\r\nGemäß Artikel 16a Absatz 5 RED III sind Anträge für EE-Anlagen in Beschleunigungsgebie-ten unter Umweltgesichtspunkten genehmigt, “es sei denn, die zuständige Behörde er-lässt eine Verwaltungsentscheidung, in der auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des geografischen Gebiets, in dem es sich befindet, höchstwahrscheinlich er-hebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird, die nicht durch die Maßnahmen gemindert werden können, die in den Plänen zur Ausweisung von Beschleu-nigungsgebieten aufgeführt sind oder vom Projektträger vorgeschlagen wurden.”\r\nIn § 6b Absatz 4 Satz 1 heißt es hingegen: “Ergibt das Überprüfungsverfahren, dass höchst-wahrscheinlich keine Auswirkungen […] zu erwarten sind…” Nach dieser Formulierung müsste im Screening-Verfahren das Gegenteil bewiesen werden, also dass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des geografischen Gebiets, in dem es sich\r\n8 / 15\r\nbefindet, höchstwahrscheinlich keine erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswir-kungen haben wird. Dies ist eine Beweislastumkehr, die mit Artikel 16a RED III nicht zu vereinbaren ist.\r\nRegelungsvorschlag 6 (zu § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4):\r\nIn § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4 muss klargestellt werden, dass die zustän-dige Behörde stets auf Basis der vom Vorhabenträger vorgeschlagenen Maßnahmen ent-scheidet.\r\nBegründung:\r\nDie Formulierungen in § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4 erwecken den An-schein, als liege die Entscheidung über konkrete Minderungsmaßnahmen und deren An-ordnung ausschließlich im Ermessen der zuständigen Behörde. Nur in § 6b Absatz 2 Satz 3 wird einmalig und einführend beschrieben, dass der Träger des Vorhaben „Unterlagen über die Einhaltung der gemäß § 249a des Baugesetzbuches oder gemäß § 28 des Raum-ordnungsgesetzes festgelegten Maßnahmen und über etwaige von ihm vorgeschlagene Maßnahmen vor[legt], sowie Informationen darüber, wie mit diesen Maßnahmen Um-weltauswirkungen begegnet wird“. Auch im Originaltext der RED III (Artikel 16a Abs. 5) wird formuliert, dass es der Betreiber sein soll, der angemessene Minderungsmaßnahmen zu ergreifen hat. Demzufolge müsste in § 6b und § 6c durchgehend klargestellt werden, dass die zuständige Behörde stets auf Basis der vom Vorhabenträger vorgeschlagenen Maßnahmen entscheidet.\r\nRegelungsvorschlag 7 (zu § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4):\r\nIn § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4 muss klargestellt werden, um welche Kategorie von Maßnahmen es sich jeweils handelt.\r\nBegründung:\r\nIn § 6b Absätze 3 bis 5 und § 6c Absätze 3 bis 4 ist in unterschiedlichsten Kontexten von „Maßnahmen“ die Rede, ohne jeweils in allen Zusammenhängen klar zu definieren, um welche Arten von Maßnahmen es sich handelt. Eine Klarstellung wäre für die Praxis erfor-derlich. Weiterhin trägt zur Rechtsunsicherheit bei, dass in der Anlage 3 zum § 249a bei den „Regeln für Minderungsmaßnahmen“ eine Vielzahl von „wirksamen Minderungsmaß-nahmen“ angesprochen werden. „Wirksame Minderungsmaßnahme“ ist ein rechtlich un-bestimmter Begriff. Besser sollte hier auf „verhältnismäßige und verfügbare Maßnah-men“ abgehoben werden, wie an anderen Stellen des Gesetzentwurfs und im Vollzugs-leitfaden zum § 6 WindBG bereits etabliert. Eine andere konsistente Formulierung wären „fachlich anerkannte Maßnahmen“, wie sie im BNatSchG verwendet wird.\r\n9 / 15\r\nRegelungsvorschlag 8 (zu § 6b Absatz 5 und § 6c Absatz 4):\r\nIn § 6b Absatz 5 und in § 6c Absatz 4 sollte ergänzt werden, dass Minderungs- oder Aus-gleichsmaßnahmen nur verhältnismäßig sind, wenn die Zumutbarkeitsschwelle des § 45b Absatz 6 Satz 2 BNatSchG nicht überschritten wird.\r\nBegründung:\r\nIn der Gesetzesbegründung wird für die Frage geeigneter und verhältnismäßiger Minde-rungs- oder Ausgleichsmaßnahmen auf die Zumutbarkeitsschwelle des § 45b Absatz 6 Satz 2 BNatSchG verwiesen. Zur besseren Rechtsklarheit sollte dieser Verweis ausdrücklich in den Gesetzestext aufgenommen werden.\r\nRegelungsvorschlag 9 (zu § 6b Absatz 5 und § 6c Absatz 4):\r\nDie „Ausgleichsmaßnahmen“, die gemäß § 6b Absatz 5 und § 6c Absatz 4 angeordnet wer-den können, wenn geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen nicht ver-fügbar sind, sollten einen anderen Terminus erhalten.\r\nBegründung:\r\nDer Begriff der Ausgleichsmaßnahmen ist insoweit irreführend, als dieser bereits in § 15 Absatz 2 BNatSchG im Zusammenhang mit dem Ausgleich von Eingriffen in Natur und Landschaft verwendet wird. Im vorliegenden Kontext sollte ein anderer Begriff gewählt werden, zumal in der Gesetzesbegründung als Ausgleichsmaßnahmen in diesem Sinne insbesondere vorgezogene Ausgleichmaßnahmen (CEF-Maßnahmen) sowie Maßnahmen zur Sicherung des Erhaltungszustands der Populationen einer Art (FCS-Maßnahmen) und zur Sicherung des Zusammenhangs des Netzes „Natura 2000“ notwendige Maßnahmen (Kohärenzsicherungsmaßnahmen) verstanden werden.\r\nRegelungsvorschlag 10 (zu § 6b Absatz 6 und in § 6c Absatz 6):\r\nKann mangels Daten nicht beurteilt werden, ob “höchstwahrscheinlich erhebliche unvor-hergesehene nachteilige Auswirkungen“ vorliegen, darf dies nicht dazu führen, dass die zuständige Behörde über die auf Planebene festgelegten Minderungsmaßnahmen hinaus weitere Maßnahmen oder Geldzahlungen anordnet.\r\nInsbesondere die Regelung in § 6b Absatz 6 und in § 6c Absatz 6, dass Betreiber im Falle nicht vorhandener Daten eine Zahlung in Geld zu leisten haben, ist zu streichen.\r\nDarüber hinaus muss klargestellt werden, dass nur bei eindeutigen Beweisen zusätzliche, über die auf Planebene festgelegten Minderungsmaßnahmen hinausgehende Maßnah-men angeordnet werden dürfen.\r\n10 / 15\r\nBegründung:\r\nKann mangels Daten nicht beurteilt werden, ob “höchstwahrscheinlich erhebliche unvor-hergesehene nachteilige Auswirkungen“ vorliegen, darf dies nicht dazu führen, dass die zuständige Behörde zusätzliche Maßnahmen anordnet. Der Referentenentwurf scheint genau dies vorzusehen, heißt es doch in der Begründung auf S. 31, dass ohne vorhandene Daten Standardminderungsmaßnahmen angeordnet werden können. Dadurch kehrt sich die Begründungslast um.\r\nDenn ohne Daten kann Behörde nicht zu der Feststellung gelangen, dass “höchstwahr-scheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen“ vorliegen. Wenn dann trotzdem Minderungsmaßnahmen angeordnet werden, läuft dies darauf hinaus, dass “höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen“ un-terstellt werden, solange nicht anhand vorliegender Daten das Gegenteil bewiesen wird. Dies ist eine Umkehr der von der RED III vorgesehenen Beweislastverteilung.\r\nAus demselben Grund dürfen fehlende Daten keine Zahlungspflicht auslösen, wie dies in § 6b Absatz 6 und in § 6c Absatz 6 vorgesehen ist. Auch dies widerspricht der Beweislast-verteilung und dem Regel-Ausnahme-Verhältnis der RED III.\r\nDieses Problem wird noch dadurch verschärft, dass der Gesetzentwurf nur maximal fünf Jahre alte Daten zulässt, so dass ein EE-Vorhaben leicht in die Situation geraten kann, dass keine Daten vorliegen.\r\nNummer 4 (zu § 6c, Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsge-bieten für Solarenergie)\r\nRegelungsvorschlag 1 (zu § 6c Absatz 1):\r\nDer räumliche Zusammenhang zwischen Energiespeicheranlage und Solarenergieanlage als Voraussetzung für die Anwendbarkeit des § 6c auf die Energiespeicheranlage sollte konkretisiert werden, um Unsicherheiten in der Planung zu vermeiden.\r\nRegelungsvorschlag 2 (Begründung zu § 6c):\r\nIn der Begründung zu § 6c Absatz 1 auf S. 36 des Referentenentwurfs sollte bei der Erläu-terung der zugehörigen Speicheranlagen der Halbsatz “die insbesondere der Speicherung des dort gewonnenen Stroms oder der dort gewonnenen Wärme dienen” gestrichen wer-den.\r\nBegründung:\r\nDer Anwendungsbereich des geplanten § 6c erstreckt sich auf die zur Solaranlage dazuge-hörigen, nicht planfeststellungsbedürftigen Energiespeicheranlagen im räumlichen Zu-\r\n11 / 15\r\nsammenhang mit der Solarenergieanlage. In der Begründung zu § 6c auf S. 36 des Refe-rentenentwurfs wird das zusätzliche Kriterium “die insbesondere der Speicherung des dort gewonnenen Stroms oder der dort gewonnenen Wärme dienen” eingeführt.\r\nDaraus ergeben sich Unsicherheiten, da nicht klar ist, welche rechtliche Relevanz dieser Halbsatz hat und wie dieses Kriterium nachgewiesen werden kann. Daraus resultieren zu-sätzliche Dokumentationspflichten und rechtliche Unsicherheiten.\r\nHinzu kommt, dass der Netzbetreiber durch die unkonkrete und allgemeine Vorgabe keine Sicherheit darüber hat, dass ein entlastender Effekt durch eine an diesem Kriterium ausgerichtete Speicherbewirtschaftung zu erwarten ist.\r\nRegelungsvorschlag 3 (zu § 6c Absatz 2):\r\nEs bedarf einer Festlegung, welche Behörde das Screening-Verfahren durchzuführen hat.\r\nBegründung:\r\nPV-Anlagen benötigen, anders als Windenergieanlagen, keine BImSchG-Genehmigung, in der alle weiteren Genehmigungen einkonzentriert werden. In der Regel bedarf es einer Baugenehmigung, teilweise aber auch nicht einmal dieser, je nach Landesrecht. Unklar ist daher, welche Behörde das Screening vornehmen soll. Neben der Baubehörde käme bei-spielsweise auch die Naturschutzbehörde in Betracht, die gegebenenfalls von der Baube-hörde im Genehmigungsverfahren beteiligt wird.\r\nRegelungsvorschlag 4 (zu § 6c Absatz 2):\r\nEbenso wie in den Beschleunigungsgebieten für Windenergie an Land sollte die zustän-dige Behörde auch in Beschleunigungsgebieten für Solarenergie gemäß § 6c Absatz 2 ver-pflichtet sein, das Verfahren nach Vollständigkeit der Unterlagen innerhalb von 45 Tagen (bzw. 30 Tagen bei Repowering) abzuschließen. Diese Regelung sollte, wie in dieser Stel-lungnahme auch bzgl. Windenergie vorgeschlagen, um eine Mitteilungspflicht in Bezug auf die Vollständigkeit der Unterlagen ergänzt werden. Zudem sollte geregelt werden, dass die Überprüfung auch dann vorzunehmen ist, wenn die Unterlagen noch nicht voll-ständig sind.\r\nDarüber hinaus sollte in Beschleunigungsgebieten für Solarenergie genauso wie in Be-schleunigungsgebieten für Windenergie an Land (vgl. § 6b Absatz 3) gelten, dass die Vor-schriften nach §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG als eingehalten gelten, wenn die zuständige Behörde innerhalb der Frist keine begründete Entscheidung darüber trifft, ob höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswir-kungen zu erwarten sind, die nicht durch Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können.\r\n12 / 15\r\nBegründung:\r\nSiehe oben unter Nummer 4 (zu § 6b bzw. § 6c, Genehmigungserleichterungen in Be-schleunigungsgebieten für Windenergie an Land bzw. Solarenergie), Regelungsvorschlag 4.\r\nArtikel 2\r\nÄnderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nZu Nummer 3 (zu § 10a, Sonderregelungen für das Genehmigungsverfah-ren bei Vorhaben nach der Richtlinie 2018/2001)\r\nRegelungsvorschlag\r\nIn § 10a Absatz 4 sollte klargestellt werden, dass die Nachforderung von Unterlagen nur einmalig und vollumfänglich zu erfolgen hat. Außerdem bedarf es einer Frist, innerhalb derer die Behörde nach Eingang der nachgeforderten Unterlagen die Vollständigkeit neu zu bewerten hat. Gleichzeitig sollte klargestellt werden, dass der Antragsteller von sich aus jederzeit die Antragsunterlagen ergänzen oder abändern kann.\r\nBegründung:\r\nGemäß § 10a Absatz 4 hat die Genehmigungsbehörde den Antragsteller bei fehlender Vollständigkeit des Antrags oder der Unterlagen innerhalb von 30 Tagen (in Beschleuni-gungsgebieten) bzw. 45 Tagen (außerhalb von Beschleunigungsgebieten) aufzufordern, den Antrag oder die Unterlagen unverzüglich zu ergänzen.\r\nDurch die Klarstellung, dass die Nachforderung von Unterlagen nur einmalig und vollum-fänglich zu erfolgen hat, werden Verfahrensverzögerungen durch ständige erneute Nach-forderungen verhindert. Auch die vorgeschlagene Frist für die Neubewertung der Voll-ständigkeit im Anschluss an die Nachreichung dient der Verfahrensbeschleunigung.\r\nArtikel 4\r\nÄnderung des Baugesetzbuchs\r\nNummer 4 (zu § 249a, Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nFür die Frage, ob bedeutende Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten die Darstellung eines Beschleunigungsgebietes ausschlie-ßen (§ 249a Absatz 1 Nr. 2), braucht es eine klare Regel, welche Instanz unter welchen,\r\n13 / 15\r\nklar abgegrenzten Voraussetzungen eine solche Festlegung trifft. Außerdem ist zu konkre-tisieren, was unter einem „bedeutenden Vorkommen“ zu verstehen ist und was „vom Ausbau der Windenergie betroffene Arten“ sind.\r\nBegründung:\r\n§ 249a Absatz 1 Nr. 2 regelt, dass auf der Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ein Gebiet mit bedeuten-dem Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten “ermittelt werden kann” mit der Folge, dass die Darstellung eines Beschleunigungs-gebietes dort ausgeschlossen ist.\r\nEs bleibt unklar, welche Instanz unter welchen Voraussetzungen von dieser “Kann”-Be-stimmung Gebrauch machen soll und was genau die Tatbestandsvoraussetzungen sind.\r\nDie ungenauen Formulierungen bergen das Risiko langwieriger Diskussionen zwischen den Planungsträgern, Naturschutzbehörden und politischen Organen (Gemeinderat, Re-gionalversammlung) mit anschließenden gerichtlichen Überprüfungen, was genau zu der Art von Verzögerung führen würde, die mit der RED III und deren Umsetzung eigentlich vermieden werden soll.\r\nDie Regelung lässt zudem einen großen Interpretationsspielraum und könnte folglich Flä-chen in großem Umfang als Beschleunigungsgebiete ausschließen. Beispielsweise wird nicht explizit benannt, um welche „betroffenen Arten“ es im Detail geht, ebenso wenig was „bedeutende Vorkommen“ oder „besonders geeignete Lebensräume“ sind. In einer besonders strikten Lesart könnten etwa große Teile der Küstenregionen für die Windener-gie an Land als Beschleunigungsgebiete ausgeschlossen werden, allein weil hier diverse Gast- und Rastvogelarten möglicherweise zeitweise vorhanden sind. Aus unserer Sicht sind eine Eingrenzung und Klarstellungen dringend erforderlich. Zumal der Artikel 15c Ab-satz 4 der RED III nach unserer Lesart diesen Punkt aus dem Referentenentwurf nicht ex-plizit zum Ausschlusskriterium für ein Beschleunigungsgebiet macht.\r\nNummer 6 (Anlage 3 (zu § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3), Regeln für Minderungsmaßnahmen)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEs sind deutliche Klarstellungen notwendig. Zusätzlich sollte der Bund einen möglichst einheitlichen und praxistauglichen Katalog von Regeln für Minderungsmaßnahmen zeit-nah erlassen, der möglichst standardisiert für alle zukünftig auszuweisenden Beschleuni-gungsgebiete genutzt werden kann.\r\n14 / 15\r\nBegründung:\r\nDie Anlage 3 (Regeln zur Festlegung von Minderungsmaßnahmen im Kontext der Auswei-sung von Beschleunigungsgebieten) ist insgesamt aus Praxis-Sicht noch unausgegoren und unvollständig. Die Anlage adressiert zudem zum Teil die flächenausweisenden Behör-den, zum Teil die Genehmigungsbehörden und zum Teil die Vorhabenträger. In der Anlage existieren zahlreiche unpräzise Formulierungen und unklare Rechtsverweise. Zudem wird das (eigentlich intendierte) Prinzip nicht immer deutlich, dass der Vorhabenträger selbst (nach bestimmten Rahmen-Regelungen) Maßnahmen vorschlägt und umsetzt, und diese nicht pauschal von einer Behörde (auf Ebene der Flächenausweisung) angeordnet wer-den. Um bürokratischen Mehraufwand, sowie Mehrarbeit und Rechtsunsicherheiten für die flächenausweisenden Behörden zu vermeiden bzw. zu reduzieren, sind hier deutliche Klarstellungen notwendig. Zusätzlich sollte der Bund einen möglichst einheitlichen und praxistauglichen Katalog von Regeln für Minderungsmaßnahmen zeitnah erlassen, der möglichst standardisiert für alle zukünftig auszuweisenden Beschleunigungsgebiete ge-nutzt werden kann.\r\nRegelungsvorschlag 3 (zu § 249b Absatz 1):\r\nDer räumliche Zusammenhang zwischen Energiespeicheranlage und Solarenergieanlage als Voraussetzung für die Anwendbarkeit des § 249b auf die Energiespeicheranlage sollte konkretisiert werden.\r\nBegründung:\r\nDer Entwurf sieht im Gesetzestext als auch in der Begründung vor, dass „die erfassten Speicher […] im räumlichen Zusammenhang mit der Solarenergieanlage verwirklicht werden.“ (Gesetzesbegründung, S. 47) müssen. Der Begriff „räumlicher Zusammenhang“ wird jedoch nicht näher konkretisiert. Dies sollte jedoch erfolgen, um Unsicherheiten in der Planung zu vermeiden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008252","regulatoryProjectTitle":"Verbesserung der Rahmenbedingungen für PV-Investitionen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/5d/321198/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260154.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nPOSITIONSPAPIER\r\nzum Solarpaket II\r\nBerlin, 11. Juni 2024\r\n2 / 18\r\nDer VKU begrüßt den Gesetzesbeschluss zum Solarpaket I. Die Gesetzesänderungen bringen\r\nadministrative Erleichterungen für Dach- und Balkon-PV sowie bessere Investitionsanreize.\r\nPositiv ist auch, dass Agri-PV, Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV durch eine\r\nvorrangige Bezuschlagung bessere Chancen in den Ausschreibungen erhalten.\r\nSehr positiv bewertet der VKU auch, dass die Verfahrensbeschleunigungen gemäß EUNotfall-\r\nVerordnung (2022/2577) verlängert und bestehende Windenergiegebiete innerhalb\r\nder EU-rechtlichen Frist (21.05.2024) zu „Beschleunigungsgebieten“ erklärt wurden.\r\nFür beides hatte der VKU sich eingesetzt.\r\nDie Solarstrategie der Bundesregierung sieht vor, dass alle noch unerledigten Handlungsfelder\r\nin einem zweiten Gesetzgebungspaket adressiert werden, dem Solarpaket II.\r\nHierfür hat der VKU die folgenden Vorschläge:\r\nKernforderungen des VKU\r\nGesetzliche Duldungspflicht (§ 11a EEG): Das gesetzliche Recht zur Verlegung von Anschlussleitungen\r\nauf fremden Grundstücken und zur Überfahrt derselben muss auf\r\nprivate Grundstücke erweitert werden.  Details Seite 4\r\nFernsteuerbarkeit von EEG-Anlagen (§ 9 EEG): Die Kopplung der Fernsteuerbarkeit\r\nvon EEG-Anlagen an steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG) sollte für\r\nEEG-Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023 vollständig wegfallen, im\r\nÜbrigen erst ab einer Anlagengröße von über 7 kW gelten.  Details Seite 4\r\nMieterstrom (§ 42a EnWG): Angleichung der vertragsbezogenen Regelungen des\r\n§ 42a EnWG an die allgemeinen Regelungen des § 309 Nr. 9 BGB, um administrativen\r\nAufwand zu vermeiden  Details Seite 5\r\nGemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG):  Details Seite 6\r\n1. Begrenzung auf kleinere Mehrfamilienhäuser\r\n2. Konkretisierungen zur Stromnetzbilanzierung\r\n3. Pflicht zur Datenübermittlung an Reststromlieferant\r\nElektrotechnische Ertüchtigung des Gebäudebestands: Entwicklung von Ressortübergreifenden\r\nFörderprogrammen, um Bestandsgebäude fit für die Energiewende\r\nzu machen  Details Seite 7\r\nErweiterung der Flächenkulisse für PV:  Details Seite 8\r\n1. Aufhebung von Benachteiligungen im Erbschaftssteuerrecht\r\n2. Nutzung stillgelegter Flächen\r\n3 / 18\r\n3. Lockerung des Grünlandumbruchsverbots\r\n4. Eigene Flächenkategorie für PV-Freiflächenanlagen\r\n5. Keine Verquickung von kommunaler Beteiligung und Naturschutz\r\n6. Streichung des § 36 Absatz 3 WHG\r\nWirksame Verzahnung von Energie- und Steuerrecht:  Details Seite 12\r\n1. Aufhebung der Anlagenverklammerung bei dezentraler Stromversorgung\r\n(§ 12b Absatz 2 StromStV), damit Stromsteuerbefreiung bei Betrieb mehrerer\r\nAnlagen erhalten bleibt\r\n2. Entfall der Pflicht einer Umsatzsteuer-Erklärung für PV-Kleinunternehmen\r\nund weitere steuerrechtliche Vereinfachungen\r\n3. Erweiterung des Nullsteuersatzes bei der Lieferung von PV-Anlagen auf\r\nFälle, in denen das Anlageneigentum nicht auf den Kunden übergeht\r\n4. Stromsteuerbefreiung gemäß § 9 Abs. 1 StromStG nicht nur bei Direktbelieferung,\r\nsondern auch im Lieferkettenmodell\r\nNovelle des BauGB:  Details Seite 14\r\n1. Verbindliche „Rotor-Out“-Regelung\r\n2. Abschaffung pauschaler Länderabstandsregelungen zur Wohnbebauung\r\n3. Einführung eines Abwägungsvorrangs in § 35 BauGB\r\n4. Klarstellung zur Unzulässigkeit von Höhenbegrenzungen\r\nDenkmalschutz: Bundesweite Standardisierung mit klarer Priorisierung des Windkraftausbaus\r\n Details Seite 15\r\nWindparks mit Bürgerbeteiligung: Keine Pflicht zur Teilnahme an Ausschreibungen\r\n Details Seite 15\r\nOffshore-Wind-Flächen: Anpassung der Ausschreibungsbedingungen im WindSeeG\r\n(Kleinere Flächen sowie Limitierung der Zuschläge pro Bieter)  Details Seite 16\r\n4 / 18\r\nVKU-Vorschläge zur Photovoltaik\r\nGesetzliche Duldungspflicht (§ 11a EEG)\r\nVorschlag:\r\nDie gesetzliche Duldungspflicht in Bezug auf die Verlegung von Anschlussleitungen und\r\ndie Überfahrt auf öffentliche Grundstücke muss auf private Grundstücke erweitert werden.\r\nBegründung:\r\nKritisch, dass die gesetzliche Duldungspflicht gemäß Solarpaket I in Bezug auf die Verlegung\r\nvon Anschlussleitungen und die Überfahrt auf öffentliche Grundstücke beschränkt\r\nwurde. Dies muss im Solarpaket II korrigiert werden. Denn gerade bei privaten Grundstücken\r\nkommt es in der Praxis zu verzögernden Rechtsstreitigkeiten oder langanhaltenden\r\nVerhandlungen aufgrund von Kabelquerungen oder der Nutzung von Zufahrtswegen.\r\nDie Verankerung des Rechts zur Leitungsverlegung und zur Überfahrt auf privaten Grundstücken\r\nund Verkehrsflächen (§11a und §11b EEG) bei der Errichtung von EE-Anlagen\r\nwürde eine große administrative Erleichterung beim EE-Ausbau darstellen und langwierigen\r\nRechtsstreitigkeiten vorbeugen.  Zurück zu Kernforderungen\r\nFernsteuerbarkeit von EEG-Anlagen\r\nVorschlag: Eingrenzung der Kopplung der Fernsteuerbarkeit an steuerbare Verbrauchseinrichtungen\r\nDie Kopplung der Fernsteuerbarkeit von EEG-Anlagen (§ 9 EEG) an steuerbare Verbrauchseinrichtungen\r\n(§ 14a EnWG) sollte auf die netztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW,\r\neingegrenzt werden. Hierzu sollten § 9 EEG und § 100 EEG wie folgt geändert werden:\r\n§ 9 Absatz 1 wird wie folgt gefasst:\r\n„Vorbehaltlich abweichender Vorgaben in einer aufgrund des § 95 Nummer 2 erlassenen\r\nVerordnung müssen die Betreiber von Anlagen und KWKAnlagen mit einer installierten\r\nLeistung von mehr als 25 Kilowatt und die Betreiber von Anlagen mit einer installierten\r\nLeistung von mehr als 7 Kilowatt, die hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer\r\nsteuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben\r\nwerden, sicherstellen, dass bei ihren Anlagen und KWK-Anlagen spätestens zusammen mit\r\ndem intelligenten Messsystem technische Einrichtungen eingebaut werden, die notwendig\r\nsind, damit über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nNetzbetreiber oder andere Berechtigte jederzeit entsprechend den Vorgaben\r\nin Schutzprofilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz\r\n1. die Ist-Einspeisung abrufen können und\r\n2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit\r\n5 / 18\r\nbesteht, stufenlos ferngesteuert regeln können.“\r\nDamit zusammenhängend ist auch die Regelung für Bestandsanlagen in\r\nden Übergangsbestimmungen in § 100 EEG zu streichen:\r\nHierzu wird § 100 Absatz 3 wie folgt gefasst:\r\n„(3) Sobald (…)\r\n3. eine Anlage nach Absatz 1, die hinter einem steuerbaren Netzanschluss\r\nnach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben wird,\r\nnach dem Messstellenbetriebsgesetz mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet\r\nwird, ist § 9 Absatz 1 und 1b dieses Gesetzes anstelle der technischen Vorgaben nach der\r\nfür die Anlage oder die KWK-Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nentsprechend anzuwenden.“\r\nBegründung:\r\nSämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems nach § 9 Abs.\r\n1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen sicht- und fernsteuerbar sein,\r\nsofern hinter demselben Netzanschluss eine steuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE\r\nwie Batteriespeicher, Wärmepumpe oder Ladestation) installiert ist. Dies gilt für Neu- und\r\nBestandsanlagen.\r\nDiese Koppelung führt zu Aufwand und Kosten. Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Anlagenbetreiber\r\nund das Elektrohandwerk (BDEW, BSW, VKU und ZVEH) fordern daher eine\r\nEingrenzung dieser Regelung auf die netztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW, um\r\ndie Energiewende und Sektorkopplung nicht auszubremsen. Für Bestandsanlagen nach\r\ndem EEG 2023 (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023) soll aufgrund des hohen Umrüstungsaufwands\r\nder Konnex ebenfalls entfallen. Die Lösung liegt in einer Änderung von § 9\r\nAbs. 1 EEG 2023 sowie den geltenden Übergangsbestimmungen wie vom VKU beschrieben.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\n6 / 18\r\nMieterstrom (§ 42a EnWG)\r\nVorschlag: Anpassung der Mieterstromverträge nach § 42a EnWG an die allgemeinen\r\nRegelungen nach § 309 Nr. 9 BGB\r\nDie speziellen Regelungen nach EnWG sollten für Mieterstrom nicht zur Anwendung kommen,\r\neine Vereinheitlichung auf die allgemeinen Regelungen nach BGB ist anzustreben.\r\n§ 309 Nr. 9 BGB\r\nAllgemeine Regelung\r\nVerbraucher i.S.d. § 13 BGB\r\n§ 42a EnWG\r\nSpezielle Regelung\r\nVerbraucher i.S.d. § 13 BGB\r\nund Gewerbe\r\nErstlaufzeit - max. 2 Jahre - max. 1 Jahr\r\nVerlängerung - nur auf unbestimmte Zeit\r\nunter Einhaltung der Kündigungsfrist\r\n- max. 1 Jahr\r\nKündigungsfrist - 1 Monat - max. 3 Monate\r\nBegründung:\r\nDurch die Vereinheitlichung der Stromlieferverträge wird administrativer Aufwand vermieden,\r\nVertragsgestaltung und Vertragsmanagement können standardisiert werden.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nGemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG)\r\nVorschlag 1: Begrenzung auf kleinere Mehrfamilienhäuser\r\nNotwendig ist eine Begrenzung auf kleinere Mehrfamilienhäuser (z. B. 20 Wohneinheiten).\r\nBegründung:\r\nIn kleineren Bestandsgebäuden kann die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung eine\r\ngute Alternative zum bestehenden Modell darstellen, da das aktuelle Mieterstrommodell\r\naufgrund seiner Komplexität nur sehr schwer in kleinen MFH umgesetzt werden kann. Bei\r\ngrößeren Gebäuden sollte hingegen der Anreiz erhalten bleiben, Mieterstrommodelle\r\numzusetzen.\r\nVorschlag 2: Konkretisierungen zur Stromnetzbilanzierung\r\nEs ist zu klären, wie eine sachgerechte Stromnetzbilanzierung nach den vorliegenden Beschreibungen\r\nder Energieverteilungen nach § 42b EnWG-E Absätze 3 und 5 pro Bilanzkreis\r\nder Lieferanten der Teilnehmer einer gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung umgesetzt\r\nwerden soll.\r\n7 / 18\r\nBegründung:\r\nOffen ist für den VKU bislang, welcher Marktpartner die Rolle des Betreibers der Gebäudestromanlage\r\neinnehmen soll. Die Frage stellt sich aus dem Grund, weil bei intelligenten\r\nMesssystemen (die Messtechnik, welche zukünftig in diesem Umfeld ¼ h Messwerte ermittelt)\r\nausschließlich der Messstellenbetreiber für die Beschaffung, Berechnung und\r\nVerteilung von Messwerten zuständig ist.\r\nIn der Folge muss dann beispielsweise ein ¼ h Messwert eines teilnehmenden Kunden in\r\ndieser Anlage in 2 Teilmengen umgerechnet werden: eine Teilmenge für einen Energielieferanten\r\n(welcher laut Textinhalt diskriminierungsfreien Zugang zum Letztverbraucher\r\nhaben muss) und eine Teilmenge für den Betreiber dieser Gebäudestromanlage. Eine berechtigte\r\nRolle für Messwerte hat dieser allerdings nicht. Weiterhin blockiert dieser diskriminierungsfreie\r\nZugang auch ein wiederum denkbares Szenario eines Energielieferanten,\r\nwelcher den Betrieb dieser Anlage dienstleistend für einen Betreiber übernehmen\r\nkönnte, auch hinsichtlich einer Endverbraucherabrechnung.\r\nVorschlag 3: Datenübermittlung an Restromlieferant\r\nDer Messstellenbetreiber sollte verpflichtet werden, täglich eine Zeitreihe mit der Differenz\r\nder tatsächlichen Lastgangzeitreihe und der nach dem Aufteilungsschlüssel der Verbrauchsstelle\r\ngewichteten Einspeisegangzeitreihe der Gebäudestromanlage an die Reststromlieferanten\r\nzu übermitteln.\r\nBegründung:\r\nDie EVU, die von den teilnehmenden Letztverbrauchern mit der Reststromlieferung beauftragt\r\nwerden, benötigen detaillierte Informationen zum Strombezug aus dem Versorgungsnetz,\r\nda sie keine Informationen über die Gebäudestromanlage erhalten.\r\nGemäß § 12 Abs. 5 StromNZV wäre bei einer gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung die\r\nVerwendung standardisierter Lastprofile (SLP) unzulässig. Die Reststrommengen, die sich\r\naus einer gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ergeben, stellen für die EVU höhere Risiken\r\ndar, da sie je nach Aufteilungsschlüssel stark von den Mengen eines Standardkunden\r\nabweichen. Bei Unkenntnis dieser Reststrommengen erhöht sich seitens des EVU das\r\nfinanzielle Risiko bei der Beschaffung sowie das bilanzielle Risiko hinsichtlich der Verpflichtung\r\nzur Bilanzkreistreue. Um diese Risiken zu minimieren, benötigt das EVU täglich\r\nfür seine Prognose die vortägliche Zeitreihe der Reststrommenge. Die Zählerstandsgänge,\r\ndie dem EVU entsprechend dem § 60 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 lit. b) MsbG zur Verfügung gestellt\r\nwerden, sind hierfür nicht ausreichend, da diese den Gesamtbedarf der Verbrauchsstelle,\r\neinschließlich der Stromlieferungen aus der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung, abbilden.\r\n8 / 18\r\nDem Messstellenbetreiber liegen hingegen sämtliche Informationen zur Ermittlung dieser\r\nReststrommengen vor, sowohl der Aufteilungsschlüssel der einzelnen Verbrauchsstellen\r\nan der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung als auch die Einspeisegangzeitreihe der\r\nGebäudestromanlage und die Lastgangzeitreihen der einzelnen Verbrauchsstellen. Daher\r\nist es vom Aufwand verhältnismäßig, den Messstellenbetreiber zu verpflichten, die Zeitreihen\r\nder Reststrommenge der Verbrauchsstellen zu erheben und an den jeweiligen Lieferanten\r\nder Reststrommengen weiterzuleiten. Entsprechende Konkretisierungen müssten\r\nin untergesetzlichen Regelungen bzw. Festlegungen aufgenommen werden.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nElektrotechnische Ertüchtigung des Gebäudebestands\r\nVorschlag: Ressortübergreifende Entwicklung von Förderprogrammen, um Bestandsgebäude\r\nfit für die Energiewende zu machen\r\nFür die notwendige „Energiewende im Gebäudebestand“ sollten ressortübergreifend Förderprogramme\r\nentwickelt und finanziert werden, mit dem Ziel, Bestandsgebäude fit für\r\ndie Energiewende zu machen. Ziel ist die elektrotechnische Ertüchtigung älterer (Wohn-)\r\nGebäude, die es ermöglicht, „Energiewendekomponenten“ wie PV-Anlagen, Ladeinfrastruktur,\r\nelektrische Wärmeerzeuger, Speicher etc. vergleichsweise aufwandsarm einzubinden.\r\nBegründung:\r\nIn Gesprächen mit Verbänden und Unternehmen der Wohnungswirtschaft hat sich gezeigt,\r\ndass viele Fördermaßnahmen (Mieterstrom, Wallboxen, Wärmepumpen etc.) im\r\nGrundsatz zwar begrüßt werden, aber in weiten Teilen des Wohngebäudebestands nicht\r\nankommen, weil dafür zunächst die Elektroinstallation im Gebäude modernisiert werden\r\nmüsste.\r\nIn Mehrparteienhäusern, wie sie von kommunalen Wohnungsunternehmen und Genossenschaften\r\nbewirtschaftet werden, entsteht wegen des hohen Investitionsbedarfs für\r\neine Modernisierung eine hohe finanzielle Hemmschwelle. Die Unternehmen haben dabei\r\ndie meist stark begrenzte, finanzielle Belastbarkeit der Mieterinnen und Mieter im\r\nBlick. Deswegen wird von der Teilnahme an durchaus für sinnvoll erachteten Förderprogrammen\r\nabgesehen.\r\nEine modernisierte Elektroinstallation in den Gebäuden (Leitungsinfrastruktur, Leerrohre\r\nfür die Verlegung von elektrischen Leitungen und Kommunikationsleitungen für die intelligente\r\nSteuerung von Erzeugung und Verbrauch im Gebäude sowie die Erneuerung von\r\nSchalt- und Zählerschränken) bietet die Möglichkeit, anschließend aufwandsarm und in\r\nvielen Fällen sogar ohne zusätzliche Förderprogramme „Energiewendekomponenten“\r\nwie Photovoltaikanlagen, Speicher, Ladepunkte und elektrische Wärmeerzeuger einzubinden.\r\nDies wird für die Wohnungsunternehmen und Genossenschaften die Hemmschwelle\r\nfür Investitionen in die Energiewende in Bestandsgebäuden senken.\r\n9 / 18\r\nEine gemeinschaftliche Förderung durch die zuständigen Bundesministerien (BMWK,\r\nBMDV, BMWSB, BMUV) wird deren Kräfte bündeln und entsprechende Förderprogramme\r\nkraftvoll und nachhaltig finanzieren. Eine Öffnungsklausel, die Ländern und Kommunen\r\ndie Möglichkeit gibt, für konkrete Projekte vor Ort die Förderung des Bundes aufzustocken\r\n(bspw. für den Sozialwohnungsbau) kann zusätzliche Anreize für Wohnungsbaugesellschaften\r\nund Genossenschaften generieren.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nErweiterung der Flächenkulisse\r\nVorschlag 1: Aufhebung von Benachteiligungen im Erbschaftssteuerrecht\r\nBenachteiligungen von Freiflächen-PV-Anlagen im Erbschaftssteuerrecht sollten aufgehoben\r\nwerden.\r\nBegründung:\r\nBislang fehlt eine besondere gesetzliche Regelung zur erbschaftsteuerlichen Einordnung\r\nvon Flächen, die für die Stromerzeugung genutzt werden. Flächen, die dem landwirtschaftlichen\r\nBetrieb zugeordnet sind, erhalten steuerliche Begünstigungen bei der Erbschaftssteuer.\r\nHingegen führt die Errichtung von konventionellen Freiflächen-Photovoltaikanlagen\r\nauf landwirtschaftlichen Flächen dazu, dass diese dem Grundvermögen zugeordnet\r\nwerden. Damit entfallen ihre steuerlichen Begünstigungen. Dies gilt auch rückwirkend,\r\nwenn nach einer Hofübergabe innerhalb der so genannten Behaltensfristen eine\r\nFreiflächen-Photovoltaikanlage errichtet wird.\r\nDie drohende Erbschaftsteuerlast bei Freiflächen-Photovoltaikanlagen stellt für betroffene\r\nEigentümer ein wesentliches Hindernis bei der Bereitstellung der Flächen für\r\nkonventionelle PV-Anlagen dar und ist somit ein wesentliches Hemmnis für den PV-Ausbau.\r\nFür die Agri-PV gibt es ebenso keine eindeutigen Regelungen, sie befindet sich quasi\r\nin einer rechtlichen Grauzone. Hier braucht es eine entsprechende Anpassung im Erbschaftsrecht,\r\num Rechtssicherheit für die Landwirte und für die Investition in PV-Anlagen\r\nzu schaffen.\r\nVorschlag 2: Nutzung stillgelegter Flächen\r\nFlächen, die Landwirte gemäß den neuen Verordnungen zur Gemeinsamen Agrarpolitik\r\n(GAP) vom 02.12.2021 stilllegen müssen, um Agrarzahlungen zu erhalten, sollten für Photovoltaik\r\nnutzbar sein.\r\nBegründung:\r\nGemäß den neuen Verordnungen zur Gemeinsamen Agrarpolitik (GAP) vom 02.12.2021\r\nmüssen Landwirte mit mehr als zehn Hektar Ackerfläche vier Prozent ihrer Ackerfläche\r\nstilllegen, um Agrarzahlungen zu erhalten. Diese Fläche sollten für Photovoltaik nutzbar\r\nsein und in der Flächenkulisse des § 37 EEG 2023 berücksichtigt werden.\r\n10 / 18\r\nHierbei sollten die Anrechenbarkeit auf die vier Prozent sowie der Ackerstatus nach GAP\r\nerhalten bleiben.\r\nVorschlag 3: Lockerung des Grünlandumbruchsverbots\r\nDas Grünlandumbruchsverbot sollte gelockert werden, damit es Inhaber von Ackerflächen\r\nnicht davon abhält, darauf Solaranlagen zu errichten.\r\nBegründung:\r\nDas Grünlandumbruchverbot verbietet es, landwirtschaftliches Grünland in Ackerland\r\numzuwandeln, wenn ein Acker fünf Jahre als Dauergrünland bewirtschaftet wird. Weil\r\nAckerland gegenüber Grünland im landwirtschaftlichen Sinne wertvoller ist, stellt sich bei\r\nFlächeninhabern die Frage, ob eine Ackerfläche überhaupt anteilig oder ganz für einen\r\nSolarpark genutzt werden soll. Denn entsteht ein Grünland, ist nicht sicher, ob als Nachnutzung\r\nwieder Ackerbau in Frage kommen kann, weil das Umbruchsverbot dies ausschließt\r\nund eine Umbruchsgenehmigung nicht sicher erteilt wird.\r\nZweck des Grünlandumbruchsverbots ist die Verlangsamung bzw. Verhinderung des Verlusts\r\nvon Grünland. Durch die Errichtung von Solaranlagen auf Ackerböden wird in der\r\nGesamtschau neues Grünland geschaffen. Hierfür muss das Grünlandumbruchsverbot jedoch\r\ngelockert werden, damit es Inhaber von Ackerflächen nicht davon abhält, darauf\r\nSolaranlagen zu errichten.\r\nVorschlag 4: Eigene Flächenkategorie für PV-Freiflächenanlagen\r\nFlächen, auf denen PV-Freiflächenanlagen errichtet werden, sollten nicht den „Siedlungsund\r\nVerkehrsflächen“ zugerechnet werden, sondern eine eigene Flächenkategorie erhalten.\r\nBegründung:\r\nDie Bundesregierung verfolgt das Ziel, die Flächeninanspruchnahme für Siedlung und Verkehr\r\nzu begrenzen, um die Lebensräume von Tieren und Pflanzen sowie die Lebensqualität\r\nder Bevölkerung zu schützen. Zu diesem Zweck wird die Zunahme der Siedlungs- und\r\nVerkehrsflächen statistisch erfasst.\r\nFlächen, auf denen PV-Freiflächenanlagen errichtet werden, werden jedoch zu Unrecht\r\nzu den Siedlungs- und Verkehrsflächen gezählt. Wenn Solarparks als Biodiversitäts-PV\r\nausgelegt sind, schaffen und/oder erhalten sie sogar neue biodiversive Landschaftsräume,\r\nwas ja gerade Zweck der Flächeneinsparziele ist. Im Fall, dass Flächen in Solarparks\r\nlandwirtschaftlich genutzt werden, ist zwar die Bewirtschaftungsweise gegenüber dem\r\nVorzustand verändert, aber nicht im Sinne eines generellen Verlusts an Fläche. Zudem\r\nerfolgt der naturschutzfachliche Flächenausgleich eines Solarparks heute in der Regel teilweise\r\noder ganz innerhalb der eigenen Solarparkfläche. Tatsächliche Siedlungs- und Verkehrsflächen\r\nsind hingegen extern auszugleichen.\r\n11 / 18\r\nWenn PV-Freiflächenanlagen weiterhin fehlerhaft zum Flächenverbrauch gezählt werden,\r\nwird nicht nur die Statistik verzerrt, sondern es bleibt dann angesichts des angestrebten\r\nSolarenergieausbaus immer weniger Spielraum für die Ausweisung echter Siedlungs- und\r\nVerkehrsflächen.\r\nVorschlag 5: Keine Verquickung von kommunaler Beteiligung und Naturschutz\r\nDie Regelung des § 6 Absatz 4 EEG 2023, wonach die betroffenen Kommunen bei Freiflächenanlagen\r\nden Abschluss der Vereinbarungen über Zuwendungen davon abhängig machen\r\ndürfen, dass der Betreiber ein Konzept vorlegt, das fachlichen Kriterien für die naturschutzverträgliche\r\nGestaltung von Freiflächenanlagen entspricht, oder nachgewiesen\r\nhat, dass die Umsetzung dieser Kriterien nicht möglich ist, sollte zurückgenommen werden.\r\nBegründung:\r\nMit der letzten EEG-Reform wurde die Regelung des § 6 Absatz 4 EEG eingeführt, wonach\r\ndie betroffenen Kommunen bei Freiflächenanlagen den Abschluss der Vereinbarungen\r\nüber Zuwendungen nach § 6 EEG 2023 davon abhängig machen dürfen, dass der Betreiber\r\nein Konzept vorlegt, das fachlichen Kriterien für die naturschutzverträgliche Gestaltung\r\nvon Freiflächenanlagen entspricht, oder nachgewiesen hat, dass die Umsetzung dieser\r\nKriterien nicht möglich ist. Den Gemeinden wird ermöglicht, standortspezifisch zu prüfen\r\nund festzuhalten, welche naturschutzfachlichen Kriterien für Anlagenstandort auf ihrem\r\nGemeindegebiet zu beachten sind. Auch wenn die Gesetzesbegründung empfiehlt, in diesem\r\nZusammenhang auf bewährte Kriterien zurückzugreifen, ist die Verquickung von Naturschutzanforderungen\r\nmit kommunaler Beteiligung nicht sachgerecht. Sie sollte wieder\r\nzurückgenommen werden, da sie zu Verzögerungen und einem Flickenteppich unterschiedlicher\r\nRegelungen führt. Entsprechende Belange sind in der Bauleitplanung ohnehin\r\nabgedeckt.\r\nVorschlag 6: Streichung des § 36 Absatz 3 WHG\r\n§ 36 Absatz 3 WHG, wonach Solaranlagen in und über einem oberirdischen künstlichen\r\noder erheblich veränderten Gewässer einen Mindestabstand von 40 Meter zum Ufer haben\r\nmüssen und nur maximal 15 Prozent der Wasserfläche bedecken dürfen, sollte gestrichen\r\nwerden. Die Vorgaben des § 36 Abs. 1 Nr. 1 WHG, wonach sicherzustellen ist,\r\ndass durch solche Anlagen keine schädlichen Gewässerverunreinigungen zu erwarten sind\r\nund die Unterhaltung des Gewässers nicht mehr erschwert wird, als den Umständen nach\r\nunvermeidbar ist, sind ausreichend.\r\nBegründung:\r\nDie Vorgabe führt dazu, dass sich die auf Gewässern installierbare Leistung deutlich verringert.\r\n12 / 18\r\nDem VKU wurde beispielweise von einem 5-MW-Solarenergievorhaben in einem Baggersee\r\nberichtet, welches infolge dieser Restriktionen in etwa auf die Hälfte der installierten\r\nLeistung reduziert werden müsste. Dieser Verlust an Solarstromleistung ist vor dem Hintergrund\r\nder Ausbauziele, die gegenüber dem Referentenentwurf sogar noch angehoben\r\nwurden, nicht vertretbar.\r\nHinzu kommt, dass die geplanten Einschränkungen die spezifischen Projektkosten deutlich\r\nerhöhen würden, da zum Beispiel Baggerseen i.d.R. in der Fläche liegen und bei der\r\nNetzanbindung relativ weite Wege zum Netzverknüpfungspunkt zurückzulegen sind. Hier\r\nentstehen im Zuge der Leitungsverlegung vor allem bei den Bodenarbeiten große Kostenblöcke.\r\nBei der Errichtung, Betrieb, Unterhaltung und Stilllegung von Solaranlagen in und über\r\neinem oberirdischen künstlichen oder erheblich veränderten Gewässer gilt es gemäß § 36\r\nAbs. 1 Nr. 1 WHG weiterhin sicherzustellen, dass durch solche Anlagen keine schädlichen\r\nGewässerverunreinigungen zu erwarten sind und die Unterhaltung des Gewässers nicht\r\nmehr erschwert wird, als den Umständen nach unvermeidbar ist. Darüber hinaus gelten\r\ndie landesrechtlichen Vorschriften. Eine Gefährdung der Trinkwasserversorgung gilt es in\r\njedem Fall auszuschließen.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nWirksame Verzahnung von Energie- und Steuerrecht\r\nVorschlag 1: Aufhebung der Anlagenverklammerung bei dezentraler Stromversorgung\r\n§ 12b Absatz 2 der Stromsteuer-Durchführungsverordnung (StromStV) sollte gestrichen\r\nwerden. Der VKU unterstützt in diesem Punkt den Gesetzentwurf der Bundesregierung\r\neines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nvom 22.05.2024.\r\nBegründung:\r\nNach § 12b Absatz 2 Satz 1 StromStV gelten Stromerzeugungseinheiten an unterschiedlichen\r\nStandorten als eine Anlage, wenn sie fernsteuerbar sind und teilweise in ein Versorgungsnetz\r\neinspeisen, wobei nach Auffassung des BFH auch Arealnetze Versorgungsnetze\r\nsind. Der schier grenzenlose Anwendungsbereich dieser Vorschrift führt dazu, dass Unternehmen,\r\ndie mehrere PV-Anlagen zur Objektversorgung einsetzen, grundsätzlich die\r\n2 MW-Grenze des § 9 Absatz 1 Nr. 3 Stromsteuergesetz (StromStG) überschreiten mit der\r\nFolge, dass sie die Stromsteuerbefreiung verlieren und solche Versorgungsmodelle nicht\r\nmehr wirtschaftlich umsetzen können.\r\n13 / 18\r\nIn Artikel 3 des Gesetzentwurfs der Bundesregierung eines Gesetzes zur Modernisierung\r\nund zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht vom 22.05.2024 erhält § 12b\r\nder Stromsteuer-Durchführungsverordnung (StromStV) eine neue Fassung, in der auf die\r\nAnlagenzusammenfassung von an unterschiedlichen Standorten befindlichen Anlagen\r\nverzichtet wird. Diese Änderung begrüßt der VKU, obgleich für eine rechtssichere Anwendung\r\ndes § 12b StromStV eine schärfere Begrifflichkeit, z. B. zur Frage des Standortes,\r\nwünschenswert wäre.\r\nVorschlag 2: Steuerrechtliche Vereinfachungen\r\nEs sollten die in der Solarstrategie angekündigten weiteren steuerrechtlichen Vereinfachungen\r\numgesetzt werden.\r\nBegründung:\r\nIn der PV-Strategie wurden weitere Maßnahmen zur Entbürokratisierung – wie der Entfall\r\nzur Pflicht einer Umsatzsteuer-Erklärung für PV-Kleinunternehmen – angekündigt. Diese\r\nMaßnahmen sollten ebenfalls zeitnah umgesetzt werden.\r\nVorschlag 3: Erweiterung des Nullsteuersatzes auf gleichgelagerte Fälle\r\nDie Reduzierung der Umsatzsteuer bei der Lieferung von PV-Anlagen auf den neuen Nullsteuersatz\r\nsollte auch dann greifen, wenn das Eigentum der Anlage nicht auf den Kunden\r\nübergeht.\r\nBegründung:\r\nMit dem Jahressteuergesetz 2023 ist eine steuerliche Vereinfachung von Photovoltaik-\r\nAnlagen beschlossen worden. Dadurch ist unter anderem die Umsatzsteuer bei der Lieferung\r\nvon PV-Anlagen an Privatwohnungen und weitere – vereinfacht unter 30 kWp – auf\r\n0% reduziert worden (§ 12 Abs. 3 UstG). Das BMF hat jedoch klargestellt, dass die Lieferung\r\nbei reinen Mietmodellen nicht erfüllt wird. Demnach muss das Eigentum der Anlage\r\nam Ende der Laufzeit auf den Kunden übergehen oder zumindest eine Option bestehen,\r\nbei der der Eigentumswechsel zum Leasingnehmer die einzige wirtschaftliche Entscheidung\r\nist.\r\nBislang waren Pachtverträge regelmäßig so ausgestaltet, dass das Eigentum und das Risiko\r\ndes zufälligen Untergangs beim Stadtwerk verbleiben. Grund hierfür war in erster\r\nLinie das Kreditwesengesetz, welches beim so genannten Finanzierungsleasing nach § 32\r\nAbs. 1 Satz 1 KWG i.V.m. § 1 Abs. 1a Satz 2 Nr. 10 KWG ein genehmigungspflichtiges Finanzierungsgeschäft\r\nsieht. Die BaFin hat hier Leasingverträge von der Genehmigungspflicht\r\nerlöst, sollte der Leasinggeber (SW) das Risiko tragen.\r\nZur rechtsicheren Gestaltung eines PV-Pachtvertrags, der einerseits dem PV-Anlagenpächter\r\ndas Umsatzsteuerprivileg des § 12 Abs. 3 UstG gewährt und gleichzeitig kein Finanzierungsleasing\r\nim Sinne des KWG darstellt, ist eine gesetzgeberische Klarstellung erforderlich.\r\n14 / 18\r\nVorschlag 4: Stromsteuerbefreiung auch im Lieferkettenmodell\r\nDie Stromsteuerbefreiung gemäß § 9 Abs. 1 StromStG sollte nicht nur bei Direktbelieferung,\r\nsondern auch im Lieferkettenmodell gewährt werden.\r\nBegründung:\r\nBei der Umsetzung von Mieterstromprojekten hat sich in der Praxis das „Lieferkettenmodell“\r\nals sinnvoll erwiesen. Hierbei tritt ein Energiedienstleister als Mieterstromlieferant\r\nauf und übernimmt die Strombelieferung von Letztverbrauchern im Rahmen eines Mieterstromprodukts.\r\nInnerhalb einer Lieferkette sind drei Akteure tätig: der Anlagenbetreiber/\r\nVermieter, der Energiedienstleister/Mieterstromlieferant und die Letztverbraucher/\r\nMieter. Ein Vorteil dieses Modells ist, dass die Marktrolle des Stromlieferanten an\r\neinen energiewirtschaftlich versierten Dritten übertragen wird.\r\nMit dem EEG 2021 wurde klargestellt, dass auch im Lieferkettenmodell ein Anspruch auf\r\nden Mieterstromzuschlag bestehen kann.\r\nUm gleiche Wettbewerbsbedingungen für das Lieferkettenmodell zu schaffen, muss jedoch\r\nnoch ein weiteres Hindernis ausgeräumt werden: Anders als bei einem direkten Lieferverhältnis\r\nzwischen Wohnungsunternehmen und Endabnehmer können die Akteure\r\nim Lieferkettenmodell nicht die Stromsteuerermäßigung gemäß § 9 Absatz 1 Nr. 3 b\r\nStromStG in Anspruch nehmen. Diese Ungleichheit sollte beseitigt werden.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nVKU-Vorschläge zur Windenergie an Land\r\nNovelle des BauGB\r\nVorschlag 1: Verbindliche „Rotor-Out“-Regelung\r\nDer VKU fordert eine verbindliche Regelung, wonach der Rotor über die ausgewiesene\r\nFläche hinausragen darf.\r\nBegründung:\r\nEs bedarf einer verbindlichen „Rotor-Out“-Regelung, da die Genehmigungsbehörden in\r\nvielen BImSchG-Verfahren verlangen, dass auch die Rotoren von Windenergieanlagen innerhalb\r\ndes jeweils maßgeblichen Plangebiets der Raumordnung und/oder eines Flächennutzungsplans\r\nliegen. Diese Forderungen erheben die Genehmigungsbehörden oft rein\r\nvorsorglich ohne entsprechende Anhaltspunkte in den Plänen. Dies führt zu massiven Flächenverkürzungen.\r\nVorschlag 2: Abschaffung pauschaler Länderabstandsregelungen zur Wohnbebauung\r\nPauschale Länderabstandsregelungen zur Wohnbebauung sollten abgeschafft werden.\r\n15 / 18\r\nBegründung:\r\nFür den erforderlichen Ausbau der Windenergie an Land gibt es ohnehin schon zu wenig\r\nFlächen. Pauschale Abstandsregelungen führen zu einer weiteren unnötigen Beschneidung\r\nder zur Verfügung stehenden Potenziale. Für die Steigerung der Akzeptanz gibt es\r\nbessere Ansätze als pauschale Abstandsregelungen. Hinzu kommt, dass Abstände von\r\nWindenergieanlagen zu Wohnbebauungen ohnehin bereits über immissionsschutzrechtliche\r\nSchutz- und Vorsorgeanforderungen reguliert werden.\r\nVorschlag 3: Einführung eines Abwägungsvorrangs in § 35 BauGB\r\nDer Abwägungsvorrang des § 2 EEG 2023 sollte in § 35 BauGB sowie in den anderen relevanten\r\nFachgesetzen festgeschrieben werden.\r\nBegründung:\r\nDer in § 2 EEG festgeschriebene Abwägungsvorrang sollte für bessere Durchsetzbarkeit in\r\nsämtliche relevante Fachgesetze (insb. in § 35 zur Anwendung von Absatz 3 BauGB) übertragen\r\nwerden. Bisher wurde eine Übertragung nur in das BNatSchG vorgenommen. Zwar\r\nstrahlt die Wirkung des § 2 EEG unmittelbar in alle Fachgesetze. Jedoch haben wir aus der\r\nPraxis bereits anderslautende Ansichten von Behörden vernommen.\r\nVorschlag 4: Klarstellung zur Unzulässigkeit von Höhenbegrenzungen\r\nEs bedarf einer gesetzgeberischen Klarstellung (in der BauNVO), dass Höhenbegrenzungen\r\nvon Windenergieanlagen (WEA) unzulässig sind.\r\nBegründung:\r\nOftmals begrenzen Höhenvorgaben für die maximale Größe der zu errichtenden WEA das\r\nPotenzial ausgewiesener Flächen erheblich, weil moderne höhere WEA nicht aufgestellt\r\nwerden können. Bauhöhenbegrenzungen führen zu einem größeren Bedarf der Anlagenzahl\r\nund der zu installierenden elektrischen Leistung. Auch die für den Bau der Windparks\r\nerforderliche Fläche steigt an. Daher sollte in § 16 BauNVO die Unzulässigkeit von Höhenbegrenzungen\r\nfür WEA festgeschrieben werden.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nDenkmalschutz\r\nVorschlag: Klare Priorisierung des Windkraftausbaus gegenüber dem Denkmalschutz\r\nDer Bund sollte einen Prozess zur Vereinheitlichung des Denkmalschutzes initiieren.\r\nBegründung:\r\nDer Denkmalschutz behindert oftmals den Windenergieausbau. Wie im Eckpunktepapier\r\nzur Wind-an-Land-Strategie angesprochen, sollte der Ausbau erneuerbarer Energien gegenüber\r\nanderen Schutzgüterabwägungen, wie dem Denkmalschutz, priorisiert werden.\r\n16 / 18\r\nObwohl der Denkmalschutz im Kompetenzbereich der einzelnen Länder liegt, kann der\r\nBund Maßnahmen ergreifen, z. B. um einen Prozess hin zu mehr Standardisierung des\r\nDenkmalschutzrechts anzustoßen. Beispielsweise birgt eine flächendeckende Verankerung\r\nder Priorisierung des Windenergieausbaus in den Landes-Denkmalschutzgesetzen\r\nein hohes Potential für schnellere Entscheidungen für eine denkmalschutzrechtliche Erlaubnis,\r\nnatürlich unter Beachtung des Schutzes besonders bedeutender Denkmäler. Im\r\nBauGB sollte zudem klargestellt werden, dass der Ausbau erneuerbarer Energien aber\r\nauch Netzausbauprojekte gegenüber dem Denkmalschutz voranstehen.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nBürgerbeteiligung an Windparks\r\nVorschlag: Keine Teilnahme an Ausschreibungen für Windparks mit Bürgerbeteiligung\r\nWindenergieanlagen an Land von Gesellschaften, deren Stimmrechte zu mindestens 51\r\nProzent von Bürgerenergiegesellschaften gehalten werden, sollten vom Erfordernis eines\r\nZuschlags ausgenommen werden.\r\nBegründung:\r\n§ 22b EEG befreit Windenergieanlagen an Land von Bürgerenergiegesellschaften vom Erfordernis\r\neines Zuschlags, d. h. sie haben auch ohne Teilnahme an einer Ausschreibung\r\nAnspruch auf eine Vergütung gemäß EEG.\r\nDiese Ausnahme sollte auch gelten für Windenergieanlagen an Land von Gesellschaften,\r\nderen Stimmrechte zu mindestens 51 Prozent von Bürgerenergiegesellschaften gehalten\r\nwerden.\r\nEinige Windparkbetreiber verbessern die Akzeptanz für die Windenergie vor Ort erheblich,\r\nindem sie Gesellschaftsanteile an Windparks an örtliche Bürgerenergiegenossenschaften\r\nveräußern. Über die Mitgliedschaft in den Genossenschaften können sich Bürger\r\nmit geringen Beträgen indirekt an der Windpark-Betriebsgesellschaft beteiligen und von\r\nderen Erträgen profitieren. Das Erfordernis einer Teilnahme an Ausschreibungen wirkt\r\nsich auf solche Beteiligungsmodelle jedoch genauso hinderlich aus wie für Windparkvorhaben,\r\ndie von Bürgerenergiegesellschaften in eigener Regie verwirklicht werden.\r\n Zurück zu Kernforderungen\r\nVKU-Vorschläge zur Windenergie auf See\r\nAusschreibungsbedingungen im WindSeeG\r\nVorschlag: Erhöhung der Akteursvielfalt\r\n- Die ausgeschriebenen Flächen sollten auf maximal 750 MW pro Fläche verkleinert\r\nwerden (Änderung des § 2a Abs. 2 Satz 2 WindSeeG),\r\n17 / 18\r\n- Die maximale Anzahl an bezuschlagten Flächen pro Bieter und Jahr sollte begrenzt\r\nwerden (neuer Absatz in § 54 WindSeeG).\r\n- Qualitative Kriterien sollten angepasst und stärker gewichtet werden (Ökologische\r\nKriterien sowie Kriterien zum Beitrag zum Energiesystem)\r\nBegründung:\r\nDie Ausschreibungsbedingungen im Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sollten\r\neine hohe Akteursvielfalt ermöglichen, um Strombezugskosten und das Ausfallrisiko bei\r\nErrichtung von Windparks auf See möglichst gering zu halten.\r\nDie Ausschreibungskriterien für Offshore-Windenergie-Flächen haben eine besonders\r\nhohe Relevanz, da 2/3 der bis 2045 vorgesehenen Offshore-Kapazitäten von 70 GW bisher\r\nnoch nicht ausgeschrieben sind.\r\nDie letzten Ausschreibungen haben gezeigt, dass unter den aktuellen Kriterien ausschließlich\r\nwenige und sehr große, global operierende Energiekonzerne Flächen gewinnen konnten.\r\nDie in Verbindung mit sehr großen Losen drohende Oligopolbildung bringt viele Einschränkungen\r\nund potenziell negative Auswirkungen für die Energiewende mit sich.\r\nDer VKU sieht die Akteursvielfalt als zentral für das Gelingen der Energiewende an, sowohl\r\nbei gesicherten Leistungen (siehe Kraftwerksstrategie) wie auch bei den Erneuerbaren Erzeugungskapazitäten.\r\nDurch das Mitwirken verschiedener Akteure verringert sich das\r\nAusfallrisiko in der Projektentwicklung, was eine Absicherung zur fristgerechten Umsetzung\r\nder Projekte und somit zum Einhalten der Ziele der Energiewende darstellt. Darüber\r\nhinaus verringert eine größere Akteursvielfalt die Gefahr großflächiger Ausfälle (bspw.\r\ndurch Cyber-Angriffe) und trägt somit zu Resilienz und Versorgungssicherheit bei. Zudem\r\nsorgt die aktuelle Ballung von Offshore-Kapazitäten bei wenigen Energieunternehmen für\r\nsehr große Machtmarkt, die wiederum zu höheren Preisen führen kann.\r\nDurch eine Verkleinerung ausgeschriebener Flächen haben auch weniger finanzstarke Bieter\r\ndie Chance, um Flächen mitzubieten. Durch eine maximale Anzahl an Bezuschlagungen\r\npro Bieter und Jahr kann eine für die gelingende Energiewende nötige Akteursvielfalt garantiert\r\nund die Abhängigkeit der Energiewende (und der Hersteller) von einzelnen Akteuren\r\nverringert werden. Darüber hinaus kann die Anpassung und stärkere Gewichtung\r\nqualitativer Kriterien einen Beitrag zu mehr Umweltschutz (Ökologische Kriterien) sowie\r\nzur Systemdienlichkeit und Kosteneffizienz (Kriterien zum Beitrag zum Energiesystem)\r\nleisten.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008252","regulatoryProjectTitle":"Verbesserung der Rahmenbedingungen für PV-Investitionen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/64/64/503364/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010020.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Förderbedingungen volkswirtschaftlich effizienter\r\nausgestalten: MehrAnreize für einen systemdienlichen\r\nAnlagenbetrieb sowie besser ausgelastete\r\nNetzinfrastrukturen\r\n• Zügige und effiziente Genehmigungsverfahren und\r\nFlächenausweisungen, Einführung von\r\nBeschleunigungsgebieten\r\n• Solaranlagen auf Ackerflächen dürfen keine Nachteile\r\nfür Landwirte nach sich ziehen\r\n• Effiziente Ausbauplanung für Windenergie auf See und\r\nStärkung der Akteursvielfalt\r\nNur mit genügend Anlagen zur Nutzung von Wind-, und Solarenergie,\r\nGeothermie, Wasserkraft und Bioenergie wird es gelingen, die\r\nStrom- und auch Wärmenachfrage zu decken und die gesetzlichen\r\nKlimaschutzziele zu erreichen. Damit die erforderlichen Investitionen\r\nrefinanzierbar sind, braucht es in größeren Teilen weiterhin eine\r\nFörderung, denn die Strommarkterlöse allein geben bis dato keine\r\nausreichende Sicherheit. Dies liegt vor allem am so genannten\r\n„Gleichzeitigkeitseffekt“: Je höher der Anteil erneuerbarer Energien\r\nim Stromsystem, desto häufiger treten Stunden auf, in denen\r\nWindenergie- und geradePV-Anlagen gleichzeitig einspeisen. Um\r\ndiesem Effekt zu begegnen und die volkswirtschaftlichen Kosten\r\ninsbesondere beim Netzausbau zu begrenzen, sind der\r\nSpeicherausbau, die konsequente Überbauung von\r\nNetzanschlusskapazitäten sowie die Erschließung von\r\nnachfrageseitiger Flexibilität entscheidend wichtig. Bei PVDachanlagen\r\naller Größenordnungen sollte kurzfristig darüber\r\nentschieden werden, ob es überhaupt noch einer Förderung bedarf.\r\nDie übrige EEG-Förderung sollte so weiterentwickelt werden, dass\r\nEEG-Anlagen einen maximalen Nutzen für das\r\nStromversorgungssystem bringen. So bleibt auch das EEG bezahlbar.\r\nDenn es besteht ein Zusammenhang zwischen Förderkosten und\r\ndem Verhältnis von Angebot und Nachfrage.“. Wenn besonders viel\r\nEEG-Strom gleichzeitig eingespeist wird, fällt der Strompreis. Je\r\nniedriger der Strompreis jedoch ist, desto höher fallen in der Regel\r\ndie Förderkosten aus.\r\nEine Umstellung auf produktionsunabhängige Zahlungen, die\r\nzumindest in der Theorie Systemdienlichkeit anreizen, sollte\r\n“nur mit der Nutzung erneuerbar erzeugten\r\nStroms als Wärme, Gas und Kraftstoff\r\n[können] alle Sektoren dekarbonisiert\r\nwerden”\r\nAbschlussbericht der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und\r\nBeschäftigung“ vom Januar 2019\r\nAusbau der Stromerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien\r\nSystemdienlich und so volkswirtschaftlich\r\neffizient wie möglich\r\n2\r\nschnellstmöglich erprobt werden. Die von der EU geforderte\r\nErlösabschöpfung ab 2027 könnte andernfalls auch in der bisherige\r\nFörderlogik (produktionsabhängige Zahlungen) durch\r\nDifferenzverträge implementiert werden, was jedoch weniger\r\nStrommarktintegration mit sich brächte.\r\nViele bestehende Bioenergieanlagen streben eine\r\nAnschlussförderung an, um weiterhin Strom und Wärme zu\r\nproduzieren. Die damit verbundene Chance, Bioenergieanlagen stärker\r\nals bisher zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung aus\r\nWind- und Solarenergie einzusetzen, sollte die neue\r\nBundesregierung nutzen und entsprechende Anreize setzen.\r\nGrundsätzlich sollten jedoch alle Erneuerbare-Energien-Anlagen\r\nflexibel auf Überschusssituationen reagieren, um Netzüberlastungen\r\nzu vermeiden und negativen Preisen entgegenzuwirken. In den\r\nkommenden Jahren wird es immer häufiger dazu kommen, dass die\r\nStromerzeugung den Stromverbrauch über mehrere Stunden am Tag\r\nübersteigt, und diese Überschüsse werden immer größer.\r\nWind- und Solarparks nehmen Fläche in Anspruch. Da die\r\nVerfügbarkeit geeigneter Flächen begrenzt ist, nimmt der\r\nWettbewerb um Flächen zu. Dies macht sich in stark gestiegenen\r\nPachten für Windenergieanlagen bemerkbar, was letztlich die\r\nFörderkosten erhöht. Um Ausgewogenheit herzustellen, ist eine\r\ngesetzgeberische Begrenzung der Pachthöhen unumgänglich.\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie verlangt von den\r\nMitgliedstaaten die Einführung von “Beschleunigungsgebieten”, in\r\ndenen vereinfachte Genehmigungsvoraussetzungen herrschen.\r\nDiese Vorgaben müssen schnell umgesetzt werden. Insbesondere\r\nder Windenergieausbau ist darauf angewiesen.\r\nLandwirte sollten künftig keine Nachteile mehr haben, wenn auf\r\nihren Flächen Solaranlagen errichtet werden. Hierfür sind\r\nGesetzesänderungen notwendig, damit die erbschaftssteuerrechtlichen\r\nBegünstigungen erhalten bleiben. Zudem ist eine\r\nLockerung des Grünlandumbruchverbots notwendig, damit nach\r\nBeendigung der PV-Nutzung die Bewirtschaftungsmöglichkeiten\r\nwiedererlangt werden können.\r\nIn Bezug auf die Ausbauziele für Windenergie auf See sollte eine\r\nDiskussion darüber geführt werden, inwiefern der durch Offshore-\r\nWindparks erzielbare Stromertrag in einem angemessenen\r\nVerhältnis zum erforderlichen Netzausbau und den damit\r\nverbundenen Kosten und Umweltauswirkungen steht. Hierbei\r\nsollten auch der Abschattungeffekt berücksichtigt werden:\r\nWindräder können sich gegenseitig den Wind nehmen und damit an\r\nErtragskraft verlieren.\r\nZiel sollte sein, dass sich viele Unternehmen an der Errichtung von\r\nWindkraftanlagen auf See beteiligen. Denn Akteursvielfalt ist ein\r\nGarant für funktionierenden Wettbewerb, Resilienz und eine hohe\r\nRealisierungswahrscheinlichkeit.\r\nIn den jüngsten Ausschreibungen für Offshore-Windflächen in der\r\ndeutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) (2023 und 2024)\r\nwurden jedoch 80% der bezuschlagten Flächen von nur drei großen\r\nsupranationalen Energiekonzernen gewonnen. Diese Dominanz birgt\r\ndie große Gefahr einer Oligoploisierung der deutschen Offshore-\r\nEnergieerzeugung mit der Folge höherer Preise und Abhängigkeiten.\r\nUm zu vermeiden, dass auch künftig weitere Flächen unter wenigen\r\nzahlungskräftigen Akteuren aufgeteilt werden, sollten die\r\nauszuschreibenden Flächen auf 1 GW begrenzt und maximal eine\r\nFläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr zur Verfügung gestellt\r\nwerden. Die Pönalen sollten an die Gebotsmenge gekoppelt werden.\r\nDas Ausschreibungsdesign für beide Flächenkategorien (zentral\r\nvoruntersucht und nicht zentral voruntersucht) sollte vereinheitlicht\r\nsowie hinsichtlich der Zuschlagskriterien vereinfacht werden.\r\nBildnachweis: gopixa_AdobeStock"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008253","regulatoryProjectTitle":"Faire Aufteilung der Systemkosten bei Energy-Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8d/78/503412/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010026.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele:\r\n• Effizienter Rechtsrahmen mit gleichen Rechten und\r\nPflichten in einem “level-playing field”\r\n• Verursachungsgerechte Beteiligung an den System- und\r\nNetzkosten von Energy-Sharing-Modellen\r\n• Möglichkeit, dass Energieversorger als Dienstleister für\r\nAbwicklung und Betrieb von Energy-Sharing-Modellen\r\nauftreten dürfen.\r\nDer VKU sieht in der Umsetzung von Energy Sharing eine weitere\r\nMöglichkeit zur aktiven Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger an\r\nder Energiewende. Neben dem Mieterstrommodell und der\r\ngemeinschaftlichen Gebäudeversorgung wird mit Energy Sharing die\r\nMöglichkeit zur direkten nachbarschaftlichen Nutzung von lokal\r\nerzeugtem Strom geschaffen und somit die Akzeptanz für\r\nerneuerbare Energien in der Bevölkerung erhöht.\r\nIm Frühjahr 2024 ist im Rahmen der in Kraft getretenen Novellierung\r\nder EU-Strombinnenmarktrichtlinie das Recht auf Energy Sharing\r\neingeführt worden. Die Richtlinie setzt zwar einen klaren Rahmen,\r\nlässt allerdings gezielt Regelungen zur räumlichen Abgrenzung und\r\nEinbindung von Unternehmen offen, um der nationalen Umsetzung\r\nin den Mitgliedsstaaten mehr Flexibilität zu ermöglichen.\r\nEffizienter Rechtsrahmen\r\nFür alle Teilnehmenden in einem Energy-Sharing-Modell muss\r\nRechtssicherheit gewährleistet sein. Dabei gilt, dass einerseits die bei\r\neiner regulären Stromlieferung geltenden Verbraucherpflichten und\r\n-rechte nicht aufgeweicht werden, andererseits muss auch für die\r\nbeteiligten Energieversorgungsunternehmen Rechtssicherheit\r\ngewährleistet sein. Besonders die Unterscheidung zwischen Voll- und\r\nReststromlieferung ist wichtig, damit eine belastbare Prognose für\r\ndie Beschaffung der Reststrommengen sichergestellt ist. Außerdem\r\ndürfen bei der Etablierung einheitlicher und\r\nmassengeschäftstauglicher Prozesse nicht die Energieversorger,\r\nNetz- oder Messstellenbetreiber unentgeltlich in die Pflicht\r\ngenommen werden. Der VKU weist darauf hin, dass für die\r\nEntwicklung der benötigten IT-Infrastruktur erhebliche Kapazitäten\r\nnotwendig sind. Sollte ein Messstellen- oder Netzbetreiber mit\r\ndieser Aufgabe betraut werden, ist eine angemessene Vergütung für\r\nden damit verbundenen Aufwand unerlässlich.\r\nBeteiligung an den Netz- und Systemkosten\r\nFür den VKU ist eine Beteiligung von Energy Sharing an den Kosten\r\ndes Gesamtsystems von zentraler Bedeutung. Damit würde\r\nsichergestellt, dass eine Benachteiligung derer, die nicht an einem\r\nEnergy-Sharing-Modell teilhaben können, ausgeschlossen ist.\r\nVielmehr müssen die Kosten für die Nutzung des öffentlichen Netzes\r\nEnergy Sharing\r\nRechtssicherheit und\r\nKostenbeteiligung gewährleisten\r\n2\r\nbei einer Stromlieferung auch im Rahmen von Energy Sharing gezahlt\r\nwerden.\r\nDer VKU fordert, dass Energy-Sharing-Modelle nicht privilegiert\r\nwerden. Eine staatliche Förderung oder eine reduzierte Stromsteuer\r\nbzw. vergünstigte Netzentgelte auf Strommengen, die allein aus\r\nEnergy Sharing stammen, lehnt der VKU ab. Solche Privilegierungen\r\nwürden alle anderen Letztverbraucher benachteiligen, da die\r\nMehrkosten der Netznutzung auf sie abgewälzt würden. Die\r\nsozialvertragliche Ausgestaltung dieses Modells wäre damit nicht\r\ngewährleistet.\r\nDienstleister für Energy Sharing\r\nDie EU-Strombinnenmarktrichtlinie stellt klar, dass der Betrieb von\r\nEnergy-Sharing-Modellen nicht das Hautpgeschäft eines Betreibers\r\nsein kann. Allerdings lässt sie Spielraum für die Übernahme von\r\nInstallation, Betrieb, Wartung oder Abrechnung durch einen\r\nDienstleister. Der VKU fordert daher, die bestehenden Kompetenzen\r\nund die Infrastruktur lokaler Energieversorger in der Umsetzung zu\r\nberücksichtigen. Insbesondere sollen Energieversorger neben der\r\nReststromlieferung auch als Dienstleister für Energy-Sharing-\r\nKonstrukte auftreten dürfen. Damit würde die uneingeschränkte\r\nEntwicklung von Geschäftsmodellen ermöglicht, die darauf abzielen,\r\nLetztverbrauchern den Einstieg in Energy-Sharing-Modelle durch\r\nlokale Unterstützung der Energieversorger zu erleichtern.\r\nBildnachweis: Samuel_Adobe/Stock.com"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008255","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung der Anwendung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/7c/321200/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260158.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fernwärme ist etwas grundsätzlich Anderes als Strom\r\nund Gas – und auch dort gibt es keine Preisregulierung\r\nIm Gegensatz zu Strom- und Gasnetzen handelt es sich bei Wärmenetzen\r\num lokal abgegrenzte, geschlossene Systeme mit einer definierten\r\nKundenzahl. Eine räumliche Verteilung von Wärme ist nur im\r\njeweiligen Wärmenetz möglich. Anders als bei Strom und Gas kann\r\neine Kilowattstunde also nicht quer durch Deutschland transportiert\r\nwerden. Zudem ist, wiederum im Gegensatz zu Strom und Gas, Fernwärme\r\nrein lokales Gut: Das Verhältnis von Wärmebedarf und Wärmeerzeugung\r\nmuss in einem Wärmenetz fein aufeinander abgestimmt\r\nsein – sowohl in Bezug auf schwankend nachgefragte\r\nTemperaturniveau als auch auf die saisonale und wochentags sehr\r\nunterschiedliche Nachfrage. Zudem werden im Strom- und Gassektor\r\nlediglich die Netze als natürliche Monopole reguliert, die Erzeugung\r\nsowie die Endkundenpreise hingegen nicht. Selbst das Bundeskartellamt\r\nhält eine Preisregulierung für ein ungeeignetes Instrument.\r\nIn der Sektoruntersuchung Fernwärme (S. 112) heißt es: „Die Sinnhaftigkeit\r\neiner Regulierung des Fernwärmebereichs, jedenfalls eine\r\nRegulierung von Verbraucherpreisen, ist indessen sehr zweifelhaft.\r\nDer bürokratische Aufwand wäre immens und insbesondere bei kleinen\r\nFernwärmenetzen unverhältnismäßig. Eine punktuelle kartellrechtliche\r\nKontrolle in Verdachtsfällen von Preismissbrauch stellt\r\nhier ein deutlich effizienteres Instrument dar.“\r\nEnergieminister der Länder benennen wichtige Hürden für\r\nden Aus- und Umbau der Wärmenetze\r\nFür das Erreichen der bundespolitischen Ziele sind durch die (kommunale)\r\nFernwärmewirtschaft Rekordinvestitionen zu tätigen. Diese\r\nkönnen nur unter stabilen und verlässlichen Rahmenbedingungen er-\r\n1 Weiterführende Handlungsempfehlungen zur beschleunigten Integration von\r\nEE / Abwärme (hier) sowie für einen beschleunigten Ausbau von Wärmenetzen\r\nfolgen. Der VKU teilt daher die Erkenntnis der Energieministerkonferenz,\r\ndass der Ordnungs- und Förderrahmen an die Transformationsziele\r\nund den Investitionsbedarf angepasst werden muss. Vorschläge\r\nwie die Anhebung der Fördermittelobergrenze (im Rahmen der beihilferechtlichen\r\nMöglichkeiten) sowie die Verkürzung der Bearbeitungszeiten\r\nvon Förderanträgen sind ebenso zentrale Punkte1 wie\r\ndie Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, gerade\r\nauch auf Länderebene. Die KWK besichert flexibel den stromund\r\nwärmeseitigen Ausbau der erneuerbaren Energien. Ihre Hocheffizienzvorteile\r\ngewinnen vor allem in der Markthochlaufphase von\r\nWasserstoff an Bedeutung. Die Bitte der Energieministerkonferenz,\r\nauf Basis des KWKG eine Förderung im Sinne der Wärmewende auszugestalten,\r\nunterstützt der VKU daher mit Nachdruck.\r\nFernwärmepreise: VKU mahnt Versachlichung der politischen\r\nund medialen Debatte an\r\nRegulierung ist kein Selbstzweck! Erfahrungen aus dem Ausland zeigen:\r\nIn einem regulierten Fernwärme-Preissystem liegen Preise nicht\r\nzwingend niedriger als in liberalisierten Systemen. So lagen die Fernwärmepreise\r\nin Dänemark bis zur Energiepreiskrise im Jahr 2022\r\netwa auf dem Niveau der deutschen Preise.\r\nGrundsätzlich bilden sich Fernwärmepreise im Wettbewerb. Weil\r\nFernwärmeversorgungsverträge aus sachlichen Gründen sowie im\r\nKosteninteresse aller Fernwärmekunden oftmals langfristig vereinbart\r\nwerden und sich Versorgungskosten über die Zeit hinweg verändern,\r\nbedarf es eines Mechanismus, dass bei Vertragsbeginn gefundene\r\nPreis-Leistungs-Verhältnis zu sichern. Der § 24 (4)\r\nAVBFernwärmeV hat sich dafür seit Jahrzehnten bewährt. Der Anfangspreis\r\nverändert sich während der Vertragslaufzeit so nicht beliebig,\r\nsondern auf Grundlage objektiver Kriterien, wie z.B. Indizes\r\n(hier) wurden bereits im Herbst 2023 in Zusammenarbeit zwischen AGFW und\r\nVKU ausgearbeitet.\r\nVerlässliche Rahmenbedingungen für die Fernwärme\r\nstatt Regulierungsspirale und Ausbaustopp\r\nVKU zu den Beschlüssen\r\nder Energieministerkonferenz im Frühjahr 2024\r\n2\r\ndes Statistischen Bundesamtes oder EEX-Börsennotierungen. Marktentwicklungen\r\nwerden daher mit zeitlicher Verzögerung und in gedämpfter\r\nForm an die Kundinnen und Kunden weitergegeben. Mit\r\nden Preisanpassungen zum Januar 2025 dürften schließlich die Nachläufer\r\nder Energiepreiskrise vollständig überwunden werden.\r\nGrundsätzlich steht Fernwärme auch im Wettbewerb mit anderen\r\nWärmetechnologien. Der Gebäudeeigentümer hat die Wahl zwischen\r\nunterschiedlichen Versorgungsalternativen (u.a. Wärmepumpe,\r\nHybrid-Heizung, Biomasse-Kessel). Der Fernwärmeversorger\r\nmuss also ein attraktives Angebot vorlegen, das sich gegen konkurrierende\r\nTechnologien durchsetzt.\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher genießen als Kunden der Fernwärme\r\neinen Schutz auf hohem Niveau: Fernwärmepreise unterliegen\r\nder kartellrechtlichen Preismissbrauchsaufsicht. Die Kontrollmöglichkeiten\r\nwurden jüngst durch die Erweiterung des § 29 GWB\r\nauf Fernwärme verstärkt. Auch zivilrechtliche Verfahren sind möglich.\r\nRegelmäßige Untersuchungen des Bundeskartellamts sowie der\r\nLandeskartellbehörden und erfolgreiche Klageverfahren verdeutlichen,\r\ndass es bislang keinerlei Anzeichen für ein kartellbehördliches\r\nVollzugsdefizit im Bereich Fernwärme gibt.\r\nSorgfältige Weiterentwicklung der Preisänderungssystematik\r\nstatt erratischer Regulierung als Ausbaubremse\r\nMilliardenschwere Investitionen erfordern stabile Rahmenbedingungen.\r\nNur wenn die Fernwärmeversorger Klarheit über die Refinanzierung\r\nihrer Investitionen haben, werden diese auch getätigt. Der VKU\r\nrät daher dringend davon ab, die bestehende Preisänderungssystematik\r\ngrundsätzlich in Frage zu stellen. Eine unkalkulierbare ex-ante-\r\nPreisregulierung stellt für kommunale Unternehmen daher eine\r\nrote Linie dar: Wird diese überschritten, droht ein sofortiger Ausbaustopp\r\nin der Fernwärme. Gleichwohl verdeutlichen die vielfach\r\nanstehenden Änderungen in den Wärmeerzeugungsstrukturen einen\r\nAnpassungsbedarf der weiterhin unerlässlichen Preisänderungsklauseln\r\nin Wärmeversorgungsverträgen. Die Branche diskutiert aktuell\r\nsehr intensiv über Lösungsansätze in der AVBFernwärmeV.\r\nDie Politik ist gefordert: Was in der laufenden Legislaturperiode\r\nnoch umgesetzt werden muss\r\nDer Aus- und Umbau der Fernwärme stellt für die Branche einen\r\nenormen Kraftakt dar, der nur unter verlässlichen politischen Rahmenbedingungen\r\ngelingen kann. Gleichzeitig wird die Zeitschiene bis\r\n2045 zunehmend enger. Daher ist es wichtig, dass noch in der laufenden\r\nLegislaturperiode entscheidende Weichen gestellt werden. Von\r\nzentraler Bedeutung sind dabei vor allem die folgenden Instrumente:\r\n Verstetigung und Ausfinanzierung der Bundesförderung für\r\neffiziente Wärmenetze (BEW): Die BEW stellt das zentrale Förderinstrument\r\nfür die Einbindung von klimaneutralen Energieträgern\r\nsowie für den Ausbau der Fernwärme dar. Allerdings\r\nist sie bis 2028 befristet und mit lediglich knapp 3 Mrd. Euro bis\r\n2026 massiv unterfinanziert. Die BEW sollte in ein Gesetz überführt\r\nund mit Mitteln in Höhe von mindestens 3 Mrd. Euro pro\r\nJahr ausgestattet werden.\r\n Verlängerung und Weiterentwicklung des KWKG: Neben der\r\nBEW stellt das KWKG die zweite Fördersäule für die Fernwärme\r\ndar. Als umlagebasierter Finanzierungsmechanismus, ermöglicht\r\ndas KWKG die Transformation der Fernwärme, ohne\r\nHaushaltsmittel zu beanspruchen. Allerdings sind die einzelnen\r\nFörderinstrumente für KWK-Anlagen, Wärmenetze und -speicher\r\naufgrund eines beihilferechtlichen Vorbehalts der EUKommission\r\nbis zum 31.12.2026 begrenzt. Im ersten Schritt\r\nmuss daher kurzfristig eine Verlängerung des Gesetzes bis zum\r\n31.12.2029 auf den Weg gebracht werden; im zweiten Schritt\r\nist das Gesetz inhaltlich weiterzuentwickeln.\r\n Novellierung von § 556c BGB und Wärmelieferverordnung: In\r\nihrer aktuellen Ausgestaltung stellen § 556c BGB und die Wärmelieferverordnung\r\ndas wesentliche Hemmnis für den Ausbau\r\nder Fernwärme im Mietmarktsegment dar. Die Energie- und\r\nFernwärmebranche weist seit vielen Jahren auf die Fehlstellung\r\nhin, Fernwärmekosten an den Kosten herkömmlicher fossiler\r\nHeizsysteme zu messen. Die klimaschutzorientierte Transformation\r\nder Wärmeversorgung muss im Mieterschutz\r\nberücksichtigt werden. Hierzu ist kurzfristig eine Angleichung\r\nan die im GEG-Verfahren beschlossenen mietrechtlichen Anpassungen\r\nerforderlich. Damit wird Chancengleichheit zwischen\r\nder Eigenversorgung und der gewerblichen Wärmelieferung\r\ngeschaffen. Auch die Mieterinnen und Mieter würden\r\ndurch diesen Vorschlag nicht schlechter gestellt, als wenn der\r\nVermieter selbst in eine neue Heizungsanlage investiert.\r\n Novellierung der AVBFernwärmeV: Die angekündigte Novellierung\r\nstellt eine gute Gelegenheit dar, um die für den Klimaschutz\r\nerforderliche Planungs- und Investitionssicherheit zu\r\nstärken. Weil durch die sukzessive Umstellung des Erzeugungsund\r\nBrennstoffmixes in der Fernwärme nun häufiger die Notwendigkeit\r\nbestehen wird, die Preisänderungsklauseln an die\r\njeweils neue Situation anzupassen, sollte das Novellierungsverfahren\r\ngenutzt werden, um die Änderung einer Preisanpassungsklausel\r\nfür sämtliche Fälle, in denen die Änderung einer\r\nunwirksam gewordenen Klausel notwendig ist, durch öffentliche\r\nBekanntgabe rechtssicher (wieder) zu ermöglichen. Darüber\r\nhinaus sollten kundenseitige Vertragsanpassungsrechte\r\neuroparechtlich konform ausgestaltet werden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008255","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung der Anwendung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/96/5f/321202/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260160.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 05.04.2024 1\r\nKraft-Wärme-Kopplung als Basis für Versorgungssicherheit\r\nBis zum Jahr 2045 soll die Bundesrepublik Deutschland klimaneutral\r\nsein. Dafür ist eine Umstrukturierung des Energieversorgungssystems\r\nmaßgeblich. Gleichzeitig muss während des\r\ngesamten Transformationsprozesses eine kontinuierliche Gewährleistung\r\nder Versorgungsicherheit für die Strom- UND\r\nWärmeversorgung sichergestellt werden.\r\nDer Versorgungssicherheitsbericht der Bundesnetzagentur1\r\nweist aus, dass die Versorgungssicherheit bis 2030 - auch bei\r\neinem auf 2030 vorgezogenen Kohleausstieg - gewährleistet\r\nsei. Dieser Aussage liegt jedoch die Prämisse zugrunde, dass\r\nbis 2030 in Summe 17-21 GW steuerbare Leistung zugebaut\r\nwird. Der Bericht geht bei diesem Zubau überwiegend von\r\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) als Ersatzneubau\r\noder Modernisierungsprojekt aus.\r\nStand heute, wird es zu einem Kraftwerkszubau in dieser Größenordnung\r\njedoch nicht mal annäherungsweise kommen!2\r\nIm Gegenteil wird das jetzige KWKG im avisierten Zeitraum\r\nkaum mehr zu Investitionsentscheidungen führen. Zum einen,\r\nweil aktuell nur eine beihilferechtliche Genehmigung bis 2026\r\nvorliegt. Zum anderen, weil eine ganzheitliche Perspektive\r\nzum Einsatz klimaneutraler Brennstoffe, insbesondere Wasserstoff,\r\nbei immer geringeren Einsatzstunden in der Strom\r\nwie in der Wärmeversorgung bislang fehlt.\r\nKWKG-Novelle jetzt\r\nDamit die KWK der ihr zugedachten Rolle gerecht werden\r\nkann, braucht es eine kurzfristige Novellierung des Kraft-\r\nWärme-Kopplungs-Gesetzes (KWKG) mit einer zügigen Verlängerung\r\nder KWK-Förderung bis mindestens 20353.\r\n1 Bericht zu Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der\r\nVersorgung mit Elektrizität, Bundesnetzagentur (2023)\r\n2 Erforderlicher Zubau bis 2030: Ø 3,5 GW/a; Zubau 2019-2023: Ø 1,1 GW/a; (gemäß\r\nBAFA (2023): Zulassung von KWK-Anlagen)\r\nEckpunkte für eine KWKG-Novelle\r\nUm die erforderlichen Investitionen in die KWK wieder in\r\nSchwung zu bringen und sie, in Kombination mit Fernwärme,\r\nzukunftsfest aufzustellen, ist Folgendes zu tun:\r\n Das KWKG wird bis 2035 verlängert, um anlagenseitig\r\ndie längeren Planungs- und Umsetzungszeiträume im\r\nBau (Neu- oder Ersatzneubau) sowie in der Modernisierung\r\nvon KWK-Anlagen zu berücksichtigen.\r\n Anreize für eine flexible, strommarktgeführte Fahrweise\r\nder KWK-Anlagen werden gesetzt, um einen\r\nsystemoptimalen KWK-Einsatz im Zusammenspiel mit\r\nErneuerbaren Energien zu gewährleisten. Stichwort:\r\nAbnehmende förderfähige Einsatzstunden erfordern\r\neinen höheren spezifischen Fördersatz je Kilowattstunde\r\nKWK-Strom.\r\n Um die Transformation zur Dekarbonisierung mit klimaneutralen\r\nBrennstoffen – insbesondere grünem\r\nWasserstoff – zu gewährleisten, werden Anreize für\r\nderen Nutzung und die Sicherstellung eines wirtschaftlichen\r\nBetriebs analog der Ansätze in der Kraftwerksstrategie\r\nermöglicht. Zum Beispiel wären\r\nContracts for Difference (CfDs) für KWK-Anlagen\r\ndenkbar, welche die Mehrkosten im Vergleich zum\r\nErdgaseinsatz – sowohl für die Strom- als auch die\r\nWärmeerzeugung - abdecken.\r\n Damit das KWKG auch weiterhin seine Rolle als Ermöglicher\r\nfür die CO2-arme Fernwärme übernehmen\r\n3 Die Regierungen der Länder Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg haben\r\neine gleichlautende Initiative über den Bundesrat eingebracht, die nun in\r\nden Ausschüssen beraten wird (Entschließung „Eine starke und sinnvoll flankierte\r\nKraftwerksstrategie für eine versorgungssichere Energiewende“).\r\nKWKG-Novelle\r\nKWK-Anlagen als Bestandteil\r\neines resilienten Erzeugungsmixes der Zukunft\r\nStand: 05.04.2024 2\r\nkann, werden die diesbezüglichen, bewährten\r\nKWKG-Elemente weiterentwickelt bzw. fortgeführt:\r\no KWKG-Fördermechanismen für Wärmenetze\r\nund Wärmespeicher\r\no Förderung für Power-to-Heat-Anlagen, sowie\r\ndie „i-Komponente“ (innovative KWK)\r\nSystemischer Nutzen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)\r\nEine auf die Zukunft ausgerichtete KWK zahlt sich aus. Denn\r\ndie KWK, in Kombination mit Fernwärme, ist ein entscheidender\r\nHebel zur Erreichung der Klimaziele und eine prädestinierte\r\nTechnologie zur (volks-)wirtschaftlich optimierten Umsetzung\r\nder Energie- und Wärmewende. Alle relevanten Studien\r\nuntermauern dies und zeigen die Notwendigkeit eines\r\nschnellen Hochlaufs von KWK-Anlagen und Wasserstoff für die\r\nErreichung der Klimaziele.\r\nAls Sektorenkopplungstechnologie, trägt die KWK stromseitig\r\nmit ihrer gesicherten Leistung zur Versorgungssicherheit bei\r\nund liefert zudem, insbesondere für Bestandsgebäude im urbanen\r\nRaum, entscheidende Beiträge für die Dekarbonisierung\r\nder Wärmeversorgung: sie wird zukünftig die Spitzenlasten\r\nim „grünen“ Fernwärmesystem und die Besicherung übernehmen.\r\nSystemisch gliedert sich die KWK optimal in die Versorgungsstruktur\r\nvon Wind- und PV-Anlagen ein. Die (stromseitige) Residuallast,\r\nd. h. die Zeitpunkte, in denen Wind und Solar witterungsbedingt\r\ndie geringsten Beiträge zur Stromversorgung liefern,\r\nfällt überwiegend im Winter an. Damit fällt diese in einen\r\nZeitraum, in dem die Nachfrage nach Wärme besonders hoch\r\nist. Die Effizienzvorteile der KWK, mit Brennstoffausnutzungsgrade\r\nvon bis zu 90 Prozent, werden mit der Umstellung auf\r\nklimaneutrale Brennstoffe weiter an Bedeutung zunehmen\r\nund sollten im Rahmen einer (volks-)wirtschaftlich optimierten\r\nUmsetzung der Energiewende genutzt werden.\r\nKWKG ist umlagefinanziert und damit haushaltsneutral\r\nDie besondere Rolle des KWKG liegt darin, dass das Gesetz einen\r\nseit vielen Jahren bewährten Fördermechanismus darstellt\r\nund sich die KWKG-Förderung über eine entsprechende,\r\nim Vergleich zu den anderen Umlagen und Netzentgelten\r\nniedrige, Umlage für Letztverbraucher trägt. Damit stellt sie\r\nkeine zusätzliche Belastung für den Bundeshaushalt dar.\r\nKWK-Anlagen, sowie zusätzlich auch Wärmenetze und -speicher,\r\nwerden damit haushaltsunabhängig und auf gesicherter\r\ngesetzlicher Grundlage gefördert.\r\nVersorgungssicherheit: Warum eine KWKG-Novellierung\r\njetzt notwendig ist\r\nMit der Kraftwerksstrategie strebt die Bundesregierung den\r\nZubau von insgesamt 10 GW H2-ready-Gaskraftwerken an und\r\nnimmt hierbei größere Gas- und Dampfturbinen- sowie Spitzenlastkraftwerke\r\nin den Fokus. Sie soll die Energieversorgung\r\n„noch sicherer“ machen, ist also ergänzend zum unterstellten\r\nBau von 17-21 GW aus überwiegend KWK-Anlagen angelegt.\r\nDiesen Beitrag für eine grundständige Versorgungssicherheit\r\nkann das aktuelle KWKG aufgrund seiner begrenzten Laufzeit\r\njedoch nicht mehr liefern. Es wird somit kaum mehr zu Investitionsentscheidungen\r\nin KWK-Anlagen kommen: Der Bau insbesondere\r\nvon großen innerstädtischen KWK-Anlagen dauert\r\nab Investitionsentscheidung ca. 5-8 Jahre. Neben der Kraftwerksstrategie\r\nbraucht es deswegen zwingend ein verlängertes\r\nund novelliertes KWKG.\r\nBeide Instrumente sind dabei so auszugestalten, dass sie mit\r\neinem möglichen künftigen Kapazitätsmechanismus kompatibel\r\nsind und zeitlich harmonieren. Denn klar ist: Auch bei der\r\ngeplanten operativen Umsetzung des Kapazitätsmechanismus\r\nab 2028 werden die hierdurch angereizten Kraftwerksinvestitionen\r\naufgrund der Projektlaufzeiten erst deutlich nach 2030\r\nzur Versorgungssicherheit beitragen können."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008255","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung der Anwendung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/66/f7/321204/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260163.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nAGFW | Der Energieeffizienzverband\r\nfür Wärme, Kälte\r\nund KWK e. V.\r\nStresemannallee 30\r\n60596 Frankfurt am Main\r\nwww.agfw.de\r\n8KU GmbH\r\nSchumannstraße 2\r\n10117 Berlin\r\nwww.8ku.de\r\nBundesverband Kraft-Wärme-\r\nKopplung e. V. (B.KWK)\r\nRobert-Koch-Platz 4\r\n10115 Berlin\r\nwww.bkwk.de\r\nSeite 1 von 5\r\nPositionspapier zu notwendigen Mindestanpassungen\r\ndes Kraft-Wärme-Kopplungs-\r\nGesetzes (KWKG) im Jahr 2024\r\nDie Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist ein zentraler Baustein zur Verringerung\r\nund für den Abbau von Treibhausgasemissionen sowie die Förderung\r\nder Energieeffizienz. Gleichzeitig ist sie eine wichtige Säule der gesicherten\r\nStrom- und Wärmeerzeugung eines auf erneuerbaren Energien basierenden\r\nEnergieversorgungssystems in Deutschland.\r\nWeil das KWKG beihilferechtlich bislang nur bis Ende 2026 genehmigt ist,\r\nkönnen größere Anlagen schon jetzt nicht mehr realisiert werden. Auch\r\nfür bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Genehmigungsrahmen\r\nkeine hinreichende Investitionssicherheit mehr. Aufgrund\r\nvon nicht zuletzt durch die Krisen der letzten Jahre bedingten anhaltenden\r\nVerzögerungen und Lieferschwierigkeiten können die Anlagen nicht\r\nrechtzeitig vor dem 31.12.2026 in Betrieb gehen, so dass das Risiko von\r\nFehlinvestitionen besteht. Neben der Förderung von KWK-Anlagen und\r\nder Förderung von Großwärmepumpen, Geothermie und Solarthermie in\r\nForm der iKWK betrifft das auch die Infrastrukturförderung, die neben\r\nWärmespeichern auch für Wärmenetze enorm wichtig ist, um die im\r\nWärmeplanungsgesetz und dem BMWK-Fernwärmegipfel gesetzten Ziele1\r\nüberhaupt erreichen zu können. Die Ungewissheit über eine Förderung\r\nder KWK über 2026 hinaus stellt bereits heute für viele Fernwärmenetzbetreiber\r\neine große Unsicherheit in ihrer Netzausbauplanung dar.\r\n1 Gemeinsame Erklärung zum Fernwärmegipfel: „Für Investitionen in zukunftsfähige Kraft-Wärme-Kopplung\r\n(KWK) wird das BMWK mit der Kraftwerksstrategie einen klaren Rahmen setzen, der auch den Übergang auf\r\nWasserstoff für den KWK-Betrieb ab 2030 umfasst und so die Versorgungssicherheit gewährleistet. Dazu gehört\r\nauch das Ziel, auf der Grundlage des KWKG und der BEW einen einheitlichen und sicheren Rechts- und\r\nFörderrahmen für klimaneutrale Wärmenetze zu schaffen.“\r\nBerlin, 10. Mai 2024\r\nSeite 2 von 5\r\nStrategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nUm die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen, muss\r\ndie KWK-Förderung langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig\r\nausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung\r\nauf klimaneutrale Brennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche\r\ndurch die KWK besonders effizient genutzt werden. Eine inhaltliche\r\nWeiterentwicklung sollte spätestens 2025 erfolgen. Dabei werden sich die\r\nAnforderungen an H2-Readiness und die Förderung des Einsatzes von\r\nWasserstoff an den derzeit in Erarbeitung befindlichen Vorgaben zur\r\nKraftwerkstrategie orientieren müssen. Als umlagefinanziertes Instrument\r\nflankiert das KWKG darüber hinaus die Kraftwerksstrategie beim notwendigen\r\nAufbau von gesicherter Kraftwerkskapazität, ohne KTF und Bundeshaushalt\r\nzu belasten. Um die KWK zukunftsfähig weiterzuentwickeln,\r\nbraucht es jedoch auch zeitnah die Vorlage der gesetzlich für das Jahr\r\n2022 fixierten KWK-Evaluierung.\r\nWas 2024 mindestens passieren muss\r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern als auch die laufenden\r\n(insbesondere iKWK-)Ausschreibungen vor massiven Unterzeichnungen zu\r\nbewahren, muss die Bundesregierung bereits jetzt – vor der politischen\r\nSommerpause – eine Verlängerung des KWKG beschließen und damit die\r\nbislang noch unter Vorbehalt stehende Vorbescheid-Regelung für derzeit\r\nim Bau befindliche KWK-Projekte in Abstimmung mit Brüssel auf rechtssichere\r\nFüße stellen. Gleichermaßen erforderlich sind Anpassungen der\r\nFristen aufgrund der zunehmenden Komplexität für die Errichtung und\r\nInbetriebnahme von KWK-Anlagen und Wärme-/Kältenetzen. Nur so\r\nkönnen Investitionssicherheit für die laufenden KWK-Projekte gewährleistet,\r\nInvestitionsruinen vermieden und die Basis für eine dringend notwendige\r\nund umfassende Weiterentwicklung des KWKG bereitet werden.\r\nEntsprechende Vorschläge für die notwendigen gesetzlichen Klarstellungen\r\nfür eine Instandhaltung des KWKG finden sich nachfolgend.\r\nSeite 3 von 5\r\nRechtliche Sicherheit für Anlagenbetreiber durch Anpassung der zeitlichen Geltung für Inbetriebnahmen\r\nder KWK-Anlagen, Wärme- und Kältenetze bzw. Wärme- und Kältespeicher bis 2030\r\nGesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-\r\nKopplungsgesetz - KWKG 20234)\r\n§ 6 Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen\r\n(1) Betreiber von neuen, modernisierten oder nachgerüsteten KWK-Anlagen […], einen Anspruch auf Zahlung\r\neines Zuschlags für KWK-Strom […], wenn\r\n1. die Anlagen\r\na) bis zum 31. Dezember 202629 in Dauerbetrieb genommen worden sind,\r\nb) über einen in einem Zuschlagsverfahren […] erteilten Zuschlag verfügen […], oder\r\nc) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030 in Dauerbetrieb genommen worden\r\nsind, […]\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Betreiber eines neuen oder ausgebauten Wärmenetzes haben […] Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags\r\nnach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und des § 19, wenn\r\n1. die Inbetriebnahme des neuen oder ausgebauten Wärmenetzes erfolgt\r\na) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe a und b bis zum 31. Dezember 2029\r\naa) bis zum 31. Dezember 2026 oder\r\nbb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030 oder\r\nb) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe c bis zum 31. Dezember 2022, […]\r\n§ 22 Zuschlagberechtigter Neubau von Wärmespeichern\r\n(1) Betreiber von Wärmespeichern haben … einen Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags nach Maßgabe der\r\nAbsätze 2 bis 4 und des § 23, wenn\r\n1. die Inbetriebnahme des neuen Wärmespeichers bis zum 31. Dezember 2029 erfolgt\r\na) bis zum 31. Dezember 2026 oder\r\nb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030, […]\r\n§ 35 Übergangsbestimmungen:\r\n(19) Die Bestimmungen nach § 6 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c, § 7b, § 18 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe\r\na Doppelbuchstabe bb und § 22 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe b dürfen erst nach der beihilferechtlichen\r\nGenehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe der Genehmigung angewandt werden.\r\nRedaktionelle Anpassung der Höchstsätze für EU-Einzelfallnotifizierung auf neue Obergrenze der\r\nAllgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) von 50 Mio. Euro\r\n§ 19 Höhe des Zuschlags für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle legt den Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nmit der Zulassung fest. […]\r\nDer Zuschlag darf insgesamt 250 Millionen Euro je Projekt nicht überschreiten.\r\n§ 20 Zulassung für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, Vorbescheid\r\n(6) Die Zulassung für Zuschlagszahlungen nach § 18, die einen Betrag von 145 Millionen Euro je Unternehmen\r\nüberschreiten, darf von dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle erst nach beihilferechtlicher\r\nGenehmigung durch die Europäische Kommission erteilt werden.\r\n§ 23 Höhe des Zuschlags für den Neubau von Wärmespeichern\r\n(1) Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle legt den Zuschlag für den Neubau von Wärmespeichern\r\nmit der Zulassung fest. […].\r\nDer Zuschlag nach Satz 1 darf insgesamt 150 Millionen Euro je Projekt nicht überschreiten.\r\nSeite 4 von 5\r\nAnpassungen der Fristen an die zunehmende Komplexität für Errichtung und Inbetriebnahme\r\nvon KWK-Anlagen und Wärme-/Kältenetzen\r\n§ 12 Vorbescheid für neue KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 50 Megawatt\r\n(4) Der Vorbescheid erlischt, wenn der Antragsteller […]\r\n2. nicht innerhalb von drei vier Jahren ab Baubeginn die Anlage in Dauerbetrieb genommen hat. Die Frist zur\r\nInbetriebnahme der Anlage kann auf Antrag bei dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle\r\ninnerhalb der ab Baubeginn laufenden Frist von drei vier Jahren einmalig um bis zu einem drei Jahre\r\nverlängert werden.\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Betreiber eines neuen oder ausgebauten Wärmenetzes haben gegenüber dem\r\nÜbertragungsnetzbetreiber Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und des\r\n§ 19, wenn […]\r\n2. die Versorgung der Abnehmenden, die an das neue oder ausgebaute Wärmenetz angeschlossen sind, bei\r\neinem Wärmenetz, das nach dem 31. Dezember 2019 und vor dem 1. Juli 2021 in Betrieb genommen\r\nworden ist, innerhalb von 4860 Monaten ab Inbetriebnahme des neuen oder ausgebauten Wärmenetzes\r\nund bei einem sonstigen Wärmenetz innerhalb von 3648 Monaten ab Inbetriebnahme des neuen oder\r\nausgebauten Wärmenetzes […]\r\n§ 20 Zulassung für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, Vorbescheid\r\n(2) Die Angaben nach § 18 Absatz 1 Nummer 2 sind anhand von gemessenen Werten nachzuweisen. Liegen\r\nim Zeitpunkt der Antragstellung noch keine gemessenen Werte vor, so genügen vorläufig prognostizierte\r\nWerte, sofern der Nachweis nach Ablauf von 3648 Monaten oder bei einem Wärmenetz, das nach dem 31.\r\nDezember 2019 und vor dem 1. Juli 2021 in Betrieb genommen worden ist, innerhalb von 4860 Monaten\r\nanhand von gemessenen Werten nachgereicht wird.\r\nKWKAusV: § 18 Erlöschen und Rückgabe von Zuschlägen\r\n(1) Zuschläge erlöschen 54 78 Monate nach ihrer Bekanntgabe nach § 15 Absatz 2, soweit nicht die KWKAnlage\r\noder das innovative KWK-System an dem Standort, der dem Zuschlag zugeordnet worden ist, bis zu\r\ndiesem Zeitpunkt den Dauerbetrieb aufgenommen oder im Fall einer Modernisierung wiederaufgenommen\r\nhat.\r\nKWKAusV: § 21 Pönalen\r\n(1) Bieter müssen an den Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn […]\r\n2. die KWK-Anlage oder das innovative KWK-System mehr als 4872 Monate nach der Bekanntgabe des\r\nZuschlags nach § 15 Absatz 2 den Dauerbetrieb aufgenommen oder im Fall einer Modernisierung\r\nwiederaufgenommen hat, […]\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Hierdurch werden Entscheidungen\r\nzum Umstieg auf klimaneutrale Wärme verzögert und die Erreichung\r\nder Klimaziele ausgebremst. Eine sozialverträgliche Wärmewende\r\nlässt sich nicht durch Eingriffe in ein System vollziehen, welches sich\r\ninmitten einer Transformation hin zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung\r\nbefindet. Der VKU mahnt daher eine Versachlichung der\r\npolitischen und medialen Debatte an, die sich an bewährten Instrumenten\r\nder Preisbildung und -kontrolle sowie technisch sinnvollen\r\nLösungen orientiert.\r\nFernwärme ist etwas grundsätzlich Anderes als Strom\r\nund Gas – aber auch hier gibt es keine Preisregulierung\r\nIm Gegensatz zu Strom- und Gasnetzen handelt es sich bei Wärmenetzen\r\num lokal bzw. regional abgegrenzte, geschlossene Systeme\r\nmit einer definierten Kundenzahl. Eine räumliche Verteilung von\r\nWärme ist nur im jeweiligen Wärmenetz möglich. Anders als bei\r\nStrom und Gas kann eine Kilowattstunde also nicht quer durch\r\nDeutschland transportiert werden. Zudem ist Fernwärme kein homogenes\r\nGut: Das Verhältnis zwischen Wärmebedarf und Wärmeerzeugung\r\nmuss in einem Wärmenetz präzise aufeinander abgestimmt\r\nsein – u. a. in Bezug auf nachgefragte Temperaturniveaus als auch auf\r\nsaisonal und wochentags variierende Nachfragemengen. Zudem\r\nwerden im Strom- und Gassektor lediglich die Netze als natürliche\r\nMonopole reguliert, der Endkundenpreis hingegen nicht. Das Bundeskartellamt\r\nkam bereits 2012 zu dem Ergebnis, dass eine Vergleichbarkeit\r\nmit Strom und Gas nicht gegeben sei. Die Sinnhaftigkeit\r\n1 Bundeskartellamt, 2012, Sektoruntersuchung Fernwärme, S. 4, 112\r\neiner Regulierung des Fernwärmebereichs, jedenfalls eine Regulierung\r\nvon Verbraucherpreisen, sei sehr zweifelhaft. Der bürokratische\r\nAufwand wäre immens und insbesondere bei kleinen Fernwärmenetzen\r\nunverhältnismäßig.1 Diese Sichtweise wurde jüngst erneut bekräftigt.\r\nStattdessen sei eine wirksame Rechtsdurchsetzung und höhere\r\nKlarheit bei den zahlreich vorhandenen Regeln sinnvoll.2\r\nKeep it simple: Bewährte Instrumente stärken\r\nFernwärme steht im Wettbewerb mit anderen Wärmetechnologien\r\nwie Wärmepumpen, Hybrid-Heizungen und Biomasse-Kesseln. Der\r\nFernwärmeversorger muss daher attraktive Angebote erstellen. Verbraucher\r\ngenießen dabei einen hohen Schutz, da Fernwärmepreise\r\nder kartellrechtlichen Preismissbrauchsaufsicht unterliegen, welche\r\ndurch die Erweiterung des § 29 GWB verstärkt wurde. Zusätzlich sind\r\nzivilrechtliche Verfahren möglich, um Preismissbrauch zu bekämpfen.\r\nRegelmäßige Untersuchungen durch das Bundeskartellamt und\r\ndie Landeskartellbehörden sowie erfolgreiche Klageverfahren zeigen,\r\ndass es keine Anzeichen für ein Vollzugsdefizit bei der kartellbehördlichen\r\nÜberwachung der Fernwärme gibt.\r\nDie Fernwärme-Branche hat auf dem Fernwärmegipfel 2023 zugesagt,\r\nden Verbraucherschutz zu stärken. Dieser Zusage sind die drei\r\nVerbände AGFW, BDEW und VKU zwischenzeitlich nachgekommen.\r\nUnter anderem haben sie ihre Mitgliedsunternehmen aufgerufen,\r\nsich an der bereits für Fernwärme zuständigen Universalschlichtungsstelle\r\ndes Bundes zu beteiligen. Die positive Resonanz zeigt,\r\ndass eine Teilnahmepflicht nicht erforderlich ist. Die Forderungen\r\nder Verbraucherschutzministerkonferenz (VSMK) nach der Einführung\r\neines kostenfreien, außergerichtlichen, branchenspezifischen\r\nStreitbeilegungsverfahrens für Verbraucher ist daher redundant. Der\r\nVKU befürwortet die Stärkung der Kompetenzen vorhandener Behörden\r\nund warnt vor der Schaffung zusätzlicher bzw. doppelter\r\n2 BKartAmt-Präsident Andreas Mundt, Frankfurter Allgemeine Zeitung, 25.06.24Strukturen sowie der Überforderung bereits überlasteter Behörden.\r\nSorgfältige Weiterentwicklung der Preisänderungssystematik\r\nstatt erratischer Regulierung als Ausbaubremse\r\nFernwärmeversorgungsverträge sind aus sachlichen Gründen sowie\r\nim Kosteninteresse aller Fernwärmekunden oftmals langfristig vereinbart.\r\nDa sich Versorgungskosten über die Zeit hinweg verändern,\r\nbedarf es eines Mechanismus, der das gefundene Preis-Leistungs-\r\nVerhältnis sichert. Preisänderungsklauseln nach § 24 (4) AVBFernwärmeV\r\nhaben sich dafür seit Jahrzehnten bewährt. Der Preis verändert\r\nsich während der Vertragslaufzeit so nicht beliebig, sondern\r\nauf Grundlage objektiver Kriterien, wie z. B. Indizes des Statistischen\r\nBundesamtes oder EEX-Börsennotierungen. Marktentwicklungen\r\nwerden daher mit zeitlicher Verzögerung und in gedämpfter Form an\r\ndie Kundinnen und Kunden weitergegeben. Hiervon profitierten die\r\nFernwärmekunden am Anfang der Energiepreiskrise, als Strom- und\r\nGaspreise bereits massiv anstiegen. Die Nachläufer der Energiepreiskrise\r\nwerden auch in der Fernwärme spätestens zum Jahreswechsel\r\nüberwunden sein. Mit der Preistransparenzplattform erkennt die\r\nBranche außerdem an, dass Transparenz die Attraktivität der Fernwärme\r\nsteigert und die Verabredungen des Fernwärmegipfels erfüllt.\r\nDie milliardenschweren Investitionen zur Transformation der Fernwärme\r\nerfordern stabile Rahmenbedingungen und klare Refinanzierungsmöglichkeiten.\r\nDer VKU warnt davor, die bestehende Preisänderungssystematik\r\ngrundsätzlich infrage zu stellen. Eine\r\nunkalkulierbare ex-ante-Preisregulierung oder eine Preis-Cap-Regulierung,\r\nwie sie die VSMK bzw. die Monopolkommission\r\n(MoPoKo) fordern, werden einen sofortigen Ausbaustopp zur Folge\r\nhaben. Trotz notwendiger Anpassungen der Preisänderungsklauseln\r\naufgrund neuer Erzeugungsstrukturen zeigt die Diskussion in der\r\nBranche, dass bewährte Mechanismen beibehalten werden sollten.\r\nAußerdem belegen Erfahrungen aus dem Ausland, wie in Dänemark,\r\ndass regulierte Fernwärmepreise nicht zwingend niedriger sind.\r\nKostensteigerung statt Verbraucherschutz: Risiken von\r\nEntflechtung und Drittzugängen im Fernwärmesystem\r\nEine Entflechtung von Netzbetrieb und Wärmeerzeugung nach Vorbild\r\nder Gas- und Elektrizitätsnetze ist weder umsetzbar noch dient\r\nes dem Verbraucherschutz. Eine Entflechtung führt zu hohen administrativen\r\nKosten und Synergieverlusten ohne Nutzen für die Verbraucher;\r\nim Gegenteil verursacht ein solcher Eingriff zusätzliche\r\nKosten. Solche Eingriffe zerstören die Investitionsbereitschaft kommunaler\r\nUnternehmen, welches die Wärmewende und die Klimaziele\r\ngefährdet. Die Forderungen der VSMK und MoPoKo lehnt der\r\nVKU daher ab.\r\nFernwärme kann weder überregional erzeugt noch geliefert werden.\r\nDer Ausgleich von Erzeugung und Nachfrage muss daher in geschlossenen\r\nund räumlich begrenzten Systemen erfolgen. Unterschiedliche\r\nTemperaturniveaus erfordern zudem spezifische Anpassungen und\r\neine hydraulische Modellierung des Netzes. Die unkonditionierte Einspeisung\r\noder Durchleitung von Wärme Dritter würde dieses fein\r\naustarierte und auf Effizienz ausgerichtete System sprengen. Die\r\nFolge sind hohe Kosten durch nötige Investitionen in Steuerung, Betrieb\r\nund Absicherung der Wärme Dritter. Vertraglich vereinbarte\r\nDrittzugänge haben sich hingegen als sachgerechte und kostengünstige\r\nAlternative zu gesetzlich verpflichtenden bewährt. Die nationalen\r\nSpielräume in der RED III sollten genutzt werden, um regulierte\r\nDrittzugänge zu vermeiden.\r\nDer VKU warnt vor experimentellen Eingriffen in das grundlegende\r\nSystem der Fernwärme-Versorgung. Anders als bei Strom und Gas\r\nsind sowohl eine Entflechtung von Netzbetrieb und Wärmeerzeugung\r\nals auch ein verpflichtender Drittzugang weder ökonomisch\r\nsinnvoll noch effizient umsetzbar. Nach der Debatte über das Gebäudeenergiegesetz\r\nund den Akzeptanzproblemen für Wärmepumpen\r\nwäre eine Diskussion über eine stärkere Regulierung der Wärmenetze\r\nfatal. Sie würde sowohl dem Klima als auch den Verbrauchern\r\nschaden, da die dringend benötigte Wärmewende verzögert würde.\r\nDie Politik ist gefordert: Ermöglichen statt Ausbremsen\r\nDer Aus- und Umbau der Fernwärme ist ein enormer Kraftakt, der\r\nverlässliche politische Rahmenbedingungen benötigt. Noch in dieser\r\nLegislaturperiode müssen entscheidende Weichen gestellt werden:\r\n Verstetigung und Ausfinanzierung der BEW: Die BEW, das\r\nzentrale Förderinstrument für klimaneutrale Energieträger\r\nund den Fernwärmeausbau, ist bis 2028 befristet und unterfinanziert.\r\nSie sollte gesetzlich verankert und mit mindestens\r\n3 Mrd. Euro jährlich ausgestattet werden.\r\n Verlängerung und Weiterentwicklung des KWKG: Das\r\nKWKG, als zweite Fördersäule, ermöglicht Aus- und Umbau\r\nder Fernwärme ohne Haushaltsmittel. Eine Verlängerung\r\nüber 2026 hinaus und eine Weiterentwicklung sind nötig.\r\n Novellierung von §556c BGB und Wärmelieferverordnung:\r\nAnpassungen an die GEG-mietrechtlichen Änderungen sind\r\nerforderlich, um Chancengleichheit zwischen Eigenversorgung\r\nund Fernwärme im Mietmarkt zu schaffen.\r\n Novellierung der AVBFernwärmeV: Die Novellierung sollte\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit stärken. Preisänderungsklauseln\r\nmüssen an neue Gegebenheiten angepasst\r\nwerden können. Kundenseitige Vertragsanpassungsrechte\r\nsollten europarechtlich konform ausgestaltet werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nÄnderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung\r\nder FFVAV\r\nBerlin, 20.08.2024\r\n2 / 43\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fern-wärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrech-nung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (AVBFernwärmeV-E) des Bundes-ministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie zuverlässige und klimafreundliche (Fern-)Wärmeversorgung gehört zum Kerngeschäft der kommunalen Energiewirtschaft. Vor diesem Hintergrund spielen die kommunalen Un-ternehmen eine Schlüsselrolle für die Umsetzung der Energiewende im Gebäudesektor, für den Aus- und Umbau der Wärmenetze und damit für das Erreichen der deutschen Klimaschutzziele.\r\nAngesichts der ambitionierten Zielsetzung, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um min-destens 65 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren, müssen die Fernwärmeversorger In-vestitionen in Milliardenhöhe tätigen. Dies wurde unlängst durch eine aktualisierte Ab-schätzungen der Prognos AG1 bestätigt: Zum Erreichen der Klimaschutzziele müssen bis 2030 43,5 Mrd. Euro in die Transformation der Fernwärme investiert werden. Die (kom-munale) Fernwärmewirtschaft steht damit von einer Mammutaufgabe, welche nur dann gelingen kann, wenn die politischen Rahmenbedingungen konsequent auf die Investiti-onstätigkeit ausgerichtet werden. Hierzu gehören insbesondere:\r\n- Verstetigung und Ausfinanzierung der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze;\r\n- Verlängerung und Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes;\r\n- Novellierung von §556c BGB und Wärmelieferverordnung sowie die\r\n- Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingung für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV).\r\nDie AVBFernwärmeV ist für die kommunale (Fern-)Wärmewirtschaft von zentraler Bedeu-tung, weil sie die Versorgungsbedingungen, die in aller Regel Bestandteil des Versorgungs-vertrages zwischen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen und dem Kunden werden, regelt. Die Regelungen betreffen das gesamte Vertragsverhältnis von Abschluss, Einrich-tung bis Beendigung und haben damit einen bedeutsamen Einfluss auf die Geschäfts- und Investitionstätigkeit der kommunalen Fernwärmeversorger.\r\n1 https://www.vku.de/presse/pressemitteilungen/studie-zu-waermenetzen-bis-2030-muessen-435-milliarden-euro-in-die-fernwaerme-investiert-werden/\r\n3 / 43\r\nVor dem Hintergrund der erforderlichen Investitionstätigkeit und den damit einhergehen-den Herausforderungen stellt der vorliegenden Referentenentwurf eine gute Gelegenheit dar, um die für den Klimaschutz erforderliche Planungs- und Investitionssicherheit zu stär-ken und um passende Voraussetzungen für die aufgrund der Anforderungen des Wärme-planungsgesetzes (WPG) in sämtlichen Wärmenetzen anstehende Transformation zu schaffen. Vorschläge, die den Transformationsprozess durch eine Aushöhlung der Pla-nungs- und Investitionssicherheit gefährden, senden hingegen ein völlig falsches Signal und sind daher abzulehnen.\r\nVorbemerkung zum AVBFernwärmeV-E\r\nIn den vergangenen Monaten stand die (Preis-)Transparenz sowie die Preisänderungssys-tematik in der Fernwärme im Fokus der politischen Debatte. Mit dem AVBFernwärmeV-E greift das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz dies auf und kommt vor al-lem denjenigen Interessensgruppen entgegen, die eine fehlende (Preis-) Transparenz und unzureichende Verbraucherrechte in der Fernwärme anmahnen.\r\nDer VKU begrüßt dabei zunächst ausdrücklich, dass das BMWK die (seit Jahrzehnten) be-währte Preisänderungssystematik in der Fernwärme bestätigt. Der Grundsatz der ange-messenen Berücksichtigung der Kosten- und Marktelemente bleibt erhalten. Forderun-gen nach disruptiven Einschnitten in der Preisbildung, z.B. in Form einer ex-ante „Preis-regulierung“, werden damit deutlich zurückgewiesen.\r\nIn der Vergangenheit hatte der VKU davor gewarnt, dass bereits konkretisierende Debat-ten über eine Abkehr von der kosten- und wettbewerbsorientierten Preisbildung die Un-sicherheiten unter den Fernwärmeversorgern darüber, unter welchen Bedingungen die getätigten Investitionen refinanziert werden, massiv erhöhen und zu Investitionshem-mungen und -zurückhaltungen bei den Versorgern führen könnten. Die für den Klima-schutz eigentlich dringend erforderliche Investitionstätigkeit der (kommunalen) Fernwär-mewirtschaft würde damit schon im Ansatz ausgebremst werden. Positiv merkt der VKU darüber hinaus an, dass im AVBFernwärmeV-E vereinzelt der Wille des Verordnungsge-bers zu erkennen ist, bereits getätigte Investitionen zu schützen. So hat der Kunde bspw. nach § 3 (2) Satz 3 AVBFernwärmeV-E bspw. kein Recht auf eine Rückerstattung von ge-leisteten Zahlungen für Baukostenzuschüsse oder Hausanschlüsse, falls er sein Leistungs-anpassungsrecht in Anspruch nimmt.\r\n4 / 43\r\nDer VKU hält es für geboten, im weiteren Verfahren die für die anstehende Transforma-tion essentiell notwendigen Bedingungen stärker in den Blick zu nehmen. Die zentrale Anregung des VKU bezieht sich auf die Möglichkeiten der Preisanpassung: Der Gesetzge-ber ist mit den Neuformulierungen des § 24a (1) in die richtige Richtung gegangen. Ohne die Möglichkeit, Preise ohne eine einvernehmliche Vertragsanpassung anzupassen, droht der § 24a (1) allerdings in bestimmten Situationen, und zwar immer dann, wenn ein Un-ternehmen besonders hohe Investitionen zur Erreichung der gesetzlichen Vorgaben nach §§ 29 - 32 WPG tätigen muss, ins Leere zu laufen. Ohne die Möglichkeit, Preise anzupassen ohne alle Verträge kündigen zu müssen, werden die ambitionierten Fernwärme Ausbau-ziele vermutlich nicht zu erreichen sein. Die widersprüchliche Situation, dass gerade dann, wenn erhebliche Investitionen in den Klimaschutz getätigt werden, der Fernwärmeversor-ger seinen Kunden kündigen muss, ist zwingend aufzulösen. Der VKU hat dazu – in Ab-stimmung mit Mitgliedsunternehmen und dem AGFW - einen Formulierungsvorschlag entwickelt (§ 24a (2) - neu).\r\nDarüber hinaus droht aufgrund der Beschränkung der Erstvertragslaufzeiten das Contracting massiv an Wettbewerbsfähigkeit zu verlieren. Das Marktwachstum dieser (insbesondere auch klimapolitisch) sehr sinnvollen Versorgungslösung würde damit zum Erliegen kommen.\r\nDurch die Erweiterung von Preistransparenzpflichten (§ 1a (1) Nr. 2 bis 4 und § 1a (3) AVBFernwärmeV-E), die Konkretisierung der Vorgaben für die Preisbildung (§ 24 AVBFern-wärmeV-E) sowie die Ausweisung von ökologischen Kriterien (§ 1a Nr. 8 AVBFernwärmeV-E) werden die Verbraucherrechte im AVBFernwärmeV-E umfassend adressiert. Mit der Einführung einer zusätzlichen Verpflichtung zur Ausweisung der Preise von Musterfallbe-rechnungen (§ 1a Nr. 3) ergibt sich eine Vergleichbarkeit zu den Preisen, welche netzspe-zifisch auf der Preistransparenzplattform Fernwärme von AGFW, BDEW und VKU2 veröf-fentlicht werden. Verbraucherinnen und Verbraucher erhalten damit eine sehr gute Mög-lichkeit, anhand von Standard-Abnahmefällen die geltenden Preise in unterschiedlichen Wärmenetzen zu vergleichen. Durch die Kombination der Ausweisungspflicht nach § 1a Nr. 3 AVBFernwärmeV-E mit der Preistransparenzplattform der Verbände wird damit eine sehr gute Preistransparenz geschaffen.\r\nDennoch führt die Umsetzung der umfassenden Veröffentlichungspflichten nach §1a AV-BFernwärmeV-E bei den Fernwärmeversorgungsunternehmen zu zusätzlichen administ-rativen Kosten in Millionenhöhe. Der damit einhergehende Aufbau von Bürokratie sieht der VKU, insbesondere vor dem Hintergrund aktueller politischer Bestrebungen, Büro-kratie für die Energiewirtschaft insgesamt abzubauen, sehr kritisch.\r\n2 Die Plattform stellt neben einer Preisübersicht zusätzliche Informationen über preisbestimmende Faktoren sowie über die Fernwärme als Wettbewerber im Wärmemarkt zur Verfügung.\r\n5 / 43\r\nDer VKU mahnt an, dass zwischen den berechtigten Informationsinteressen des Kunden und dem Umsetzungsaufwand für die Fernwärmeversorger ein angemessenes Verhält-nis gewahrt werden sollte.\r\nEs kann bezweifelt werden, dass einige der nunmehr geforderten Veröffentlichungspflich-ten, wie z. B. die Angabe von Netzverlusten über drei (!) verschiedene Kennzahlen (§1a (1) Nr. 5 AVBFernwärmeV-E) oder die Ausweisung von Energieeffizienzmaßnahmen (§1a (1) Nr. 6 AVBFernwärmeV-E) für den Kunden einen erkennbaren Mehrwert darstellen bzw. er ein sonderlich großes Informationsinteresse daran hat. Dieser ist auch in § 25a (1) Nr. 7 AVBFernwärmeV-E nicht erkennbar: Der Fernwärmeversorger wird verpflichtet, in Fällen, in den die Anwendung einer Preisänderungsklausel nach § 24 AVBFernwärmeV-E zu einer Preiserhöhung von mehr als 2 (!) Prozent führt, Informationen zu den maßgebli-chen Ursachen der Preiserhöhung in der Abrechnung auszuweisen. Obgleich eine Infor-mationsplicht ab einer gewissen Preiserhöhung ggbfs. sinnvoll sein mag, so warnt der VKU ausdrücklich vor der Schaffung von Kleinteiligkeit, Komplexität und Überregulierung.\r\nZur Vermeidung von Rechtsunsicherheiten sind die Pflichten darüber hinaus möglichst eindeutig und präzise zu formulieren. In der Vergangenheit hat die unklare Formulierung von Veröffentlichungspflichten zu juristischen Streitfällen geführt. Im weiteren Verfahren ist das BMWK daher aufgerufen, im vorliegenden Entwurf mehrdeutige bzw. unklare Ver-pflichtungen zu streichen oder zumindest sprachlich zu präzisieren.\r\nKritisch merkt der VKU an, dass im AVBFernwärmeV-E die Fernwärme zu sehr aus der Perspektive von Verbrauchern im Sinne des § 13 BGB gesehen wird. Dies spiegelt die Kun-denstruktur vieler Fernwärmeversorger unzureichend wider, welche typischerweise Mehrfamilienhäuser im Mietmarktsegment mit Wärme beliefern. Der Vertragspartner des Fernwärmeversorgers ist daher in der Regel ein (professionell geführtes) Unterneh-men der Wohnungswirtschaft (bzw. ein Industrie- bzw. Gewerbekunde). Nur in einer Min-derheit der Fälle besteht eine vertragliche Beziehung zu natürlichen Personen und da-mit Verbrauchern.\r\nWeil die Kosten der gewerblichen Wärmelieferung durch den Gebäudeeigentümer nach der Heizkostenverordnung auf die Mieterinnen und Mieter aufgeteilt werden, hat der Fernwärmeversorger keinen Einfluss darauf, ob die von ihm mit einem großen Aufwand bereitgestellten Informationen überhaupt bei den Mieterinnen und Mietern – als be-sonders schutzbedürftigen (Verbraucher)gruppe - ankommen. So kann bspw. vermutet werden, dass die über das „interaktive Berechnungsinstrument“ nach §1a (3) ausgewie-senen Preise nicht denen Preisen entsprechen, welche die Mietenden schlussendlich auf ihrer Heizkostenabrechnung wiederfinden. Es ist daher zu bezweifeln, dass das geforderte Instrument zu einem verbesserten Verständnis der Preisbildung bzw. -entwicklung bei den Mietenden beiträgt. Dies ist allerdings nicht dem Fernwärmeversorger anzulasten.\r\n6 / 43\r\nDieser hat keinen Einfluss und keine Informationen über die Aufteilung der Kosten, welche\r\ner seinem Kunden in Rechnung gestellt hat, zwischen Mieter und Gebäudeeigentümer\r\nbzw. Vermieter. Der Verordnungsgeber könnte daher an anderer Stelle, den Informationsfluss\r\nzwischen Vermieter und Mieter stärker in den Fokus nehmen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt, dass die seit Jahrzehnten bewährte Preisänderungssystematik\r\nbestätigt und der Grundsatz der angemessenen Berücksichtigung der Kostenund\r\nMarktelemente erhalten bleibt. Der VKU hatte in der Vergangenheit vor disruptiven\r\nEinschnitten in der Preisbildung gewarnt und mahnt nun die Beendigung\r\nentsprechender Diskussionen im politischen Raum an.\r\nDas Erreichen der Anforderungen der §§ 29 – 32 WPG und die Umsetzung der\r\nbundesweit zu erstellenden Wärmepläne erfordert von der Fernwärmewirtschaft\r\nin den kommenden Jahrzehnten eine massive Investitionstätigkeit. Diese wird\r\nauch die Kostenstrukturen der Fernwärmeversorger verändern. Fernwärmeversorger\r\nmüssen befähigt werden, die betriebsnotwendigen Kosten, insbesondere\r\nbei Sprunginvestitionen, ohne eine einvernehmliche Vertragsvereinbarung einpreisen\r\nzu können (§ 24a (2) neu AVBFernwärmeV-E). Es ist weder im Sinne der\r\nKunden, Versorger oder der Politik, wenn Kosten für größere Investitionen regelmäßig\r\nnur mit einer Änderungskündigung weitergegeben werden können.\r\nDie bisher mögliche Vertragslaufzeit von bis zu 10 Jahren soll nur für neu hergestellte\r\nHausanschlüsse oder bei wesentlicher Erhöhung der vereinbarten Wärmeleistung\r\nmöglich bleiben (§ 32 (1) AVBFernwärmeV-E). Damit schiede diese Regelung\r\nfür das Contracting ohne Hausanschluss trotz erheblicher Investitionserfordernisse\r\naus. Das Contracting würde damit massiv an Wettbewerbsfähigkeit verlieren\r\nund das eigentlich klimapolitische sinnvolle Wachstum des Contracting-\r\nMarktes einbrechen. Daher sollten auch für Contracting-Verträge Erstlaufzeiten\r\nvon 10 Jahren (weiterhin) möglich sein.\r\nDer VKU begrüßt die Möglichkeit, dass Fernwärmeversorger innerhalb einer vereinbarten\r\nErst-Vertragslaufzeit eine angemessene Ausgleichszahlung verlangen\r\nkönnen, falls der Kunde aufgrund von durchgeführten Energieeffizienzmaßnahmen\r\noder geänderten Nutzungsanforderungen eine Absenkung der vertraglich\r\nvereinbarten Anschlussleistung verlangt (§ 3 (5) AVBFernwärmeV-E). Die Einführung\r\neiner Begrenzung auf eine Gesamtnennleistung von 20 Megawatt ist allerdings\r\nweder wirtschaftlich erklärbar noch sachgerecht und sollte daher gestrichen\r\nwerden. Das Sonderkündigungsrecht nach § 3 (3) AVBFernwärmeV-E ist\r\nebenfalls zu streichen.\r\n7 / 43\r\nÜber den neugefassten §1a AVBFernwärmeV-E werden die Veröffentlichungspflichten\r\nder Fernwärmeversorger umfassend erweitert. Dies führt nach Einschätzung\r\ndes Verordnungsgebers zu zusätzlichen Bürokratieaufwand in Millionen-\r\nHöhe.\r\nDie avisierte Angleichung der Regelungen der AVBFernwärmeV-E an den Stromund\r\nGasbereich missachtet die politischen Bemühungen, gerade in diesen Bereichen\r\nBürokratie abzubauen.\r\nUngenauigkeiten bzw. unsachgemäße Begriffsbestimmungen führen dazu, dass\r\nbestimmte Formen des Contractings, z.B. das Betriebsführungs-Contracting, nicht\r\nin den Anwendungsbereich der Verordnung fallen (§ 1 (1) AVBFernwärmeV-E).\r\nDarüber hinaus werden Unternehmen mit einer Anschlussleistung von mehr 600\r\nkW und einem Jahresverbrauch von mehr als 1.500.000 kWh in der Verordnung\r\nals Industriekunden definiert (§ 1 (2) AVBFernwärmeV-E). Für diese sind die Regelungen\r\nder Verordnung nicht anzuwenden. Es wird verkannt, dass auch Kunden\r\nder Wohnungswirtschaft über solche Eigenschaften verfügen können bzw. dass\r\nes auch Industrie- bzw. Gewerbekunden gibt, welche unterhalb der genannten\r\nSchwellenwerte liegen.\r\nKritisch ist insbesondere anzumerken, dass die Veröffentlichungspflichten nach\r\n§ 1a AVBFernwärmeV-E z.T. wenig präzise formuliert und damit mit rechtlichen\r\nUnsicherheiten verbunden sind. Folgefragen ergeben sich auch bei verschiedenen\r\nneugefassten Regelungen, wie z.B. dem § 2 (3) AVBFernwärmeV-E, ohne dass\r\nim Verordnungstext weiter darauf eingegangen wird. Sofern eine Vereinheitlichung\r\nzu den Regelungen im Strom- und Gasbereich angestrebt wird, bittet der\r\nVKU im weiteren Verfahren um die Prüfung, ob eine 1:1-Übertragung aufgrund\r\nder strukturellen Unterschiede der Fernwärme gegenüber der Strom- und Gasversorgung\r\njeweils zweckmäßig ist.\r\nNach § 25 (1) AVBFernwärmeV werden Fernwärmeversorger verpflichtet, dem\r\nKunden die Rechnung spätestens sechs Wochen nach Ende des Abrechnungszeitraums\r\nbzw. die Abschlussrechnung spätestens sechs Wochen nach Beendigung\r\ndes Lieferverhältnisses zu übermitteln. Sofern die Versorgung über ein Wärmenetz,\r\ndas mindestens anteilig aus einer Wärmeerzeugungsanlage, die dem EUETS\r\nunterliegt, bespeist wird, kann der Versorger in den ersten Monaten des Jahres\r\naufgrund der fehlenden Datengrundlage die nach dem CO2KostAufG geforderten\r\nInformationen auf Wärmerechnungen faktisch jedoch nicht ausweisen.\r\nDie Vorschrift ist daher ersatzlos zu streichen.\r\n8 / 43\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1, § 1 AVBFernwärmeV-E („Gegenstand der Verordnung, Be-griffsbestimmungen“)\r\n§ 1 (1) S. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nSoweit Fernwärmeversorgungsunternehmen für den Anschluss an die Fernwärmeversor-gung und für die Versorgung mit Fernwärme Vertragsmuster oder Vertragsbedingungen verwenden, die für eine Vielzahl von Verträgen vorformuliert sind (allgemeine Versor-gungsbedingungen), sind die § 1a (2) AVBFernwärmeV-E sowie §§ 2 bis 34 AVBFernwär-meV-E anzuwenden. Diese sind, soweit § 1 (3) und § 35 AVBFernwärmeV-E nichts anderes vorsehen, Bestandteil des Versorgungsvertrages. Die Verordnung ist entsprechend für die gewerbliche Lieferung von Wärme aus einem Gebäudenetz oder einer Wärmeerzeugungs-anlage anzuwenden, die jeweils nicht im Eigentum des Gebäudeeigentümers oder die zwar im Eigentum des Gebäudeeigentümers stehen, aber von einem Dritten betrieben werden, stehen.\r\nBegründung\r\nDie Anwendung der AVBFernwärmeV auf das Contracting bzw. die gewerbliche Wärme-lieferung ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings sind die Besonderheiten des Contrac-ting im § 1 (1) AVBFernwärmeV-E nicht ausreichend berücksichtigt: So wäre bspw. das sog. Betriebsführungs-Contracting, bei dem der Gebäudeeigentümer weiterhin im Besitz der Wärmeerzeugungsanlage ist, nicht Gegenstand der Verordnung. Die Begründung zu § 1 (1) AVBFernwärmeV-E lässt vermuten, dass dies durch den Verordnungsgeber nicht be-zweckt ist. Daher wird angeregt, die vorliegende Begriffsbestimmung entsprechend zu er-weitern.\r\n§ 1 (2)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Verordnung ist nicht anzuwenden für den Anschluss und die Versorgung von Industrie-unternehmen. Im Regelfall sind Unternehmen mit einer Anschlussleistung von mehr als 600 kW und einem Jahresverbrauch von Fernwärme von mehr als 1.500.000 kWh als In-dustrieunternehmen im Sinne dieser Verordnung anzusehen.\r\nBegründung\r\nNach § 1a (2) Satz 2 AVBFernwärmeV-E sind Industrieunternehmen im Sinne der Verord-nung Unternehmen mit einer Anschlussleistung von mehr als 600 kW und einem Jahres-verbrauch von Fernwärme von mehr als 1.500.000 kWh. Dabei wird verkannt, dass auch Unternehmen der Wohnungswirtschaft über solche Eigenschaften verfügen können.\r\n9 / 43\r\nFür die Ausgestaltung eines Versorgungsvertrags zwischen dem Fernwärmeversorger und solchen Kunden wäre die Verordnung dann allerdings nicht mehr anzuwenden. Anders-herum gibt es aber auch Industrie- bzw. Gewerbekunden bei denen die Anschlussleistung und der Jahresverbrauch von Fernwärme unterhalb der in § 1a (2) Satz 2 AVBFernwär-meV-E genannten Schwellenwerte liegt. In diesen Fällen wäre die Verordnung dann wie-derum anzuwenden. Um die eigentliche Intention der Regelung zu wahren, sollte § 1a (2) Satz 2 AVBFernwärmeV-E ersatzlos gestrichen werden.\r\nDarüber hinaus ist klarzustellen, dass Handwerks- und Dienstleistungsbetriebe keine In-dustrieunternehmen sind und ein Industrieunternehmen regelmäßig nur dann gegeben ist, wenn innerhalb eines größeren Betriebes mechanisiert bzw. weitgehend automati-siert Produkte in hoher, standardisierter Stückzahl hergestellt, be- oder verarbeitet und einen örtlich nicht begrenzten Kundenkreis veräußert werden.\r\n§ 1a AVBFernwärmeV-E („Veröffentlichungspflichten“)\r\n§ 1a (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, barrierefrei, in leicht zugängli-cher und allgemein verständlicher Form sowie gebündelt an einer zentralen Stelle auf einer ihm zuzurechnenden Internetseite oder einer gemeinsamen Internetplattform, auf die das Fernwärmeversorgungsunternehmen auf einer ihm zuzurechnenden Internetseite verweist, zu veröffentlichen:\r\nBegründung\r\nDie Formulierung schafft Unklarheit darüber, was unter dem Begriff „barrierefrei“ zu ver-stehen ist. Um Rechtsunsicherheiten zu vermeiden und weil Informationen bereits „in leicht zugänglicher und allgemein verständlicher Form“ zu veröffentlichen sind, wird eine ersatzlose Streichung des Begriffes angeregt.\r\n§ 1a (1) Nr. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nseine allgemein geltenden Preise, einschließlich der dazugehörenden Preisbestandteile entsprechend der Vorgaben in Nummer 4, den Preisregelungen, einschließlich etwaiger Preisänderungsklauseln sowie eindeutige Verweise auf die Quellen der in Preisanpas-sungsklauseln verwendeten Indizes in der jeweils aktuellen Fassung sowie Angaben zur je-weiligen Beschaffungsstruktur in allgemeinverständlicher Form,\r\n10 / 43\r\nBegründung\r\nDie Formulierung schafft Unklarheit darüber, welche „Angaben zur jeweiligen Beschaf-fungsstruktur“ konkret vom Verordnungsgeber erwartet werden und auf welchen Zeit-raum sich die Angaben beziehen sollen, z.B. auf den zurückliegenden Zeitraum der Preis-anpassung oder als Planzahlen für den künftigen Zeitraum.\r\nSofern von einer sprachlichen Präzisierung abgesehen wird, regt der VKU die ersatzlose Streichung dieser Veröffentlichungspflicht an. Mindestens ist allerdings klarzustellen, dass sich die Anforderung auf die Beschaffungsstruktur unternehmens- und nicht netzspezi-fisch zu verstehen ist. Die netzspezifische Darstellung würde bei den Fernwärmeversor-gern zu zusätzlichen bürokratischen Aufwand führen, ohne dass damit eine Steigerung von Transparenz und Verständlichkeit erreicht werden könnte.\r\n§ 1a (1) Nr. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\ndurchschnittliche jährliche Abnahmepreise in dem jeweiligen Wärmenetz bei 1 800 Voll-betriebsstunden für, soweit einschlägig, ein Einfamilienhaus (Wohnfläche von 120 m², An-schlussleistung von 15 Kilowatt, und Wärmebedarf von 27 000 Kilowattstunden) sowie ein Mehrfamilienhaus mit 30 Wohneinheiten (Wohnfläche von 2000 m², Anschlussleistung von 160 Kilowatt und Wärmebedarf von 288 Megawattwattstunden), in allgemeinver-ständlicher Form. Mit der Meldung an die Preistransparenzplattform Fernwärme (www.waermepreise.info) und einer entsprechenden Verlinkung von der Homepage des Fernwärmeversorgers auf die Transparenzplattform wird der Informationspflicht Genüge getan.\r\nBegründung\r\nDer VKU regt die Möglichkeit an, dass, sofern der Versorger an der Preistransparenzplatt-form Fernwärme beteiligt, anstelle der Informationsbereitstellung der typisierten Abnah-mefälle auf der eigenen Website des Versorgers ein Verweis auf die Plattform zur Erfül-lung der Veröffentlichungspflicht nach § 1a (1) Nr. 3 AVBFernwärmeV-E ausreicht. Weil sich die Informationen auf der Website des Fernwärmeversorgers und auf der Preistrans-parenzplattform überschneiden würden, hat es keinen Mehrwert, wenn diese doppelt ge-pflegt werden. Die Angaben, die der Versorger auf seiner Homepage ggfs. zusätzlich nen-nen muss, könnten auch auf der Transparenzplattform abgebildet werden. Das spart Res-sourcen und ist sogar transparenter, da der Kunde direkt auf die Transparenzplattform geführt wird.\r\n11 / 43\r\n§ 1a (1) Nr. 4a) und b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\na) verbrauchsunabhängige Kosten als Grundpreis in Euro pro Jahr oder Liter pro Stunde für leistungsunabhängige Kosten und in Euro pro Kilowatt installierter Leistung pro Jahr für leistungsabhängige Kosten,\r\nb) verbrauchsabhängige Kosten als Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde oder in Cent pro Kubikmeter bei Belieferung mit Dampf\r\nBegründung\r\nDie Ausweisung des Grundpreises in Liter pro Stunde ist in der Praxis etabliert und findet sich in vielen Preisblättern wieder. Die Ausweisung der verbrauchsunabhängigen Kosten in Liter pro Stunde im Preisblatt sollte daher auch weiterhin möglich sein. Sofern die Wärme in Form von Dampf geliefert wird, sollte die Ausweisung in Cent pro Kubikmeter möglich sein.\r\n§ 1a (1) Nr. 5\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über die Netzverluste in Prozent, sowie in Kilowattstunden sowie in durch-schnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der Fernwärmetrasse pro Jahr als Differenz zwischen der Wärme-Netzeinspeisung und der nutzbaren Wärmeabgabe und die Angabe der gesamten Wärme-Netzeinspeisung im selben Zeitraum, wobei die Wärmeabgabe der vom Kunden und vom Fernwärmeversorgungsunternehmen für eigene Einrichtungen ent-nommenen Wärme entspricht,\r\nBegründung\r\nMit dem § 1a (1) Nr. 5 AVBFernwärmeV-E soll den Kunden die Möglichkeit zur Beurteilung der Effizienz des betreffenden Wärmenetzes ermöglicht werden. Weil die Ausweisung der Netzverluste in durchschnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der Fernwärmetrasse keine Erkenntnisse über die Einspeiseverluste liefert und es darüber hinaus unklar ist, wa-rum es zur Beurteilung der Effizienz des betreffenden Wärmenetzes der Ausweisung der Netzverluste drei (!) unterschiedlichen Kennziffern bedarf, sollte die Pflicht zur Auswei-sung der Netzverluste in durchschnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der Fernwär-metrasse ersatzlos gestrichen werden.\r\n12 / 43\r\n§ 1a (1) Nr. 6\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über getroffene Energieeffizienzmaßnahmen, soweit einschlägig\r\nBegründung\r\nDie Formulierung von § 1a (1) Nr. 6 schafft Unklarheit darüber, welche Maßnahmen unter dem Begriff “Energieeffizienzmaßnahme” zu verstehen sind. In der Vergangenheit hat die unklare Formulierung von Veröffentlichungspflichten wiederholt zu Rechtsunsicherheiten und rechtlichen Auseinandersetzungen geführt (siehe hierzu bspw. das Urteil des LG Düs-seldorf vom 28.03.2024 | Az. 14c O 24/23). Weil darüber hinaus einzelne Energieeffizienz-maßnahmen in einem stetig wachsenden Wärmenetz kaum nachgewiesen werden kön-nen, wird die ersatzlose Streichung von § 1a (1) Nr. 6 angeregt.\r\n§ 1a (1) Nr. 7\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über Maßnahmen zur Gewährleistung eines sicheren, zuverlässigen und leistungsfähigen Betriebs des Wärmenetzes, insbesondere zur Erfüllung des n-1-Kriteri-ums oder zu Unterbrechungen oder Unregelmäßigkeiten der Fernwärmeversorgung in den vergangenen fünf Jahren, soweit vorhanden,\r\nBegründung\r\nUnabhängig davon, ob das (n-1)-Kriterium (als Grundsatz der Stromnetzplanung) geeignet ist, um einen sicheren und verlässlichen Betrieb eines Wärmenetzes auszuweisen, so fragt sich, welche Informationen konkret ausgewiesen werden sollen - jede noch so kleine Sa-nierungsmaßnahme und Störungsbeseitigung in den letzten 5 Jahren? - und worin der Nutzen für den Kunden besteht.\r\nDarüber hinaus weist der VKU daraufhin, dass es sich bei (Fern-)wärmenetzen oftmals um kritische Infrastrukturen handelt. Mit der umfangreichen Bereitstellung von Informatio-nen über Maßnahmen zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Betriebs, ggbfs. sogar in Bezug auf einzelne Komponenten (Erzeugungsanlagen, Pumpstationen, Trassen usw.) würde die Fernwärmeversorger eine große Angriffsfläche für physische (und ggbfs. auch digitale) Attacken bieten. Dies kann vor allem vor dem Hintergrund einer stetigen Bedrohungslage von kritischen Infrastrukturen nicht gewollt sein.\r\nWeil neben dem bürokratischen Aufwand vor allem auch Aspekte der Sicherheit gegen die Veröffentlichungspflichten des § 1a (1) Nr. 7 AVBFernwärmeV-E sprechen, wird die ersatzlose Streichung angeregt.\r\n13 / 43\r\n§ 1a (1) Nr. 8a)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nden aktuellen prozentualen Anteil der jeweils eingesetzten Wärmegewinnungstechnolo-gie und der eingesetzten Brennstoffe oder Energieträger an der gewonnenen Wärme-energie für das jeweilige Wärmenetz im Durchschnitt mindestens des letzten Jahres und maximal der letzten drei Jahre, insbesondere der Anteile an Wärme aus erneuerbaren Energien nach § 3 Absatz 1 Nummer 15 Wärmeplanungsgesetz, an unvermeidbarer Ab-wärme nach § 3 Absatz 1 Nummer 13 Wärmeplanungsgesetz, sowie an Wärme, die dieser Energie nach § 3 Absätze 2, 3 oder 4 Wärmeplanungsgesetz gleichgestellt ist,\r\nBegründung\r\nJährliche Daten sind stark durch die Witterung und von Anlagen- und Netzrevisionen be-einflusst. Sie sind daher weitaus weniger aussagekräftig als bspw. ein gemittelter Wert über die letzten drei Jahre. Die vorgeschlagene Regelung, die prozentualen Anteile der jeweils eingesetzten Wärmegewinnungstechnologie und der eingesetzten Brennstoffe o-der Energieträger der gewonnenen Wärmeenergie als Mittelwert auch über 3 Jahre aus-zuweisen, würde daher zur Verständlichkeit des Kunden beitragen und gleichzeitig den bürokratischen Aufwand beim Fernwärmeversorger auf ein zumutbares Maß beschrän-ken. Durch den Begriff „mindestens“ wird es dem Fernwärmeversorger auf eigenen Wunsch ermöglicht, die prozentualen Anteile der jeweils eingesetzten Wärmegewin-nungstechnologie und der eingesetzten Brennstoffe oder Energieträger an der gewonne-nen Wärmeenergie für das jeweilige Wärmenetz auch als Durchschnitt des letzten Jahres auszuweisen.\r\n§ 1a (1) Nr. 8b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\ndie mit dem Energiemix verbundenen jährlichen Treibhausgasemissionen, wobei im Fall der Wärmeerzeugung in einer Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage die Zuordnung der Brenn-stoffemissionen für die Erzeugung der Wärme entsprechend der in FW 309-1 DIN EN 15316-4-5: 2017-09 Abschnitt 6.2.2.1.6.3 beschriebenen Methode (Stromgutschrift-Me-thode), vorzunehmen ist, sowie\r\nBegründung\r\nMit der Carnot-Methode soll neben der Stromgutschriftmethode (im Gebäudeenergiege-setz) sowie der „finnischen Methode“ (im Gesetz zur Aufteilung der Kohlendioxidkosten) nun eine dritte gesetzliche Allokationsmethode eingeführt werden. Ein und dasselbe Wär-menetz kann daher bis zu drei verschiedene Emissionsfaktoren aufweisen. Dies kann nicht im Sinne der Transparenz und Verständlichkeit sein.\r\n14 / 43\r\nAuf Seiten der Fernwärmeversorger entsteht darüber hinaus ein zusätzlicher bürokrati-scher Aufwand. Kosten die durch diesen zusätzlichen administrativen Aufwand entstün-den, wären vom Kunden zu tragen. Der VKU regt daher eine zum GEG konsistente Rege-lung und die Zuordnung der Brennstoffemissionen in einem KWK-Prozess über die Strom-gutschriftmethode (FW 309-1) an.\r\nFalls in zukünftigen GEG-Novellierungsverfahren die Umstellung der KWK-Allokationsme-thode auf die Carnot-Methode erfolgen sollte, so ist diese Umstellung zur Schaffung von einheitlichen Rahmenbedingungen auch in der AVBFernwärmeV durchzuführen.\r\n§ 1a (2)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, jedem Neukunden die jeweils vertrags- und produktspezifischen Informationen im Sinne des Absatz 1 rechtzeitig vor zum Vertragsschluss, in den Fällen des § 2 Absatz 1 Satz 2 AVBFernwärmeV-E mit der Bestäti-gung des Vertragsschlusses sowie auf Verlangen den übrigen Kunden in Textform unent-geltlich zu übermitteln. Dabei hat es auf die Veröffentlichung der Informationen nach Ab-satz 1 zu verweisen.\r\nBegründung\r\nMit dem §1 a AVBFernwärmeV-E werden die Veröffentlichungspflichten des Fernwärme-versorger bereits umfassend erweitert. Es bleibt unklar, warum darüber hinaus noch eine Übermittlung in Textform unentgeltlich durch die Kunden verlangt werden kann bzw. wa-rum diese erforderlich sein sollte. Weil es sich hierbei um einen bürokratischen Aufwand ohne erkennbaren Nutzen handelt, sollte das Recht auf die Übermittlung der vertrags- und produktspezifischen Informationen in Textform gestrichen werden.\r\n§ 1a (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nSoweit die Preisregelungen nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 eine Preisänderungsklausel enthalten, hat das (Fern-)Wärmeversorgungsunternehmen auf seiner Internetseite min-destens eine auf den aktuellen Preisbestandteilen beruhende Musterberechnung sowie ein interaktives Berechnungsinstrument, mit dem Dritte die Preiswirkung von Verände-rungen der Preisbestandteile und Preisindizes beispielhaft nachvoll-ziehen können, zu ver-öffentlichen, anhand derer sich die Anwendung der Berechnungsformel im Sinne des § 24 Absatz 1 Satz 5 AVBFernwärmeV-E rechnerisch verständlich nachvollziehen lässt. Das Be-rechnungsinstrument nach Satz 1 Halbsatz 2 muss einfach auffindbar sein auf einer dem\r\n15 / 43\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen zuzurechnenden Internetseite oder einer gemein-samen Internetplattform, auf die das Fernwärmeversorgungsunternehmen auf einer ihm zuzurechnenden Internetseite verweist.\r\nBegründung\r\nDas interaktive Berechnungsinstrument soll Dritten dabei helfen, die Preiswirkung von Veränderungen der Preisbestandteile und Preisindizes beispielhaft nachzuvollziehen. Gleichwohl steht zu befürchten, dass die über das Berechnungsinstrument ausgewiese-nen Werte eher zu Verwirrung und Unverständnis führen. Dies wäre insbesondere dann der Fall, wenn sich die durch das Berechnungsinstrument ausgewiesenen Preise von den Preisen, welche die Kunden bzw. die Verbraucherinnen und Verbraucher auf ihren Rech-nungen wiederfinden, unterscheiden. Davon betroffen sind vermutlich die Mieterinnen und Mieter, da der Vermieter (sprich der Kunde der Fernwärmeversorger) die auf der Rechnung ausgewiesenen Kosten entsprechend der Vorgaben der Heizkostenverordnung aufteilt. Weil zu befürchten steht, dass das interaktive Berechnungsinstrument gerade bei dieser Gruppe ins Leere läuft, wird die ersatzlose Streichung dieser Anforderung angeregt.\r\nZu § 2 AVBFernwärmeV-E („Vertragsabschluss“)\r\n§ 2 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Vertrag soll in Textform abgeschlossen werden. Ist der Vertrag auf andere Weise zu-stande gekommen, so hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Vertragsab-schluss dem Kunden unverzüglich in Textform zu bestätigen.\r\nBegründung\r\nDa Verträge – anders als Türen – nicht abgeschlossen, sondern geschlossen werden, sollte die Überschrift in „Vertragsschluss“ (vgl. hierzu auch §§ 2 Strom- und GasGVV, s. auch § 3 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E, dort wird zutreffend von Vertragsschluss gesprochen) geän-dert und Abs. 1 dementsprechend angepasst werden.\r\n§ 2 (3) Satz 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Vertrag muss Bestimmungen zur über verschiedene Zahlungsweisemöglichkeiten ent-halten und dabei mindestens zwei mögliche Zahlungsweisenarten vorsehen.\r\nBegründung\r\nNach § 2 (3) Satz 1 AVBFernwärmeV-E soll der Vertrag künftig Bestimmungen zur Zah-lungsweise enthalten und mindestens zwei mögliche Zahlungsweisen vorsehen.\r\n16 / 43\r\nDa hierzu auf § 41 Abs. 2 Satz 2 und 3 EnWG verwiesen wird, sind aber wohl Zahlungsarten gemeint, wie Barzahlung, Überweisung, Einzugsermächtigung (SEPA-Lastschrift-Mandat) etc. Daher sollte (3) Satz 1, wie vorgeschlagen, umformuliert werden.\r\nZu § 2a AVBFernwärmeV-E („Vorgaben zur Vermarktung“)\r\n§ 2a (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEnthält ein bestehender Vertrag über die Lieferung von Wärme keine ausdrückliche Ver-einbarung über die Eigenschaften des Wärmeproduktes, bedarf es der Zustimmung des Kunden, sofern der Anteil erneuerbarer Energie oder unvermeidbarer Abwärme am gelie-ferten Wärmeprodukt in der Folge der Vermarktung nach Absatz 1 gegenüber jenem An-teil absinkt, der zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel im Sinne des § 24 Absatz 1 gegeben war.\r\nBegründung\r\nMit § 2a AVBFernwärmeV-E wird die Option, unterschiedliche – und dabei insbesondere von „grünen“ – (Fern-)Wärmeprodukten zu vermarkten, geregelt. Diese Option dürfte be-reits nach aktueller Rechtslage möglich sein. Aufgrund der Verpflichtung nach §2 a (2) AVBFernwärmeV-E, für den Nachweis der Herkunft und die Eigenschaften der thermi-schen Energie § 21 (1) Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregisterverordnung anzu-wenden, stellt sich gleichwohl die Frage, ob die Option verschiedener (Fern)Wärmepro-dukte dadurch nicht eher eingeschränkt wird. Die Möglichkeit, alternative Bilanzierungs-verfahren anzuwenden, sollte daher gewahrt werden.\r\nNach § 2a (3) AVBFernwärmeV-E darf eine Verschlechterung des Anteils an erneuerbarer Energie und unvermeidbarer Abwärme nicht ohne Zustimmung der übrigen Wärmekun-den erfolgen – auch, wenn eine Beschaffenheit der Wärme nicht vertraglich vereinbart war. Weil bezweifelt werden kann, ob dies in der Praxis überhaupt umgesetzt werden kann und sich darüber hinaus diverse Folgefragen ergeben, z. B.\r\n- Innerhalb welcher Frist und in welcher Form hat die Zustimmung der Kunden zu erfolgen? - Was passiert, wenn ein einzelner Kunde nicht zustimmt? - Welche Folge ist ein „grünes“ (Fern)Wärmeprodukt in Hinblick auf die verblei-bende Fernwärme-Menge (im Netz)? Ist der „grüne“ Anteil für die Residualmenge dann geringer anzusetzen und welche Konsequenzen hätte dies auf die GEG/ WPG-Anforderung?\r\nwird die ersatzlose Streichung von § 2a (3) AVBFernwärmeV-E angeregt.\r\n17 / 43\r\nZu § 3 AVBFernwärmeV-E („Anpassung der Leistung“)\r\n§ 3 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Kunde ist berechtigt, im Fall des Absatzes 2 Satz 1 Nummer 1 den Versorgungsvertrag zu kündigen, wenn der Wärmebedarf vollständig durch eine andere Wärmeversorgung in Erfüllung der Anforderung aus § 71 Absatz 1 GEG gedeckt wird.\r\nBegründung\r\nMit § 3 (3) AVBFernwärmeV-E soll dem Kunden ein Sonderkündigungsrecht zugesprochen werden, sofern der Wärmebedarf über ein Netz gedeckt wird, welches nicht die gesetzlich geforderten Mindestanteile an erneuerbaren Energien und unvermeidbarer Abwärme aufweist. Das Sonderkündigungsrecht würde den avisierten Ausbau vieler Fernwärme-netze massiv in Frage stellen, da mit einem ambitionierten Ausbau die Netze auch zuneh-menden Mengen aus erneuerbaren Energien und unvermeidbarer Abwärme bespeist werden müssten. Als risikovermeidendes Unternehmen würde dieses daher zunächst den weiteren Fernwärmenetzausbau stoppen und darauf abzielen, im bestehenden Netze die gesetzlich geforderten Mindestanteile zu erreichen. Dies steht aber im Widerspruch zum politisch definierten Ziel, bundesweit mittelfristig 100.000 Gebäude neu an die Fern-wärme anzuschließen. Das Sonderkündigungsrecht sollte daher ersatzlos gestrichen wer-den.\r\n§ 3 (4) Satz 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Anpassung der Wärmeleistung nach § 3 Absatz 2 AVBFernwärmeV-E und die Beendi-gung des Versorgungsverhältnisses nach Kündigung gemäß § 3 Absatz 3 AVBFernwär-meV-E erfolgen jeweils mit einer Frist von drei sechs Monaten zum Ende des Kalendermo-nats.\r\nBegründung\r\nDie Frist der Anpassung der Wärmeleistung nach § 3 (2) AVBFernwärmeV-E und die Been-digung des Versorgungsverhältnisses nach Kündigung nach § 3 (3) AVBFernwärmeV-E sollte jeweils von 3 auf 6 Monate ausgeweitet werden: Im Fall von Umbaumaßnahmen, bspw. beim Ersatz einer Übergabestation oder einen Wechsel der Messeinrichtung, ist die Frist von 3 Monaten kaum einzuhalten, da die Lieferfristen der Module in aller Regel weit-aus länger sind. Die Leistungssenkung muss nach Antragsstellung erst bei der Betriebsfüh-rung technisch geprüft werden. Die Lieferfristen für eine neue Übergabestation beliefen sich zuletzt auf etwa drei bis sechs Monate.\r\n18 / 43\r\n§ 3 (5)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBefindet sich der mit dem Kunden bestehende Vertrag innerhalb der vereinbarten Erst-Vertragslaufzeit und handelt es sich um ein Wärmenetz mit einer thermischen Ge-samtnennleistung von unter 20 Megawatt, ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen bei der Anpassung des leistungsabhängigen Anteils des Grundpreises nach Absatz 2 Satz 2 berechtigt, die unmittelbar durch die Anpassung oder Kündigung verursachten Kosten und den nicht abgeschriebenen Teil der Vermögenswerte, die für die Wärmeversorgung des betreffenden Kunden erforderlich waren, zu berücksichtigen oder, im Fall der Kündi-gung nach Absatz 3, eine angemessene Ausgleichszahlung zu verlangen.\r\nBegründung Mit § 3 (2) Satz 2 AVBFernwärmeV-E möchte der Verordnungsgeber eine energieeinspa-rende Maßnahme des Kunden anreizen sowie dem Umstand einer geänderten Nutzung des versorgten Gebäudes Rechnung tragen. Sofern sich die energetische Beschaffenheit des Gebäudes durch die energetische Sanierung verbessert oder das Gebäude anders ge-nutzt wird, führt dies zu einer verringerten Abnahme von Wärme. Als zentraler Preisbe-standteil neben dem Grund- bzw. Leistungspreis und ggbfs. noch weiteren Bestanteilen erfasst der Arbeitspreis (in ct / kWh) die vom Kunden abgenommene und gemessene Wär-memenge. Mit einem reduzierten Wärmebezug verringern sich folglich die arbeitspreis-bezogenen Kosten, wodurch ein Anreiz für energiesparende Maßnahmen des Kunden ge-setzt wird und dem Umstand einer geänderten Nutzung des Gebäudes Rechnung getra-gen wird.\r\nSoweit für das Fernwärmeversorgungsunternehmen eine Anschlusswertreduzierung sinn-voll ist, weil er diese freiwerdende Kapazität im ausgelasteten Fernwärmesystem ander-weitig verkaufen kann, kommt eine einvernehmliche Änderung durch eine Nachtragsver-einbarung in Betracht. Dies entspricht der bereits bestehenden Vertragspraxis. Der VKU sieht daher einen gesetzlichen Anspruch auf eine Anschlusswertreduzierung aufgrund ei-ner durchgeführten Effizienzmaßnahme oder einer geänderten Nutzungsform des Gebäu-des sehr kritisch.\r\nZwingend erforderlich ist daher mindestens eine Regelung, welche das Fernwärmeversor-gungsunternehmen vor wirtschaftlichen Schäden schützt, falls ein Kunde sein Leistungs-anpassungsrecht in Anspruch nimmt. Mit § 3 (5) AVBFernwärmeV-E stellt der Verord-nungsgeber daher klar, dass bei einer Anschlusswertreduzierung während der Erstver-tragslaufzeit Fernwärmeversorger eine angemessene Ausgleichszahlung verlangen kön-nen. Diese Feststellung ist explizit zu begrüßen und ist sachgerecht.\r\n19 / 43\r\nDie Einführung einer Begrenzung auf eine Gesamtnennleistung von 20 Megawatt ist aller-dings weder wirtschaftlich erklärbar noch sachgerecht, weil auch in größeren Netzen bei einer Anschlusswertreduzierung während der Erstvertragslaufzeit die für den Erstan-schluss getätigten Investitionen in die Erzeugungs- und Netzinfrastruktur unwirtschaftlich werden. Die Begrenzung auf eine Gesamtnennleistung von 20 Megawatt ist daher zwin-gend zu streichen.\r\nZu § 4 AVBFernwärmeV-E („Art der Versorgung“)\r\n§ 4 (2)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen muss dem Kunden bei Ausübung eines Rechts zur Änderung der allgemeinen Versorgungsbedingungen die Änderung in Textform mittei-len und diese auf seiner Internetseite veröffentlichen. Dabei hat es den Umfang, den An-lass und die Voraussetzungen der Änderung in allgemein verständlicher Weise anzugeben. Die Änderung ist öffentlich bekanntzugeben. Die Mitteilung, die Veröffentlichung im In-ternet und die öffentliche Bekanntgabe müssen mindestens sechs Wochen vor der beab-sichtigten Änderung erfolgen. Die Änderung wird dabei jeweils zum Monatsbeginn und erst nach öffentlicher Bekanntgabe wirksam\r\nÄnderungen der allgemeinen Versorgungsbedingungen im Sinne von § 1a (1) Satz 1 Num-mer 1 werden jeweils zum Monatsbeginn und nach öffentlicher Bekanntgabe, die mindes-tens sechs Wochen vor der beabsichtigten Änderung erfolgen muss, wirksam. Das Fern-wärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, zeitgleich mit der öffentlichen Bekannt-gabe dem Kunden die Änderungen in Textform mitzuteilen und diese auf seiner Internet-seite zu veröffentlichen. Dabei hat es den Umfang, den Anlass und die Voraussetzungen der Änderungen in allgemein verständlicher Weise anzugeben. Änderungen der Techni-schen Anschlussbedingungen nach § 17 werden nach Anzeige bei der zuständigen Be-hörde jeweils zum Monatsbeginn nach zuvor erfolgter öffentlicher Bekanntgabe wirksam. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, die Änderungen nach Satz 1 und 2 am Tage der öffentlichen Bekanntgabe auf seiner Internetseite zu veröffentlichen.\r\nBegründung\r\nNach § 4 (2) AVBFernwärmeV-E soll aus Transparenzgründen eine Pflicht des Fernwärme-versorgungsunternehmens eingeführt werden, bei Ausübung eines Rechts zur Änderung der allgemeinen Versorgungsbedingungen seinem Kunden diese Änderung rechtzeitig vor Wirksamwerden der Änderung in Textform mitzuteilen und die Änderungen auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Zu den allgemeinen Versorgungsbedingungen zählen laut Begründung zur Neufassung auch die Technischen Anschlussbedingungen gemäß § 17 der Verordnung.\r\n20 / 43\r\nNach der bisherigen Rechtsprechung des BGH folgt das einseitige Recht zur Änderung der allgemeinen Versorgungsbedingungen unmittelbar aus § 4 (1) und (2) AVBFernwärmeV. Ein sachlich gerechtfertigter Grund dies nun aufzugeben und das Preisänderungsrecht der individualvertraglichen Regelung zuzuweisen, ist vor dem Hintergrund des Anwendungs-bereichs der AVBFernwärmeV gemäß § 1 (1) AVBFernwärmeV-E weder ersichtlich noch im Massenkundenverhältnis geboten.\r\nAus Gründen der Transparenz, aber auch zur vereinfachten Umsetzung im Sinne von Kun-den und Fernwärmeversorger sollte im Weiteren zwischen Änderungen der allgemeinen Versorgungsbedingungen im Sinne von § 1a (1) Satz 1 Nummer 1 AVBFernwärmeV-E (im Regelfall also den ergänzenden Bestimmungen des Fernwärmeversorgers zur AVBFern-wärmeV) und den technischen Anschlussbedingungen im Sinne von § 17 AVBFernwär-meV-E differenziert werden (vgl. insoweit auch §§ 5 Abs. 2 Strom- und GasGVV einerseits und §§ 4 Abs. 3 NAV und NDAV andererseits).\r\nZu § 5 AVBFernwärmeV-E („Umfang der Versorgung, Benachrichtigung bei Versorgungsunterbrechungen “)\r\n§ 5 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen hat die Kunden bei einer nicht nur für kurze Dauer beabsichtigten Unterbrechung der Versorgung rechtzeitig, mindestens jedoch zehn drei Werktage vor der beabsichtigten Unterbrechung, in geeigneter Weise zu unterrichten. Die Pflicht zur Benachrichtigung entfällt, wenn die Unterrichtung\r\nBegründung\r\nIn der Praxis erfolgt die Unterrichtung über eine beabsichtigte Unterbrechung der Versor-gung typischerweise mit einem zeitlichen Vorlauf von 3 bis 5 Tagen. Hintergrund ist, dass die Unterbrechung nach Möglichkeit dann erfolgt, wenn der Wärmebedarf möglichst niedrig ist. Weil die Wettervorhersage 10 Tage vor der beabsichtigen Versorgungsunter-brechung allerdings mit großen Unsicherheiten über die dann tatsächlichen Wetterbedin-gungen verbunden ist, ist die Unterrichtungsfrist von mindestens 10 Tagen mit dem Risiko verbunden, dass die Unterbrechung an einem besonders kalten Tag erfolgt. Die Frist zur Unterrichtung über eine beabsichtige Unterbrechung sollte daher von 10 auf 3 Tage re-duziert werden.\r\n21 / 43\r\nZu § 7 AVBFernwärmeV-E („Grundstücksbenutzung“)\r\n§ 7 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nKunden und Anschlussnehmer, die Grundstückseigentümer sind, haben für Zwecke der örtlichen Versorgung das Anbringen und Verlegen von Leitungen zur Zu- und Fortleitung von Fernwärme über ihre im gleichen Versorgungsgebiet liegenden Grundstücke und in ihren Gebäuden, ferner das Anbringen sonstiger Verteilungsanlagen und von Zubehör so-wie erforderliche Schutzmaßnahmen unentgeltlich zuzulassen. Sie müssen dem Netzbe-treiber und seinen Beauftragten einen dauerhaften Zugang zu den Fernwärmeanlagen er-möglichen; insbesondere dürfen sie die Fernwärmeanlagen weder überbauen noch über-pflanzen. Diese Pflicht betrifft nur Grundstücke, die an die Fernwärmeversorgung ange-schlossen sind, die vom Grundstückseigentümer in wirtschaftlichem Zusammenhang mit der Fernwärmeversorgung eines angeschlossenen Grundstücks genutzt werden oder für die die Möglichkeit der Fernwärmeversorgung sonst wirtschaftlich vorteilhaft ist. Die Pflicht entfällt, wenn die Inanspruchnahme der Grundstücke den Grundstückseigentümer mehr als notwendig oder in unzumutbarer Weise belasten würde. Eine Belastung in un-zumutbarer Weise nach Satz 3 liegt hierbei insbesondere vor, wenn das Grundstück in An-spruch genommen werden soll, um ein anderes Grundstück an das Fernwärmeversor-gungsnetz anzuschließen, ein solcher Anschluss jedoch auch durch ausschließliche Inan-spruchnahme des anderen, anzuschließenden Grundstücks möglich und dies dem Fern-wärmeversorgungsunternehmen wirtschaftlich zumutbar ist.\r\nBegründung\r\nDer § 7 (1) Satz 4 AVBFernwärmeV-E wird in Anlehnung an § 12 Abs. 1 NDAV neu geregelt. Die Neuregelungen würde bei Inanspruchnahme eines Grundstücks für den Anschluss ei-nes anderen Grundstücks, in der Fernwärme vor allem bei einem komplexen Siedlungs-bau, bspw. bei notwendigen Kellerdurchbauten, zu ineffizienten und vermeidbaren Kos-tensteigerungen führen. Im Vergleich zu Gasleitungen entstünden hierdurch weit höhere Anschlusskosten aufgrund der abweichenden technischen Gegebenheiten. Die Regelung kann in Einzelfällen also dazu führen, dass die Kosten für den Anschluss eines Kunden (zu dessen Lasten) ansteigen. Satz 4 sollte daher ersatzlos gestrichen werden.\r\nWenn eine solche Regelung dennoch getroffen werden sollte, muss die alternative Verle-gung dem Fernwärmeversorgungsunternehmen nicht nur „zumutbar“, sondern auch „wirtschaftlich zumutbar“ sein.\r\nUm den Erfahrungen aus der Praxis gerecht zu werden, sollte der § 7 (1) ergänzt werden um die Pflicht, die Fernwärmeanlagen zugänglich zu halten.\r\n22 / 43\r\nImmer wieder kommt es zu Streitigkeiten oder technischen Problemen, weil der physische Zugang zu Fernwärmeanlagen durch Bepflanzung oder gar Überbauung unmöglich gewor-den ist. Daher trägt dieser neue Satz 2 zur Rechtssicherheit und zur Sicherheit der Versor-gung bei.\r\nZudem muss vor dem Wort „Inanspruchnahme“ noch das Wort „ausschließlicher“ einge-fügt werden. Das anzuschließende Grundstück wird immer auch selbst in Anspruch ge-nommen werden. Der Wortlaut würde daher im Augenblick nahezu in jedem Fall dazu führen, dass eine Belastung „in unzumutbarer Weise vorliegt“.\r\nZu § 8 AVBFernwärmeV-E („Baukostenzuschuss“)\r\n§ 8 (5) (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\n§ 10 Absatz 2 gilt entsprechend.\r\nBegründung\r\nDa hier Änderungen in Anlehnung an die Baukostenzuschussregelung des § 11 NDAV vor-genommen werden sollen, sollte auch in Anlehnung an § 11 Abs. 5 NDAV vorgesehen wer-den, dass auch für BKZ ebenso wie für Hausanschlusskosten unter bestimmten Voraus-setzungen Vorauszahlungen verlangt werden können. Daher sollte § 8 AVBFernwärmeV-E um einen neuen Absatz 5 mit o.g. Wortlaut ergänzt werden.\r\nZu § 9 AVBFernwärmeV-E („Herstellung und Betrieb des Haus-anschlus-ses“)\r\n§ 9 (4) Sätze 4 und 5\r\nRegelungsvorschlag:\r\nHausanschlüsse gehören zu den Betriebsanlagen des Fernwärmeversorgungsunterneh-mens und stehen in dessen Eigentum, es sei denn, dass eine abweichende Vereinbarung getroffen ist. Sie werden ausschließlich von diesem hergestellt, unterhalten, erneuert, geändert, abgetrennt und beseitigt, müssen zugänglich und vor Beschädigungen ge-schützt sein. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen hat dabei das Interesse des An-schlussnehmers an einer kostengünstigen Herstellung des Hausanschlusses besonders zu berücksichtigen. Auf Wunsch des Anschlussnehmers hat das Fernwärmeversorgungsun-ternehmen die Errichter weiterer Anschlussleitungen sowie der Telekommunikationsli-nien im Sinne des § 3 Nummer 64 des Telekommunikationsgesetzes vom 23. Juni 2021 (BGBl. I S. 1858), das zuletzt durch Artikel 8 des Gesetzes vom 10. September 2021 (BGBl. I S. 4147) geändert worden ist, im Hinblick auf eine gemeinsame Verlegung der verschie-\r\n23 / 43\r\ndenen Gewerke zu beteiligen. Soweit das Fernwärmeversorgungsunternehmen die Er-stellung des Hausanschlusses oder Veränderungen des Hausanschlusses durch Nachun-ternehmer durchführen lässt, sind Wünsche des Anschlussnehmers bei der Auswahl der Nachunternehmer zu berücksichtigen, soweit keine rechtlichen, technischen oder wirt-schaftlichen Gründe entgegenstehen. Der Anschlussnehmer hat die baulichen Voraus-setzungen für die sichere Errichtung des Hausanschlusses zu schaffen. Er darf keine Ein-wirkungen auf den Hausanschluss vornehmen oder vornehmen lassen.\r\nBegründung\r\n§ 9 (4) Satz 4 AVBFernwärmeV-E regelt, dass auf Wunsch des Anschlussnehmers das Fern-wärmeversorgungsunternehmen die Errichter weiterer Anschlussleitungen sowie der Te-lekommunikationslinien im Hinblick auf eine gemeinsame Verlegung der verschiedenen Gewerke (Strom, Gas, Wasser, Telekommunikation) zu beteiligen hat. Obgleich auf den ersten Blick durchaus sinnvoll, schließen technische Ursachen eine gemeinsame Verle-gung aus: Fernwärmeleitungen müssen immer in einem Graben verlegt werden, weil es aufgrund der temperatur- und druckbedingten Unterschiede bei den Rohrleitungen zu Längenänderungen kommt. Die Rohre stehen im Betrieb „auf Spannung“, sodass z. B. bei einem Defekt anderer Sparten der Trassengraben nicht einfach geöffnet werden kann. Auch würde die Längenänderung der Rohrleitungen die Standfestigkeit der anderen Spar-tenleitungen negativ beeinflussen. Darüber hinaus werden Fernwärmeanschlüsse in der Regel durch andere Gewerke (z. B. zertifizierte Schweißer) hergestellt bzw. verlegt als dies in anderen Sparten der Fall ist.\r\nWeil der Hausanschluss aufgrund der zuvor skizzierten Gründe nicht gemeinsam mit den Anschlussleitungen anderer Gewerke verlegt werden kann, ist § 9 (4) Satz 4 AVBFernwär-meV-E ersatzlos zu streichen.\r\nDas starke Mitwirkungsrecht des Anschlussnehmers in § 9 (4) Satz 5 AVBFernwärmeV-E ist mit Blick auf die Verantwortlichkeit des Fernwärmeversorgungsunternehmens für die technische Ausführung problematisch. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen wählt einen Nachunternehmer auf Basis von technischen, sicherheitstechnischen und wirt-schaftlichen Kriterien aus. Ein Mitspracherecht des Kunden kann diesen Kriterien wider-sprechen, da insgesamt fraglich ist, ob der Kunde über die notwendige Expertise verfügt, um eine sachgerechte Auswahl zwischen möglichen Nachunternehmern zu treffen. Sofern laufende Verträge zwischen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen und dem Nachun-ternehmer durch die Regelung betroffen wären, würden daraus rechtliche Unsicherhei-ten, wenn nicht sogar Vertragsverletzungen resultieren (sofern der Hausanschluss durch einen Dritten realisiert werden würde). § 9 (4) Satz 5 AVBFernwärmeV-E ist daher eben-falls ersatzlos zu streichen.\r\n24 / 43\r\nZu § 10 AVBFernwärmeV-E („Kostenerstattung für die Herstellung oder Veränderung des Hausanschlusses “)\r\n§ 10 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIm Falle einer pauschalierten Kostenberechnung sind Eigenleistungen des Anschlussneh-mers angemessen zu berücksichtigen.\r\nBegründung\r\nNach § 10 (1) Satz 3 AVBFernwärmeV-E sollen in Anlehnung an §§ 9 (1) Satz 3 NDAV und NAV im Falle einer pauschalierten Kostenberechnung Eigenleistungen des Anschlussneh-mers angemessen berücksichtigt werden. Anders als die NDAV und NAV in den dortigen §§ 6 (3) Satz 3 sieht § 9 des Entwurfs keine Berechtigung des Anschlussnehmers zur Er-bringung von Eigenleistungen vor. Die Schaffung der baulichen Voraussetzungen für die sichere Errichtung des Hausanschlusses gemäß § 9 (4) Satz 7 zählt insoweit nicht zu den anrechenbaren Eigenleistungen des Anschlussnehmers, sondern ist seine bauseitige Ob-liegenheit. § 10 (1) Satz 3 ist daher ersatzlos zu streichen.\r\nNach § 10 (1) Satz 5 AVBFernwärmeV-E soll § 18 (5) Satz 1 AVBFernwärmeV-E ohne nähere Begründung unberührt bleiben. Danach sind die Kosten für die Messeinrichtungen vom Fernwärmeversorgungsunternehmen zu tragen. Der Regelungssinn von § 10 (1) Satz 5 AV-BFernwärmeV-E erschließt sich insoweit nicht.\r\n§ 10 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nKommen innerhalb von zehn fünf Jahren nach Herstellung des Hausanschlusses wei-tere Hausanschlüsse in dem Wärmenetz hinzu und wird der Hausanschluss dadurch teil-weise zum Bestandteil des Wärmenetzes, so hat das Fernwärmeversorgungsunterneh-men die Kosten insoweit rückwirkend den Kosten im Sinne von § 8 Absatz 1 zuzuordnen und dem Anschlussnehmer, dessen Netzanschluss teilweise zum Bestandteil des Wär-menetzes geworden ist, einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten.\r\nBegründung\r\nDie nach § 10 (3) AVBFernwärmeV-E vorgeschlagene Regelung dürfte praktisch kaum um-setzbar und mit einem erheblichen Nachkalkulationsaufwand für einen weit zurückliegen-den Zeitraum verbunden sein. Weil aus der Begründung zum Verordnungsentwurf (S. 58) auch nicht hervorgeht, aus welchen Gründen der Zeitraum von 5 auf 10 Jahre verdoppelt wird, wird für eine Fortführung der bestehenden Regelung (§ 10 (6) AVBFernwärmeV-E) plädiert.\r\n25 / 43\r\nZu § 16 AVBFernwärmeV-E („Zutrittsrecht“)\r\n§ 16 (1) Satz 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Kunde hat nach vorheriger Benachrichtigung dem mit einem Ausweis versehenen Be-auftragten des Fernwärmeversorgungsunternehmens den Zutritt zu seinen Räumen zu gestatten, soweit dies zur Ablesung der Messeinrichtungen, für die Prüfung von techni-schen Einrichtungen und Messeinrichtungen, zum Austausch der Messeinrichtungen, auch anlässlich eines Wechsels des Messstellenbetreibers, zur Unterbrechung des An-schlusses und der Anschlussnutzung Einstellung der Versorgung oder zur Ermittlung preis-licher Bemessungsgrundlagen erforderlich und vereinbart ist.\r\nBegründung\r\nIn § 16 (1) Satz 1 AVBFernwärmeV-E wird ein Zutrittsrecht zur Unterbrechung des An-schlusses und der Anschlussnutzung eingeführt. Dies ist wohl in Anlehnung an §§ 21 NDAV und NAV übernommen worden. Dabei wird allerdings übersehen, dass die AVBFernwär-meV – weder bisher noch nach dem Entwurf – die aus der entflochtenen Energieversor-gung und dem dortigen Netzbetrieb stammende Unterscheidung zwischen Anschluss und Anschlussnutzung notwendigerweise nicht kennt. Vielmehr berechtigt § 33 Abs. und Abs. 2 AVBFernwärmeV-E unter den dort genannten Voraussetzungen zur Einstellung der Ver-sorgung. Richtigerweise muss daher § 16 (1) Satz 1 AVBFernwärmeV-E entsprechend dem o.g. Vorschlag formuliert werden.\r\n§ 16 (1) Satz 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEine vorherige Benachrichtigung ist in Fällen des § 33 Absatz 1 und 2 nicht erforderlich.\r\nBegründung\r\nOhne die Ergänzung, dass auch in den Fällen des § 33 (2) AVBFernwärmeV-E keine vorhe-rige Benachrichtigung erforderlich ist, müsste über einen Zutritt zur Einstellung der Ver-sorgung gemäß § 33 (2) AVBFernwärmeV-E eine Woche vorher gemäß § 16 (2) Satz 2 AV-BFernwärmeV-E benachrichtigt werden. Diese Regelung widerspricht dem § 33 (4) AVB-FernwärmeV-E, wonach der Beginn der Unterbrechung der Versorgung nach § 33 (2) AV-BFernwärmeV-E dem Kunden (sowie dem nach § 33 (3) AVBFernwärmeV-E informierten Mieter) acht Werktage im Voraus anzukündigen ist. Diese Ankündigung enthält die Be-nachrichtigung über das zur Durchführung der Einstellung der Versorgung notwendige Zu-trittsrecht zu den Räumen des Kunden. Würde mithin § 16 (1) Satz 2 AVBFernwärmeV-E nicht wie im vorgeschlagenen Sinne formuliert, müsste der Fernwärmeversorger bei einer Einstellung der Versorgung gemäß § 33 (2) AVBFernwärmeV-E zweimal informieren:\r\n26 / 43\r\nZunächst acht Werktage vor dem Einstellungstermin nach § 33 (4) AVBFernwärmeV-E und eine Woche vorher über den hierfür notwendigen Zutritt nach § 16 (2) Satz 2 AVBFern-wärmeV-E. Das kann aus Gründen der Praktikabilität und dem damit verbundenen Auf-wand des Fernwärmeversorgers nicht wirklich gewollt sein.\r\nZu § 18 AVBFernwärmeV-E („Messung“)\r\n§ 18 (5) Satz 2 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Kosten für die Messeinrichtungen hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen zu tragen. Die Zulässigkeit von Verrechnungspreisen bleibt unberührt. Die im Falle des Ab-satzes 4 Satz 5 entstehenden Kosten hat der Kunde oder der Hauseigentümer zu tragen.\r\nBegründung\r\nNach § 18 (5) Satz 1 AVBFernwärmeV-E wäre die Zulässigkeit von Verrechnungspreisen nicht mehr gegeben. Dies wäre mit einem erheblichen Eingriff in den „Vertrauensschutz“ verbunden, da aktuelle Regelungen deutlich zum Nachteil der Fernwärmeversorger und entgegen ihrer bisheriger Kalkulation geändert werden würde. Zum Schutz der getätigten Investitionen ist daher ist ein klarstellender neuer Satz 2 eingefügt.\r\nZu § 18a AVBFernwärmeV-E („Messeinrichtungen“)\r\nIm § 18 (2) Satz 3 AVBFernwärmeV-E wird in Anlehnung an § 5 Abs. 5 HeizkostenV ergänzt, dass das „Schlüsselmaterial der fernablesbaren Ausstattungen zur Verbrauchserfassung“ dem Kunden kostenfrei zur Verfügung zu stellen ist. Unklar bleibt dabei, was konkret un-ter dem „Schlüsselmaterial“ zu verstehen ist. Der Wortlaut wurde aus der Heizkostenver-ordnung übernommen und wird dort als Synonym für fernauslesbare Heizkostenverteiler genutzt. Da die technischen Einrichtungen zur Messung des Fernwärmeverbrauchs an der Übergabestelle nach der AVBFernwärmeV jedoch zumeist als „Messeinrichtung“ bezeich-net werden, wäre eine Klarstellung hilfreich, ob hier das Schlüsselmaterial des Wär-memengenzählers an der Übergabestelle gemeint ist oder, wie in der Heizkostenverord-nung, von den Heizkostenverteilern die Rede ist.\r\n§ 18a (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nMesseinrichtungen, die nach dem 5. Oktober 2021 installiert werden, müssen fernables-bar sein. Vor dem 5. Oktober 2021 installierte, nicht fernab- lesbare Messeinrichtungen sind bis einschließlich 31. Dezember 2026 mit der Funktion der Fernablesbarkeit nachzu-rüsten oder durch fernablesbare Messeinrichtungen zu ersetzen.\r\n27 / 43\r\nFernablesbar ist eine Messeinrichtung, wenn sie ohne Zugang zu den einzelnen Nutzein-heiten abgelesen werden kann. Die Fernauslesbarkeit ist auf Messstellen beschränkt, die mit vertretbaren Aufwand fernausgelesen werden können.\r\nBegründung\r\nDa die Fernauslesbarkeit von Messeinrichtungen durch Walk/ Drive-by als auch Mittels intelligentem Messsystems aufgrund von technischen Gegebenheiten in der Messstelle nicht immer sichergestellt werden kann, wäre es wünschenswert, die Fernauslesbarkeit auf die Messstellen zu beschränken, die mit vertretbarem Aufwand fernausgelesen wer-den können. Unter vertretbarem Aufwand kann der Fall verstanden werden, dass sich zur Auslesung kein Zugang zum Objekt verschafft werden muss.\r\nDiese Messstellen sollten aus der monatlichen Ablesung zurück in eine verpflichtende Jährliche Ablesung übernommen werden. Ähnlich sieht es das MsbG in den §§ 34 und 40 vor. Hier wird die Pflicht der Erfüllung auch an die technischen Möglichkeiten geknüpft.\r\n§ 18a (5)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIst im Bereich der Übergabestelle bereits ein Smart-Meter-Gateway für den Messstellen-betrieb der Sparte Strom vorhanden, kann der Anschlussnehmer zur Messung des Fern-wärmeverbrauchs, die den tatsächlichen Fernwärmeverbrauch des Kunden präzise wider-spiegelt, einen Messstellenbetreiber auswählen, um von dem Bündelangebot nach Maß-gabe des § 6 des Messstellenbetriebsgesetzes Gebrauch zu machen, sofern das Fernwär-meversorgungsunternehmen oder einem vom Fernwärmeversorgungsunternehmen be-auftragter Dritter der Messstellenbetreiber ist.\r\nBegründung\r\nIn den Abschnitten § 18 (3) AVBFernwärmeV-E und § 18 (4) AVBFernwärmeV-E ist die Verantwortung des Fernwärmeversorgungsunternehmen bzgl. u.a. Auswahl, Installation und Unterhaltung der Messeinrichtungen an der Übergabestelle definiert. Aufgrund der Abschnitte § 18 (3) und (5) AVBFernwärmeV-E in Kombination mit der aktuellen Ausge-staltung des Abschnitts § 18a (5) AVBFernwärmeV-E - wie bereits vorher im FFVAV - ist jedoch die Möglichkeit des Übergangs des zuständigen Messstellenbetreibers, falls in der Fernwärme überhaupt von dieser Rolle gesprochen werden kann, auf einen Messstellen-betreiber, der nicht das (Fern-)Wärmeversorgungsunternehmen selber ist, im Rahmen des § 6 MsbG nicht eindeutig aus- oder eingeräumt.\r\nDie Leistungen bzgl. Messung sind zumeist Bestandteil der Fernwärmelieferverträge, meist bestehen daher keine separaten Verträge über den Messstellenbetrieb.\r\n28 / 43\r\nAufgrund fehlender Standards und Marktkommunikation würde ein Herauslösen der Leis-tungen des Messstellenbetriebs aus den Lieferverträgen und ein Übergang dieser Leistun-gen an einen Messstellenbetreiber, der nicht das Fernwärmeversorgungsunternehmen (oder ein Beauftragter Dritter) ist, nicht unerhebliche Aufwände für Fernversorgungsun-ternehmen und Messstellenbetreiber bedeuten.\r\nZu § 23 AVBFernwärmeV-E („Vertragsstrafe“)\r\n§ 23 (2) (neu), der aktuelle (2) wird zu (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEine Vertragsstrafe kann auch verlangt werden, wenn der Kunde vorsätzlich oder grob fahrlässig seine Verpflichtung nach § 15 (2) verletzt, die zur Preisbildung erforderlichen Angaben zu machen.\r\nDie Vertragsstrafe beträgt das Zweifache des Betrages, den der Kunde bei Erfüllung seiner Verpflichtung nach dem für ihn geltenden Allgemeinen Preis zusätzlich zu zahlen gehabt hätte. Sie darf längstens für einen Zeitraum von sechs Monaten verlangt werden.\r\nBegründung\r\nSiehe Begründung zum nachfolgenden § 23 (3).\r\n§ 23 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIst die Dauer des unbefugten Gebrauchs oder der Beginn der Mitteilungspflicht nicht fest-zustellen, so kann die Vertragsstrafe in entsprechender Anwendung der Absätze 1 und 2 für einen geschätzten Zeitraum, der längstens sechs Monate betragen darf, erhoben wer-den.\r\nBegründung\r\nLaut Begründung entspricht die neugefasste Vorschrift in ihrer Funktionalität auch den Vorgaben zu Vertragsstrafen im Strom- und Gasbereich gemäß §§ 10 Strom- und GasGVV. Insoweit fragt sich aber, warum dann nicht auch §§ 10 Abs. 2 Strom- und GasGVV zum Verlangen einer Vertragsstrafe, wenn der Kunde vorsätzlich oder grob fahrlässig seine Verpflichtung verletzt, die zur Preisbildung erforderlichen Angaben zu machen, entspre-chend übernommen wurde. Denn ebenso wie nach §§ 7 Strom- und GasGVV muss auch der Fernwärmekunde gemäß § 15 Abs. 2 Erweiterungen und Änderungen der Kundenan-lage sowie die Verwendung zusätzlicher Verbrauchseinrichtungen dem Fernwärmever-sorgungsunternehmen mitteilen, soweit sich dadurch preisliche Bemessungsgrößen än-dern oder sich die vorzuhaltende Leistung erhöht.\r\n29 / 43\r\nDaher sollte § 23 um einen neuen (2) erweitert und (3) nach o.g. Formulierung angepasst werden.\r\nZu § 24 AVBFernwärmeV-E („Preisänderungsklauseln“)\r\n§ 24 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nPreisänderungsklauseln dürfen nur so ausgestaltet sein, dass sie sowohl die Kostenent-wicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme durch das Fernwärmeversor-gungsunternehmen (Kostenelement) als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wär-memarkt (Marktelement) angemessen berücksichtigen.\r\nDie Verwendung von Indizes im Rahmen der Preisänderungsklauseln ist für die Änderung des Gesamtpreises wie der verschiedenen Preisbestandteile zulässig. Sofern Indizes beim Kostenelement genutzt werden, müssen diese die tatsächlich eingesetzten Energieträger und die jeweilige Beschaffungsstruktur des Fernwärmeversorgungsunternehmens mit an-gemessener Genauigkeit abbilden. Das Marktelement wird in der Regel durch Bezug-nahme auf den vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Wärmepreisindex (Code CC13-77)1 angemessen berücksichtigt. Die Berechnungsformel zur Ermittlung der Höhe der jeweiligen Preisänderungen muss dabei in allgemein verständlicher Form gefasst sein, alle Berechnungsfaktoren vollständig und nachvollziehbar ausweisen sowie eindeutige Verweise auf die Quellen gegebenenfalls darin verwendeter Indizes beinhalten. Hinsicht-lich des Kostenelements ist die Weitergabe gesonderter Kosten für Treibhausgasemissio-nen ausgeschlossen, soweit diese bereits in den verwandten Indizes berücksichtigt sind. Sofern die Indizes durch das Statistische Bundesamt ausgewiesen werden, so wird dieses verpflichtet, deutlich auszuweisen, ob die gesonderten Kosten für Treibhausgasemissionen in den jeweiligen Indizes berücksichtigt sind.\r\nBegründung\r\nMit einer zentralen Brennstoffbeschaffung betrieben viele (Fern-)Wärmeversorger inner-halb eines Gemeindegebietes eine Mehrzahl an Wärmenetzen. Mit dem neuen Satz 4 wird klargestellt, dass die Ausweisung der Beschaffungsstruktur unternehmensbezogen erfolgen kann. Sofern hingegen eine netzbezogene Ausweisung der Beschaffungsstruktur erforder-lich wäre, dann würde dies zu einem erheblichen bürokratischen Aufwand bei den Fernwär-meversorger führen.\r\nEs ist nachvollziehbar, dass die Weitergabe gesonderter Kosten für Treibhausgasemissio-nen ausgeschlossen, soweit diese bereits in den verwandten Indizes berücksichtigt sind.\r\n30 / 43\r\nGleichzeitig ist aus den durch das Statistische Bundesamt ausgewiesenen und für Fernwär-meversorger relevanten Indizes nicht immer klar ersichtlich, ob die Kosten für Treibhaus-gasemissionen bereits berücksichtigt worden sind. Das Statistische Bundesamt sollte da-her verpflichtet werden, deutlich auszuweisen, ob die gesonderten Kosten für Treibhaus-gasemissionen in den jeweiligen Indizes berücksichtigt sind.\r\n§ 24 (2)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen kann einer Preisänderungsklausel anstelle von Indizes die Entwicklung seiner tatsächlichen Kosten zugrunde legen. Das Fernwärmever-sorgungsunternehmen kann sich auf Satz 1 nur berufen, soweit die Kosten bei wirtschaft-licher Betriebsführung nicht hätten vermieden werden können.\r\nDas Fern- wärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, in diesem Fall dem Kunden die tatsächlichen Verhältnisse im Hinblick auf die Kostenentwicklung verständlich darzustel-len und diese Darstellung jeweils zum Zeitpunkt der Preisänderung im Hinblick auf den zurückliegenden oder zu Beginn eines Abrechnungszeitraums zu aktualisieren, insbeson-dere im Hinblick auf eine mögliche Senkung der Kosten. Die Möglichkeit, innerhalb einer Preisänderungsklausel sowohl Indizes nach (1) als auch für einzelne Element der Klausel tatsächliche Kosten auszuweisen, ist gegeben. Wird eine Preisänderungsklausel gemäß der Anlage zu dieser Verordnung genutzt, gelten die Anforderungen gemäß Absatz 1 Satz 1 in Bezug auf den Arbeitspreis jedenfalls als erfüllt.\r\nBegründung\r\n§ 24 AVBFernwärmeV-E ermöglicht, das Kostenelement einer Preisänderungsklausel so-wohl über Indizes (1) als auch auf Basis von Kostennachweisen (2) abzubilden. Kosten-nachweise sind dann erforderlich, wenn kein geeigneter Index existiert, z.B. für Abwärme. Es ist rechtlich sicherzustellen, dass innerhalb einer Preisänderungsklausel sowohl Indizes als auch Kostennachweise genutzt werden können. Dies wäre bspw. dann erforderlich, wenn ein Wärmenetz aus einer KWK-Anlage und mit Abwärme bespeist wird. Darüber hinaus regt der VKU eine Klarstellung an, dass der Kostenwert auch vor Beginn des Ab-rechnungszeitraums festgelegt werden kann.\r\n§ 24 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nHat ein Energieversorgungsunternehmen gegenüber einem Fernwärmeversorgungsun-ternehmen nach § 24 Absatz 1 oder Absatz 4 Energiesicherungsgesetz vom 20. Dezember 1974 (BGBl. I S. 3681), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 23. Juni 2023 (BGBl.\r\n31 / 43\r\n2023 I Nummer 167) geändert worden ist, den Preis für die Lieferung von Gas zur Erzeu-gung von Fernwärme erhöht, so sind dieses Fernwärmeversorgungsunternehmen sowie ein Fernwärmeversorgungsunternehmen, das seinerseits Wärme von einem solchen Fern-wärmeversorgungsunternehmen geliefert bekommt, berechtigt, ein in einem Wärmelie-fervertrag vereinbartes und insoweit einschlägiges Preisanpassungsrecht frühestens zwei Wochen nach der Gaspreiserhöhung auszuüben, auch wenn in dem Wärmeliefervertrag ein längerer Zeitraum für die Anpassung des Preises für die Wärmelieferung an die Ände-rung der durch die Gaspreiserhöhung gestiegenen Bezugskosten vereinbart wurde. Die Ausübung des Preisanpassungsrechts ist dem Kunden in Textform mitzuteilen und mit ei-ner Begründung zu versehen. Die Preisanpassung wird frühestens zwei Wochen nach dem Tag, der auf den Tag des Zugangs der mit der Begründung versehenen Mitteilung folgt, wirksam.\r\nÜbt das Fernwärmeversorgungsunternehmen ein vertraglich vereinbartes Preisanpas-sungsrecht gegenüber dem Kunden nach Maßgabe des Satzes 1 aus, hat der Kunde das Recht, den Wärmeliefervertrag außerordentlich mit Wirkung spätestens zum Ende des ersten Jahres nach Wirksamwerden der Preisänderung zu kündigen. Macht der Kunde da-von Gebrauch, hat er dem Fernwärmeversorgungsunternehmen eine angemessene Ent-schädigung für die Investition in die Wärmeerzeugungsanlage für die Zeit der Restlaufzeit des Vertrages zu zahlen. Die Entschädigung ist angemessen, wenn sie den Preisbestandteil aus dem Wärmepreis für die Investition und den entgangenen Gewinn umfasst. Die Kün-digung ist dabei binnen vier Wochen nach Wirksamwerden der Preisänderung in Textform gegenüber dem Fernwärmeversorgungsunternehmen unter Angabe des gewählten Wirk-samkeitszeitpunkts zu erklären. In der Preisanpassungsmitteilung nach Satz 2 ist auf das Kündigungsrecht nach Satz 3 und auf das Überprüfungsrecht nach Absatz 4 Satz 1 hinzu-weisen.\r\nBegründung\r\n§ 24 (3) Satz 4 AVBFernwärmeV-E gewährt dem Kunden ein außerordentliches Kündi-gungsrecht, sofern das Fernwärmeversorgungsunternehmen ein vertraglich vereinbartes Preisanpassungsrecht nach Maßgabe des Satzes § 24 (3) Satz 1 ausübt. Das außerordent-liche Kündigungsrecht gefährdet die Planungs- und Investitionssicherheit und führt zu Problemen in Hinsicht auf bereits getätigte Investitionen bzw. kann sie hemmend auf die politisch gewollte Transformation der Erzeugungsstruktur wirken. Sofern der Kunde daher von dem außerordentlichen Kündigungsrecht gebraucht macht, sollte dem Fernwärme-versorger eine angemessene Entschädigung gezahlt werden, damit dem Versorger keine zusätzlichen wirtschaftlichen Belastungen entstehen und schlussendlich die Investitions-fähigkeit nicht gefährdet wird.\r\n32 / 43\r\n§ 24 (4)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBis zur Aufhebung der Feststellung nach § 24 Absatz 1 Satz 1 des Energiesicherungsgeset-zes durch die Bundesnetzagentur hat der Kunde des Fernwärmeversorgungsunterneh-mens, das ein vertraglich vereinbartes Preisanpassungsrecht gegenüber dem Kunden nach Maßgabe des § 24 AVBFernwärmeV Absatzes 3 Satz 1 ausgeübt hat, das Recht, alle zwei Monate ab Wirksamwerden einer solchen Preisanpassung die Überprüfung und gegebenenfalls unverzügliche Preissenkung auf ein angemessenes Niveau zu ver-langen. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen hat dem Kunden innerhalb einer Frist von zwei Wochen das Ergebnis der Überprüfung und eine etwaige Preisänderung mit-zuteilen und zu begründen.\r\nDabei sind für die Angemessenheit des Preises beim Fernwärmeversorgungsunterneh-men seit der Preisanpassung nach Absatz 3 Satz 1 eingetretene Kostensenkungen und das Recht des Fernwärmeversorgungsunternehmens, nach § 24 Absatz 4 des Energie-sicherungsgesetzes vom Energieversorgungsunternehmen eine Anpassung des Gaspreises zu verlangen, zu berücksichtigen. Erfolgt auf ein Verlangen des Kunden nach Satz 1 keine Preissenkung, hat der Kunde das Recht, den Wärmeliefervertrag ohne Einhaltung einer Frist außerordentlich mit Wirkung spätestens zum Ende des ersten Jahres nach Zugang der Mitteilung nach Satz 2 zu kündigen. Macht der Kunde davon Gebrauch, hat er dem Fernwärmeversorgungsunternehmen eine angemessene Entschädigung für die Investition in die Wärmeerzeugungsanlage für die Zeit der Restlaufzeit des Vertrages zu zahlen. Die Entschädigung ist angemessen, wenn sie den Preisbestandteil aus dem Wär-mepreis für die Investition und den entgangenen Gewinn umfasst Die Kündigung ist da-bei binnen vier Wochen nach Zugang der Mitteilung nach Satz 2 in Textform gegenüber dem Fernwärmeversorgungsunternehmen unter Angabe des gewählten Wirksamkeits-zeitpunkts zu erklären. In der Mitteilung nach Satz 2 ist auf das Kündigungsrecht nach Satz 4 hinzuweisen.\r\nBegründung\r\n§ 24 (4) Satz 5 AVBFernwärmeV-E gewährt dem Kunden ein außerordentliches Kündi-gungsrecht. Das außerordentliche Kündigungsrecht gefährdet die Planungs- und Investi-tionssicherheit und führt zu Problemen in Hinsicht auf bereits getätigte Investitionen bzw. kann sie hemmend auf die politisch gewollte Transformation der Erzeugungsstruktur wir-ken. Sofern der Kunde daher von dem außerordentlichen Kündigungsrecht gebraucht macht, sollte dem Fernwärmeversorger eine angemessene Entschädigung gezahlt wer-den, damit dem Versorger keine zusätzlichen wirtschaftlichen Belastungen entstehen und schlussendlich die Investitionsfähigkeit nicht gefährdet wird.\r\n33 / 43\r\nZu § 24a AVBFernwärmeV-E („Anpassung von Preisänderungsklauseln bei Energieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruktur und Preis-anpassungsrecht zur Weitergabe von Sprunginvestitionen zur Dekarboni-sierung der Fernwärmesysteme“)\r\n§ 24a\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEin Fernwärmeversorgungsunternehmen, das einen eingesetzten Energieträger wechselt oder die jeweilige Beschaffungsstruktur wesentlich ändert, kann eine zuvor vertraglich vereinbarte Preisänderungsklausel einseitig gegenüber dem Kunden insoweit ändern, dass die in der Preisänderungsklausel auf den bisherigen Energieträger oder die bisherige Beschaffungsstruktur Bezug nehmenden Berechnungsfaktoren an den neuen Energieträ-ger oder die neue Beschaffungsstruktur angepasst werden.\r\nDas Recht zur Änderung nach Satz 1 kann nur innerhalb eines Jahres nach dem jeweiligen Energieträgerwechsel o- der der Änderung der Beschaffungsstruktur gegenüber dem Kun-den mit Wirkung für den nächsten Abrechnungszeitraum in Textform, auf der Internetseite des Fernwärmeversorgungsunternehmens oder über öffentliche Bekanntgabe ausgeübt werden. Dabei hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Kunden über den Zeit-punkt sowie die wesentlichen Umstände nach Satz 1 zu informieren.\r\nBegründung § 24a AVBFernwärmeV-E soll die einseitige Anpassung einer vertraglich vereinbarten Preisänderungsklausel bei einem Energieträger- oder Beschaffungsstrukturwechsel er-möglichen. Dies begrüßt der VKU zwar ausdrücklich, allerdings mit der Einschränkung, dass die Einpreisung von Neuinvestitionen nicht hierunter fällt. Die Einpreisung von Neu-investitionen kann damit vermutlich weiterhin nur mit einer einvernehmlichen Ver-tragsanpassung erfolgen, da das ursprüngliche Preisniveau als Ausgangspunkt beizubehal-ten ist. In der Praxis dürfte dies bedeuten, dass weiterhin regelmäßig eine Änderungskün-digung erforderlich würde, wenn die Kosten für größere Investitionen an die Kunden wei-tergereicht werden sollen.\r\nDer VKU regt eine Streichung der Anpassungsfrist von einem Jahr nach § 24a (1) Satz 2 an, weil nicht ersichtlich ist, warum dieses Recht nur innerhalb eines Jahres gelten sollte. Es wäre fraglich, ob die nicht angepasste Preisänderungsklausel dann überhaupt noch wirk-sam wäre.\r\nDarüber hinaus sollte es dem Fernwärmeversorger ermöglicht werden, eine zuvor ver-traglich vereinbarte Preisänderungsklausel einseitig zusätzlich auch durch eine entspre-chende Information auf seiner Internetseite oder durch öffentliche Bekanntgabe zu än-dern, was u.a. dem Konzept der fortschreitenden Digitalisierung entspricht.\r\n34 / 43\r\n§ 24a (2) AVBFernwärmeV-E (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen kann Preise neben einer Anpassung der Preis-anpassungsklausel nach Absatz 1 in dem Umfang ändern, in dem sich Kosten der Erzeu-gung und Bereitstellung der Fernwärme ändern, die auf Maßnahmen zur Umsetzung zur Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme beruhen, insbesondere zur Erreichung der Vorgaben nach §§ 29 und 31 WPG oder zur Umsetzung von Wärmedekarbonisierungsfahrplänen nach § 32 Abs. 1 oder 2 WPG, sofern diese Kos-ten nicht auf andere Weise an seine Kunden weitergegeben werden. Das Fernwärmever-sorgungsunternehmen kann sich auf Satz 1 nur berufen, wenn die Kosten bei wirtschaft-licher Betriebsführung nicht hätten vermieden werden können. Das Fernwärmeversor-gungsunternehmen hat die Preisänderung spätestens sechs Wochen vor deren Wirksam-werden dem Kunden in Textform mitzuteilen, auf seiner Internetseite zu veröffentlichen sowie öffentlich bekannt zu machen. Dabei hat es den Zeitpunkt, den Umfang, den Anlass und die Voraussetzungen der Preisänderung insbesondere die wesentlichen Kosten und deren tatsächliche Veränderung bezogen auf das Wärmegebiet transparent und allge-mein verständlich darzustellen. Ändert das Fernwärmeversorgungsunternehmen die Preise, so hat der Kunde das Recht, den Vertrag bis zum Wirksamwerden der Preisände-rung mit einer Frist von sechs Monaten zum Monatsende zu kündigen. Auf das Kündi-gungsrecht wird das Fernwärmeversorgungsunternehmen in der Mitteilung der Preisän-derung an die Kunden, in der Veröffentlichung der Preisänderung auf seiner Internetseite und in der öffentlichen Bekanntmachung ausdrücklich hinweisen. Die Kündigung bedarf der Textform.\r\nBegründung\r\nFernwärmepreise dürfen sich nach der geltenden Rechtslage ausschließlich auf Grundlage von vertraglich vereinbarten Preisänderungsklauseln ändern. Anderweitige Befugnisse zur Preisanpassung bestehen nicht. Insbesondere verfügt das Fernwärmeversorgungsun-ternehmen nach der Rechtsprechung des BGH über kein gesetzliches einseitiges Preisan-passungsrecht (grundlegend BGH, Urt. v. 26. Januar 2022, Az. VIII ZR 175/19).\r\nAllerdings besteht ein Bedürfnis für eine Anpassung des Preissystems neben der Anwen-dung einer vereinbarten Preisänderungsklausel, wenn Fernwärmeversorgungsunterneh-men ihre Erzeugungsanlagen im Zuge des Dekarbonisierungsprozesses umstellen. So füh-ren Investitionen in neue Erzeugungsanlagen in aller Regel zu einer grundlegenden Ände-rung der in die Preisbestandteile einfließenden Kostenstrukturen. Bereits beim durch das Kohleausstiegsgesetz forcierten Umstieg von Kohle auf Erdgas war ersichtlich, dass Fern-wärmeversorgungsunternehmen Erdgas nur zu deutlich höheren Kosten beziehen konn-ten als Kohle. Ähnliches gilt für die Einbindung von Wärme aus erneuerbaren Energien oder aus Abwärme.\r\n35 / 43\r\nDann dominieren vor allem die verbrauchsunabhängigen Erzeugungskosten die Kosten-struktur, während die verbrauchsabhängigen Kosten an Bedeutung verlieren. Folgerichtig muss das Fernwärmeversorgungsunternehmen nicht nur die Preisänderungsklausel durch bloße Bezugnahme der Kostenrepräsentanten auf die neuen Erzeugungsverhältnisse an-passen können. Es ist in diesem Fall gezwungen, auch das Verhältnis zwischen Grund- und Arbeitspreis neu auszutarieren. Die bloße Aktualisierung der Preisänderungsklausel auf Grundlage des vorliegenden § 24a AVBFernwärmeV-E kann dieses Problem allein nicht lösen.\r\nOhne die Möglichkeit, Preise ohne eine einvernehmliche Vertragsanpassung anzupassen, droht der § 24a (1) in bestimmten Situationen, und zwar immer dann, wenn ein Unter-nehmen besonders hohe Investitionen zur Erreichung der gesetzlichen Vorgaben nach §§ 29 - 32 WPG tätigen muss, ins Leere zu laufen. Ohne die Möglichkeit, Preise anzupassen ohne alle Verträge kündigen zu müssen, werden die ambitionierten Fernwärme Ausbau-ziele vermutlich nicht zu erreichen sein. Die widersprüchliche Situation, dass gerade dann, wenn erhebliche Investitionen in den Klimaschutz getätigt werden, der Fernwär-meversorger seinen Kunden kündigen muss, ist zwingend aufzulösen.\r\nDaher empfiehlt sich die Einführung eines besonderen gesetzlichen Preisanpassungs-rechts neben dem bereits verankerten Instrument der vertraglich vereinbarten Preisän-derungsklauseln. Dieselbe Vorgehensweise fordern auch Interessenvertreter der Fern-wärmekunden (vzbv-Gutachten 2023).\r\nDas Preisanpassungsrecht wird zugunsten des Kunden in zweierlei Hinsicht kompensiert. Zum einen handelt es sich um ein gesetzliches Leistungsbestimmungsrecht im Sinne des § 315 BGB. Die rechtmäßige Ausübung dieses Rechts kann in Einklang mit den von der ständigen BGH-Rechtsprechung entwickelten Maßstäben gerichtlich kontrolliert werden. Zum anderen wird dem Kunden ausnahmsweise eine Sonderkündigungsrecht einge-räumt. Diese Notwendigkeit ergibt sich daraus, dass das gesetzliche Preisanpassungsrecht vom Prinzip des in § 24 AVBFernwärmeV-E angelegten Preisanpassungsprogramms durch vertraglich vereinbarte Preisänderungsklauseln abweicht.\r\nZu § 25 („Abrechnung, Abrechnungsinformationen, Verbrauchsinformati-onen“)\r\n§ 25 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, dem Kunden die Rechnung spätestens sechs Wochen nach Ende des vereinbarten Abrechnungszeitraums zu über-mitteln. Die Abschlussrechnung ist dem Kunden spätestens sechs Wochen nach Beendi-gung des Lieferverhältnisses zu übermitteln.\r\n36 / 43\r\nBegründung\r\nGrundsätzlich haben Fernwärmeversorger ein großes Interesse daran, die Rechnungsstel-lung möglichst schnell durchzuführen.\r\nAllerdings führen die Informationspflichten aus dem Gesetz zur Aufteilung der Kohlendi-oxidkosten (CO2KostAufG) dazu, dass der Fernwärmeversorger u.U. die Rechnung nicht bis spätestens 6 Wochen nach Ende des vereinbarten Abrechnungszeitraum bzw. nach Beendigung des Lieferverhältnisses übermitteln kann. Dies begründet sich durch die In-formationspflichten nach § 3 (4) CO2KostAufG und dem Umstand, dass die für die Erfül-lung der Informationspflicht notwendigen Daten nicht zu jedem Zeitpunkt in aktueller Form – sprich für den Lieferzeitraum – vorliegen.\r\nDie Daten zu den CO2- Emissionen sowie zu den durchschnittlichen Versteigerungserlösen des EU-ETS im Vorjahr liegen jedoch erst ab April eines Jahres vor, wie im CO2KostAufG benannt. Darauf aufbauend sind bei Wärmenetzen weiterführende Berechnungen, z.B. zum netzindividuellen Emissionsfaktor notwendig, sodass eine gesicherte Ausweisung der CO2-Emissionen und CO2-Kosten einer Wärmelieferung häufig erst deutlich nach April ei-nes jeden Jahres möglich ist. Somit ist es einem Wärmeversorger, der Wärme aus einer EU-ETS-Anlage bezieht, nicht möglich, die nach dem CO2KostAufG geforderten Informa-tionen auf Wärmerechnungen in den ersten Monaten eines Jahres auszuweisen. Sofern die Rechnungstellung bspw. monatlich erfolgt, dann können für die ersten Monate eines Jahres die in 25 (1) AVBFernwärmV-E Fristen der Rechnungsstellung nicht eingehalten werden, weil für die auszweisenden Informationen noch keine Datengrundlage vorhan-den ist. Sofern eine entsprechende Klarstellung nicht über eine Novellierung des CO2KostAufG, welche aktuell nicht absehbar ist, erfolgt, ist § 25 (1) AVBFernwärmV-E er-satzlos zu streichen.\r\nZu § 25a AVBFernwärmeV-E („Inhalt und Transparenz der Abrechnungen“)\r\n§ 25a (1) Nr. 2 Ziffer 7\r\nRegelungsvorschlag:\r\nin Fällen, in denen die Anwendung einer Preisänderungsklausel nach § 24 zu einer Preis-erhöhung von mehr als 2 10 Prozent führt, Informationen zu den maßgeblichen Ursachen der Preisänderung.\r\nBegründung\r\nMit dem §25a AVBFernwärmeV-E werden die bereits sehr umfassenden Vorgaben der FFVAV zum Inhalt und Transparenz der Abrechnungen übernommen. Ist es wenig ersicht-lich, warum ein Kunde ein Interesse daran hat, über die maßgeblichen Ursachen einer Preisänderung um 2 Prozent informiert zu werden.\r\n37 / 43\r\nDer VKU regt daher eine maßvolle Informationspflicht, z. B. bei einer Preissteigerung von 10 Prozent, an und gibt zu bedenken, dass der Kunde durch die FFVAV Preise bereits mo-natlich mitgeteilt werden. Es kann daher sehr bezweifelt werden, ob dieser Aufwand überhaupt auch im Interesse des Kunden steht.\r\nZu § 28 AVBFernwärmeV-E („Vorauszahlung“)\r\n§ 28 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nUnter den Voraussetzungen des Absatzes 1 kann das Fernwärmeversorgungsunterneh-men auch für die Erstellung oder Veränderung des Hausanschlusses vom Anschlussneh-mer Vorauszahlung verlangen.\r\nBegründung:\r\nDie Regelungen nach § 28 (3) AVBFernwärmeV-E sind ersatzlos zu streichen, da der Rege-lungszweck durch die Neufassung von § 10 Abs. 2 bereits erreicht ist.\r\nZu § 30 AVBFernwärmeV-E („Zahlungsverweigerung“)\r\n§ 30 Satz 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEinwände gegen einen Rechnungen oder gegen und Abschlagsberechnungen berechtigen zum Zahlungsaufschub oder zur Zahlungsverweigerung nur,\r\n1. soweit die ernsthafte Möglichkeit eines offensichtlichen Fehlers besteht,\r\n2. 2. sofern der in einer Rechnung angegebene Verbrauch ohne ersichtlichen Grund mehr als doppelt so hoch wie der vergleichbare Verbrauch im vorherigen Abrech-nungszeitraum ist oder\r\n3. sofern aufgrund einer vom Kunden verlangten Nachprüfung der Messeinrichtung deren nicht ordnungsgemäße Funktion festgestellt worden ist.\r\n1. soweit die ernsthafte Möglichkeit eines offensichtlichen Fehlers besteht oder\r\n2. sofern\r\na) der in einer Rechnung angegebene Verbrauch ohne ersichtlichen Grund mehr als doppelt so hoch wie der vergleichbare Verbrauch im vorherigen Abrechnungszeitraum ist und\r\nb) der Kunde eine Nachprüfung der Messeinrichtung verlangt\r\nund solange durch die Nachprüfung nicht die ordnungsgemäße Funktion des Messgeräts festgestellt ist.\r\n38 / 43\r\nBegründung\r\nBei den beabsichtigten Änderungen des § 30 Satzes 1 Nrn. 1 – 3 AVBFernwärmeV-E sollte auch – wie im Übrigen - eine Angleichung an die in der Praxis bewährten und von der BGH-Rechtsprechung gewürdigten §§ 17 (1) Satz 1 Strom- und GasGVV erfolgen und daher nach o.g. Formulierung angepasst werden.\r\n§ 30 (2)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Zahlungsaufschub oder die Zahlungsverweigerung ist innerhalb von sechs Monaten zwei Jahren nach Zugang einer fehlerhaften Rechnung oder Abschlagsberechnung geltend zu machen.\r\nBegründung\r\nDie Geltendmachung sollte innerhalb von 6 Monaten erfolgen. Die Gründe für den Fehler sind offenkundig, daher ist eine schnelle Abwicklung möglich. 2 Jahre ist auch aus Grün-den der Rechtssicherheit zu lang. Darüber hinaus schreibt § 556 (3) BGB) vor, dass die Nebenkostenabrechnung innerhalb von 12 Monaten nach Ende des Abrechnungszeit-raum zu erfolgen hat. Eine korrigierte Rechnung oder Abschlagsrechnung müsste bis da-hin also sowieso vorliegen.\r\nZu § 32 AVBFernwärmeV-E („Laufzeit des Versorgungsvertrages, Kündi-gung“)\r\n§ 32 (1)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Laufzeit von Versorgungsverträgen beträgt bei neu hergestellten Hausanschlüssen oder bei wesentlicher Erhöhung der vereinbarten Fernwärmeleistung höchstens zehn Jahre, in allen anderen Fällen höchstens fünf Jahre. Die Vereinbarung kürzerer Verlängerungs-fristen ist zulässig. Wesentlich ist eine Erhöhung der vereinbarten Wärmeleistung insbeson-dere dann, wenn dies investive Maßnahmen erforderlich macht. Wird der Vertrag nicht von einer der beiden Seiten mit einer Frist von neun sechs Monaten vor Ablauf der Ver-tragsdauer gekündigt, so gilt eine Verlängerung um jeweils weitere fünf Jahre als still-schweigend vereinbart. Bei Verträgen mit Verbrauchern im Sinne des § 13 des Bürgerli-chen Gesetzbuchs darf die stillschweigende Verlängerung jeweils zwei Jahre nicht über-steigen und muss ein Jahr im Voraus, unter Hinweis auf die Kündigungsmöglichkeit nach Satz 3, angekündigt werden.\r\n39 / 43\r\nBegründung Die bisher mögliche Vertragslaufzeit von bis zu 10 Jahren soll nur für neu hergestellte Hausanschlüsse oder bei wesentlicher Erhöhung der vereinbarten Wärmeleistung insbe-sondere aufgrund investiver Maßnahmen möglich bleiben. Damit schiede diese Regelung für Versorgungsverträge im Contracting (ohne Hausanschluss) aus. Dies würde zu deutli-chen Preissteigerungen im Contracting führen, weil die getätigten Investitionen bereits nach fünf Jahren refinanziert sein müssen. Die Einschränkung der maximalen Laufzeit von Contracting-Versorgungsverträge auf fünf Jahre bedroht daher massiv die Möglichkeit von Contractoren, wirtschaftlich attraktive Preisangebote vorzulegen. Der das klimapoli-tisch gewünschte Wachtum im Contracting-Markt würde damit einbrechen. Der VKU regt daher die Streichung des Halbsatzes „…, in allen anderen Fällen höchstens fünf Jahre“ in § 32 (1) Satz 1 AVBFernwärmeV-E an. Stattdessen sorgt die Klarstellung, dass die Verein-barung kürzerer Verlängerungszeiten zulässig ist, für Flexibilität in der Gestaltung der Ver-tragsdauer.\r\nGleichwohl zeigt die Praxis, dass Kunden vielfach den Wunsch nach Vertragslaufzeiten von mehr als 10 Jahren, z.B. 15 Jahre, äußern. Dies begründet sich durch die langfristige und insb. auch sichere Versorgung sowie kostengünstige Preise, weil die Investitionskosten zeitlich gestreckt werden können. Hierfür sollten im Verordnungstext die entsprechenden Voraussetzungen geschaffen werden, zumal es sich um eine „können“- und keine „müs-sen“-Regelung handelt.\r\nEine Verkürzung der Kündigungsfrist von neun auf sechs Monate ist sowohl aus Versorger- als auch auf Kundensicht abzulehnen. Die geltenden neun Monate wurden bewusst ge-wählt, da diese bislang in etwa dem übliche Planungs- und Umsetzungszeitraum für eine neue Heizung wiederspiegeln.\r\nDie Bezugnahme auf Verbraucher im Sinne des § 13 BGB erachtet der VKU als nicht sach-gerecht, weil Versorgungsverträge i.d.R. nicht mit natürlichen, sondern mit juristischen Personen (insb. Wohnungswirtschaft, öffentliche Verwaltung, Gewerbe) abgeschlossen werden. Bei Wohnungseigentümergemeinschaften wird der Regelungsvorschlag bei-spielsweise zu Problemen in der Umsetzung führen, weil dem Fernwärmeversorger in der Regel nicht bekannt sein dürfte, ob ein einzelner oder mehrere Mitglieder der Gemein-schaft Verbraucher im Sinne des § 13 BGB sind. Unklar ist in diesem Zusammenhang, ob eine Befristung der Versorgungsverträge auf zwei Jahr bspw. bereits dann, wenn nur ein Gemeinschaftsmitglied ein Verbraucher im Sinne des §13 BGB ist, gilt. Sofern dies der Fall wäre, würde die Befristung auf zwei Jahre die Unsicherheiten sowohl beim Versorger als auch beim Kunden massiv erhöhen. In Hinblick auf den Versorger gilt dies, weil Woh-nungseigentümergemeinschaften in der Regel im Besitz von Mehrfamilienhäusern und nicht von Einfamilienhäusern sind.\r\n40 / 43\r\nGroße Mehrfamilienhäuser haben im Vergleich zu Einfamilienhäusern vergleichsweise hohe Anschlusswerte, welche mit entsprechend hohen Investitionserfordernissen bzw. Kapazitätsvorhaltung des Fernwärmeversorgers verbunden sind. Für die Wohnungseigen-tümergemeinschaft entstehen hingegen Unsicherheiten und Kosten, weil sich diese dann regelmäßig alle zwei Jahre um eine Vertragsverlängerung kümmern müsste. § 32 (1) Satz 3 AVBFernwärmeV-E sollte daher ersatzlos gestrichen werden.\r\nZu § 33 AVBFernwärmeV-E („Einstellung der Versorgung, fristlose Kündi-gung“)\r\n§ 33 (3)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nLeitet der Kunde die an ihn gelieferte Fernwärme an seinen Mieter weiter, ist das Fern-wärmeversorgungsunternehmen in den Fällen des Absatzes 2 berechtigt und verpflichtet, den Mieter zeitgleich mit der Androhung der Unterbrechung nach Absatz 2 Satz1 über den Zahlungsrückstand des Kunden und die angedrohte Einstellung der Versorgung zu in-formieren und diesem einen Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatzmaßnahme zu ermög-lichen.\r\nÜber die Höhe des Zahlungsrückstandes des Kunden ist der Mieter erst dann zu informie-ren, wenn dieser nach Erhalt der Information gemäß Satz 1 binnen fünf Werktagen sein Interesse zu einem Schuldbeitritt oder einer sonstigen Ersatzmaßnahme erklärt. Sollte die Information nach Satz 1 oder ein daraufhin erfolgter Schuldbeitritt oder eine sonstige Er-satzmaßnahme nicht zur Erfüllung der Zahlungsverpflichtung bis zur angedrohten Unter-brechung führen, bleibt das Recht des Fernwärmeversorgungsunternehmen aus Absatz 2 unberührt ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen zur angedrohten Einstellung der Versorgung berechtigt.\r\nBegründung\r\n§ 33 (3) AVBFernwärmeV-E ist vor dem Hintergrund der Rechtsprechung zur Bildung von sog. Mieternotgemeinschaften zur Vermeidung einer Einstellung der Versorgung wegen Zahlungsrückständen des Vermieters (Fernwärmekunden) sowie insbesondere auch aus datenschutzrechtlichen Gründen grundsätzlich zu begrüßen. Sie wirft aber in der vorge-sehenen Fassung noch einige praktische Umsetzungsschwierigkeiten auf. Insbesondere fragt sich, wann der Mieter über den Zahlungsrückstand des Kunden und die mögliche Einstellung der Versorgung zu informieren ist, um diesem einen Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatzmaßnahme zu ermöglichen. Satz 1 spricht hier von „rechtzeitig“, einem un-bestimmten Rechtsbegriff. Ebenso unbestimmt ist, bis wann der Mieter sein Interesse zu einem Schuldbeitritt oder einer sonstigen Ersatzmaßnahme erklären muss, um hiernach über die konkrete Höhe des Zahlungsrückstandes informiert werden zu können.\r\n41 / 43\r\nUnbestimmt ist schließlich, bis wann ein erfolgter Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatz-maßnahme zur Erfüllung der Zahlungsverpflichtung führen müssen oder nicht, damit der Fernwärmeversorger tatsächlich von seinem Recht zur Einstellung der Versorgung Ge-brauch machen kann bzw. darf.\r\nDa (3) Zahlungsrückstände von Vermietern betrifft, wäre der Fernwärmeversorger nach (2) Satz 1 berechtigt, die Versorgung zwei Wochen nach Androhung einzustellen. Daher fragt sich, ob die betroffenen Mieter bereits vor der Androhung der Unterbrechung zu informieren sind, um deren möglichen Schuldbeitritt zu erklären oder abzulehnen oder ob die Information zeitgleich mit der Androhung der Unterbrechung gegenüber dem Ver-mieter zu erfolgen hat. Dann blieben maximal zwei Wochen zur Klärung eines Schuldbei-tritts der Mieter. Dieser Zeitraum sollte aber ausreichend sein, um diese Frage zu klären. Daher sollte (3) entsprechend dem o.g. Regelungsvorschlag formuliert werden.\r\nZu § 34 AVBFernwärmeV-E („Gerichtsstand“)\r\n§ 34\r\nRegelungsvorschlag:\r\n(1) Bei Verbrauchern im Sinne des§ 13 des Bürgerlichen Gesetzbuchs ist der Gerichts-stand für die beiderseitigen Verpflichtungen aus dem Versorgungsvertrag der Ort der Fernwärmeabnahme durch den Verbraucher.\r\n(2) Bei allen anderen Kunden ist der Gerichtsstand am Sitz der für den Kunden zuständi-gen Betriebsstelle des Fernwärmeversorgungsunternehmens.\r\n(3) Absatz 2 ist auch anzuwenden,\r\n1. keinen allgemeinen Gerichtsstand im Inland hat oder\r\n2. nach Vertragsschluss seinen Wohnsitz oder gewöhnlichen Aufenthaltsort aus dem Geltungsbereich dieser Verordnung verlegt oder sein Wohnsitz o-der gewöhnlicher Aufenthalt im Zeitpunkt der Klageerhebung nicht bekannt ist.\r\nGerichtsstand für die beiderseitigen Verpflichtungen aus dem Versorgungsvertrag ist der Ort der Fernwärmeabnahme durch den Kunden.\r\nBegründung\r\nDie bisherige Fassung und die vorgesehenen Änderungen sollten entsprechend §§ 22 Strom- und GasGVV durch die Formulierung „Gerichtsstand für die beiderseitigen Ver-pflichtungen aus dem Versorgungsvertrag ist der Ort der Fernwärmeabnahme durch den Kunden.“ ersetzt werden. Die Regelungen der §§ 22 Strom- und GasGVV haben sich in der Praxis seit 2006 bewährt.\r\n42 / 43\r\nDie Festlegung des Ortes der Fernwärmeabnahme durch jeden Kunden, unabhängig von seiner Verbrauchereigenschaft und seinem Wohnsitz, als Gerichtsstand dient dessen In-teresse an einer möglichst ortsnahen Durchsetzung von Ansprüchen aus dem Vertrags-verhältnis.\r\nZur Anlage (zu § 24 (2) Satz 4) AVBFernwärmeV-E („Muster einer Preisän-derungsklausel zum Arbeitspreis nach § 24 Absatz 2 Satz 4 AVBFernwär-meV“)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nK0: Basis-Mischpreis [vereinbart im Sinne der tatsächlichen für die Erzeugung der bereit-gestellten Wärme entstandenen Endenergiezufuhrkosten des Fernwärmeversorgungsun-ternehmens der Preisänderungsklausel, welche zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses gilt, ist zu ergänzen].\r\nBegründung\r\nDie aktuelle Regelung „Basis-Mischpreis ... zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses“ hat zur Konsequenz, dass jeder Kunde einen unterschiedlichen K0 hat. Die Vielzahl an unter-schiedlicher Basis-Mischpreise würde weder zur Vergleichbarkeit bzw. der Transparenz von Fernwärmepreisen beitragen, noch wäre eine Abwicklung und Veröffentlichung durch den Fernwärmeversorger zu leisten.\r\nRegelungsvorschlag:\r\nAPneu = AP0 * (0,5 FK * Kneu / K0 + 0,5 FM * Mneu / M0)\r\nMit\r\nFK = Gewichtungsfaktor vom Kostenelement mit einem Wert zwischen 0 und 1\r\nFM = Gewichtungsfaktor vom Marktelement mit einem Wert 1 - FK\r\nBegründung\r\nIn dem in der Anlage aufgeführten Muster einer Preisänderungsklausel zum Arbeitspreis nach § 24 Absatz 2 Satz 4 AVBFernwärmeV wird das Verhältnis zwischen Kosten- und Marktelement mit 50:50 angesetzt. Diese Gewichtung steht im Widerspruch zu § 24 (1) und (2) AVBFernwärmeV-E, welche keine Aussagen über eine Gewichtung von Kosten- und Marktelement treffen. Darüber hinaus geht eine Gewichtung über den aktuellen Stand der Rechtsprechung hinaus: Der BGH sieht zwar die Gleichrangigkeit zwischen Kos-ten- und Marktelement als vereinbar mit der angemessenen Berücksichtigung von beiden Elementen, lässt Abstufungen im Rahmen der Angemessenheit aber zu. Daher sollte im Muster kein konkretes Verhältnis genannt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88\r\nProzent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute\r\nund morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: https://www.vku.de/vku-positionen/\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung\r\nder Verordnung über Allgemeine Bedingungen\r\nfür die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung\r\nder Versorgung über die Verbrauchserfassung\r\nund Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme\r\noder Fernkälte vom 28.11.2024\r\nBerlin, 04.12.2024\r\n2 / 44\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fern-wärme und zur Aufhebung der Versorgung über die Verbrauchserfassung und Abrech-nung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (AVBFernwärmeV-E) des Bundes-ministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Stellung zu nehmen.\r\nDas BMWK hat die Länder- und Verbändeanhörung am Abend des 28.11.24 kurzfristig mit einer Frist zur Abgabe einer Stellungnahme bis zum 04.12.24 (Dienstschluss) eingeleitet. Zuvor war es innerhalb der letzten drei Monate nicht gelungen, sich innerhalb der Bun-desregierung auf einen gemeinsamen Entwurf zu einigen. Dieses wenig geordnete Ver-fahren in Verbindung mit einem Entwurf, welcher an vielen Stellen die durch die Ermäch-tigungsgrundlage für die AVBFernwärmeV (Art. 243 EGBGB) gesetzlich geforderte ausge-wogene Gestaltung der Bedingungen unter angemessener Berücksichtigung der beider-seitigen Interessen der Vertragsparteien offensichtlich gewollt vermissen lässt, wirft ins-gesamt kein gutes Licht auf das politische Handeln. Der VKU mahnt daher die Rückkehr hin zu geordneten Verfahren, welche eine sachgerechte Beteiligung der Verbände und eine angemessene Berücksichtigung der unterschiedlichen Interessen ermöglichen, an.\r\nDer VKU lehnt einen kurzfristigen Beschluss der vorliegenden Entwurfsfassung für eine Novellierung der AVBFernwärmeV im Bundeskabinett in aller Entschiedenheit ab.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie zuverlässige und klimafreundliche (Fern-)wärmeversorgung gehört zum Kerngeschäft der kommunalen Energiewirtschaft. Vor diesem Hintergrund spielen die kommunalen Un-ternehmen eine Schlüsselrolle für die Umsetzung der Energiewende im Gebäudesektor, für den Aus- und Umbau der Wärmenetze und damit für das Erreichen der deutschen Klimaschutzziele.\r\nAngesichts der ambitionierten Zielsetzung, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um min-destens 65 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren, müssen die Fernwärmeversorger In-vestitionen in Milliardenhöhe tätigen. Dies wurde unlängst durch aktualisierte Abschät-zungen der Prognos AG1 bestätigt: Zum Erreichen der Klimaschutzziele müssen bis 2030 43,5 Mrd. Euro in die Transformation der Fernwärme investiert werden. Die (kommu-nale) Fernwärmewirtschaft steht damit von einer Mammutaufgabe, welche nur dann ge-lingen kann, wenn die politischen Rahmenbedingungen konsequent auf die Investitions-tätigkeit ausgerichtet werden.\r\n1 https://www.vku.de/presse/pressemitteilungen/studie-zu-waermenetzen-bis-2030-muessen-435-milliarden-euro-in-die-fernwaerme-investiert-werden/\r\n3 / 44\r\nDie AVBFernwärmeV ist in diesem Kontext für die kommunale (Fern-)wärmewirtschaft\r\nvon zentraler Bedeutung, weil sie die Versorgungsbedingungen, die in aller Regel Bestandteil\r\ndes Versorgungsvertrages zwischen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen und\r\ndem Kunden werden, gesetzlich regelt. Die Regelungen betreffen das gesamte Vertragsverhältnis\r\nvon Abschluss, Einrichtung bis Beendigung und haben damit einen bedeutsamen\r\nEinfluss auf die Geschäfts- und Investitionstätigkeit der kommunalen Fernwärmeversorger.\r\nVor dem Hintergrund der erforderlichen Investitionstätigkeit und den damit einhergehenden\r\nHerausforderungen stellt der vorliegende Referentenentwurf eine gute Gelegenheit\r\ndar, um die für den Klimaschutz erforderliche Planungs- und Investitionssicherheit zu stärken\r\nund um passende Voraussetzungen für die aufgrund der Anforderungen des Wärmeplanungsgesetzes\r\n(WPG) in sämtlichen Wärmenetzen anstehende Transformation zu\r\nschaffen. Vorschläge, die den Transformationsprozess durch eine Aushöhlung der Planungs-\r\nund Investitionssicherheit gefährden, senden hingegen ein völlig falsches Signal\r\nund sind daher abzulehnen.\r\nVorab-Anmerkung zum überarbeiteten AVBFernwärmeV-E\r\nZum politischen Verfahren\r\nDer VKU appelliert erneut, das Verordnungsgebungsverfahren nicht in Wahlkampfzeiten\r\nfortzuführen, um eine sachgerechte (und weniger durch populistische Zwischentöne geprägte)\r\nDebatte zur Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV zu ermöglichen.\r\nDie Äußerungen zur Weiterentwicklung bzw. Abschaffung des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(sog. „Heizungsgesetz“) aus verschiedenen politischen Richtungen in den vergangenen\r\nWochen lassen vermuten, dass die Wärmewende durchaus eine prominente Rolle im\r\nWahlkampf spielen könnte. Dass das BMWK mit der nun (wiederum) sehr kurzfristig angesetzten\r\nFortführung der Verbändeanhörung und der Kabinettsbefassung im Dezember\r\ngenau diese Gefahr in Kauf zu nehmen scheint, ist nicht zielführend. Hinzukommt, dass\r\nder vorliegende Entwurf an vielen Stellen die erforderliche Ausgewogenheit der Interessen\r\nzwischen den Fernwärmeversorgern und seiner Kunden (bzw. den Verbrauchern) vermissen\r\nlässt. Der Entwurf stellt nach Einschätzung des VKU daher keine geeignete Grundlage\r\nfür eine Befassung durch das Bundeskabinett, geschweige denn durch den Bundesrat\r\ndar. Der VKU ruft die Bundesregierung daher auf, das Verfahren in einem schlanken Prozess\r\nerst nach der Bundestagswahl und damit in der kommenden Legislaturperiode fortzuführen.\r\nZum Inhalt des überarbeiteten Entwurfs\r\nMit dem vorliegenden Entwurf legt das BMWK nun zum dritten Mal innerhalb einer Legislaturperiode\r\neinen Referentenentwurf für die Novellierung der AVBFernwärmeV vor.\r\n4 / 44\r\nDer VKU hatte sich in seiner Stellungnahme zum Entwurf vom 25.07.24 bereits ausführlich\r\ngeäußert. Auf die an sehr vielen Stellen weiterhin geltenden Einschätzungen und Bewertungen,\r\nsiehe hierzu insbesondere die einordnende Vorab-Anmerkung auf Seite 3 ff in\r\nder Stellungnahme zum Entwurf vom 25.07.24, wird vollumfassend verwiesen. Bedauerlicherweise\r\nfindet sich im vorliegenden Entwurf vom 28.11.24 nur eine geringe Anzahl\r\nan Vorschlägen wieder, welche der VKU in seiner Stellungnahme zum Entwurf vom\r\n25.07.24 vorgelegt hatte. Hierzu gehören u.a. die nun auf 10 Jahre verlängerten Vertragslaufzeiten\r\nfür Contracting-Versorgungsverträge (§ 32 (1)) sowie technische Anpassungen,\r\nz.B. zum Begriff des Industrieunternehmens. Stattdessen wurden nun an vielen Stellen\r\nVerschärfungen von Regelungen vorgenommen, gegen deren Einführung bzw. Anwendung\r\nsich der VKU ausgesprochen hatte. Die AVBFernwärmeV stellt im Entwurf vom\r\n28.11.24 damit ein bürokratielastiges Regelwerk dar, welches aufgrund falsch verstandener\r\nVerbraucherschutzüberlegungen und Transparenz- bzw. Informationspflichten eine\r\nVersorgung verteuert oder im schlimmsten Fall gar nicht erst entstehen lässt.\r\nEs stellt daher einen Widerspruch dar, dass der Entwurf (S. 1) zwar mit der Erreichung des\r\nNachhaltigkeitsziels 7 der Resolution der Generalversammlung der Vereinten Nationen\r\nvom 25. September 2015 „Transformation unserer Welt: die UN-Agenda 2030 für nachhaltige\r\nEntwicklung“ („Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und moderner\r\nEnergie für alle“) begründet wird, dieser die Rahmenbedingungen für den Aus- und Umbau\r\nder Fernwärme als zentrale Technologie der Wärmewende jedoch gravierend verschlechtert:\r\n- Beschneidung der Preisanpassungsrechte der Versorger zur Weitergabe von Dekarbonisierungskosten:\r\nDer VKU hatte in seiner Stellungnahme zum Entwurf vom\r\n25.07.24 ausführlich auf die hohen Investitionen hingewiesen, welche die Fernwärmeversorger\r\nzur Erreichung der gesetzlichen Vorgaben nach §§ 29 - 32 WPG\r\ntätigen müssen. Bislang ist die Weiterreichung dieser Kosten in der Regel nur\r\nmöglich, wenn alle Verträge gekündigt und neu abgeschlossen werden. Wenn die\r\nMöglichkeit der Weiterreichung über Preisanpassungen im laufenden Vertragsverhältnis\r\nweiterhin verwehrt bleibt, werden die Fernwärme-Aus- und Umbauziele\r\nnicht zu erreichen sein. Der VKU hatte ausführlich auf die widersprüchliche\r\nSituation hingewiesen, dass gerade dann, wenn erhebliche Investitionen in den\r\nKlimaschutz getätigt werden, der Fernwärmeversorger seinen Kunden kündigen\r\nmuss. Gleichzeitig hat der Verband eine zwingende Auflösung der - die ganze\r\nBranche betreffenden - Problematik angemahnt und auch einen konkreten Lösungsvorschlag\r\nvorgelegt. Mit der ersatzlosen Streichung des § 24a aus dem Entwurf\r\nvom 25.07.24 wird allerdings das Gegenteil erreicht: Die einseitigen Preisanpassungsrechte\r\nder Versorger werden weiter eingeschränkt und bleiben damit\r\nsogar hinter den Möglichkeiten zurück, welche ihnen durch die bestehende\r\nRechtsprechung eingeräumt werden.\r\n5 / 44\r\nDaher ist davon auszugehen, dass branchenweit Versorgungsverträge in großem\r\nUmfang gekündigt werden müssen, um die entsprechenden Kosten weitergeben\r\nzu können. Durch verbleibende Restlaufzeiten wird es nicht zu verhindern sein,\r\ndass für eine auch mehrjährige Übergangszeit nach Änderung der jeweiligen Erzeugungsstruktur,\r\nPreisgleitklauseln zur Anwendung kommen, die gegen andere\r\nVorgaben (§24) der AVBFernwärmeV verstoßen müssen. Ob die damit verbundenen\r\nVerunsicherungen im Sinne der Verbraucher sind, ist zumindest fraglich.\r\n- Fehlende Investitions- und Planungssicherheit durch umfassendes Leistungsanpassungs-\r\nund Kündigungsrecht für Kunden: Den Kunden soll nun auch weiterhin\r\ndie Möglichkeit eingeräumt werden, die vertraglich vereinbarte Wärmeleistung\r\neinmal im Jahr um bis zu 50 Prozent (ohne Nachweis) bzw. um mehr als 50 Prozent\r\n(mit Nachweis) zu reduzieren. Der Kunde kann zudem eine Anpassung der Leistung,\r\ndie eine Reduktion um mehr als 50 Prozent im Vergleich zur vertraglich vereinbarten\r\nLeistung darstellt, oder eine Kündigung des Versorgungsvertrages mit\r\nzweimonatiger Frist vornehmen, sofern er die Leistung durch den Einsatz erneuerbarer\r\nEnergien ersetzen will. Diese Regelungen entziehen dem Fernwärmeversorger\r\ndie essentiell notwendige Investitionssicherheit mit der Konsequenz, dass\r\nProjekte zum Ausbau bestehender Netze oder der Errichtung von neuen Netzen\r\nim Zweifel nicht mehr umgesetzt bzw. nur noch mit erheblichen Risikoaufschlägen\r\nrealisiert werden.\r\nDie politische Zielsetzung, mittelfristig 100.000 Gebäude neu an die Fernwärme\r\nanzuschließen, ist mit den beabsichtigten Neuregelungen ohne jeden Zweifel\r\nnicht zu erreichen. Es ist unerklärlich, warum das BWMK einerseits „mehr Tempo\r\nbei der Transformation der Wärmeversorgung“ ausruft und ambitionierte Ziele\r\nfür den Ausbau der Fernwärme definiert, andererseits die bestehenden Regelungen\r\nderart zu Lasten der Versorger formuliert, dass Investitionen in die Wärmewende\r\nerheblich erschwert werden.\r\n- Massiver Aufbau von Bürokratie in Zeiten, in denen die Politik den Abbau von\r\nBürokratie propagiert: Die Umsetzung der umfassenden Veröffentlichungspflichten\r\nnach §1b AVBFernwärmeV-E führt bei den Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nzu zusätzlichen administrativen Kosten in Millionenhöhe. Umso bedenklicher\r\nist es, dass viele der nunmehr eingeforderten Transparenzpflichten für Kunden\r\nbzw. Verbraucher keinen Mehrwert darstellen werden (siehe hierzu ausführlich\r\ndie VKU-Stellungnahme zum Entwurf vom 25.07.24).\r\n6 / 44\r\nDer VKU mahnt an, dass zwischen den berechtigten Informationsinteressen des Kunden\r\nund dem Umsetzungsaufwand für die Fernwärmeversorger ein angemessenes Verhältnis\r\ngewahrt werden sollte. Umso unverständlicher ist es, dass die Regelungen im überarbeiteten\r\nEntwurf den bürokratischen Aufwand gegenüber dem Entwurf vom 25.07.24 nochmals\r\nanheben dürften (vgl. hierzu bspw. § 33). Darüber hinaus schätzt der VKU den in der\r\nBegründung zur Verordnung angegebenen Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft als deutlich\r\nzu niedrig ein.\r\nSofern das BMWK dennoch den AVBFernwärmeV-E dem Bundeskabinett zur Beschlussfassung\r\nvorlegen sollte, müsste dieser grundlegend überarbeitet werden. Diese Überarbeitung\r\ndürfte aufgrund der politisch vorgegebenen Zeitschiene und der geplanten Befassung\r\ndurch das Bundeskabinett noch vor Weihnachten aber nicht mehr möglich sein.\r\nDaher sollte das Verfahren auf Basis des Entwurfs vom 25.07.24 in der kommenden Legislaturperiode\r\nfortgesetzt werden.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie Regelungen im überarbeiteten Entwurf sind zu Lasten der Fernwärmeversorger\r\ndeutlich weniger ausgewogen als noch im Entwurf vom 25.07.24. Maßgebliche\r\nHinweise und Vorschläge des VKU aus seiner Stellungnahme vom Entwurf\r\nvom 25.07.24 bleiben unberücksichtigt. In der vorliegenden Form ist der Entwurf\r\nabzulehnen. Das laufende Verfahren sollte gestoppt und in der kommenden Legislaturperiode\r\nin einem schlanken Verfahren unter Umsetzung der gesetzlichen\r\nZiele der Ermächtigungsgrundlage des Art. 243 EGBGB fortgeführt werden.\r\nDas Erreichen der Anforderungen der §§ 29 – 32 WPG und die Umsetzung der\r\nbundesweit zu erstellenden Wärmepläne erfordert von der Fernwärmewirtschaft\r\nin den kommenden Jahrzehnten eine massive Investitionstätigkeit. Diese wird\r\nauch die Kostenstrukturen der Fernwärmeversorger verändern. Fernwärmeversorger\r\nmüssen befähigt werden, die betriebsnotwendigen Kosten, insbesondere\r\nbei Sprunginvestitionen, ohne eine aufwändige Unsicherheit schürende Änderungskündigung\r\neinpreisen zu können (§ 24a Abs. 2 (neu) AVBFernwärmeV-E).\r\nEs ist weder im Sinne der Kunden, Versorger oder der Politik, wenn Kosten für\r\ngrößere Investitionen nur mit einer Änderungskündigung weitergegeben werden\r\nkönnen.\r\nDie Preisanpassungsrechte der Versorger werden im vorliegenden Entwurf weiter\r\neingeschränkt: Der §24a aus dem Entwurf vom 25.07.24 ist als §24a Abs. 1 AVBFernwärmeV-\r\nE in den vorliegenden Entwurf wiederaufzunehmen.\r\n7 / 44\r\nDer Entwurf fällt in Hinblick auf § 3 AVBFernwärmeV-E (Anpassung der Wärmeleistung)\r\nim Wesentlichen zurück auf die bestehende Rechtslage. Diese Regelungen\r\nentziehen dem Fernwärmeversorger die essentiell notwendige Investitionssicherheit\r\nmit der Konsequenz, dass Projekte zum Ausbau bestehender Netze\r\noder der Errichtung von neuen Netzen im Zweifel nicht mehr umgesetzt bzw.\r\nnur noch mit erheblichen Risikoaufschlägen realisiert werden. Vor dem Hintergrund,\r\ndass das BMWK die bestehende Rechtslage selbst als wenig ausgewogen\r\nbezeichnet (siehe hierzu die Begründung zum Entwurf vom 25.07.24 (S. 53f.)), ist\r\ndie Fortführung dieser Regelungen nicht nachvollziehbar.\r\nUnklar bleibt, warum die gleiche Gewichtung von Kosten- und Marktelement in\r\neiner Preisänderungsklausel in § 24 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E zunächst als\r\nGrundsatz im Verordnungstext deutlich hervorgehoben wird, in der Begründung\r\n(S. 79) dann aber Abweichungen von der Gleichgewichtung zugelassen werden.\r\nNach VKU-Meinung sollte auf konkrete Vorgaben bei der Gewichtung der beiden\r\nElemente verzichtet werde, um die individuellen Gegebenheiten vor Ort weiterhin\r\nmöglichst passgenau im Rahmen einer Preisänderungsklausel abbilden zu\r\nkönnen.\r\nÜber den §1b AVBFernwärmeV-E werden die Veröffentlichungspflichten der\r\nFernwärmeversorger umfassend erweitert. Dies führt nach Einschätzung des Verordnungsgebers\r\nzu zusätzlichen Bürokratieaufwand in Millionen-Höhe (obgleich\r\nder VKU diese Schätzung noch für deutlich zu niedrig hält). Die avisierte Angleichung\r\nder Regelungen der AVBFernwärmeV-E an den Strom- und Gasbereich\r\nmissachtet die politischen Bemühungen, gerade in diesen Bereichen Bürokratie\r\nabzubauen. Kunden bzw. Verbraucher der Fernwärme müssten in der Konsequenz\r\nmit steigenden Preisen rechnen, weil die Versorger die zusätzlichen Bürokratiekosten\r\nauf diese umlegen müssten. Dass die Veröffentlichungspflichten daher\r\nwirklich im Interesse der Kunden bzw. Verbraucher liegen, darf bezweifelt\r\nwerden.\r\nKritisch ist insbesondere anzumerken, dass die Veröffentlichungspflichten nach\r\n§1b AVBFernwärmeV-E z.T. wenig präzise formuliert und damit mit rechtlichen\r\nUnsicherheiten verbunden sind. Folgefragen ergeben sich auch bei verschiedenen\r\nneugefassten Regelungen, wie z.B. dem § 2 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E, ohne\r\ndass im Verordnungstext weiter darauf eingegangen wird. Sofern eine Vereinheitlichung\r\nzu den Regelungen im Strom- und Gasbereich angestrebt wird, hält der\r\nVKU im weiteren Verfahren eine Prüfung für unerlässlich, ob eine 1:1-Übertragung\r\naufgrund der strukturellen Unterschiede der Fernwärme gegenüber der\r\nStrom- und Gasversorgung jeweils zweckmäßig ist.\r\n8 / 44\r\nNach § 25 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E werden Fernwärmeversorger verpflichtet,\r\ndem Kunden die Rechnung spätestens vier Monate nach Ende des Abrechnungszeitraums\r\nbzw. die Abschlussrechnung spätestens vier Monate nach Beendigung\r\ndes Lieferverhältnisses zu übermitteln. Sofern die Versorgung über ein Wärmenetz,\r\ndas mindestens anteilig aus einer Wärmeerzeugungsanlage, die dem EUETS\r\nunterliegt, bespeist wird, kann der Versorger in den ersten Monaten des Jahres\r\naufgrund der fehlenden Datengrundlage die nach dem CO2KostAufG geforderten\r\nInformationen auf Wärmerechnungen nicht ausweisen.\r\nUngenauigkeiten bzw. unsachgemäße Begriffsbestimmungen führen dazu, dass\r\nbestimmte Formen des Contractings, z.B. das Betriebsführungs-Contracting, nicht\r\nin den Anwendungsbereich der Verordnung fallen (§ 1 Abs. 1 AVBFernwärmeVE).\r\nDie Anwendung zahlreicher Vorgaben auf Kleinstnetze und Contracting-Projekte\r\n(etwa § 3 (1) i.V.m. § 3 (3)) belasten diese (politisch gewünschten) Projekte\r\nzudem mit Unsicherheiten, die sie in vielen Fällen unwirtschaftlich machen werden.\r\nAuch hier wird dem Verbraucherschutz ein Bärendienst erwiesen, da die Alternativen\r\nregelmäßig für die Mieter teurer sein werden.\r\n9 / 44\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1, § 1 AVBFernwärmeV-E („Gegenstand der Verordnung, Anwendbarkeit\r\nauf Fernkälte“)\r\n§ 1 Abs. 1 Satz 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nSoweit Fernwärmeversorgungsunternehmen für den Anschluss an die Fernwärmeversorgung\r\nund für die Versorgung mit Fernwärme Vertragsmuster oder Vertragsbedingungen\r\nverwenden, die für eine Vielzahl von Verträgen vorformuliert sind (allgemeine Versorgungsbedingungen),\r\nsind die § 1a (2) AVBFernwärmeV-E sowie §§ 2 bis 34 AVBFernwärmeV-\r\nE anzuwenden. Diese sind, soweit § 1 (3) und § 35 AVBFernwärmeV-E nichts anderes\r\nvorsehen, Bestandteil des Versorgungsvertrages. Die Verordnung ist entsprechend für die\r\ngewerbliche Lieferung von Wärme aus einem Gebäudenetz oder einer Wärmeerzeugungsanlage\r\nanzuwenden, die jeweils nicht im Eigentum des Gebäudeeigentümers oder die\r\nzwar im Eigentum des Gebäudeeigentümers stehen, aber von einem Dritten betrieben\r\nwerden, steht.\r\nBegründung\r\nDie Anwendung der AVBFernwärmeV auf das Contracting bzw. die gewerbliche Wärmelieferung\r\nist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings sind die Besonderheiten des Contracting\r\nim § 1 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E nicht ausreichend berücksichtigt: So wäre bspw. das\r\nsog. Betriebsführungs-Contracting, bei dem der Gebäudeeigentümer weiterhin im Besitz\r\nder Wärmeerzeugungsanlage ist, nicht Gegenstand der Verordnung. Die Begründung zu §\r\n1 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E lässt vermuten, dass dies durch den Verordnungsgeber nicht\r\nbezweckt ist. Daher wird angeregt, die vorliegende Begriffsbestimmung entsprechend zu\r\nerweitern.\r\n§ 1b AVBFernwärmeV-E („Veröffentlichungspflichten“)\r\n§ 1b Abs. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, gebündelt an einer zentralen\r\nStelle auf seiner Internetseite oder einer Internetplattform, auf die auf der Internetseite\r\ndes Fernwärmeversorgungsunternehmens verwiesen wird, barrierefrei, leicht zugänglich,\r\nallgemein verständlich und maschinenlesbar folgende Informationen zu veröffentlichen.\r\nBegründung\r\nDie Formulierung schafft Unklarheit darüber, was unter dem Begriff „barrierefrei“ zu verstehen\r\nist.\r\n10 / 44\r\nUm Rechtsunsicherheiten zu vermeiden und weil Informationen bereits „leicht zugänglich\r\nallgemein verständlich und maschinenlesbar“ zu veröffentlichen sind, wird eine ersatzlose\r\nStreichung des Begriffes angeregt.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\neinen Hinweis auf diese Verordnung und, soweit seine Allgemeinen Versorgungbedingungen\r\nvon den Regelungen dieser Verordnung abweichen, seine Allgemeinen Versorgungsbedingungen\r\nsowie eine Erläuterung, inwiefern diese von Regelungen dieser Verordnung\r\nabweichen,\r\nBegründung\r\nAusweislich des § 1b Abs. 1 Nr. 1 AVBFernwärmeV-E müssen Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nihre Allgemeinen Versorgungsbedingungen veröffentlichen, soweit diese von\r\nden Vorgaben der AVBFernwärmeV abweichen. Darüber hinaus fordert die neu gefasste\r\nRegelung nunmehr, dass eine Erläuterung zu der jeweiligen Abweichung veröffentlicht\r\nwird. Durch die vorgesehene Regelung bleibt unklar, was genau unter eine solche Abweichung\r\nfällt. So bleibt insbesondere offen, ob mit Abweichungen auch ergänzende Regelungen\r\ngemeint sind, die von der AVBFernwärmeV nicht erfasst sind. Durch eine solche\r\nErläuterungspflicht entsteht ein unverhältnismäßiger Aufwand für die Versorgungsunternehmen,\r\nder geradezu einer Rechtfertigungspflicht für die Verwendung Allgemeiner Versorgungsbedingungen\r\ngleichkommt. Die Pflicht zur Erläuterung solcher Abweichungen\r\nsollte daher gestrichen werden.\r\n§ 1b Abs.1 Nr. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nseine allgemein geltenden Preise, einschließlich der dazugehörenden Preisbestandteile\r\nentsprechend den Vorgaben in Nummer 4, sowie Preisregelungen, einschließlich etwaiger\r\nPreisänderungsklauseln sowie eindeutiger Verweise auf die Quellen der in Preisanpassungsklauseln\r\nverwendeten Indizes in der jeweils aktuellen Fassung sowie Angaben zur\r\njeweiligen Beschaffungsstruktur,\r\nBegründung\r\nDie Formulierung schafft Unklarheit darüber, welche „Angaben zur jeweiligen Beschaffungsstruktur“\r\nkonkret vom Verordnungsgeber erwartet werden und auf welchen Zeitraum\r\nsich die Angaben beziehen sollen, z.B. auf den zurückliegenden Zeitraum der Preisanpassung\r\noder als Planzahlen für den künftigen Zeitraum.\r\n11 / 44\r\nSofern von einer sprachlichen Präzisierung abgesehen wird, regt der VKU die ersatzlose\r\nStreichung dieser Veröffentlichungspflicht an. Mindestens ist allerdings klarzustellen, dass\r\nsich die Anforderung auf die Beschaffungsstruktur unternehmens- und nicht netzspezifisch\r\nzu verstehen ist. Die netzspezifische Darstellung würde bei den Fernwärmeversorgern\r\nzu zusätzlichem bürokratischem Aufwand führen, ohne dass damit eine Steigerung\r\nvon Transparenz und Verständlichkeit erreicht werden könnte.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\ndurchschnittliche jährliche Preise in dem jeweiligen Wärmenetz bei 1 800 Vollbetriebsstunden\r\nfür, soweit einschlägig, ein Einfamilienhaus mit einer Wohnfläche von 120 Quadratmetern,\r\neiner Anschlussleistung von 15 Kilowatt und einem Wärmebedarf von 27 000\r\nKilowattstunden sowie für ein Mehrfamilienhaus mit 30 Wohneinheiten, einer Wohnfläche\r\nvon 2 000 Quadratmetern, einer Anschlussleistung von 160 Kilowatt und einem Wärmebedarf\r\nvon 288 Megawattwattstunden. Mit der Meldung an die Preistransparenzplattform\r\nFernwärme (www.waermepreise.info) und einer entsprechenden Verlinkung von\r\nder Homepage des Fernwärmeversorgers auf die Transparenzplattform wird der Informationspflicht\r\nGenüge getan.\r\nBegründung\r\nDer VKU regt die Möglichkeit an, dass, sofern der Versorger an der Preistransparenzplattform\r\nFernwärme beteiligt ist, anstelle der Informationsbereitstellung der typisierten Abnahmefälle\r\nauf der eigenen Website des Versorgers ein Verweis auf die Plattform zur Erfüllung\r\nder Veröffentlichungspflicht nach § 1b Abs.1 Nr. 3 AVBFernwärmeV-E ausreicht.\r\nWeil sich die Informationen auf der Website des Fernwärmeversorgers und auf der Preistransparenzplattform\r\nüberschneiden würden, hat es keinen Mehrwert, wenn diese doppelt\r\ngepflegt werden. Die Angaben, die der Versorger auf seiner Homepage ggfs. zusätzlich\r\nnennen muss, könnten auch auf der Transparenzplattform abgebildet werden. Das\r\nspart Ressourcen und ist sogar transparenter, da der Kunde direkt auf die Transparenzplattform\r\ngeführt wird.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 4 a) und b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\na) verbrauchsunabhängige Kosten als Grundpreis in Euro pro Jahr oder Liter pro\r\nStunde für leistungsunabhängige Kosten und in Euro pro Kilowatt installierter\r\nLeistung pro Jahr für leistungsabhängige Kosten,\r\nb) verbrauchsabhängige Kosten als Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde oder in\r\nCent pro Kubikmeter bei Belieferung mit Dampf sowie\r\n12 / 44\r\nBegründung\r\nDie Ausweisung des Grundpreises in Liter pro Stunde ist in der Praxis etabliert und findet\r\nsich in vielen Preisblättern wieder. Die Ausweisung der verbrauchsunabhängigen Kosten\r\nin Liter pro Stunde im Preisblatt sollte daher auch weiterhin möglich sein. Sofern die\r\nWärme in Form von Dampf geliefert wird, sollte die Ausweisung in Cent pro Kubikmeter\r\nmöglich sein.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 5\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über die Netzverluste jeweils in Prozent, sowie in Kilowattstunden sowie in\r\ndurchschnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der Fernwärmetrasse des vorangegangenen\r\nJahres als Differenz zwischen der Wärme-Netzeinspeisung und der nutzbaren Wärmeabgabe\r\nund die Angabe der gesamten Wärme-Netzeinspeisung im selben Zeitraum, wobei\r\ndie Wärmeabgabe der vom Kunden und vom Fernwärmeversorgungsunternehmen für\r\neigene Einrichtungen entnommenen Wärme entspricht,\r\nBegründung\r\nMit dem § 1b Abs. 1 Nr. 5 AVBFernwärmeV-E soll den Kunden die Möglichkeit zur Beurteilung\r\nder Effizienz des betreffenden Wärmenetzes ermöglicht werden. Weil die Ausweisung\r\nder Netzverluste in durchschnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der Fernwärmetrasse\r\nkeine Erkenntnisse über die Einspeiseverluste liefert und es darüber hinaus unklar\r\nist, warum es zur Beurteilung der Effizienz des betreffenden Wärmenetzes der Ausweisung\r\nder Netzverluste drei (!) unterschiedlichen Kennziffern bedarf, sollte die Pflicht\r\nzur Ausweisung der Netzverluste in durchschnittlichen Kilowattstunden pro Kilometer der\r\nFernwärmetrasse ersatzlos gestrichen werden.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 6\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über getroffene Energieeffizienzmaßnahmen, soweit einschlägig\r\nBegründung\r\nDie Formulierung von § 1b Abs. 1 Nr. 6 AVBFernwärmeV-E schafft Unklarheit darüber,\r\nwelche Maßnahmen unter dem Begriff “Energieeffizienzmaßnahme” zu verstehen sind.\r\nIn der Vergangenheit hat die unklare Formulierung von Veröffentlichungspflichten wiederholt\r\nzu Rechtsunsicherheiten und rechtlichen Auseinandersetzungen geführt (siehe\r\nhierzu bspw. das Urteil des LG Düsseldorf vom 28.03.24 | Az. 14c O 24/23). Weil darüber\r\nhinaus einzelne Energieeffizienzmaßnahmen in einem stetig wachsenden Wärmenetz\r\nkaum nachgewiesen werden können, ist § 1b Abs. 1 Nr. 6 ersatzlos zu streichen.\r\n13 / 44\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 7\r\nRegelungsvorschlag:\r\nInformationen über Maßnahmen zur Gewährleistung eines sicheren, zuverlässigen und\r\nleistungsfähigen Betriebs des Wärmenetzes, insbesondere zu Unterbrechungen oder Unregelmäßigkeiten\r\nder Fernwärmeversorgung in den vergangenen fünf Jahren, soweit vorhanden,\r\nwobei diese Pflicht nicht zu erfüllen ist, wenn Teile einer Infrastruktur betroffen\r\nsind, die durch Gesetz oder aufgrund eines Gesetzes als Kritische Infrastrukturen bestimmt\r\nworden und nachweislich besonders schutzbedürftig und für die Funktionsfähigkeit\r\nder Kritischen Infrastruktur maßgeblich sind,\r\nBegründung\r\nObgleich im überarbeiteten Entwurf zentrale Kritikpunkte des VKU im § 1b Abs. 1 Nr. 7\r\nAVBFernwärmeV-E Berücksichtigung finden – so hatte der VKU bezweifelt, dass das (n-1)-\r\nKriterium (als Grundsatz der Stromnetzplanung) geeignet ist, um den sicheren und verlässlichen\r\nBetrieb eines Wärmenetzes auszuweisen und daraufhin gewiesen, dass es sich\r\nbei (Fern-)wärmenetzen oftmals um kritische Infrastrukturen handelt, so stellt sich weiterhin\r\ndie Frage, welche Informationen konkret ausgewiesen werden sollen - jede noch\r\nso kleine Sanierungsmaßnahme und Störungsbeseitigung in den letzten 5 Jahren? - und\r\nworin der Nutzen für den Kunden besteht.\r\nWeil der mit der Umsetzung einhergehende bürokratische Aufwand (und dem gegenüberstehenden\r\ngeringen Nutzen des Kunden) weiterhin gegen die Veröffentlichungspflichten\r\ndes § 1a Abs. 1 Nr. 7 AVBFernwärmeV-E spricht, wird auch weiterhin die ersatzlose Streichung\r\nangeregt.\r\n§ 1a Abs. 1 Nr. 8 a)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nden aktuellen prozentualen Anteil der jeweils eingesetzten Wärmegewinnungstechnologie\r\nund der eingesetzten Brennstoffe oder Energieträger an der gewonnenen Wärmeenergie\r\nfür das jeweilige Wärmenetz im Durchschnitt mindestens des vorangegangenen\r\nJahres und maximal der letzten drei Jahre, insbesondere der Anteile an Wärme aus erneuerbaren\r\nEnergien nach § 3 Absatz 1 Nummer 15 des Wärmeplanungsgesetzes, an unvermeidbarer\r\nAbwärme nach § 3 Absatz 1 Nummer 13 des Wärmeplanungsgesetzes,\r\nsowie an Wärme, die dieser Energie nach § 3 Absatz 2, 3 oder Absatz 4 Wärmeplanungsgesetzes\r\ngleichgestellt ist,\r\nBegründung\r\nJährliche Daten sind stark durch die Witterung und von Anlagen- und Netzrevisionen beeinflusst.\r\nSie sind daher weitaus weniger aussagekräftig als bspw. ein gemittelter Wert\r\nüber die letzten drei Jahre.\r\n14 / 44\r\nDie vorgeschlagene Regelung, die prozentualen Anteile der jeweils eingesetzten Wärmegewinnungstechnologie\r\nund der eingesetzten Brennstoffe oder Energieträger der gewonnenen\r\nWärmeenergie als Mittelwert auch über 3 Jahre auszuweisen, würde daher zur\r\nVerständlichkeit des Kunden beitragen und gleichzeitig den bürokratischen Aufwand beim\r\nFernwärmeversorger auf ein zumutbares Maß beschränken. Durch den Begriff „mindestens“\r\nwird es dem Fernwärmeversorger auf eigenen Wunsch ermöglicht, die prozentualen\r\nAnteile der jeweils eingesetzten Wärmegewinnungstechnologie und der eingesetzten\r\nBrennstoffe oder Energieträger an der gewonnenen Wärmeenergie für das jeweilige Wärmenetz\r\nauch als Durchschnitt des letzten Jahres auszuweisen.\r\n§ 1b Abs. 1 Nr. 8 b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\ndie mit dem thermischen Energiemix verbundenen jährlichen Treibhausgasemissionen\r\nfür das jeweilige Wärmenetz oder das jeweilige Wärmeprodukt nach § 2a, wobei im Fall\r\nder Wärmeerzeugung in einer Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage die Zuordnung der Brennstoffemissionen\r\nfür die Erzeugung der Wärme entsprechend der in FW 309-1 DIN EN\r\n15316-4-5: 2017-09* Abschnitt 6.2.2.1.6.3 beschriebenen Stromgutschrift-Methode,\r\nvorzunehmen ist, sowie\r\nBegründung\r\nMit der Carnot-Methode soll neben der Stromgutschriftmethode (im Gebäudeenergiegesetz)\r\nsowie der „finnischen Methode“ (im Gesetz zur Aufteilung der Kohlendioxidkosten)\r\nnun eine dritte gesetzliche Allokationsmethode eingeführt werden. Ein und dasselbe Wärmenetz\r\nkann daher bis zu drei verschiedene Emissionsfaktoren aufweisen. Dies kann nicht\r\nim Sinne der Transparenz und Verständlichkeit sein.\r\nAuf Seiten der Fernwärmeversorger entsteht darüber hinaus ein zusätzlicher bürokratischer\r\nAufwand. Kosten, die durch diesen zusätzlichen administrativen Aufwand entstünden,\r\nwären vom Kunden zu tragen. Der VKU regt daher eine zum GEG konsistente Regelung\r\nund die Zuordnung der Brennstoffemissionen in einem KWK-Prozess über die Stromgutschriftmethode\r\n(FW 309-1) an.\r\nFalls in zukünftigen GEG-Novellierungsverfahren die Umstellung der KWK-Allokationsmethode\r\nerfolgen sollte, so ist diese Umstellung zur Schaffung von einheitlichen Rahmenbedingungen\r\nauch in der AVBFernwärmeV durchzuführen.\r\n15 / 44\r\n§ 1b Abs. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nWenn die Preisregelungen nach Absatz 1 Nummer 2 eine Preisänderungsklausel enthalten,\r\nhat das Fernwärmeversorgungsunternehmen spätestens bis zum [einsetzen: Datum,\r\nwelches ein Jahr nach dem Datum des Inkrafttretens dieser Verordnung nach Artikel 3\r\nSatz 1 liegt] auf seiner Internetseite mindestens eine auf den aktuellen Preisbestandteilen\r\nberuhende Musterberechnung sowie ein interaktives Berechnungsinstrument zu veröffentlichen,\r\nmit dem die Preiswirkung von Veränderungen der Preisbestandteile und\r\nPreisindizes beispielhaft nachvollzogen werden kann und anhand derer sich die Anwendung\r\nder Berechnungsformel im Sinne des § 24 Absatz 1 Satz 5 rechnerisch verständlich\r\nnachvollziehen lässt. Das Berechnungsinstrument nach Satz 1 muss einfach auffindbar\r\nsein auf der Internetseite des Fernwärmeversorgungsunternehmens oder einer Internetplattform,\r\nauf die das Fernwärmeversorgungsunternehmen auf seiner Internetseite verweist.\r\nBegründung\r\nDas interaktive Berechnungsinstrument soll Dritten dabei helfen, die Preiswirkung von\r\nVeränderungen der Preisbestandteile und des Preisindizes beispielhaft nachzuvollziehen.\r\nGleichwohl steht zu befürchten, dass die über das Berechnungsinstrument ausgewiesenen\r\nWerte eher zu Verwirrung und Unverständnis führen. Dies wäre insbesondere dann\r\nder Fall, wenn sich die durch das Berechnungsinstrument ausgewiesenen Preise von den\r\nPreisen, welche die Kunden bzw. die Verbraucherinnen und Verbraucher auf ihren Rechnungen\r\nwiederfinden, unterscheiden. Davon betroffen sind vermutlich die Mieterinnen\r\nund Mieter, da der Vermieter (sprich der Kunde der Fernwärmeversorger) die auf der\r\nRechnung ausgewiesenen Kosten entsprechend der Vorgaben der Heizkostenverordnung\r\naufteilt. Weil zu befürchten steht, dass das interaktive Berechnungsinstrument gerade bei\r\ndieser Gruppe ins Leere läuft, wird die ersatzlose Streichung dieser Anforderung angeregt.\r\n§ 1b Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, jedem Neukunden oder jedem\r\nneuen Anschlussnehmer die jeweiligen vertrags- und produktspezifischen Informationen\r\nim Sinne des Absatzes 1 und eine Musterberechnung nach Absatz 2 Satz 1 erster Halbsatz\r\nrechtzeitig zu vor der Vertragserklärung des Neukunden oder neuen Anschlussnehmers,\r\nin den Fällen des § 2 Absatz 1 Satz 2 mit der Bestätigung des Vertragsschlusses sowie auf\r\nVerlangen den übrigen Kunden oder Anschlussnehmern in Textform unentgeltlich zu\r\nübermitteln. Dabei hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen auf die Veröffentlichung\r\nder Informationen nach Absatz 1 hinzuweisen\r\n16 / 44\r\nBegründung\r\nMit dem § 1b AVBFernwärmeV-E werden die Veröffentlichungspflichten des Fernwärmeversorger\r\nbereits umfassend erweitert. Es bleibt unklar, warum darüber hinaus noch eine\r\nÜbermittlung in Textform unentgeltlich durch die Kunden verlangt werden kann bzw. warum\r\ndiese erforderlich sein sollte. Weil es sich hierbei um einen bürokratischen Aufwand\r\nohne erkennbaren Nutzen handelt, sollte das Recht auf die Übermittlung der vertragsund\r\nproduktspezifischen Informationen in Textform gestrichen werden.\r\nZu § 2 AVBFernwärmeV-E („Vertragsschluss“)\r\n§ 2 Abs. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Vertrag soll in Textform geschlossen werden. Ist der Vertrag auf andere Weise zustande\r\ngekommen, so hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Vertragsabschluss\r\ndem Kunden unverzüglich in Textform zu bestätigen.\r\nBegründung\r\nDa Verträge – anders als Türen – nicht abgeschlossen, sondern geschlossen werden, sollte\r\nAbs. 1 dementsprechend angepasst werden.\r\n§ 2 Abs. 3 Nr. 8 a)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBestimmungen zur Zahlungsweisemöglichkeit und Zahlungsfristen, wobei\r\na) mindestens zwei mögliche Zahlungsweisemöglichkeiten vorzusehen sind\r\nBegründung\r\nNach § 2 Abs. 3 Nr. 8 a) AVBFernwärmeV-E soll der Vertrag künftig Bestimmungen zur\r\nZahlungsweise enthalten und mindestens zwei mögliche Zahlungsweisen vorsehen. In Anlehnung\r\nan § 41 Abs. 2 Satz 2 und 3 EnWG sind aber wohl Zahlungsarten gemeint, wie\r\nBarzahlung, Überweisung, Einzugsermächtigung (SEPA-Lastschrift-Mandat) etc. Daher\r\nsollte § 2 Abs. 3 Nr. 8 a) wie vorgeschlagen umformuliert werden.\r\n17 / 44\r\nZu § 2a AVBFernwärmeV-E („Vorgaben zur Vermarktung“)\r\n§ 2a Abs. 4\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEin Absenken des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme am thermischen\r\nEnergiemix des gelieferten Wärmeproduktes durch das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\ngegenüber jenem Anteil zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder zum\r\nZeitpunkt der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel nach § 4 Absatz 2 bedarf\r\nder Zustimmung des Kunden in Textform. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn der Versorgungsvertrag\r\nkeine ausdrückliche Vereinbarung über den thermischen Energiemix des\r\nWärmeproduktes enthält. Im Falle des Satzes 2 hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nden Kunden spätestens mit der Einholung der Zustimmung über den zum Zeitpunkt\r\ndes Vertragsschlusses oder der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel nach §\r\n4 Absatz 2 bestehenden thermischen Energiemix zu informieren.\r\nBegründung\r\nMit § 2a AVBFernwärmeV-E wird die Option, unterschiedliche – und dabei insbesondere\r\nvon „grünen“ – (Fern-)Wärmeprodukten zu vermarkten, geregelt. Diese Option dürfte bereits\r\nnach aktueller Rechtslage möglich sein. Aufgrund der Verpflichtung nach §2a Abs. 2\r\nAVBFernwärmeV-E, für den Nachweis der Herkunft und die Eigenschaften der thermischen\r\nEnergie nach § 21 Abs. 1 der Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregisterverordnung\r\nanzuwenden, stellt sich gleichwohl die Frage, ob die Option verschiedener\r\n(Fern)Wärmeprodukte dadurch nicht eher eingeschränkt wird. Die Möglichkeit, alternative\r\nBilanzierungsverfahren anzuwenden, sollte daher gewahrt werden.\r\nNach § 2a Abs. 4 AVBFernwärmeV-E darf eine Verschlechterung des Anteils an erneuerbarer\r\nEnergie und unvermeidbarer Abwärme nicht ohne Zustimmung der übrigen Wärmekunden\r\nerfolgen – auch, wenn eine Beschaffenheit der Wärme nicht vertraglich vereinbart\r\nwar. Allein schon aus Gründen der Wirtschaftlichkeit (z.B. beim Einsatz einer Großwärmepumpe)\r\noder vom Dargebot (Solarthermie) kann kein konstanter Energiemix „garantiert“\r\nwerden.\r\nWeil bezweifelt werden kann, ob dies in der Praxis überhaupt umgesetzt werden kann\r\nund sich darüber hinaus diverse Folgefragen ergeben, z. B.\r\n- Innerhalb welcher Frist und in welcher Form hat die Zustimmung der Kunden zu\r\nerfolgen?\r\n- Was passiert, wenn ein einzelner Kunde nicht zustimmt?\r\n18 / 44\r\n- Welche Folge ist ein „grünes“ (Fern)Wärmeprodukt in Hinblick auf die verbleibende\r\nFernwärme-Menge (im Netz)? Ist der „grüne“ Anteil für die Residualmenge\r\ndann geringer anzusetzen und welche Konsequenzen hätte dies auf die GEG/\r\nWPG-Anforderung?\r\nwird die ersatzlose Streichung von § 2a Abs. 4 AVBFernwärmeV-E angeregt.\r\nZu § 3 AVBFernwärmeV-E („Anpassung der Leistung“)\r\n§ 3\r\nDer neu eingefügte § 3 Abs. 1 - 3 AVBFernwärme-E sind ersatzlos zu streichen. Stattdessen\r\nsind die Ausführungen zu § 3 aus dem Entwurf vom 25.07.24 wiederaufzunehmen und auf\r\nBasis der im Folgenden ausgeführten Anregungen weiterzuentwickeln.\r\nBegründung\r\nDer neu eingefügte § 3 entspricht im Wesentlichen der aktuell geltenden Regelung zum\r\nRecht des Kunden auf Leistungsanpassung und Kündigung. Vor dem Hintergrund, dass das\r\nBMWK in der Begründung zum Entwurf vom 25.07. (S. 53f) diese Regelung selbst kritisiert\r\nund selbst einsieht, dass die „Regelung mit rechtlichen sowie faktischen Unsicherheiten\r\nverbunden [ist]“ und die Regelung darüber hinaus „keine verhältnismäßige Eingrenzung\r\ndes Anpassungsrechts vor[sieht], wenn auch das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\ndie Dekarbonisierung seiner Wärmeerzeugung vorantreibt“, ist die Wiederaufnahme der\r\nim Wesentlichen aktuell geltenden Regelung zum Recht des Kunden auf Leistungsanpassung\r\nund Kündigung nicht nachvollziehbar und daher dringend zu korrigieren.\r\nDie vertraglich vereinbarte Wärmeleistung ist eine wesentliche Bestimmungsgröße für die\r\ndurch das Fernwärmeversorgungsunternehmen zu tätigen Investitionen. Zum einen wird\r\nauf Basis der vereinbarten Wärmeleistung der Hausanschluss geplant bzw. errichtet. Zum\r\nanderen wird dadurch bestimmt, welche erzeugungs- und netzseitigen Kapazitäten das\r\nUnternehmen für die Versorgung vorhalten muss. Es muss darauf vertrauen können, dass\r\nes die dafür aufgewandten Investitionen während der Vertragslaufzeit erwirtschaften\r\nkann. Falls es dies nicht kann, dann muss es das Risiko einer im Nachtrag zum Vertragsschluss\r\ndurch den Kunden eingeforderten Leistungsanpassung entweder einpreisen oder\r\ndie (beidseitig) gewünschte Versorgung über ein Wärmenetz kommt nicht zu Stande.\r\nDiese Problematik gilt analog für Contractingvorhaben: Mögliche Auswirkungen auf kaufmännische\r\nund technische Rahmenbedingungen bei Contractinganlagen finden weiterhin\r\nkeine Berücksichtigung.\r\n19 / 44\r\n§ 3 Abs. 3 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Kunde ist berechtigt, im Fall des Absatzes 2 Satz 1 Nummer 1 den Versorgungsvertrag\r\nzu kündigen, wenn der Wärmebedarf vollständig durch eine andere Wärmeversorgung in\r\nErfüllung der Anforderung aus § 71 Absatz 1 GEG gedeckt wird.\r\nBegründung\r\nMit § 3 Abs. 3 im Entwurf vom 25.07.24 sollte dem Kunden ein Sonderkündigungsrecht\r\nzugesprochen werden, sofern der Wärmebedarf über ein Netz gedeckt wird, welches\r\nnicht die gesetzlich geforderten Mindestanteile an erneuerbaren Energien und unvermeidbarer\r\nAbwärme aufweist. Das Sonderkündigungsrecht würde den avisierten Ausbau\r\nvieler Fernwärmenetze massiv in Frage stellen, da mit einem ambitionierten Ausbau die\r\nNetze auch mit zunehmenden Mengen aus erneuerbaren Energien und unvermeidbarer\r\nAbwärme bespeist werden müssten. Als risikovermeidendes Unternehmen würde dieses\r\ndaher zunächst den weiteren Fernwärmenetzausbau stoppen und darauf abzielen, im bestehenden\r\nNetz die gesetzlich geforderten Mindestanteile zu erreichen. Dies steht aber\r\nim Widerspruch zum politisch definierten Ziel, bundesweit mittelfristig 100.000 Gebäude\r\nneu an die Fernwärme anzuschließen. Das Sonderkündigungsrecht sollte daher ersatzlos\r\ngestrichen werden.\r\n§ 3 Abs. 4 Satz 1 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Anpassung der Wärmeleistung nach § 3 Absatz 2 und die Beendigung des Versorgungsverhältnisses\r\nnach Kündigung gemäß § 3 Absatz 3 erfolgen jeweils mit einer Frist\r\nvon drei sechs Monaten zum Ende des Kalendermonats.\r\nBegründung\r\nDie Frist der Anpassung der Wärmeleistung nach § 3 Abs. 2 aus dem Entwurf vom 25.07.24\r\nund die Beendigung des Versorgungsverhältnisses nach Kündigung nach § 3 Abs. 3 aus\r\ndem Entwurf vom 25.07.24 sollte jeweils von 3 auf 6 Monate ausgeweitet werden: Im Fall\r\nvon Umbaumaßnahmen, bspw. beim Ersatz einer Übergabestation oder einen Wechsel\r\nder Messeinrichtung, ist die Frist von 3 Monaten kaum einzuhalten, da die Lieferfristen\r\nder Module in aller Regel weitaus länger sind. Die Leistungssenkung muss nach Antragsstellung\r\nerst bei der Betriebsführung technisch geprüft werden. Die Lieferfristen für eine\r\nneue Übergabestation beliefen sich zuletzt auf etwa drei bis sechs Monate.\r\n20 / 44\r\n§ 3 Abs. 5 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBefindet sich der mit dem Kunden bestehende Vertrag innerhalb der vereinbarten Erst-\r\nVertragslaufzeit und handelt es sich um ein Wärmenetz mit einer thermischen Gesamtnennleistung\r\nvon unter 20 Megawatt, ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nbei der Anpassung des leistungsabhängigen Anteils des Grundpreises nach Absatz 2 Satz\r\n2 berechtigt, die unmittelbar durch die Anpassung oder Kündigung verursachten Kosten\r\nund den nicht abgeschriebenen Teil der Vermögenswerte, die für die Wärmeversorgung\r\ndes betreffenden Kunden erforderlich waren, zu berücksichtigen oder, im Fall der Kündigung\r\nnach Absatz 3, eine angemessene Ausgleichszahlung zu verlangen.\r\nBegründung\r\nMit § 3 Abs. 2 Satz 2 aus dem Entwurf vom 25.07.24 zielte der Verordnungsgeber darauf\r\nab, eine energieeinsparende Maßnahme des Kunden anzureizen sowie dem Umstand einer\r\ngeänderten Nutzung des versorgten Gebäudes Rechnung zu tragen. Sofern sich die\r\nenergetische Beschaffenheit des Gebäudes durch die energetische Sanierung verbessert\r\noder das Gebäude anders genutzt wird, führt dies zu einer verringerten Abnahme von\r\nWärme. Als zentraler Preisbestandteil neben dem Grund- bzw. Leistungspreis und ggfs.\r\nnoch weiteren Bestanteilen erfasst der Arbeitspreis (in ct / kWh) die vom Kunden abgenommene\r\nund gemessene Wärmemenge. Mit einem reduzierten Wärmebezug verringern\r\nsich folglich die arbeitspreisbezogenen Kosten, wodurch ein Anreiz für energiesparende\r\nMaßnahmen des Kunden gesetzt wird und dem Umstand einer geänderten Nutzung\r\ndes Gebäudes Rechnung getragen wird.\r\nSoweit für das Fernwärmeversorgungsunternehmen eine Anschlusswertreduzierung sinnvoll\r\nist, weil er diese freiwerdende Kapazität im ausgelasteten Fernwärmesystem anderweitig\r\nverkaufen kann, kommt eine einvernehmliche Änderung durch eine Nachtragsvereinbarung\r\nin Betracht. Dies entspricht der bereits bestehenden Vertragspraxis. Der VKU\r\nsieht daher einen gesetzlichen Anspruch auf eine Anschlusswertreduzierung aufgrund einer\r\ndurchgeführten Effizienzmaßnahme oder einer geänderten Nutzungsform des Gebäudes\r\nsehr kritisch.\r\nZwingend erforderlich ist daher mindestens eine Regelung, welche das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nvor wirtschaftlichen Schäden schützt, falls ein Kunde sein Leistungsanpassungsrecht\r\nin Anspruch nimmt. Mit § 3 Abs. 5 aus dem Entwurf vom 25.07.24 stellte\r\nder Verordnungsgeber daher klar, dass bei einer Anschlusswertreduzierung während der\r\nErstvertragslaufzeit Fernwärmeversorger eine angemessene Ausgleichszahlung verlangen\r\nkönnen. Diese Feststellung ist explizit zu begrüßen und ist sachgerecht.\r\n21 / 44\r\nDie Einführung einer Begrenzung auf eine Gesamtnennleistung von 20 Megawatt ist allerdings\r\n(auch weiterhin) weder wirtschaftlich erklärbar noch sachgerecht, weil auch in größeren\r\nNetzen bei einer Anschlusswertreduzierung während der Erstvertragslaufzeit die\r\nfür den Erstanschluss getätigten Investitionen in die Erzeugungs- und Netzinfrastruktur\r\nunwirtschaftlich werden. Die Begrenzung auf eine Gesamtnennleistung von 20 Megawatt\r\nist daher zwingend zu streichen.\r\nZu § 4 AVBFernwärmeV-E („Art der Versorgung, Änderung der Allgemeinen\r\nVersorgungsbedingungen“)\r\n§ 4 Abs. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen muss dem Kunden oder Anschlussnehmer bei\r\nAusübung eines Rechts zur Änderung seiner Allgemeinen Versorgungsbedingungen, zu\r\ndenen auch Preisanpassungsklauseln nach § 24 und die Technischen Anschlussbedingungen\r\nnach § 17, nicht jedoch auch die Preise oder die Wärmeprodukte nach § 2a, gehören,\r\nmindestens sechs Wochen vor der beabsichtigten Änderung die neuen Versorgungsbedingungen\r\nin Textform mitteilen und auf seiner Internetseite veröffentlichen. Dabei hat\r\nes den Umfang, den Anlass und die Voraussetzungen der Änderung in allgemein verständlicher\r\nWeise anzugeben. Die Änderung der Allgemeinen Versorgungsbedingungen wird\r\njeweils zum Monatsbeginn und erst nach öffentlicher Bekanntgabe wirksam, die mindestens\r\nsechs Wochen vor der beabsichtigten Änderung erfolgen muss. Wird die Änderung\r\nder allgemeinen Versorgungsbedingungen nicht mindestens sechs Wochen vor der beabsichtigten\r\nÄnderung öffentlich bekanntgegeben, wird diese frühestens sechs Wochen\r\nnach der öffentlichen Bekanntgabe wirksam.\r\nÄnderungen der allgemeinen Versorgungsbedingungen im Sinne von § 1b Absatz 1 Satz 1\r\nNummer 1 werden jeweils zum Monatsbeginn und nach öffentlicher Bekanntgabe, die\r\nmindestens sechs Wochen vor der beabsichtigten Änderung erfolgen muss, wirksam. Das\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, zeitgleich mit der öffentlichen Bekanntgabe\r\ndem Kunden die Änderungen in Textform mitzuteilen und diese auf seiner Internetseite\r\nzu veröffentlichen. Dabei hat es den Umfang, den Anlass und die Voraussetzungen\r\nder Änderungen in allgemein verständlicher Weise anzugeben. Änderungen der\r\nTechnischen Anschlussbedingungen nach § 17 werden nach Anzeige bei der zuständigen\r\nBehörde jeweils zum Monatsbeginn nach zuvor erfolgter öffentlicher Bekanntgabe wirksam.\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, die Änderungen nach Satz\r\n1 und 2 am Tage der öffentlichen Bekanntgabe auf seiner Internetseite zu veröffentlichen.\r\n22 / 44\r\nBegründung\r\nNach § 4 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E soll aus Transparenzgründen eine Pflicht des Fernwärmeversorgungsunternehmens\r\neingeführt werden, bei Ausübung eines Rechts zur Änderung\r\nder allgemeinen Versorgungsbedingungen seinem Kunden diese Änderung mindestens\r\n6 Wochen vor Wirksamwerden der Änderung in Textform mitzuteilen und die Änderungen\r\nauf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Zu den allgemeinen Versorgungsbedingungen\r\nzählen auch die Technischen Anschlussbedingungen gemäß § 17 der Verordnung.\r\nNach der bisherigen Rechtsprechung des BGH folgt das einseitige Recht zur Änderung der\r\nallgemeinen Versorgungsbedingungen unmittelbar aus § 4 Abs.1 und 2 AVBFernwärmeV.\r\nEin sachlich gerechtfertigter Grund dies nun aufzugeben und das Preisänderungsrecht der\r\nindividualvertraglichen Regelung zuzuweisen, ist vor dem Hintergrund des Anwendungsbereichs\r\nder AVBFernwärmeV gemäß § 1 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E weder ersichtlich\r\nnoch im Massenkundenverhältnis geboten.\r\nAus Gründen der Transparenz, aber auch zur vereinfachten Umsetzung im Sinne von Kunden\r\nund Fernwärmeversorger sollte im Weiteren zwischen Änderungen der allgemeinen\r\nVersorgungsbedingungen im Sinne von § 1a Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 AVBFernwärmeV-E (im\r\nRegelfall also den ergänzenden Bestimmungen des Fernwärmeversorgers zur AVBFernwärmeV)\r\nund den technischen Anschlussbedingungen im Sinne von § 17 AVBFernwärmeV-\r\nE differenziert werden (vgl. insoweit auch §§ 5 Abs. 2 Strom- und GasGVV einerseits\r\nund §§ 4 Abs. 3 NAV und NDAV andererseits).\r\nZu § 5 AVBFernwärmeV-E („Umfang der Versorgung, Benachrichtigung bei\r\nVersorgungsunterbrechungen “)\r\n§ 5 Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen hat die Kunden bei einer nicht nur für kurze\r\nDauer beabsichtigten Unterbrechung der Versorgung rechtzeitig, in der Regel jedoch zehn\r\ndrei Werktage vor der beabsichtigten Unterbrechung, in geeigneter Weise zu unterrichten.\r\nDie Pflicht zur Benachrichtigung entfällt, wenn die Unterrichtung\r\nBegründung\r\nIn der Praxis erfolgt die Unterrichtung über eine beabsichtigte Unterbrechung der Versorgung\r\ntypischerweise mit einem zeitlichen Vorlauf von 3 bis 5 Tagen. Hintergrund ist, dass\r\ndie Unterbrechung nach Möglichkeit dann erfolgt, wenn der Wärmebedarf möglichst\r\nniedrig ist.\r\n23 / 44\r\nWeil die Wettervorhersage 10 Tage vor der beabsichtigen Versorgungsunterbrechung allerdings\r\nmit großen Unsicherheiten über die dann tatsächlichen Wetterbedingungen verbunden\r\nist, ist die Unterrichtungsfrist von mindestens 10 Tagen mit dem Risiko verbunden,\r\ndass die Unterbrechung an einem besonders kalten Tag erfolgt. Die Frist zur Unterrichtung\r\nüber eine beabsichtige Unterbrechung sollte daher von 10 auf 3 Tage reduziert\r\nwerden.\r\nZu § 7 AVBFernwärmeV-E („Grundstücksbenutzung“)\r\n§ 7 Abs. 1 Satz 2 (neu), der Satz 2 wird zu Satz 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEin Kunde oder ein Anschlussnehmer, der Grundstückseigentümer ist, hat für Zwecke der\r\nörtlichen Versorgung des Versorgungsgebiets, in dem sein Grundstück liegt, das Anbringen\r\nund Verlegen von Leitungen zur Zu- und Fortleitung von Fernwärme über sein im gleichen\r\nVersorgungsgebiet liegendes Grundstück und in seinem Gebäude, ferner das Anbringen\r\nsonstiger Verteilungsanlagen und von Zubehör sowie erforderliche Schutzmaßnahmen\r\nunentgeltlich zuzulassen. Er muss dem Netzbetreiber und seinen Beauftragten einen\r\ndauerhaften Zugang zu den Fernwärmeanlagen ermöglichen; insbesondere dürfen sie die\r\nFernwärmeanlagen weder überbauen noch überpflanzen.\r\nBegründung\r\nUm den Erfahrungen aus der Praxis gerecht zu werden, sollte der § 7 Abs. 1 ergänzt werden\r\num die Pflicht, die Fernwärmeanlagen zugänglich zu halten. Immer wieder kommt es\r\nzu Streitigkeiten oder technischen Problemen, weil der physische Zugang zu Fernwärmeanlagen\r\ndurch Bepflanzung oder gar Überbauung unmöglich geworden ist. Daher trägt\r\ndieser neue Satz 2 zur Rechtssicherheit und zur Sicherheit der Versorgung bei.\r\n§ 7 Abs. 1 Satz 4\r\nDie Pflicht nach Satz 1 entfällt, wenn\r\n1. die ausschließliche Inanspruchnahme des Grundstücks den Grundstückseigentümer\r\nmehr als notwendig oder in unzumutbarer Weise belasten würde\r\noder\r\n1. Belange der Landes- oder Bündnisverteidigung berührt sind.\r\nVor dem Wort „Inanspruchnahme“ sollte das Wort „ausschließliche“ eingefügt werden:\r\nDas anzuschließende Grundstück wird immer auch selbst in Anspruch genommen werden.\r\nDer Wortlaut würde daher im Augenblick nahezu in jedem Fall dazu führen, dass eine Belastung\r\n„in unzumutbarer Weise vorliegt“.\r\n24 / 44\r\nZu § 8 AVBFernwärmeV-E („Baukostenzuschüsse“)\r\n§ 8 Abs. 1 Satz 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBaukostenzuschüsse dürfen höchstens 570 vom Hundert dieser Kosten abdecken.\r\nBegründung\r\nDie Absenkung der Baukostenzuschüsse auf 50 Prozent der Kosten führt dazu, dass die\r\nallgemeinen Preise in der Fernwärmeversorgung ansteigen dürften. Die weniger verursachergerechte\r\nBeteiligung birgt den übrigen Kunden - die “Allgemeinheit” der Kunden - im\r\nNetz zusätzliche Kosten auf (obgleich sie hierfür keine Verantwortung tragen). Die Zielsetzung\r\neiner kostengünstigen Versorgung, wird damit konterkariert.\r\nZu § 9 AVBFernwärmeV-E („Herstellung und Betrieb des Haus-anschlusses“)\r\n§ 9 Abs. 4 Sätze 4 und 5\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEin Hausanschluss gehört zu den Betriebsanlagen des Fernwärmeversorgungsunternehmens\r\nund steht in dessen Eigentum, es sei denn, dass eine abweichende Vereinbarung\r\ngetroffen worden ist. Er wird ausschließlich von diesem hergestellt, unterhalten, erneuert,\r\ngeändert, abgetrennt oder beseitigt, muss zugänglich und vor Beschädigungen geschützt\r\nsein. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen hat dabei das Interesse des Anschlussnehmers\r\nan einer kostengünstigen Herstellung des Hausanschlusses besonders zu\r\nberücksichtigen. Auf Wunsch des Anschlussnehmers hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\ndie Errichter weiterer Anschlussleitungen sowie der Telekommunikationslinien\r\nim Sinne des § 3 Nummer 64 des Telekommunikationsgesetzes vom 23. Juni 2021\r\n(BGBl. I S. 1858), das zuletzt durch Artikel 8 des Gesetzes vom 10. September 2021 (BGBl.\r\nI S. 4147) geändert worden ist, im Hinblick auf eine gemeinsame Verlegung der verschiedenen\r\nGewerke zu beteiligen. Soweit das Fernwärmeversorgungsunternehmen die Erstellung\r\ndes Hausanschlusses oder die Veränderungen des Hausanschlusses durch Nachunternehmer\r\ndurchführen lässt, sind Wünsche des Anschlussnehmers bei der Auswahl\r\nder Nachunternehmer zu berücksichtigen, soweit keine rechtlichen, technischen oder\r\nwirtschaftlichen Gründe entgegenstehen. Der Anschlussnehmer hat die baulichen Voraussetzungen\r\nfür die sichere Errichtung des Hausanschlusses zu schaffen. Er darf keine\r\nEinwirkungen auf den Hausanschluss vornehmen oder vornehmen lassen.\r\n25 / 44\r\nBegründung\r\n§ 9 Abs. 4 Satz 4 AVBFernwärmeV-E regelt, dass auf Wunsch des Anschlussnehmers das\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen die Errichter weiterer Anschlussleitungen sowie der\r\nTelekommunikationslinien im Hinblick auf eine gemeinsame Verlegung der verschiedenen\r\nGewerke (Strom, Gas, Wasser, Telekommunikation) zu beteiligen hat. Obgleich das auf\r\nden ersten Blick durchaus sinnvoll erscheint, schließen technische Ursachen eine gemeinsame\r\nVerlegung aus: Fernwärmeleitungen müssen immer in einem Graben verlegt werden,\r\nweil es aufgrund der temperatur- und druckbedingten Unterschiede bei den Rohrleitungen\r\nzu Längenänderungen kommt. Die Rohre stehen im Betrieb „auf Spannung“, sodass\r\nz. B. bei einem Defekt anderer Sparten der Trassengraben nicht einfach geöffnet\r\nwerden kann. Auch würde die Längenänderung der Rohrleitungen die Standfestigkeit der\r\nanderen Spartenleitungen negativ beeinflussen. Darüber hinaus werden Fernwärmeanschlüsse\r\nin der Regel durch andere Gewerke (z. B. zertifizierte Schweißer) hergestellt bzw.\r\nverlegt als dies in anderen Sparten der Fall ist.\r\nWeil der Hausanschluss aufgrund der zuvor skizzierten Gründe nicht gemeinsam mit den\r\nAnschlussleitungen anderer Gewerke verlegt werden kann, ist § 9 Abs. 4 Satz 4 AVBFernwärmeV-\r\nE ersatzlos zu streichen.\r\nDas starke Mitwirkungsrecht des Anschlussnehmers in § 9 Abs. 4 Satz 5 AVBFernwärmeVE\r\nist mit Blick auf die Verantwortlichkeit des Fernwärmeversorgungsunternehmens für die\r\ntechnische Ausführung problematisch. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen wählt\r\neinen Nachunternehmer auf Basis von technischen, sicherheitstechnischen und wirtschaftlichen\r\nKriterien aus. Ein Mitspracherecht des Kunden kann diesen Kriterien widersprechen,\r\nda insgesamt fraglich ist, ob der Kunde über die notwendige Expertise verfügt,\r\num eine sachgerechte Auswahl zwischen möglichen Nachunternehmern zu treffen. Sofern\r\nlaufende Verträge zwischen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen und dem Nachunternehmer\r\ndurch die Regelung betroffen wären, würden daraus rechtliche Unsicherheiten,\r\nwenn nicht sogar Vertragsverletzungen resultieren (sofern der Hausanschluss durch\r\neinen Dritten realisiert werden würde). § 9 Abs. 4 Satz 5 AVBFernwärmeV-E ist daher\r\nebenfalls ersatzlos zu streichen.\r\n§ 10 Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nKommen innerhalb von zehn fünf Jahren nach Herstellung des Hausanschlusses weitere\r\nHausanschlüsse in dem Wärmenetz hinzu und wird der Hausanschluss dadurch teilweise\r\nzum Bestandteil des Wärmenetzes, so hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\ndie Kosten insoweit rückwirkend den Kosten im Sinne von § 8 Absatz 1 zuzuordnen\r\nund dem Anschlussnehmer, dessen Netzanschluss teilweise zum Bestandteil des Wärmenetzes\r\ngeworden ist, einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten.\r\n26 / 44\r\nBegründung\r\nDie nach § 10 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E vorgeschlagene Regelung dürfte praktisch kaum\r\numsetzbar und mit einem erheblichen Nachkalkulationsaufwand für einen weit zurückliegenden\r\nZeitraum verbunden sein. Weil aus der Begründung zum Verordnungsentwurf (S.\r\n58) auch nicht hervorgeht, aus welchen Gründen der Zeitraum von 5 auf 10 Jahre verdoppelt\r\nwird, wird für eine Fortführung der bestehenden Regelung (§ 10 Abs. 6 AVBFernwärmeV-\r\nE) plädiert.\r\nZu § 16 AVBFernwärmeV-E („Zutrittsrecht“)\r\n§ 16 Abs. 1 Satz 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Kunde oder der Anschlussnehmer hat nach vorheriger Benachrichtigung dem mit einem\r\nAusweis versehenen Beauftragten des Fernwärmeversorgungsunternehmens den\r\nZutritt zu seinen Räumen zu gestatten, soweit dies zur Ablesung der Messeinrichtungen,\r\nfür die Prüfung von technischen Einrichtungen und Messeinrichtungen, zum Austausch\r\nder Messeinrichtungen, auch anlässlich eines Wechsels des Messstellenbetreibers, zur\r\nUnterbrechung des Anschlusses und der Anschlussnutzung Einstellung der Versorgung\r\noder zur Ermittlung preislicher Bemessungsgrundlagen erforderlich und vereinbart ist.\r\nBegründung\r\nIn § 16 Abs. 1 Satz 1 AVBFernwärmeV-E wird ein Zutrittsrecht zur Unterbrechung des Anschlusses\r\nund der Anschlussnutzung eingeführt. Dies ist wohl in Anlehnung an §§ 21 NDAV\r\nund NAV übernommen worden. Dabei wird allerdings übersehen, dass die AVBFernwärmeV\r\n– weder bisher noch nach dem Entwurf – die aus der entflochtenen Energieversorgung\r\nund dem dortigen Netzbetrieb stammende Unterscheidung zwischen Anschluss und\r\nAnschlussnutzung notwendigerweise nicht kennt. Vielmehr berechtigt § 33 Abs. und Abs.\r\n2 AVBFernwärmeV-E unter den dort genannten Voraussetzungen zur Einstellung der Versorgung.\r\nRichtigerweise muss daher § 16 Abs.1 Satz 1 AVBFernwärmeV-E entsprechend\r\ndem o.g. Vorschlag formuliert werden.\r\n§ 16 Abs. 1 Satz 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEine vorherige Benachrichtigung ist in Fällen des § 33 Absatz 1 und 2 nicht erforderlich.\r\nBegründung\r\nOhne die Ergänzung, dass auch in den Fällen des § 33 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E keine\r\nvorherige Benachrichtigung erforderlich ist, müsste über einen Zutritt zur Einstellung der\r\nVersorgung gemäß § 33 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E eine Woche vorher gemäß § 16 Abs. 2\r\n27 / 44\r\nSatz 2 AVBFernwärmeV-E benachrichtigt werden. Diese Regelung widerspricht dem § 33\r\nAbs. 4 AVBFernwärmeV-E, wonach der Beginn der Unterbrechung der Versorgung nach §\r\n33 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E dem Kunden (sowie dem nach § 33 Abs. 3 AVBFernwärmeVE\r\ninformierten Mieter) acht Werktage im Voraus anzukündigen ist. Diese Ankündigung\r\nenthält die Benachrichtigung über das zur Durchführung der Einstellung der Versorgung\r\nnotwendige Zutrittsrecht zu den Räumen des Kunden. Würde mithin § 16 Abs. 1 Satz 2\r\nAVBFernwärmeV-E nicht wie im vorgeschlagenen Sinne formuliert, müsste der Fernwärmeversorger\r\nbei einer Einstellung der Versorgung gemäß § 33 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E\r\nzweimal informieren: Zunächst acht Werktage vor dem Einstellungstermin nach § 33 Abs.\r\n4 AVBFernwärmeV-E und eine Woche vorher über den hierfür notwendigen Zutritt nach\r\n§ 16 Abs. 2 Satz 2 AVBFernwärmeV-E. Das kann aus Gründen der Praktikabilität und dem\r\ndamit verbundenen Aufwand des Fernwärmeversorgers nicht wirklich gewollt sein.\r\nZu § 18a AVBFernwärmeV-E („Messeinrichtungen“)\r\n§ 18a Abs. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEine Messeinrichtung, die nach dem ... [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel\r\n3 Satz 1] installiert wird, muss fernablesbar sein. Vor dem ... [einsetzen: Datum des Inkrafttretens\r\nnach Artikel 3 Satz 1] installierte, nicht fernablesbare Messeinrichtungen sind\r\nbis einschließlich 31. Dezember 2026 durch das Fernwärmeversorgungsunternehmen mit\r\nder Funktion der Fernablesbarkeit nachzurüsten oder durch eine fernablesbare Messeinrichtung\r\nzu ersetzen. Fernablesbar ist eine Messeinrichtung, wenn sie ohne Zugang zu den\r\neinzelnen Nutzeinheiten abgelesen werden kann. Die Fernauslesbarkeit ist auf Messstellen\r\nbeschränkt, die mit vertretbarem Aufwand fernausgelesen werden können.\r\nBegründung\r\nDa die Fernauslesbarkeit von Messeinrichtungen durch Walk/ Dive-by als auch Mittels intelligentem\r\nMesssystems aufgrund von technischen Gegebenheiten in der Messstelle\r\nnicht immer sichergestellt werden kann, wäre es wünschenswert, die Fernauslesbarkeit\r\nauf die Messstellen zu beschränken, die mit vertretbarem Aufwand fernausgelesen werden\r\nkönnen. Unter vertretbarem Aufwand kann der Fall verstanden werden, dass sich zur\r\nAuslesung kein Zugang zum Objekt verschafft werden muss.\r\nDiese Messstellen sollten aus der monatlichen Ablesung zurück in eine verpflichtende\r\nJährliche Ablesung übernommen werden. Ähnlich sieht es das MsbG in den §§ 34 und 40\r\nvor. Hier wird die Pflicht der Erfüllung auch an die technischen Möglichkeiten geknüpft.\r\n28 / 44\r\n§ 18a Abs. 2\r\nIm § 18a Abs. 2 Satz 3 AVBFernwärmeV-E wird in Anlehnung an § 5 Abs. 5 HeizkostenV\r\nergänzt, dass das „Schlüsselmaterial der fernablesbaren Messeinrichtung“ dem Kunden\r\nkostenfrei zur Verfügung zu stellen ist. Unklar bleibt dabei, was konkret unter dem\r\n„Schlüsselmaterial“ zu verstehen ist. Der Wortlaut wurde aus der Heizkostenverordnung\r\nübernommen und wird dort als Synonym für fernauslesbare Heizkostenverteiler genutzt.\r\nDa die technischen Einrichtungen zur Messung des Fernwärmeverbrauchs an der Übergabestelle\r\nnach der AVBFernwärmeV jedoch zumeist als „Messeinrichtung“ bezeichnet werden,\r\nwäre eine Klarstellung hilfreich, ob hier das Schlüsselmaterial des Wärmemengenzählers\r\nan der Übergabestelle gemeint ist oder, wie in der Heizkostenverordnung, von den\r\nHeizkostenverteilern die Rede ist.\r\n§ 18a Abs. 4\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIst im Bereich der Übergabestelle bereits ein Smart-Meter-Gateway für den Messstellenbetrieb\r\nder Sparte Strom vorhanden, kann der Anschlussnehmer zur Messung des Fernwärmeverbrauchs,\r\ndie den tatsächlichen Fernwärmeverbrauch des Kunden präzise widerspiegelt,\r\neinen Messstellenbetreiber auswählen, um von dem Bündelangebot nach Maßgabe\r\ndes § 6 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes Gebrauch zu machen,\r\nsofern das Fernwärmeversorgungsunternehmen oder einem vom Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nbeauftragter Dritter der Messstellenbetreiber ist.\r\nBegründung\r\nIn den Abschnitten § 18 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E und § 18 Abs. 4 AVBFernwärmeV-E ist\r\ndie Verantwortung des Fernwärmeversorgungsunternehmen bzgl. u.a. Auswahl, Installation\r\nund Unterhaltung der Messeinrichtungen an der Übergabestelle definiert. Aufgrund\r\nder Abschnitte § 18 Abs. 3 und 5 AVBFernwärmeV-E in Kombination mit der aktuellen\r\nAusgestaltung des Abschnitts § 18a Abs. 5 AVBFernwärmeV-E - wie bereits vorher im\r\nFFVAV - ist jedoch die Möglichkeit des Übergangs des zuständigen Messstellenbetreibers,\r\nfalls in der Fernwärme überhaupt von dieser Rolle gesprochen werden kann, auf einen\r\nMessstellenbetreiber, der nicht das (Fern-)Wärmeversorgungsunternehmen selber ist, im\r\nRahmen des § 6 MsbG nicht eindeutig aus- oder eingeräumt.\r\nDie Leistungen bzgl. Messungen sind zumeist Bestandteil der Fernwärmelieferverträge,\r\nmeist bestehen daher keine separaten Verträge über den Messstellenbetrieb. Aufgrund\r\nfehlender Standards und Marktkommunikation würde ein Herauslösen der Leistungen\r\ndes Messstellenbetriebs aus den Lieferverträgen und ein Übergang dieser Leistungen an\r\neinen Messstellenbetreiber, der nicht das Fernwärmeversorgungsunternehmen (oder ein\r\nBeauftragter Dritter) ist, nicht unerhebliche Aufwände für Fernversorgungsunternehmen\r\nund Messstellenbetreiber bedeuten.\r\n29 / 44\r\nZu § 23 AVBFernwärmeV-E („Vertragsstrafe“)\r\n§ 23 Abs. 2 (neu), der aktuelle Abs. 2 wird zu Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEine Vertragsstrafe kann auch verlangt werden, wenn der Kunde vorsätzlich oder grob\r\nfahrlässig seine Verpflichtung nach § 15 Absatz2 verletzt, die zur Preisbildung erforderlichen\r\nAngaben zu machen.\r\nDie Vertragsstrafe beträgt das Zweifache des Betrages, den der Kunde bei Erfüllung seiner\r\nVerpflichtung nach dem für ihn geltenden Allgemeinen Preis zusätzlich zu zahlen gehabt\r\nhätte. Sie darf längstens für einen Zeitraum von sechs Monaten verlangt werden.\r\nBegründung\r\nSiehe Begründung zum nachfolgenden § 23 Abs. 3.\r\n§ 23 Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIst die Dauer des unbefugten Gebrauchs oder der Beginn der Mitteilungspflicht nicht festzustellen,\r\nso kann die Vertragsstrafe in entsprechender Anwendung der Absätze 1 und 2\r\nfür einen geschätzten Zeitraum, der längstens sechs Monate betragen darf, erhoben werden.\r\nBegründung\r\nLaut Begründung entspricht die neugefasste Vorschrift in ihrer Funktionalität auch den\r\nVorgaben zu Vertragsstrafen im Strom- und Gasbereich gemäß §§ 10 Strom- und GasGVV.\r\nInsoweit fragt sich aber, warum dann nicht auch §§ 10 Abs. 2 Strom- und GasGVV zum\r\nVerlangen einer Vertragsstrafe, wenn der Kunde vorsätzlich oder grob fahrlässig seine\r\nVerpflichtung verletzt, die zur Preisbildung erforderlichen Angaben zu machen, entsprechend\r\nübernommen wurde. Denn ebenso wie nach §§ 7 Strom- und GasGVV muss auch\r\nder Fernwärmekunde gemäß § 15 Abs. 2 Erweiterungen und Änderungen der Kundenanlage\r\nsowie die Verwendung zusätzlicher Verbrauchseinrichtungen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nmitteilen, soweit sich dadurch preisliche Bemessungsgrößen ändern\r\noder sich die vorzuhaltende Leistung erhöht.\r\nDaher sollte § 23 um einen neuen Abs. 2 erweitert und Abs. 3 nach o.g. Formulierung\r\nangepasst werden.\r\n30 / 44\r\nZu § 24 AVBFernwärmeV-E („Preisänderungsklauseln“)\r\n§ 24 Abs. 1 Satz 5\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Marktelement wird in der Regel angemessen berücksichtigt, wenn hierzu auf den vom\r\nStatistischen Bundesamt veröffentlichten Wärmepreisindex, Code CC13-772 Bezug genommen\r\nwird und Marktelement und Kostenelement in der Preisänderungsformel zu\r\ngleichen Teilen gewichtet werden.\r\nBegründung\r\nDer VKU spricht sich gegen die Vorgabe für die Gewichtung von Kosten- und Marktelement\r\ninnerhalb einer Preisänderungsklausel aus. Obgleich sich die Preise an den Großmärkten\r\ngegenüber den Jahren 2022/23 wieder normalisiert haben, so bleiben sie doch\r\nauf einem hohen Niveau. Bei einer stärkeren Gewichtung des Marktelements gegenüber\r\nder bislang üblichen Untergewichtung würde dies zu steigenden Wärmepreisen führen.\r\nEs bleibt also völlig unklar, dass die gleiche Gewichtung von Kosten- und Marktelement\r\ntatsächlich verbraucherfreundlich ist bzw. auf Basis der Erfahrungen aus den letzten Jahren\r\nwäre dies zu verneinen. Bedauerlicherweise wird die gleiche Gewichtung von Kostenund\r\nMarktelement in der Begründung zu Verordnung auch nicht inhaltlich begründet. Der\r\nbloße Verweis auf die Rechtsprechung ist aus VKU-Perspektive in diesem Fall ungenügend.\r\n§ 24 Abs. 1 Satz 9 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nSofern die Indizes durch das Statistische Bundesamt ausgewiesen werden, so wird dieses\r\nverpflichtet, deutlich auszuweisen, ob die gesonderten Kosten für Treibhausgasemissionen\r\nin den jeweiligen Indizes berücksichtigt sind.\r\nBegründung\r\nMit einer zentralen Brennstoffbeschaffung betrieben viele (Fern-)Wärmeversorger innerhalb\r\neines Gemeindegebietes eine Mehrzahl an Wärmenetzen. Mit dem neuen Satz 4 wird\r\nklargestellt, dass die Ausweisung der Beschaffungsstruktur unternehmensbezogen erfolgen\r\nkann. Sofern hingegen eine netzbezogene Ausweisung der Beschaffungsstruktur erforderlich\r\nwäre, dann würde dies zu einem erheblichen bürokratischen Aufwand bei den Fernwärmeversorger\r\nführen.\r\n2 Amtlicher Hinweis: Zu beziehen beim Statistischen Bundesamt, Gustav-Stresemann-Ring 11,\r\n65189 Wiesbaden; auch zu beziehen über www.destatis.de.\r\n31 / 44\r\nEs ist nachvollziehbar, dass die Weitergabe gesonderter Kosten für Treibhausgasemissionen\r\nausgeschlossen ist, soweit diese bereits in den verwandten Indizes berücksichtigt\r\nsind. Gleichzeitig ist aus den durch das Statistische Bundesamt ausgewiesenen und für Fernwärmeversorger\r\nrelevanten Indizes nicht immer klar ersichtlich, ob die Kosten für Treibhausgasemissionen\r\nbereits berücksichtigt worden sind. Das Statistische Bundesamt sollte\r\ndaher verpflichtet werden, deutlich auszuweisen, ob die gesonderten Kosten für Treibhausgasemissionen\r\nin den jeweiligen Indizes berücksichtigt sind.\r\n§ 24 Abs. 2\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen kann einer Preisänderungsklausel anstelle von\r\nIndizes im Kostenelement die Entwicklung seiner tatsächlichen Kosten zugrunde legen.\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen kann sich auf Satz 1 nur berufen, soweit die\r\nKosten bei wirtschaftlicher Betriebsführung nicht hätten vermieden werden können. Das\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, dem Kunden die tatsächliche Kostenentwicklung\r\nund die zugrundeliegenden tatsächlichen Verhältnisse im Hinblick auf die\r\nKostenentwicklung verständlich dargestellt in Textform mitzuteilen und diese Darstellung\r\njeweils zum Zeitpunkt der Preisänderung im Hinblick auf den zurückliegenden oder zu Beginn\r\neines Abrechnungszeitraums zu aktualisieren, insbesondere im Hinblick auf eine\r\nmögliche Senkung der Kosten. Die Möglichkeit, innerhalb einer Preisänderungsklausel sowohl\r\nIndizes nach Absatz 1 als auch für einzelne Element der Klausel tatsächliche Kosten\r\nauszuweisen, ist gegeben. Wird eine Preisänderungsklausel genutzt, die der Anlage zu dieser\r\nVerordnung entspricht, gelten die Anforderungen nach Absatz 1 Satz 1 in Bezug auf\r\nden Arbeitspreis in der Regel als erfüllt.\r\nBegründung\r\n§ 24 AVBFernwärmeV-E ermöglicht, das Kostenelement einer Preisänderungsklausel sowohl\r\nüber Indizes (Abs. 1) als auch auf Basis von Kostennachweisen (Abs. 2) abzubilden.\r\nKostennachweise sind dann erforderlich, wenn kein geeigneter Index existiert, z.B. für Abwärme.\r\nEs ist rechtlich sicherzustellen, dass innerhalb einer Preisänderungsklausel sowohl\r\nIndizes als auch Kostennachweise genutzt werden können. Dies wäre bspw. dann erforderlich,\r\nwenn ein Wärmenetz aus einer KWK-Anlage und mit Abwärme bespeist wird. Darüber\r\nhinaus regt der VKU eine Klarstellung an, dass der Kostenwert auch vor Beginn des\r\nAbrechnungszeitraums festgelegt werden kann.\r\n32 / 44\r\n§ 24 Abs. 3\r\nRegelungsvorschlag:\r\nHat ein Energieversorgungsunternehmen gegenüber einem Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nnach § 24 Absatz 1 oder Absatz 4 des Energiesicherungsgesetz vom 20. Dezember\r\n1974 (BGBl. I S. 3681), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 23. Juni 2023\r\n(BGBl. 2023 I Nummer 167) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, den\r\nPreis für die Lieferung von Gas zur Erzeugung von Fernwärme erhöht, so sind dieses Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nsowie ein Fernwärmeversorgungsunternehmen, das seinerseits\r\nFernwärme von einem solchen Fernwärmeversorgungsunternehmen geliefert\r\nbekommt, berechtigt, ein in einem Versorgungsvertrag vereinbartes und insoweit einschlägiges\r\nPreisanpassungsrecht frühestens zwei Wochen nach der Gaspreiserhöhung auszuüben,\r\nauch wenn in dem Versorgungsvertrag ein längerer Zeitraum für die Anpassung des\r\nPreises für die Wärmelieferung an die Änderung der durch die Gaspreiserhöhung gestiegenen\r\nBezugskosten vereinbart wurde. Die Ausübung des Preisanpassungsrechts ist dem\r\nKunden in Textform mitzuteilen und mit einer Begründung zu versehen. Die Preisanpassung\r\nwird frühestens zwei Wochen nach dem Tag, der auf den Tag des Zugangs der mit\r\nder Begründung versehenen Mitteilung folgt, wirksam.\r\nÜbt das Fernwärmeversorgungsunternehmen ein vertraglich vereinbartes Preisanpassungsrecht\r\ngegenüber dem Kunden nach Maßgabe des Satzes 1 aus, hat der Kunde das\r\nRecht, den Versorgungsvertrag außerordentlich mit Wirkung spätestens zum Ende des ersten\r\nJahres nach Wirksamwerden der Preisänderung zu kündigen. Macht der Kunde davon\r\nGebrauch, hat er dem Fernwärmeversorgungsunternehmen eine angemessene Entschädigung\r\nfür die Investition in die Wärmeerzeugungsanlage für die Zeit der Restlaufzeit des\r\nVertrages zu zahlen. Die Entschädigung ist angemessen, wenn sie den Preisbestandteil\r\naus dem Wärmepreis für die Investition und den entgangenen Gewinn umfasst. Die Kündigung\r\nist dabei binnen drei Monaten nach Wirksamwerden der Preisänderung in Textform\r\ngegenüber dem Fernwärmeversorgungsunternehmen unter Angabe des gewählten\r\nWirksamkeitszeitpunkts zu erklären. In der Preisanpassungsmitteilung nach Satz 2 ist auf\r\ndas Kündigungsrecht nach Satz 3 und auf das Überprüfungsrecht nach Absatz 4 Satz 1 hinzuweisen.\r\nBegründung\r\n§ 24 Abs. 3 Satz 4 AVBFernwärmeV-E gewährt dem Kunden ein außerordentliches Kündigungsrecht,\r\nsofern das Fernwärmeversorgungsunternehmen ein vertraglich vereinbartes\r\nPreisanpassungsrecht nach Maßgabe des Satzes § 24 Abs. 3 Satz 1 ausübt. Das außerordentliche\r\nKündigungsrecht gefährdet die Planungs- und Investitionssicherheit und führt\r\nzu Problemen in Hinsicht auf bereits getätigte Investitionen bzw. kann sie hemmend auf\r\ndie politisch gewollte Transformation der Erzeugungsstruktur wirken.\r\n33 / 44\r\nSofern der Kunde daher von dem außerordentlichen Kündigungsrecht gebraucht macht,\r\nsollte dem Fernwärmeversorger eine angemessene Entschädigung gezahlt werden, damit\r\ndem Versorger keine zusätzlichen wirtschaftlichen Belastungen entstehen und schlussendlich\r\ndie Investitionsfähigkeit nicht gefährdet wird.\r\n§ 24 Abs. 4\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBis zur Aufhebung der Feststellung nach § 24 Absatz 1 Satz 1 des Energiesicherungsgesetzes\r\ndurch die Bundesnetzagentur hat der Kunde des Fernwärmeversorgungsunternehmens,\r\ndas ein vertraglich vereinbartes Preisanpassungsrecht gegenüber dem Kunden nach\r\nMaßgabe des § 2 4 A V B F e r nwä rme V Absatzes 3 Satz 1 ausgeübt hat, das Recht,\r\nalle zwei Monate ab Wirksamwerden einer solchen Preisanpassung die Überprüfung\r\nund gegebenenfalls unverzügliche Preissenkung auf ein angemessenes Niveau zu verlangen.\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen hat dem Kunden innerhalb einer Frist\r\nvon zwei Wochen das Ergebnis der Überprüfung und eine etwaige Preisänderung mitzuteilen\r\nund zu begründen.\r\nDabei sind für die Angemessenheit des Preises beim Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nseit der Preisanpassung nach Absatz 3 Satz 1 eingetretene Kostensenkungen und\r\ndas Recht des Fernwärmeversorgungsunternehmens, nach § 24 Absatz 4 des Energiesicherungsgesetzes\r\nvom Energieversorgungsunternehmen eine Anpassung des Gaspreises\r\nzu verlangen, zu berücksichtigen. Erfolgt auf ein Verlangen des Kunden nach Satz 1 keine\r\nPreissenkung, hat der Kunde das Recht, den Versorgungsvertrag ohne Einhaltung einer\r\nFrist außerordentlich mit Wirkung spätestens zum Ende des ersten Jahres nach\r\nZugang der Mitteilung nach Satz 2 zu kündigen. Macht der Kunde davon Gebrauch, hat\r\ner dem Fernwärmeversorgungsunternehmen eine angemessene Entschädigung für die\r\nInvestition in die Wärmeerzeugungsanlage für die Zeit der Restlaufzeit des Vertrages zu\r\nzahlen. Die Entschädigung ist angemessen, wenn sie den Preisbestandteil aus dem Wärmepreis\r\nfür die Investition und den entgangenen Gewinn umfasst Die Kündigung ist dabei\r\nbinnen drei Monaten nach Zugang der Mitteilung nach Satz 2 in Textform gegenüber\r\ndem Fernwärmeversorgungsunternehmen unter Angabe des gewählten Wirksamkeitszeitpunkts\r\nzu erklären. In der Mitteilung nach Satz 2 ist auf das Kündigungsrecht nach Satz\r\n4 hinzuweisen.\r\nBegründung\r\n§ 24 Abs. 4 Satz 5 AVBFernwärmeV-E gewährt dem Kunden ein außerordentliches Kündigungsrecht.\r\nDas außerordentliche Kündigungsrecht gefährdet die Planungs- und Investitionssicherheit\r\nund führt zu Problemen in Hinsicht auf bereits getätigte Investitionen bzw.\r\nkann sie hemmend auf die politisch gewollte Transformation der Erzeugungsstruktur wirken.\r\n34 / 44\r\nSofern der Kunde daher von dem außerordentlichen Kündigungsrecht gebraucht macht,\r\nsollte dem Fernwärmeversorger eine angemessene Entschädigung gezahlt werden, damit\r\ndem Versorger keine zusätzlichen wirtschaftlichen Belastungen entstehen und schlussendlich\r\ndie Investitionsfähigkeit nicht gefährdet wird.\r\nZu § 24a (neu) AVBFernwärmeV-E („Anpassung von Preisänderungsklauseln\r\nbei Energieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruktur\r\nund Preisanpassungsrecht zur Weitergabe von Sprunginvestitionen zur\r\nDekarbonisierung der Fernwärmesysteme“)\r\nDer § 24a aus dem Entwurf vom 25.07.24 ist als § 24a Abs. 1 (neu) wiederaufzunehmen\r\nund auf Basis der im Folgenden ausgeführten Anregungen weiterzuentwickeln:\r\n§ 24a Abs. 1 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEin Fernwärmeversorgungsunternehmen, das einen eingesetzten Energieträger wechselt\r\noder die jeweilige Beschaffungsstruktur wesentlich ändert, kann eine zuvor vertraglich\r\nvereinbarte Preisänderungsklausel einseitig gegenüber dem Kunden insoweit ändern,\r\ndass die in der Preisänderungsklausel auf den bisherigen Energieträger oder die bisherige\r\nBeschaffungsstruktur Bezug nehmenden Berechnungsfaktoren an den neuen Energieträger\r\noder die neue Beschaffungsstruktur angepasst werden.\r\nDas Recht zur Änderung nach Satz 1 kann nur innerhalb eines Jahres nach dem jeweiligen\r\nEnergieträgerwechsel o- der der Änderung der Beschaffungsstruktur gegenüber dem Kunden\r\nmit Wirkung für den nächsten Abrechnungszeitraum in Textform, auf der Internetseite\r\ndes Fernwärmeversorgungsunternehmens oder über öffentliche Bekanntgabe ausgeübt\r\nwerden. Dabei hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Kunden über den Zeitpunkt\r\nsowie die wesentlichen Umstände nach Satz 1 zu informieren.\r\nBegründung\r\n§ 24a aus dem Entwurf vom 25.07.24 sollte die einseitige Anpassung einer vertraglich vereinbarten\r\nPreisänderungsklausel bei einem Energieträger- oder Beschaffungsstrukturwechsel\r\nermöglichen. Damit sollte geltende Rechtsprechung, siehe das Urteil vom Oberlandesgericht\r\nHamburg vom 25.04.24 (Az.: 3 U 192/19), in den Verordnungstext übernommen\r\nwerden. Die ersatzlose Streichung des §24a aus dem überarbeiteten Entwurf vom\r\n28.11.24 ist vor diesem Hintergrund nicht nachvollziehbar und sollte daher wieder in den\r\nVerordnungstext aufgenommen werden. Der VKU hatte den §24a aus dem Entwurf vom\r\n25.07.24 ausdrücklich begrüßt, allerdings mit der Einschränkung, dass die Einpreisung von\r\nNeuinvestitionen nicht hierunter fällt.\r\n35 / 44\r\nDie Einpreisung von Neuinvestitionen kann damit vermutlich weiterhin nur mit einer einvernehmlichen\r\nVertragsanpassung erfolgen, da das ursprüngliche Preisniveau als Ausgangspunkt\r\nbeizubehalten ist. In der Praxis dürfte dies bedeuten, dass weiterhin eine Änderungskündigung\r\nerforderlich würde, wenn die Kosten für größere Investitionen an die\r\nKunden weitergereicht werden sollen.\r\nDer VKU regt darüber hinaus die Streichung der Anpassungsfrist von einem Jahr nach §\r\n24a Abs. 1 Satz 2 aus dem Entwurf vom 25.07.24 an, weil nicht ersichtlich ist, warum dieses\r\nRecht nur innerhalb eines Jahres gelten sollte. Es wäre fraglich, ob die nicht angepasste\r\nPreisänderungsklausel dann überhaupt noch wirksam wäre.\r\nDarüber hinaus sollte es dem Fernwärmeversorger ermöglicht werden, eine zuvor vertraglich\r\nvereinbarte Preisänderungsklausel einseitig zusätzlich auch durch eine entsprechende\r\nInformation auf seiner Internetseite oder durch öffentliche Bekanntgabe zu ändern,\r\nwas u.a. dem Konzept der fortschreitenden Digitalisierung entspricht.\r\n§ 24a Abs. 2 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen kann Preise neben einer Anpassung der Preisanpassungsklausel\r\nnach Absatz 1 in dem Umfang ändern, in dem sich Kosten der Erzeugung\r\nund Bereitstellung der Fernwärme ändern, die auf Maßnahmen zur Umsetzung zur\r\nSteigerung des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme beruhen,\r\ninsbesondere zur Erreichung der Vorgaben nach §§ 29 und 31 WPG oder zur Umsetzung\r\nvon Wärmedekarboniserungsfahrplänen nach § 32 Absatz 1 oder 2 WPG, sofern diese\r\nKosten nicht auf andere Weise an seine Kunden weitergegeben werden. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nkann sich auf Satz 1 nur berufen, wenn die Kosten bei wirtschaftlicher\r\nBetriebsführung nicht hätten vermieden werden können. Das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nhat die Preisänderung spätestens sechs Wochen vor deren Wirksamwerden\r\ndem Kunden in Textform mitzuteilen, auf seiner Internetseite zu veröffentlichen\r\nsowie öffentlich bekannt zu machen. Dabei hat es den Zeitpunkt, den Umfang, den\r\nAnlass und die Voraussetzungen der Preisänderung insbesondere die wesentlichen Kosten\r\nund deren tatsächliche Veränderung bezogen auf das Wärmegebiet transparent und\r\nallgemein verständlich darzustellen. Ändert das Fernwärmeversorgungsunternehmen die\r\nPreise, so hat der Kunde das Recht, den Vertrag bis zum Wirksamwerden der Preisänderung\r\nmit einer Frist von sechs Monaten zum Monatsende zu kündigen. Auf das Kündigungsrecht\r\nwird das Fernwärmeversorgungsunternehmen in der Mitteilung der Preisänderung\r\nan die Kunden, in der Veröffentlichung der Preisänderung auf seiner Internetseite\r\nund in der öffentlichen Bekanntmachung ausdrücklich hinweisen. Die Kündigung bedarf\r\nder Textform.\r\n36 / 44\r\nBegründung\r\nFernwärmepreise dürfen sich nach der geltenden Rechtslage ausschließlich auf Grundlage\r\nvon vertraglich vereinbarten Preisänderungsklauseln ändern. Anderweitige Befugnisse\r\nzur Preisanpassung bestehen nicht. Insbesondere verfügt das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nnach der Rechtsprechung des BGH über kein gesetzliches einseitiges Preisanpassungsrecht\r\n(grundlegend BGH, Urt. v. 26. Januar 2022, Az. VIII ZR 175/19).\r\nAllerdings besteht ein Bedürfnis für eine Anpassung des Preissystems neben der Anwendung\r\neiner vereinbarten Preisänderungsklausel, wenn Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nihre Erzeugungsanlagen im Zuge des Dekarbonisierungsprozesses umstellen. So führen\r\nInvestitionen in neue Erzeugungsanlagen in aller Regel zu einer grundlegenden Änderung\r\nder in die Preisbestandteile einfließenden Kostenstrukturen. Bereits beim durch das\r\nKohleausstiegsgesetz forcierten Umstieg von Kohle auf Erdgas war ersichtlich, dass Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nErdgas nur zu deutlich höheren Kosten beziehen konnten\r\nals Kohle. Ähnliches gilt für die Einbindung von Wärme aus erneuerbaren Energien\r\noder aus Abwärme. Dann dominieren vor allem die verbrauchsunabhängigen Erzeugungskosten\r\ndie Kostenstruktur, während die verbrauchsabhängigen Kosten an Bedeutung verlieren.\r\nFolgerichtig muss das Fernwärmeversorgungsunternehmen nicht nur die Preisänderungsklausel\r\ndurch bloße Bezugnahme der Kostenrepräsentanten auf die neuen Erzeugungsverhältnisse\r\nanpassen können. Es ist in diesem Fall gezwungen, auch das Verhältnis\r\nzwischen Grund- und Arbeitspreis neu auszutarieren. Die bloße Aktualisierung der Preisänderungsklausel\r\nauf Grundlage des vorliegenden § 24a AVBFernwärmeV-E kann dieses\r\nProblem allein nicht lösen. Daher empfiehlt sich die Einführung eines besonderen gesetzlichen\r\nPreisanpassungsrechts neben dem bereits verankerten Instrument der vertraglich\r\nvereinbarten Preisänderungsklauseln. Dieselbe Vorgehensweise fordern auch Interessenvertreter\r\nder Fernwärmekunden (vzbv-Gutachten 2023).\r\nDas Preisanpassungsrecht wird zugunsten des Kunden in zweierlei Hinsicht kompensiert.\r\nZum einen handelt es sich um ein gesetzliches Leistungsbestimmungsrecht im Sinne des\r\n§ 315 BGB. Die rechtmäßige Ausübung dieses Rechts kann in Einklang mit den von der\r\nständigen BGH-Rechtsprechung entwickelten Maßstäben gerichtlich kontrolliert werden.\r\nZum anderen wird dem Kunden ausnahmsweise eine Sonderkündigungsrecht eingeräumt.\r\nDiese Notwendigkeit ergibt sich daraus, dass das gesetzliche Preisanpassungsrecht\r\nvom Prinzip des in § 24 AVBFernwärmeV-E angelegten Preisanpassungsprogramms durch\r\nvertraglich vereinbarte Preisänderungsklauseln abweicht.\r\n37 / 44\r\nZu § 25 („Abrechnung, Abrechnungsinformationen, Verbrauchsinformationen“)\r\n§ 25 Abs. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, dem Kunden die Rechnung\r\nspätestens vier Monate nach Ende des vereinbarten Abrechnungszeitraums zu übermitteln.\r\nDie Abschlussrechnung ist dem Kunden spätestens vier Monate nach Beendigung\r\ndes Lieferverhältnisses zu übermitteln.\r\nBegründung\r\nGrundsätzlich haben Fernwärmeversorger ein großes Interesse daran, die Rechnungsstellung\r\nmöglichst schnell durchzuführen.\r\nAllerdings führen die Informationspflichten aus dem Gesetz zur Aufteilung der Kohlendioxidkosten\r\n(CO2KostAufG) dazu, dass der Fernwärmeversorger u.U. die Rechnung nicht\r\nbis spätestens vier Monate nach Ende des vereinbarten Abrechnungszeitraum bzw. nach\r\nBeendigung des Lieferverhältnisses übermitteln kann. Dies begründet sich durch die Informationspflichten\r\nnach § 3 Abs. 4 CO2KostAufG und dem Umstand, dass die für die Erfüllung\r\nder Informationspflicht notwendigen Daten nicht zu jedem Zeitpunkt in aktueller\r\nForm – sprich für den Lieferzeitraum – vorliegen.\r\nDie Daten zu den CO2- Emissionen sowie zu den durchschnittlichen Versteigerungserlösen\r\ndes EU-ETS im Vorjahr liegen jedoch erst ab April eines Jahres vor, wie im CO2KostAufG\r\nbenannt. Darauf aufbauend sind bei Wärmenetzen weiterführende Berechnungen, z.B.\r\nzum netzindividuellen Emissionsfaktor notwendig, sodass eine gesicherte Ausweisung der\r\nCO2-Emissionen und CO2-Kosten einer Wärmelieferung häufig erst deutlich nach April eines\r\njeden Jahres möglich ist. Somit ist es einem Wärmeversorger, der Wärme aus einer\r\nEU-ETS-Anlage bezieht, nicht möglich, die nach dem CO2KostAufG geforderten Informationen\r\nauf Wärmerechnungen in den ersten Monaten eines Jahres auszuweisen. Sofern\r\ndie Rechnungstellung bspw. monatlich erfolgt, dann können für die ersten Monate eines\r\nJahres die in § 25 Abs. 1 AVBFernwärmV-E Fristen der Rechnungsstellung nicht eingehalten\r\nwerden, weil für die auszweisenden Informationen noch keine Datengrundlage vorhanden\r\nist. Sofern eine entsprechende Klarstellung nicht über eine Novellierung des\r\nCO2KostAufG, welche aktuell nicht absehbar ist, erfolgt, ist § 25 Abs. 1 AVBFernwärmV-E\r\nersatzlos zu streichen.\r\n38 / 44\r\nZu § 25a AVBFernwärmeV-E („Inhalt und Transparenz der Abrechnungen“)\r\n§ 25a Abs. 1 Nr. 4\r\nRegelungsvorschlag:\r\nden nächstmöglichen Kündigungstermin und die Kündigungsfrist\r\nBegründung\r\nDie vorgesehene Vorgabe in § 25a Abs. 1 Nr. 4 AVBFernwärmeV-E sieht vor, dass jedem\r\nKunden gegenüber der nächstmögliche Kündigungstermin und die Kündigungsfrist zu\r\nnennen ist. Für Fernwärmeversorgungsunternehmen dürfte es jedoch in Anbetracht der\r\nregelmäßig verschiedenen Laufzeiten der Wärmelieferverträge nicht zumutbar sein, für\r\njedes einzelne Lieferverhältnis im Zuge der Abrechnung den nächstmöglichen Kündigungstermin\r\nzu ermitteln und auszuweisen. Dies lässt sich nämlich nicht ohne Weiteres\r\nautomatisiert in den Abrechnungsvorgang integrieren. Zudem wird nicht klar, ob hierbei\r\nauch Sonderkündigungsrechte oder anderweitige außerordentliche Kündigungsrechte zu\r\nberücksichtigen sind. Der § 25a Abs. 1 Nr. 4 AVBFernwärmeV-E sollte daher gestrichen\r\nwerden.\r\n§ 25a Abs. 1 Nr. 8\r\nRegelungsvorschlag:\r\nin Fällen, in denen die Anwendung einer Preisänderungsklausel nach § 24 zu einer Preiserhöhung\r\nvon mehr als 2 10 Prozent führt, Informationen zu den maßgeblichen Ursachen\r\nder Preisänderung.\r\nBegründung\r\nMit dem §25a AVBFernwärmeV-E werden die bereits sehr umfassenden Vorgaben der\r\nFFVAV zum Inhalt und Transparenz der Abrechnungen übernommen. Ist es wenig ersichtlich,\r\nwarum ein Kunde ein Interesse daran hat, über die maßgeblichen Ursachen einer\r\nPreisänderung um 2 Prozent informiert zu werden. Der VKU regt daher eine maßvolle Informationspflicht,\r\nz.B. bei einer Preissteigerung von 10 Prozent, an und gibt zu bedenken,\r\ndass der Kunde durch die FFVAV Preise bereits monatlich mitgeteilt werden. Es kann daher\r\nsehr bezweifelt werden, ob dieser Aufwand überhaupt auch im Interesse des Kunden\r\nsteht.\r\n39 / 44\r\nZu § 32 AVBFernwärmeV-E („Laufzeit des Versorgungsvertrages, Kündigung“)\r\n§ 32 Abs. 1\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Laufzeit eines Versorgungsvertrages beträgt höchstens fünfzehn zehn Jahre. Die Vereinbarung\r\nkürzerer Verlängerungsfristen ist zulässig. Wird der Versorgungsvertrag nicht von\r\neiner Vertragspartei mit einer Frist von neun sechs Monaten vor Ablauf der Vertragsdauer\r\ngekündigt, so gilt eine Verlängerung um jeweils weitere fünf Jahre als stillschweigend vereinbart.\r\nBei einem Versorgungsvertrag mit einem Verbraucher im Sinne des § 13 des Bürgerlichen\r\nGesetzbuchs darf die stillschweigende Verlängerung jeweils zwei Jahre nicht\r\nübersteigen und muss ein Jahr im Voraus, unter Hinweis auf die Kündigungsmöglichkeit\r\nnach Satz 2, angekündigt werden.\r\nBegründung\r\nDer VKU begrüßt, dass die bisher mögliche Vertragslaufzeit von bis zu 10 Jahren nun auch\r\nfür Versorgungsverträge im Contracting (ohne Hausanschluss) gilt.\r\nGleichwohl zeigt die Praxis, dass Kunden vielfach den Wunsch nach Vertragslaufzeiten von\r\nmehr als 10 Jahren, z.B. 15 Jahre, äußern. Dies begründet sich durch die langfristige und\r\ninsb. auch sichere Versorgung sowie kostengünstige Preise, weil die Investitionskosten\r\nzeitlich gestreckt werden können. Hierfür sollten im Verordnungstext die entsprechenden\r\nVoraussetzungen geschaffen werden, zumal es sich um eine „können“- und keine „müssen“-\r\nRegelung handelt.\r\nEine Verkürzung der Kündigungsfrist von neun auf sechs Monate ist sowohl aus Versorgerals\r\nauch auf Kundensicht abzulehnen. Die geltenden neun Monate wurden bewusst gewählt,\r\nda diese bislang in etwa dem übliche Planungs- und Umsetzungszeitraum für eine\r\nneue Heizung widerspiegeln.\r\nDie Bezugnahme auf Verbraucher im Sinne des § 13 BGB erachtet der VKU als nicht sachgerecht,\r\nweil Versorgungsverträge i.d.R. nicht mit natürlichen, sondern mit juristischen\r\nPersonen (insb. Wohnungswirtschaft, öffentliche Verwaltung, Gewerbe) abgeschlossen\r\nwerden. Bei Wohnungseigentümergemeinschaften wird der Regelungsvorschlag beispielsweise\r\nzu Problemen in der Umsetzung führen, weil dem Fernwärmeversorger in der\r\nRegel nicht bekannt sein dürfte, ob ein einzelner oder mehrere Mitglieder der Gemeinschaft\r\nVerbraucher im Sinne des § 13 BGB sind. Unklar ist in diesem Zusammenhang, ob\r\neine Befristung der Versorgungsverträge auf zwei Jahr bspw. bereits dann, wenn nur ein\r\nGemeinschaftsmitglied ein Verbraucher im Sinne des §13 BGB ist, gilt.\r\n40 / 44\r\nSofern dies der Fall wäre, würde die Befristung auf zwei Jahre die Unsicherheiten sowohl\r\nbeim Versorger als auch beim Kunden massiv erhöhen. In Hinblick auf den Versorger gilt\r\ndies, weil Wohnungseigentümergemeinschaften in der Regel im Besitz von Mehrfamilienhäusern\r\nund nicht von Einfamilienhäusern sind. Große Mehrfamilienhäuser haben im Vergleich\r\nzu Einfamilienhäusern vergleichsweise hohe Anschlusswerte, welche mit entsprechend\r\nhohen Investitionserfordernissen bzw. Kapazitätsvorhaltung des Fernwärmeversorgers\r\nverbunden sind. Für die Wohnungseigentümergemeinschaft entstehen hingegen\r\nUnsicherheiten und Kosten, weil sich diese dann regelmäßig alle zwei Jahre um eine Vertragsverlängerung\r\nkümmern müsste. § 32 Abs. 1 Satz 3 AVBFernwärmeV-E sollte daher\r\nersatzlos gestrichen werden.\r\nZu § 33 AVBFernwärmeV-E („Einstellung der Versorgung, fristlose Kündigung“)\r\nDer neu eingefügte § 33 Abs. 2 - 9 AVBFernwärme-E sind ersatzlos zu streichen. Stattdessen\r\nsind die Ausführungen zu § 33 aus dem Entwurf vom 25.07.24 wiederaufzunehmen\r\nund auf Basis der im Folgenden ausgeführten Anregungen weiterzuentwickeln.\r\n§ 33 Abs. 3 (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nLeitet der Kunde die an ihn gelieferte Fernwärme an seinen Mieter weiter, ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nin den Fällen des Absatzes 2 berechtigt und verpflichtet,\r\nden Mieter zeitgleich mit der Androhung der Unterbrechung nach Absatz 2 Satz1 über\r\nden Zahlungsrückstand des Kunden und die angedrohte Einstellung der Versorgung zu informieren\r\nund diesem einen Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatzmaßnahme zu ermöglichen.\r\nÜber die Höhe des Zahlungsrückstandes des Kunden ist der Mieter erst dann zu informieren,\r\nwenn dieser nach Erhalt der Information gemäß Satz 1 binnen fünf Werktagen sein\r\nInteresse zu einem Schuldbeitritt oder einer sonstigen Ersatzmaßnahme erklärt. Sollte die\r\nInformation nach Satz 1 oder ein daraufhin erfolgter Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatzmaßnahme\r\nnicht zur Erfüllung der Zahlungsverpflichtung bis zur angedrohten Unterbrechung\r\nführen, bleibt das Recht des Fernwärmeversorgungsunternehmen aus Absatz 2\r\nunberührt ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen zur angedrohten Einstellung der\r\nVersorgung berechtigt.\r\n41 / 44\r\nBegründung\r\n§ 33 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E ist vor dem Hintergrund der Rechtsprechung zur Bildung\r\nvon sog. Mieternotgemeinschaften zur Vermeidung einer Einstellung der Versorgung wegen\r\nZahlungsrückständen des Vermieters (Fernwärmekunden) sowie insbesondere auch\r\naus datenschutzrechtlichen Gründen grundsätzlich zu begrüßen. Sie wirft aber in der vorgesehenen\r\nFassung noch einige praktische Umsetzungsschwierigkeiten auf. Insbesondere\r\nfragt sich, wann der Mieter über den Zahlungsrückstand des Kunden und die mögliche\r\nEinstellung der Versorgung zu informieren ist, um diesem einen Schuldbeitritt oder eine\r\nsonstige Ersatzmaßnahme zu ermöglichen. Satz 1 spricht hier von „rechtzeitig“, einem unbestimmten\r\nRechtsbegriff. Ebenso unbestimmt ist, bis wann der Mieter sein Interesse zu\r\neinem Schuldbeitritt oder einer sonstigen Ersatzmaßnahme erklären muss, um hiernach\r\nüber die konkrete Höhe des Zahlungsrückstandes informiert werden zu können. Unbestimmt\r\nist schließlich, bis wann ein erfolgter Schuldbeitritt oder eine sonstige Ersatzmaßnahme\r\nzur Erfüllung der Zahlungsverpflichtung führen müsse oder nicht, damit der Fernwärmeversorger\r\ntatsächlich von seinem Recht zur Einstellung der Versorgung Gebrauch\r\nmachen kann bzw. darf.\r\nDa Abs. 3 Zahlungsrückstände von Vermietern betrifft, wäre der Fernwärmeversorger\r\nnach Abs. 2 Satz 1 berechtigt, die Versorgung zwei Wochen nach Androhung einzustellen.\r\nDaher fragt sich, ob die betroffenen Mieter bereits vor der Androhung der Unterbrechung\r\nzu informieren sind, um deren möglichen Schuldbeitritt zu erklären oder abzulehnen oder\r\nob die Information zeitgleich mit der Androhung der Unterbrechung gegenüber dem Vermieter\r\nzu erfolgen hat. Dann blieben maximal zwei Wochen zur Klärung eines Schuldbeitritts\r\nder Mieter. Dieser Zeitraum sollte aber ausreichend sein, um diese Frage zu klären.\r\nDaher sollte (3) entsprechend dem o.g. Regelungsvorschlag formuliert werden.\r\nZur Anlage (zu § 24 Abs. 2 Satz 4) AVBFernwärmeV-E („Muster einer Preisänderungsklausel\r\nzum Arbeitspreis nach § 24 Absatz 2 Satz 4 AVBFernwärmeV“)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nK0: Basis-Mischpreis [vereinbart im Sinne der tatsächlichen für die Erzeugung der bereitgestellten\r\nWärme entstandenen Endenergiezufuhrkosten des Fernwärmeversorgungsunternehmens\r\nmit der zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses gültigen Preisänderungsklausel,\r\nwelche zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses gilt, ist zu ergänzen].\r\nBegründung\r\nDie aktuelle Regelung „Basis-Mischpreis ... zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses“ hat zur\r\nKonsequenz, dass jeder Kunde einen unterschiedlichen K0 hat.\r\n42 / 44\r\nDie Vielzahl an unterschiedlicher Basis-Mischpreise würde weder zur Vergleichbarkeit\r\nbzw. der Transparenz von Fernwärmepreisen beitragen, noch wäre eine Abwicklung und\r\nVeröffentlichung durch den Fernwärmeversorger zu leisten.\r\nAußerdem ist bei der Definition von Mneu nicht auf den im Abrechnungszeitraum, sondern\r\nauf den Referenzzeitraum abzustellen: Die Bezugnahme in der Formel bei Mneu auf den\r\nAbrechnungszeitraum bedeutet, dass den Kunden der im Abrechnungszeitraum gültige\r\nPreis erst zum Ende des Abrechnungszeitraums bekannt gegeben werden könnte. Dies ist\r\nnicht im Sinne des Verbraucherschutzes, wenn der Kunde seinen gültigen Preis erst nach\r\nEnde des Abrechnungszeitraums erhält. Auch Neukunden kann zum Zeitpunkt des Lieferbeginns\r\nkein Preis genannt werden. Abrechnungszeitraum ist durch Referenzzeitraum für\r\ndie Preisbildung im Abrechnungszeitraum zu ersetzen.\r\nRegelungsvorschlag:\r\nAPneu = AP0 * (0,5 FK * Kneu / K0 + 0,5 FM * Mneu / M0)\r\nMit\r\nFK = Gewichtungsfaktor vom Kostenelement mit einem Wert zwischen 0 und 1\r\nFM = Gewichtungsfaktor vom Marktelement mit einem Wert 1 - FK\r\nIn dieser Formel bedeuten:\r\nAPneu: Ab dem Zeitpunkt der Preisanpassung gültiger Arbeitspreis in Cent/Kilowattstunde\r\n[neu, berechnet].\r\nAP0: Ausgangsarbeitspreis [vereinbart, ist zu ergänzen].\r\nKneu: Kostenelement im Sinne der tatsächlichen für die Erzeugung der bereitgestellten\r\nWärme entstandenen Endenergiezufuhrkosten des Fernwärmeversorgungsunternehmens\r\nin dem für die Preisermittlung maßgeblichen Abrechnungszeitraum (zum Beispiel\r\nKosten für Brennstoffe, Strom, Abwärme, vorgelagerte Fernwärme oder andere zugelassene\r\nEnergieformen oder für Emissionszertifikate). Maßgeblich ist der Mischpreis in\r\nCent/Kilowattstunde inklusive aller Steuern und Abgaben, aber ohne jeweils geltende\r\nUmsatzsteuer, der sich aufgrund der bezogenen Menge und Leistung ergibt. Für die Ermittlung\r\ndes Faktors Kneu ist das arithmetische Mittel der Mischpreise maßgeblich, die sich\r\njeweils aufgrund der vom Fernwärmeversorgungsunternehmen bezogenen Menge und\r\nLeistung im relevanten Abrechnungszeitraum Referenzzeitraum zur Preisbildung ergeben.\r\n43 / 44\r\nMneu: Marktelement: Wärmepreisindex (Fernwärme, einschließlich Umlage), veröffentlicht\r\nvom Statistischen Bundesamt in der GENESIS-Online Datenbank (https://www-genesis.\r\ndestatis.de/genesis/online): Verbraucherpreisindex: Deutschland, Monate,\r\n(2020=100), Klassifikation des Verwendungszweckes des Individualkonsums, Sonderpositionen\r\n(CC13B1), Tabelle 61111-0006, Code CC13-77.\r\nDiese Werte sind auch zu finden unter: https://www.destatis.de/DE/Themen/Wirtschaft/\r\nPreise/Verbraucherpreisindex/Tabellen/Waermepreisindex.html.\r\nFür die Ermittlung des Faktors Mneu ist das arithmetische Mittel der vom Statistischen Bundesamt\r\nveröffentlichten Monatswerte des Wärmepreisindex im relevanten Abrechnungszeitraum\r\nReferenzzeitraum zur Preisbildung maßgeblich.\r\nBegründung\r\nIn dem in der Anlage aufgeführten Muster einer Preisänderungsklausel zum Arbeitspreis\r\nnach § 24 Abs. 2 Satz 4 AVBFernwärmeV-E wird das Verhältnis zwischen Kosten- und\r\nMarktelement mit 50:50 angesetzt. Diese Gewichtung steht im Widerspruch zu § 24 Abs.\r\n1 und 2 AVBFernwärmeV-E, welche keine Aussagen über eine Gewichtung von Kostenund\r\nMarktelement treffen. Darüber hinaus geht eine Gewichtung über den aktuellen\r\nStand der Rechtsprechung hinaus: Der BGH sieht zwar die Gleichrangigkeit zwischen Kosten-\r\nund Marktelement als vereinbar mit der angemessenen Berücksichtigung von beiden\r\nElementen, lässt Abstufungen im Rahmen der Angemessenheit aber zu. Daher sollte im\r\nMuster kein konkretes Verhältnis genannt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Wie können § 556c BGB und WLV novelliert werden? BMJ-Gutachten gibt Hinweise auf eine geeignete Vorgehensweise ................................................................................... 4\r\n3. Vorschlag zur WLV-Weiterentwicklung: Übertragung der miet-rechtlichen Beschlüsse im GEG-Verfahren auf § 556c BGB und WLV ...................................................................... 5\r\n4. Überführungsrechnung und Betriebskostenabrechnung ............................................... 7\r\nAnlage: Hintergrund-Info .................................................................................................... 8\r\n1. Ausgangssituation: § 556c und Wärmelieferverordnung als „das“ zentrale Hemmnis für den Ausbau von Wärmenetzen\r\nUm die deutschen Klimaschutzziele zu erreichen, die im Bundes-Klimaschutzgesetz fest-gelegt sind, ist ein signifikanter Ausbau der Wärmenetze erforderlich. Die Langfristszena-rien des BMWK zeigen einen Ausbaubedarf in Höhe von mittelfristig mindestens 100.000 neu an Wärmenetze anzuschließende Gebäude pro Jahr. Wird diese Ausbaugeschwindig-keit der Fernwärme nicht erreicht, führt dies sowohl zu einer Klimaschutz-Zielverfehlung als auch zu hohen anfallenden Kosten für den Bundeshaushalt aus dem EU-Effort-Sha-ring1. Sämtliche Hürden, die einem umfassenden Ausbau von Wärmenetzen entgegenste-hen bzw. diesen hemmen, müssen daher abgebaut werden. Dies trifft auf den § 556c und die Wärmelieferverordnung (WLV) – bzw. dem durch sie geregelten Kostenneutralitäts-gebot – zu, welche in aktueller Ausgestaltung das zentrale Hemmnis für den Ausbau von Wärmenetzen im vermieteten Gebäudebestand darstellt.\r\n1 Beim EU-Effort-Sharing sind verbindliche nationale Ziele für Gebäude und Verkehr vertraglich geregelt. Bei einer Zielver-fehlung muss die Bundesrepublik Deutschland anderen EU-Ländern Ausgleichszahlungen leisten. Neben den klimapoliti-schen Beiträgen hat der Ausbau von Wärmenetzen einen beträchtlichen volks- und finanzwirtschaftlichen Nutzen: Erreicht Deutschland seine Klimaziele im Gebäudesektor (und Verkehr) nicht, müssen im Rahmen der Lastenteilung nach EU-Klima-schutzverordnung, (EU) 2018/842, Ausgleichszahlungen an andere europäische Staaten geleistet werden, die den Bundes-haushalt belasten. Nach dem Quellprinzip werden die Emissionen aus der Fernwärmerzeugung der Energiewirtschaft zuge-ordnet, auch wenn die Wärme in den angeschlossenen Gebäuden verbraucht wird. Bei einem Neuanschluss an die Fern-wärme verlagert sich die Emissionslast des Gebäudes – vormals bilanziert im Gebäudesektor - also in die Energiewirtschaft.\r\nDie im Gebäudesektor bilanzierten Emissionen reduzierten sich auf null und entlasten den Bundeshaushalt vor ansonsten fällig werdenden „Strafzahlungen“ durch die Lastenteilung. Jeder Euro, der in den Wärmenetzausbau investiert wird, ist somit eine volkswirtschaftlich optimierte Investition, die auf den Klimaschutz einzahlt, die Importabhängigkeit von fossilen Brennstoffen aus dem Ausland reduziert und zudem den Bundeshaushalt schont.\r\n3 / 9\r\nDeshalb wird in der Abschlusserklärung des Fernwärme-Gipfels vom 12.06.2023 richtiger-weise festgestellt: „§ 556c BGB und die WLV spielen eine wichtige Rolle bei dem Ziel, den Wärmenetzausbau im Mietwohnungsbestand zu erleichtern und Mieter:innen bezahl-bares, klimaneutrales Heizen zu ermöglichen sowie auch die zunehmende Wärmeliefe-rung aus erneuerbaren Energien und Abwärme zu befördern. Sie werden in der aktuellen Form jedoch als ein Hemmnis für den Anschluss bestehender Gebäude an Wärmenetze wahrgenommen. Wir treten daher an das federführende Bundesministerium der Justiz heran, um gemeinsam zu prüfen, wie wir diese Regelungen zukunftsgerichtet unter Be-rücksichtigung wirtschaftlicher Rahmenbedingungen so ausgestalten können, dass so-wohl der Fernwärmeausbau vorangebracht als auch der Mieterschutz gewahrt wird.“\r\nDie zuvor benannte „Wahrnehmung“ wird durch folgende Abbildung, welche die jährliche Entwicklung der Anschlussraten an die Fernwärme in Bestandsgebäuden zwischen 2009 und 2021 darstellt, bestätigt.\r\nQuellen: BDEW-Heizkostenvergleich und DeStatis, eigene Darstellung\r\nAnalysierte Daten aus dem BDEW-Heizkostenvergleich sowie dem Wohnungs- und Ge-bäudebestand (Quelle: DeStatis) zeigen bis 2012 eine positive Entwicklung von Fern-wärme-Anschlussraten in Bestandsgebäuden. Seit dem Inkrafttreten der WLV ist diese Entwicklung allerdings stark rückläufig bzw. die Anschlussraten haben nach 2013 einen massiven Einbruch erfahren. Die Entwicklung der Anschlussraten stagniert seither auf ei-nem niedrigen Niveau.\r\nDiese Entwicklung steht im deutlichen Widerspruch zur politischen Zielsetzung von jähr-lich mindestens 100.000 Neuanschlüssen an die Fernwärme.\r\n0\r\n0\r\n10.000\r\n10.000\r\n20.000\r\n20.000\r\n30.000\r\n30.000\r\n40.000\r\n40.000\r\n50.000\r\n50.000\r\n60.000\r\n60.000\r\n70.000\r\n70.000\r\n80.000\r\n80.000\r\n2009\r\n2009\r\n2010\r\n2010\r\n2011\r\n2011\r\n2012\r\n2012\r\n2013\r\n2013\r\n2014\r\n2014\r\n2015\r\n2015\r\n2016\r\n2016\r\n2017\r\n2017\r\n2018\r\n2018\r\n2019\r\n2019\r\n2020\r\n2020\r\n2021\r\n2021\r\nWohneinheiten\r\nWohneinheiten\r\n4 / 9\r\n2. Wie können § 556c BGB und WLV novelliert werden? BMJ-Gutach-ten gibt Hinweise auf eine geeignete Vorgehensweise\r\nDass der skizzierte Zusammenhang zwischen dem § 556c BGB und WLV und dem stagnie-renden Ausbau der Fernwärme in Bestandsgebäuden mehr ist als eine zufällige Korrela-tion, wird im Abschlussbericht zur Evaluierung der Wärmelieferverordnung der Prognos AG und der Klima- und Energieagentur Baden-Württemberg, welche im Auftrag des Bun-desministeriums für Justiz (BMJ) im Jahr 2021 veröffentlicht worden ist2, deutlich. Die Gut-achter schlussfolgern auf Seite 104 zu den Investitionsspielräumen im Rahmen der Wär-melieferverordnung:\r\n„In Verbindung mit dem Gebot der Kostenneutralität stehen die damit verbundenen (bzw. fehlenden) Investitionsspielräume in besonderer Kritik. Der – auch im Rahmen die-ser Untersuchung – häufig geäußerte Vorwurf, dass sich mit Vorgabe der Kostenneutra-lität in der überwiegenden Zahl der Fälle keine Altanlage durch eine zukunftsorientierte Neuanlage ersetzen ließe, ist der Sache nach absolut zutreffend.“\r\nDer Einbruch der Anschlussraten in Bestandsgebäuden (siehe auch Abbildung auf S. 3) wurde damit im BMJ-Gutachten festgestellt und eindeutig adressiert. Das BMJ ist daher aufgerufen, der Schlussfolgerung aus seinem selbst im Auftrag gegebenen Gutachten zu Folgen. Wie dies erfolgen kann, wird im Gutachten ebenfalls anhand von drei Folge-schritte erläutert: Die Gutachter heben zunächst hervor, dass die Wärmelieferverordnung ihrem Wesen nach keine Regelung sei, die Investitionsspielräume festlegt, einengt oder ausweiten soll, sondern eine grundsätzliche Regelung zur Kostenverteilung zwischen Vermietenden und Mietenden. Daher sollte…\r\n1) Erstens eine Entscheidung getroffen werden, welche energetische Qualität grundsätzlich für den zukunftsgerichteten Betrieb eines Gebäudes erforderlich ist,\r\n2) zweitens geklärt werden, wie grundsätzlich eine faire Kostenverteilung zwischen Vermietenden und Mietenden (unter Einbeziehung der Mieterhöhungsspiel-räume, künftige CO2-Preise sowie etwaiger staatlicher Zuschüsse) aussieht und\r\n3) erst im dritten Schritt dafür gesorgt werden, dass die gleichen Grundsätze der Kostenverteilung auch im Falle der gewerblichen Wärmelieferung angewendet werden (und nur letzteres sei Gegenstand der WLV).\r\nGleichzeitig wird hervorgehoben, dass die Beurteilung, was genau „fair“ sei, nicht im Rah-men eines wissenschaftlichen Projektes geklärt werden könne, sondern nur im Rahmen einer gesellschaftlichen Übereinkunft (konkret: einer demokratisch legitimierten Be-schlussfassung).\r\n2 https://www.bmj.de/SharedDocs/Downloads/DE/Fachpublikationen/Evaluierung_WaermelieferVO.pdf?__blob=publica-tionFile&v=4\r\n5 / 9\r\nDie energetischen Anforderungen an neu eingebaute Heizungen wurden nunmehr mit der Novelle des Gebäudeenergiegesetzes (§ 71 GEG) in 2023 definiert (1. Umsetzungsschritt). Zugleich wurde die Kostenverteilung zwischen Vermieter und Mieter durch die Einführung einer neuen Modernisierungsumlage geregelt (2. Umsetzungsschritt). Unberücksichtigt bleiben bislang jedoch die Besonderheiten der gewerblichen Wärmelieferung (3. Umset-zungsschritt).\r\n3. Vorschlag zur WLV-Weiterentwicklung: Übertragung der miet-rechtlichen Beschlüsse im GEG-Verfahren auf § 556c BGB und WLV\r\nDamit die WLV den Umstieg auf eine gewerbliche Wärmelieferung nicht verhindert, son-dern ermöglicht, sollte der Kostenvergleich nicht auf Basis des IST-Zustandes des Gebäu-des erfolgen, weil das Gebäude auch bei fortgeführter Eigenversorgung im Hinblick auf den Klimaschutz energetisch modernisiert werden muss. Der Kostenvergleich sollte viel-mehr zukunftsorientiert ausgerichtet werden, wobei die genaue Ausgestaltung Gegen-stand von weiterführenden Diskussionen in der kommenden Legislaturperiode sein sollte.\r\nDiese Notwendigkeit ergibt sich u. a. auch dadurch, dass ein Heizungstausch mit konven-tioneller Heiztechniken durch das novellierte Gebäudeenergiegesetz und der Umsetzung der sog. „65-Prozent-Erneuerbare-Energien“-Anforderung in bestehenden Gebäuden ab spätestens Mitte 2028 nicht mehr möglich ist. Daher kann der Kostenvergleich mit dem bisherigen Heizsystem nicht mehr sinnvoll herangezogen werden.\r\nIn Anlehnung an die o. g., empfohlenen Umsetzungsschritte wird daher eine kurzfristige Novellierung des § 556c BGB und WLV vorgeschlagen, der eine zukunftsgerichtete und ökologische Anpassung unter Berücksichtigung des Mieter-Schutzes gewährleistet. Der Ansatz überträgt die mietrechtlichen BGB-Regelungen (§§ 555b und 559 BGB), welche im Gebäudeenergiegesetz (GEG)-Verfahren umgesetzt wurden, auf die Logik des § 556c BGB. Dadurch werden Mieter bei einem Umstieg auf eine gewerbliche Wärmelieferung ge-genüber einer Investition des Vermieters bspw. in eine Wärmepumpe oder einen Bio-massekessel im Gebäude wirtschaftlich vergleichbar gestellt (siehe hierzu auf die Hin-tergrund-Info auf S. 8).\r\nIm Rahmen der parlamentarischen Beschlussfassung zur 2. Novellierung des Gebäu-deenergiegesetzes (siehe Formulierungshilfe des BMWK für einen Änderungsantrag der Fraktionen von SPD, Bündnis 90/Die Grünen und FDP vom 30.06.2023) wurden neue Re-gelungen für die Kostenverteilung in einem bestehenden Mietsverhältnis für den Einbau einer Heizungsanlage bei Erfüllung des § 71 GEG beschlossen:\r\n6 / 9\r\n Durch die Einfügung der neuen Nummer 1a nach § 555b Nummer 1 wird ein neuer Modernisierungstatbestand für Investitionen in Heizungsanlagen, welche die An-forderungen des § 71 Gebäudeenergiegesetz erfüllen (Klimaschutz-Bezug bzw. Be-zug zur energetischen Qualität), geschaffen.\r\no Der Vermieter kann nach Einbau sowie der Inanspruchnahme von Zuschüssen aus öffentlichen Haushalten (Drittmittel) die jährliche Miete nach Maßgabe des § 559 um 10 Prozent der für die Wohnung aufgewendeten Kosten abzüglich der in Anspruch genommenen Drittmittel erhöhen (neuer § 559e (1) BGB).\r\no Hierbei gilt für die monatliche Kaltmietenerhöhung (§ 559e (3a) BGB) eine Grenze von 0,5 Euro je Quadratmeter Wohnfläche und Monat (Mieterschutz-Bezug bzw. Bezug für eine faire Kostenverteilung zwischen Vermietenden und Mietenden).\r\nGleichstellung der Mieter bei Wärmelieferung\r\nAls kurzfristig umzusetzende Lösung für eine weiterentwickelte WLV wird daher vorge-schlagen, einen pauschalen Betrag, welcher der Mieterhöhung nach § 559e (1) BGB bis zur Kappungsgrenze von 0,50 Euro pro Quadratmeter Wohnfläche und Monat entspricht, im Kostenvergleich nach § 556c BGB zu berücksichtigen. Bei dem Umstieg auf eine ge-werbliche Wärmelieferung hätte der Mieter dann Kosten in Höhe der Betriebskosten (des letzten Jahres) zzgl. eines Betrags von 0,5 Euro/Quadratmeter Wohnfläche und Mo-nat zu tragen.\r\nUmgesetzt werden könnte dieser Vorschlag z. B. durch einen neuen Absatz 1a im § 556c BGB\r\nBürgerliches Gesetzbuch (BGB) § 556c Kosten der Wärmelieferung als Betriebskos-ten, Verordnungsermächtigung (1) Hat der Mieter die Betriebskosten für Wärme oder Warmwasser zu tragen und stellt der Vermieter die Versorgung von der Eigenversorgung auf die eigenständig gewerbliche Lieferung durch einen Wärmelieferanten (Wärmelieferung) um, so hat der Mieter die Kosten der Wärmelieferung als Be-triebskosten zu tragen, wenn 1. die Wärme mit verbesserter Effizienz entweder aus einer vom Wärmelieferanten errichteten neuen Anlage oder aus einem Wärmenetz geliefert wird und 2. die Kosten der Wärmelieferung die Betriebskosten für die bisherige Eigenversorgung mit Wärme oder Warmwasser nicht übersteigen. Beträgt der Jahresnutzungsgrad der bestehenden Anlage vor der Umstellung mindestens 80 Pro-zent, kann sich der Wärmelieferant anstelle der Maßnahmen nach Nummer 1 auf die Verbesserung der Betriebsführung der Anlage beschränken.\r\n(1a) Erfüllt die eigenständig gewerbliche Lieferung durch einen Wärmelieferanten (Wärmelieferung) im Fall des Absatz 1 die Anforderungen des § 71 Gebäudeenergiegesetz, so hat der Mieter die Kosten der Wärmelieferung als Betriebskosten zu tragen, wenn die Kosten der Wärmelieferung die Betriebskosten für die bisherige Eigenversorgung mit Wärme oder Warmwasser monatlich nicht mehr als 0,5 Euro pro qm Wohnfläche übersteigen. Eine Kaltmietenerhöhung für Heizungs-modernisierungen nach § 559 oder § 559e BGB ist für den Zeitraum von 6 Jahren nicht mehr an-wendbar.\r\n7 / 9\r\n(2) Der Vermieter hat die Umstellung spätestens drei Monate zuvor in Textform anzukündigen (Um-stellungsankündigung). (3) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundes-rates Vorschriften für Wärmelieferverträge, die bei einer Umstellung nach Absatz 1 geschlossen wer-den, sowie für die Anforderungen nach den Absätzen 1, 1a und 2 zu erlassen. Hierbei sind die Be-lange von Vermietern, Mietern und Wärmelieferanten angemessen zu berücksichtigen. (4) Eine zum Nachteil des Mieters abweichende Vereinbarung ist unwirksam.\r\nStatt der Erhöhung der Kaltmiete können bei der Wärmelieferung die umlegbaren Be-triebskosten um maximal 0,50 Euro pro Quadratmeter Wohnfläche und Monat erhöht werden. Für den Mietenden ergibt sich hierdurch eine Äquivalenz zwischen den in §§ 555b und 559 BGB und der vorgeschlagenen Regelung zur Wärmelieferung: Für den Mietenden macht es keinen Unterschied, ob diese Zusatzkosten über die Kaltmiete oder über die Betriebskosten erfolgen. Bei einer Heizungsmodernisierung fortgeführter Ei-genversorgung durch den Vermieter werden die angefallenen Investitionskosten über die Kaltmiete umgelegt. Bei einer Wärmelieferung trägt der Wärmelieferant in der Regel die Investitionskosten. Deshalb erfolgt keine Erhöhung der Kaltmiete, sondern eine Erhöhung der Betriebskosten. Im vorliegenden Regelungsvorschlag darf der Vermieter bei Umstel-lung eine gewerbliche Wärmelieferung keine weitere Erhöhung der Kaltmiete aufgrund von Heizungsinvestitionen vornehmen.3 \r\n4. Überführungsrechnung und Betriebskostenabrechnung\r\nMit den Angebotspreisen des Wärmeversorgers und der Verbräuche der letzten 3 Jahre sowie der letzten Betriebskostenabrechnung (Brennstoffkosten, Mieter-getragenen CO2-Kosten und Wartungskosten) erfolgt der\r\nKostenvergleich = Kosten der Wärmelieferung - (letzte Betriebskosten + 50 Cent/m² und Monat)\r\n1.) Ein positiver Differenzbeitrag im Kostenvergleich wird durch den Gebäudeei-gentümer getragen und jedes Jahr von der Wärmelieferrechnung vor der Heiz-kostenverteilung abgezogen. Der Restbetrag wird im Rahmen der Heizkosten-verteilung auf die Mieter weiterverrechnet.\r\n3 Der Vermieter muss also zwischen einer Kaltmietenerhöhung nach § 559 oder § 559e BGB – die nach aktueller Rechtslage für eine Hausübergabestation möglich wäre – oder einer Betriebskos-tenerhöhung i. H. v. 0,5 Euro/qm Wohnfläche und Monat wählen. Damit soll verhindert werden, dass bspw. die Hausübergabestation über eine Kaltmietenerhöhung und die laufenden Energiekos-ten über eine Betriebskostenerhöhung umgelegt werden könnten und somit der Mieter Zusatzkos-ten tragen müsste, die die 0,5 Euro/qm Wohnfläche und Monat übersteigen. Auch wenn eine Kalt-mietenerhöhung nach § 559 oder § 559e BGB für den Einbau einer Hausübergabestation rechtlich möglich ist, ist davon auszugehen, dass sie aus praktischen Erwägungen kaum durchgeführt wird (bei Investitionskosten unterhalb von 10.000 Euro im MFH lohnt der Aufwand einer Kaltmietener-höhung kaum).\r\n8 / 9\r\n2.) Bei einem negativen Restbetrag im Kostenvergleich tragen die Mieter die Kos-ten der Wärmelieferung.\r\nAnlage: Hintergrund-Info\r\nBeispielhafte Darstellung und Vergleich der durch den Mietenden zu tragenden Kosten in Folge einer Modernisierung durch den Umstieg auf eine Wärmepumpe bzw. auf ge-werbliche Wärmelieferung durch Anschluss an ein Wärmenetz\r\nIm Folgenden werden zwei Beispiele skizziert, in denen der Vermieter die neuen Anforde-rungen des § 71 GEG erfüllt. Einerseits wird der bestehende Öl-Kessel gegen eine Wärme-pumpe ausgetauscht; andererseits wechselt der Vermieter von Eigenversorgung durch den Anschluss an ein Wärmenetz auf die gewerbliche Wärmelieferung. Der Vergleich zeigt, dass die durch den Mietenden zu tragenden Kosten vergleichbar sind.\r\nAusgangssituation: Bestehender Öl-Kessel\r\n Kostenbelastung der Mieter im letzten Jahr:\r\no Betriebskosten = Öl-Brennstoffkosten (letztes Jahr) + anteilig BEHG-Kosten + Öl-Kessel-Wartung + Schornsteinfeger\r\n(aktuell in der Bandbreite von ca. 6 bis 12 Ct/kWh)\r\nVermieter wechselt Öl-Kessel gegen Wärmepumpe aus (§ 71c GEG)\r\n Kostenbelastung der Mieter im ersten Jahr\r\no Betriebskosten = Stromkosten für Wärmepumpe + Wartung der Wärme-pumpe\r\n(aktuell in der Bandbreite von ca. 12 bis 14 Ct/kWh)\r\no Zusätzliche Kaltmietenerhöhung = (Investitionskosten Wärmepumpe – För-derung Wärmepumpe) * 10 % / 12; mit max. 0,50 Euro/m² Wohnfläche und Monat\r\nVermieter wechselt von Öl-Kessel auf gewerbliche Wärmelieferung (z. B. § 71b GEG (An-schluss an ein Wärmenetz))\r\n Kostenbelastung der Mieter im ersten Jahr nach vorgeschlagener Regelung\r\no Betriebskosten = Öl-Brennstoffkosten (letztes Jahr) + anteilig BEHG-Kosten + Öl-Kessel-Wartung + Schornsteinfeger\r\n(aktuell in der Bandbreite von ca. 6 bis 12 Ct/kWh (s.o.))\r\no Zusätzliche Betriebskosten: 0,50 Euro/m² Wohnfläche und Monat"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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V.\r\nZIA Zentraler Immobilien Ausschuss e.V.\r\nPlädoyer der Verbände GdW, Haus & Grund, VKU und ZIA an die nächste Bundesregierung\r\nDie Verbände GdW, Haus & Grund, VKU und ZIA stehen geschlossen hinter den Zielen der Energie- und Wärmewende. Die Umstellung des Energiesystems auf erneuerbare Energien ist essenziell, um die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern und Deutschland in die Klimaneutralität zu führen. Besonders die Wärmewende spielt dabei eine Schlüsselrolle, da die Wärmeversorgung mit einem Anteil von deutlich über der Hälfte des Endenergieverbrauchs einen entscheidenden Hebel zur Dekarbonisierung darstellt.\r\nBeim Fernwärmegipfel am 12. Juni 2023 wurden ambitionierte Ziele formuliert: Mittelfristig sollen jährlich mindestens 100.000 Gebäude neu an Wärmenetze angeschlossen werden, so dass bis 2045 über drei Millionen Gebäude von klimafreundlicher Fernwärme profitieren. Es besteht dringender Handlungsbedarf – noch immer werden die Hälfte der Bestandsgebäude mit Gas und ein Viertel weiterhin mit Öl beheizt. Ein “Weiter so” kann es deshalb nicht geben. Ohne einen konsequenten Energieträgerwechsel – insbesondere durch den massiven Ausbau von Wärmepumpen und Wärmenetzen – sind die Klimaziele und die Abkehr von fossilen Brennstoffen im Gebäudesektor nicht zu erreichen. Es braucht jetzt Investitionen in die Energieinfrastruktur in einem bislang beispiellosen Umfang.\r\nDie Verbände plädieren daher an die nächste Bundesregierung entschieden nachzusteuern:\r\nDie Einnahmen aus dem für 2027 geplanten europäischen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS 2) sollen zielgerichtet für die Bezahlbarkeit und damit die Akzeptanz für die Energiewende bei der Bevölkerung verwendet werden.\r\nUm auf möglichst direkte und unbürokratische Weise mehr Akzeptanz und Dynamik für die Energiewende zu schaffen sowie die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands zu stärken, sollten die Stromsteuer auf das europäisch geforderte Mindestmaß und die Netzentgelte deutlich für alle Verbraucher gesenkt werden.\r\nUm privates Kapital für eine bezahlbare Energiewende zu mobilisieren, müssen neue Finanzierungswege erschlossen, etwa über einen Energiewende-Fonds, und ein konsistenter und praxistauglicher regulatorischer Finanzierungsrahmen geschaffen werden.\r\nEs ist eine Synchronisierung der Regelwerke EPBD und Taxonomie hinsichtlich der Effizienzvorgaben bei der energetischen Gebäudesanierung notwendig, so dass die „Sustainable Finance“-Regulierung fortan einheitlich den „Worst first“-Ansatz als Ziel beinhaltet und Investitionen in energetische Sanierung belohnt. Die Anzahl und Komplexität der „Do no significant harm“-Kriterien sollte merklich reduziert werden.\r\n2\r\nUm eine bezahlbare Wärmewende für Unternehmen, Gebäudeeigentümer und Mieter zu erreichen, benötigen sowohl der Aus- und Umbau der Wärmenetze als auch die objektbasierte Umstellung auf grüne Wärme sowie die energetische Sanierung eine angemessene und verlässliche Unterstützung in erheblicher Höhe – 3,4 Mrd. EUR p.a. für die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) und 18 Mrd. EUR p.a. für die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG).\r\nUm das Ausbaupotential von Fernwärme im Mietwohnungsbestand zu erschließen und damit für möglichst viele Mieterinnen und Mieter eine sozialverträgliche klimafreundliche Wärmeversorgung anzubieten, müssen die Regelungen im Mietrecht (Kostenneutralität nach § 556c BGB) und die Wärmelieferverordnung mit den Zielen des Gebäudeenergiegesetzes und der kommunalen Wärmeplanung praxisgerecht synchronisiert werden. Zeitnah sollte u.a. analysiert werden, ob die Regelung der GEG-Novelle 2023 für den Heizungstausch in Eigenversorgung (Modernisierungsumlage II) sinngemäß auf die gewerbliche Wärmelieferung übertragen werden könnte und ob auf das Kostenneutralitätsgebot verzichtet werden könnte, wenn der Anschluss an ein Wärmenetz in einem Gebiet erfolgt, in dem durch die Wärmeplanung die Versorgung über ein Wärmenetz als geeignet ausgewiesen wurde.\r\nUm Sorgen vor einem möglichen Preismissbrauch in einzelnen Wärmenetzen auszuräumen und gleichzeitig die Planungssicherheit für Investitionen in die Dekarbonisierung zu steigern, sollte die bestehende kartellrechtliche Preiskontrolle im Sinne einer gestärkten Preisaufsicht besser koordiniert und ausgebaut werden. Sollte die Preistransparenzplattform der Fernwärmeverbände auf absehbare Zeit nicht den ganz überwiegenden Teil des deutschen Fernwärmeabsatzes abdecken, ist zu prüfen, ob die Teilnahme daran verpflichtend ausgestaltet wird.\r\nMit den Zielen, eine sichere Refinanzierung von langfristigen Investitionen in Contractingprojekte und in die Dekarbonisierung der Wärmenetze zu ermöglichen und zugleich einen angemessenen Verbraucherschutz zu wahren, sollte die AVBFernwärmeV mit Augenmaß novelliert werden. Dabei ist die Weitergabe von Dekarbonisierungskosten auf eine einfache, faire und transparente Weise zu ermöglichen. Es ist ein praktikables Leistungsanpassungsrecht für Immobilieneigentümer vorzusehen, wenn die benötigte Wärmeleistung nachweislich und dauerhaft unterhalb der vereinbarten Leistung liegt. Zugleich ist dem legitimen Ansinnen der Wärmeversorger nach einer verlässlichen Refinanzierung ihrer Investitionen ausreichend Rechnung zu tragen. Daher gilt das Leistungsanpassungsrecht erst nach der Erst-Vertragslaufzeit. Die Veröffentlichungspflichten sind auf das Wesentliche zu fokussieren.\r\nDie Investitionen in dezentrale Energieerzeugungsanlagen und sog. Quartierskonzepte benötigen im Nachgang des EuGH-Urteils zur „Kundenanlage“ (§ 3 Nr. 24a und ggf. Nr. 24b EnWG) schnell Klarheit für Bestands- und zukünftige Projekte."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Wärmenetzsysteme und Kraft-Wärme-Kopplung stärken\r\n• Wärmelieferverordnung reformieren und als\r\nKlimaschutzinstrument im Mietsektor stärken\r\n• Investitionssicherheit und Verbraucherinteressen\r\nverknüpfen\r\n• Bewährte Förderinstrumente absichern\r\nDie Wärmeversorgung macht einen Anteil von 54% am\r\nEndenergieverbrauch in Deutschland aus und stellt damit einen\r\nsignifikanten Hebel zur Dekarbonisierung und Erreichung der\r\nKlimaziele dar. Die Wärmeversorgung der Zukunft wird dabei im\r\nWesentlichen auf Basis von Strom (Wärmepumpe), Fernwärme und\r\ngrünen Gasen basieren. Wärmenetze haben mit ihrer\r\n„Transportfunktion“ den großen Vorteil, klimafreundliche Wärme\r\ndort aufzunehmen, wo sie erzeugt wird und kosteneffizient an die\r\nVerbraucher zu verteilen. Im dichtbesiedelten Gebieten stellt die\r\nleitungsgebundene Wärmeversorgung zudem oftmals die einzige\r\nMöglichkeit dar, um eine große Anzahl an Haushalten, gewerblichen\r\nKunden und die Industrie simultan mit klimafreundlicher Wärme zu\r\nversorgen.\r\nVerlässliche Förderstruktur absichern\r\nDer VKU begrüßt, dass die Bundesregeirung die Bedeutung der\r\nleitungsgebundenen Wärme erkannt und im Rahmen der\r\nAbschlusserklärung des Fernwärmegipfels am 12 Juni 2023 klare\r\nZiele für Deutschland formuliert hat. Das Ziel von 100.000\r\nNeuanschlüssen an Wärmenetze pro Jahr stellt ein Wachstum von\r\ndrei Millionen Neuanschlüssen bis 2045 und einen Zuwachs um den\r\n1 Studie: Perspektive der Fernwärme (Update 2024)\r\nFaktor drei dar. Die benannten Zielsetzungen erfordern bis 2045 rund\r\n118 Milliarden Euro Investitionen.1 Für einen derart langfristigen und\r\nkapitalintensiven Transformationsprozess bedaf es verlässlicher\r\nRahmenbedingungen und attraktiven Investitionsanreizen, insb. für\r\ndie Einbindung von erneuerbarer Wärme und unvermeidbarer\r\nAbwärme sowie dem Netzaus- und umbau. In diesem\r\nZusammenhang nehmen die Bundesförderung für effiziente\r\nWärmenetze (BEW) als haushaltsbasiertes und das Kraft-Wärme-\r\nKopplungs-Gesetz (KWKG) als umlagefinanziertes Förderinstrument\r\nzentrale Rollen ein. Jedoch sind beide Förderinsturmente, die BEW\r\nbis 2028 und das KWKG bis 2026, befristet sowie die BEW weder\r\ngesetzlich abgesichert noch ausreichend finanziert. Der VKU fordert\r\ndaher eine Weiterentwicklung in der finanziellen und inhaltlichen\r\nAusgestaltung:\r\n1. Die BEW sollte mit ausreichenden Mitteln in Höhe von\r\njährlich 3,5 Mrd. Euro ausgestattet und bis mindestens\r\n2035 verlängert werden. Zur Sicherung einer\r\nauskömmlichen und kontinuierlichen Förderung sollte die\r\nFörderrichtlinie in ein Bundesfördergesetz „Effiziente\r\nWärmenetze“ überführt oder in das Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) integriert werden.\r\n2. Die Fördertatbestände aus dem Kraft-Wärme-\r\nKopplungsgesetz sollten bis 2035 verlängert werden.\r\nKraft-Wärme-Kopplung als zentrale Säule der\r\nWärmewende weiterentwicklen\r\nDarüber hinaus nimmt das KWKG eine besondere Rolle ein, da KWKAnlagen\r\ndie klimaneutrale Wärme in der Fernwärme besichern und\r\nperspektivisch vermehrt mit erneuerbaren Brennstoffen wie z.B.\r\nWasserstoff betrieben werden. Aufgrund ihrer hocheffizienten\r\nNutzung von Brennstoffen, insb. im Vergleich zu ungekoppelter\r\nWärmewende\r\nPolitische Instrumente für einen finanzierbaren\r\nund sozialgerechten Klimaschutz im Wärmemarkt\r\n2\r\nStrom- und Wärmeerzeugung, von bis zu 90 Prozent\r\nUmwandlungseffizienz, stellen KWK-Anlagen einen hohen Nutzen für\r\ndas Stromsystem dar. Darüber hinaus gilt es Fernwärmentzsysteme\r\nals ein optimierendes Element im Energiesystem zu berücksichtigen:\r\nPower-to-Heat (PtH)-Anlagen können bei Engpässen Strom aus dem\r\nNetz beziehen, wodurch die Abregelung von erneuerbarer\r\nStromerzeugung vermieden werden kann. Der ökonomische\r\nMehrwert geht mit positiven Klimaeffekten einher, weil\r\n„überschüssige“ erneuerbare Energien durch die Umwandlung in\r\nWärme erfolgreich integriert werden. Um diesen systemischen\r\nMehrwert der KWK-Anlagen auch zukünftig zu nutzen, bedarf es\r\ndaher, neben der genannten Verlängerung bis 2035, einer\r\nWeiterentwicklung des KWKG, um vor allem klimaneutrale\r\nBrennstoffe in Zukunft besser einzubinden.\r\nOrdnungsrahmen planungssicher ausgestalten\r\nDie Wärmewende bedarf klarer Planungssicherheit und sowie einem\r\ntechnologieoffenen und bürokratiearmen Ordnungsrahmen.\r\nInsbesondere die Umsetzung europäischer Vorgaben wie der EUGebäuderichtlinie\r\n(EPBD) erfordert die Novellierung des\r\nGebäudeenergiegesetzes. Hier gilt es vor allem Bürokratie und\r\nbestehende Hemmnisse, wie zu hohe Anforderungen an Versorger,\r\nabzubauen. Ein zentrales Merkmal des Wärmemarktes ist, dass es\r\nkeine „One-Size-Fits-All“-Lösungen geben kann. Bedingungen,\r\npotenzielle Wärmequellen und Verbrauchsstrukturen sind regional\r\nenorm unterschiedlich. Hier ist die kommunale Wärmeplanung das\r\nzentrale Instrument, welches von Kommunen in enger\r\nZusammenarbeit mit den kommunalen Versorgern genutzt wird.\r\nDamit die vorhandenen und entstehenden Wärmepläne erfolgreich\r\nungesetzt werden können, bedarf es vor allem Planungs- und\r\nFinanzierungssicherheit. Dementsprechend sollten bestehende\r\nGesetze nicht abgeschafft, sondern vor allem sinnvoll angepasst\r\nwerden. Darüber hinaus sollten die planungs- und\r\ninvestitionssicheren Bedingungen für notwendige Technologien wie\r\nbspw. der Geothermie geschaffen werden.\r\nHemmnisse im Mietmarktsegment abbauen\r\nDeutschland ist Mieterland Nr. 1 in der EU: Über 50 Prozent der\r\nBevölkerung wohnen zur Miete. Fernwärmeversorger beliefern\r\n(neben Industrie- und Gewerbekunden) typischerweise\r\nMehrfamilienhäuser im Mietmarktsegment mit Wärme. Im Vergleich\r\nzum Neubau stagnieren jedoch die Zahlen der Fernwärmeanschlüsse\r\nbei Bestandsgebäuden in Deutschland seit Jahren. Grund hierfür ist\r\ndie Wärmelieferverordnung (WärmeLV) i.V.m. § 556c BGB. Die\r\nRegelungen sollen eigentlich dafür sorgen, dass die Umstellung auf\r\nFernwärme für den Mieter nicht teurer wird (Kostenneutralität). Das\r\nProblem ist nur, dass der Kostenvergleich die Wirklichkeit nicht\r\nzutreffend abbildet. Vermieter dürfen die Kosten einer gewerblichen\r\nWärmelieferung nur dann auf Mieter umlegen, wenn diese nicht\r\nhöher sind als die bisherigen Betriebskosten der Eigenversorgung.\r\nWeil die Kosten der Wärmelieferung allerdings sowohl aus\r\nInvestitionskosten als auch aus variablen Kosten (insb.\r\nBrennstoffkosten) bestehen, die Betriebskosten der bisherigen\r\nEigenversorgung jedoch im Wesentlichen nur die Brennstoffkosten\r\numfassen (die Investitonskosten sind der Kaltmiete zugeordnet), ist\r\ndieser Kostenvergleich nicht sachgerecht ausgestatltet. Dadurch\r\nscheitert der Wechsel zur gewerblichen Wärmelieferung oft in\r\nbestehenden Mietverhältnissen. Um gleiche Wettbewerbsbedingungen\r\nzu schaffen, sollten die Regelungen der GEG-Novelle\r\n2023 für den Heizungstausch in Eigenversorgung (siehe §§ 559 und\r\n559e BGB) auf die gewerbliche Wärmelieferung übertragen werden.\r\nAusgewogene Marktbedinungen schaffen\r\nDie Wärmewende und die vorgegebenen Ziele sehen hohe\r\nInvestitionen in die Dekarbonisieurng der Erzeugung sowie Aus- und\r\nUmbau der Wärmenetze vor. Diese Investitionen gehen aufgrund der\r\nlangjährigen Abschreibungszeiträume immer mit\r\nbetriebswirtschaftlichen Risiken einher, die von den kommunalen\r\nWärmenetzbetreibern gedeckt werden müssen. Hier muss mit der\r\nAVBFernwärme-Verordnung eine ausgewogene Reglung zwischen\r\nder notwendigen Finanzierung der Wärmewende und dem\r\nVerbraucherschutz gefunden werden, die eine Überbelastung von\r\nVerbraucher einerseits verhindert und gleichzeitig den nötigen\r\nSpielraum für die Investition in die Erfüllung gesetzlicher\r\nDekarbonisieirungsvorgaben ermöglicht.\r\nDarüber hinaus sollten bestehende kartell- und zivilrechtliche\r\nKontrollmechanismen von Fernwärmepreisen im Sinne einer\r\nPreisaufsicht gestärkt werden. Eine Abkehr von bewährten\r\nPreisbildungsmechanismen, z. B. durch Einführung einer\r\nPreisregulierung, lehnt der VKU hingegen entschieden ab.\r\nHinsichtlich eines eventuellen Schutzbedürfnisses ist festzustellen,\r\ndass die Kunden der Fernwärmeversorger überwiegend Industrieund\r\nGewerbebetriebe sowie professionelle Wohnungsunternehmen\r\nsind. Direkte Vertragsbeziehungen zwischen Mieter und Versorger\r\nsind eher die Ausnahme. Zudem steht die Fernwärme immer auch in\r\nKonkurrenz mit anderen Wärmetechnologien wie bspw. der\r\nWärmepumpe und hat somit kein Versorgungsmonopol."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008259","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Genehmigung von Geothermie und Großwärmepumpen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d3/df/398187/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210009.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf des BMWK eines Gesetzes\r\nzur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für\r\nGeothermieanlagen, Wärmepumpen sowie Wärmespeichern\r\nsowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen\r\nvom 28.06.2024\r\nBerlin, 17.07.2024\r\n2 / 20\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf des BMWK Stellung\r\nzu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nÜberall in Deutschland arbeiten kommunale Unternehmen mit Hochdruck daran,\r\ndie Wärmeversorgung auf klimaneutrale Quellen umzustellen.\r\nGeothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeicher könnten in Zukunft einen\r\ngroßen Teil der Wärmeversorgung abdecken, vor allem in Kombination mit\r\nFernwärmenetzen, die Millionen Haushalte und Gewerbe-/Industriekunden zuverlässig\r\nmit Wärme versorgen.\r\nDas Wärmeplanungsgesetz verpflichtet jedes Versorgungsunternehmen, bis zum\r\nJahr 2030 einen Anteil von 30 Prozent an klimaneutraler Wärme in seinen Wärmenetzen\r\nzu erreichen. Im Bundesschnitt soll der Anteil im Jahr 2030 50 Prozent\r\nund im Jahr 2040 80 Prozent betragen.\r\nZur Verwirklichung dieser ambitionierten Ziele werden Geothermieanlagen,\r\nGroßwärmepumpen und Großwärmespeicher in großer Zahl und mit großer Geschwindigkeit\r\nzugebaut werden müssen. Einfache, zügige und digitalisierte Genehmigungsverfahren\r\nsind dafür unabdingbar.\r\nGeothermievorhaben nutzen mit dem Grundwasser eine zentrale Ressource der\r\nöffentlichen Trinkwasserversorgung oder wirken sich auf diese unmittelbar aus.\r\nDer Schutz der Ressourcen zur Trinkwasserversorgung hat eine besondere Bedeutung.\r\nDie Beschleunigung des Ausbaus von Geothermie darf nicht dazu führen,\r\ndass die Wasserressourcen und damit die öffentliche Wasserversorgung beeinträchtigt\r\nwerden. Es muss daher sichergestellt sein, dass auch bei Vorhaben im\r\nAnwendungsbereich des GeoWG diese nicht zu Lasten der öffentlichen Wasserversorgung\r\nausfällt.\r\nWasserver- und Abwasserentsorgung sind Kernbestandteil der kommunalen Daseinsvorsorge.\r\nKommunale Unternehmen stellen die Trinkwasserver- und Abwasserentsorgung\r\nqualitativ hochwertig und zu angemessenen Entgelten für die Bürgerinnen\r\nund Bürger sicher.\r\n3 / 20\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nAnwendungsbereich: Wasserschutzgebiete sollten aus dem Anwendungsbereich\r\nausgenommen werden.\r\nDefinition von Großwärmepumpen: Großwärmepumpen sollten anhand einer\r\nLeistungsschwelle (z. B. 50 kW) definiert werden und nicht nach Anwendungsfällen.\r\nDie Definition des Referentenentwurfs stellt auf Anwendungsfälle ab, übersieht\r\naber die Direktversorgung gewerblicher Anlagen und größerer Wohngebäude\r\nund schließt diese damit zu Unrecht aus.\r\nGroßkältemaschinen: Auch Großkältemaschinen sollten vom Anwendungsbereich\r\ndes Gesetzes erfasst sein und entsprechend definiert werden. Denn das\r\nkombinierte Heizen und Kühlen hat ökologische wie auch wirtschaftliche Vorteile.\r\nÜberragendes öffentliche Interesse/öffentliche Sicherheit: Die Festlegung, dass\r\ndie Errichtung und der Betrieb von Anlagen gemäß GeoWG im überragenden öffentlichen\r\nInteresse liegen und der öffentlichen Sicherheit und Gesundheit dienen,\r\nsollte um den Passus ergänzt werden, dass der Vorrang der öffentlichen\r\nWasserversorgung davon unberührt bleibt.\r\nVorzeitiger Baubeginn: Die Regelungen zum vorzeitigen Baubeginn sollten dahingehend\r\nangepasst werden, dass in Wasserschutzgebieten und in ausgewiesenen\r\nTrinkwassereinzugsgebieten eine Zulassung des vorzeitigen Baubeginns ausgeschlossen\r\nist.\r\nNachbarrechte: Die Regelung, wonach eine abwehrfähige Beeinträchtigung eines\r\nNachbargrundstücks durch die Entnahme oder Zuführung von Wärme dann vorliegt,\r\nwenn sie eine Veränderung von über 6 Kelvin zur Untergrundtemperatur\r\nüberschreitet, sollte auf oberflächennahe Geothermie begrenzt werden.\r\nZuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte: Die erstinstanzliche Zuständigkeit\r\nder Oberverwaltungsgerichte sollte auf Großwärmespeicher erweitert werden.\r\nBehördenbeteiligung im Berechtsamsverfahren: Die geplante Regelung, wonach\r\ndie Bergbehörde davon ausgehen und unterstellen darf, dass andere im Berechtsamsverfahren\r\nbeteiligte Behörden keine Stellungnahme mehr abgeben werden,\r\nwenn sie sich nicht innerhalb eines Monats gemeldet haben, sollte nicht für Vorrang-,\r\nTrinkwassereinzugs- und festgesetzte Wasserschutzgebiete gelten. Die zu\r\nbeteiligende Wasserbehörde sollte aber verpflichtet sein, spätestens innerhalb\r\nvon sechs Monaten eine Stellungnahme abzugeben.\r\nBetriebsplanzulassung, Fristen: Der VKU begrüßt, dass die einjährige Genehmigungsfrist\r\nfür die Betriebsplanzulassung grundsätzlich für alle Vorhaben zur Gewinnung\r\nvon Erdwärme gelten soll. Die Verlängerungsmöglichkeit sollte jedoch\r\nvon 6 Monaten auf 3 Monate verkürzt werden.\r\n4 / 20\r\nBetriebsplanzulassung, Antragstellung: Die Festlegung auf eine elektronische\r\nStellung des Antrags für die Betriebsplanzulassung ist zu begrüßen, aber den zuständigen\r\nStellen müssen geeignete Ressourcen für die eventuelle Umstellung zur\r\nVerfügung gestellt werden.\r\nKommunalabgabe: In Anlehnung an § 6 EEG sollte geregelt werden, dass Betreiber\r\nvon Anlagen zur Gewinnung von Erdwärme den Gemeinden, die von der Errichtung\r\nder Anlage betroffen sind, Beträge durch einseitige Zuwendungen ohne\r\nGegenleistung anbieten dürfen.\r\nFolgen bei behördlicher Nichtäußerung: Die geplante Regelung, wonach die zuständige\r\nBehörde bei Nichtäußerung innerhalb von acht Wochen die Einhaltung\r\neiner Betriebsplanpflicht nicht mehr verlangen darf, sollte nicht für eine wasserrechtliche\r\nErlaubnis gelten.\r\nWasserrechtliches Anzeigeverfahren: Das geplante Anzeigeverfahren zur Beschleunigung\r\nder wasserrechtlichen Gestattung sollte nicht nur für Großwärmepumpen,\r\nsondern auch für Großkältemaschinen gelten.\r\nErlaubnisfreie Nutzung von Grundwasserwärme: Die Erlaubnisfreiheit der Benutzung\r\nvon Wärme aus dem Grundwasser durch eine Wärmepumpe, die einen\r\nHaushalt versorgt, sollte nur außerhalb von Vorrang-, Trinkwassereinzugs- und\r\nfestgesetzten Wasserschutzgebieten gelten. Das Einbringen von Stoffen in das\r\nGrundwasser zur Wärmeversorgung des Haushaltes über Anlagen zur Nutzung\r\noberflächennaher Geothermie sollte nicht erlaubnisfrei sein. Soweit eine Erlaubnis\r\nerforderlich ist, sollte die zuständige Behörde verpflichtet sein, spätestens innerhalb\r\nvon sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.\r\n5 / 20\r\nStellungnahme\r\nGrundsätzliche Anmerkungen\r\nDer VKU begrüßt, dass mit dem vorliegenden Referentenentwurf eine Beschleunigung des\r\nAusbaus der erneuerbaren Wärmegewinnung angestrebt wird.\r\nDie Vereinfachung und Digitalisierung von Genehmigungsverfahren sowie der Abbau regulatorischer\r\nHemmnisse sind dabei sehr wichtige Maßnahmen.\r\nNotwendig sind darüber hinaus aber auch Erleichterungen im Bereich der Bauplanung.\r\nTiefengeothermie-Projekte sollten wie andere erneuerbare Energien (Wind, PV, Biomasse,\r\nWasserenergie) im § 35 BauGB privilegiert werden, um die Verfügbarkeit von\r\nGrundstücken zu verbessern.\r\nZur Erweiterung der Flächenverfügbarkeit sollten auch Flächen im Eigentum des Bundes\r\nfür Tiefengeothermie-Anlagen genutzt werden dürfen. So könnten bestehende Wärmeinfrastrukturen\r\nbesser genutzt werden.\r\nDer Referentenentwurf ist auf Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeicher\r\nfokussiert. Zweifellos sind dies zentrale Technologien der Wärmewende. Eine Beschleunigung\r\nvon Genehmigungs- und Planaufstellungsverfahren sollte jedoch unterschiedslos für\r\nalle Technologien, Infrastrukturen und Maßnahmen, die für eine klimaneutrale Wärmeund\r\nKälteversorgung benötigt werden, angestrebt werden, insbesondere auch für Wärmenetzte,\r\nKleinwärmepumpen und die Umweltauflagen (Ausgleichsmaßnahmen).\r\nEs fällt auf, dass der Referentenentwurf nur die Wärmeversorgung, nicht jedoch die Kälteversorgung,\r\nadressiert. Auch die Kältenutzung des Grundwassers ist wichtig und sollte\r\nerleichtert werden. Gerade das kombinierte Heizen und Kühlen reduziert den thermischen\r\nEinfluss auf den Untergrund und erhöht die Wirtschaftlichkeit einer Anlage sowie\r\ndas thermische Potential des Untergrunds für die umliegenden Nutzungen.\r\nDer Referentenentwurf berührt an vielen Stellen landesrechtliche Regelungen, wie beispielsweise\r\ndie Landesbauordnungen oder Landesberggesetze. Der VKU weist darauf hin,\r\ndass auch in landesrechtlichen Verfahren Beschleunigungen angestoßen werden müssen,\r\num eine effektive Umsetzung des GeoWG zu gewährleisten. Hierbei sollte auch das Ziel\r\nverfolgt werden, eine Konzentrationswirkung der bergrechtlichen Betriebsplangenehmigung\r\nin Abstimmung mit beteiligten Behörden und unter Wahrung angemessener Fristen\r\nzu erreichen.\r\n6 / 20\r\nDer VKU begrüßt grundsätzlich, dass in § 4 GeoWG festgelegt werden soll, dass die Errichtung\r\nund der Betrieb von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und -speichern im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen.\r\nAngesichts der Bedeutung dieser Investitionen für die Wärmewende und der Hindernisse,\r\ndie es hierbei zu überwinden gilt, ist diese Festlegung gerechtfertigt und notwendig.\r\nBei der Abwägung mit wasserwirtschaftlichen Belangen ist der verfassungsrechtlich ableitbare\r\nVorrang der Wasserversorgung zu berücksichtigen. Geothermievorhaben nutzen\r\nmit dem Grundwasser eine zentrale Ressource der öffentlichen Trinkwasserversorgung\r\noder wirken sich auf diese unmittelbar aus. Die Beschleunigung des Ausbaus von Geothermie\r\ndarf nicht dazu führen, dass die Wasserressourcen und damit die öffentliche Wasserversorgung\r\nbeeinträchtigt werden.\r\nDie öffentliche Wasserversorgung ist Teil der Daseinsvorsorge und unterliegt der staatlichen\r\nSchutzpflicht. Die gesamte Ordnung des WHG ist auf den Vorrang der öffentlichen\r\nWasserversorgung vor zuwiderlaufenden Gewässernutzungen ausgerichtet. In § 6 Abs. 1\r\nNr. 4 WHG wird dies sogar ausdrücklich statuiert. Dies sollte im Referentenentwurf durch\r\neine ergänzende Regelung in § 4 explizit klargestellt werden.\r\nUm Fristen und Vorgaben im gesetzlichen Rahmen umsetzen zu können, muss sichergestellt\r\nwerden, dass die entsprechenden Behörden auf Bundes-, Landes- und Gemeindeebene\r\nmit den notwendigen finanziellen und personellen Ressourcen ausgestattet werden.\r\nDarüber hinaus braucht es bundeseinheitliche Handbücher und Leitfäden, da die\r\nmeisten Behörden mit Projekten im Bereich der regenerativen Wärmegewinnung noch\r\nnicht ausreichend Erfahrung haben. Unsicherheiten im Genehmigungsprozess und unverhältnismäßige\r\nVorgaben sind häufig. Besonders für Großwärmepumpen in typischen Anwendungsfeldern\r\nwären Leitfäden nützlich, um die Akzeptanz und Effizienz zu steigern.\r\nAuch standardisierte Beurteilungs- und Abwägungsmethoden, Arbeitshilfen und Umsetzungsalgorithmen\r\nsollten zentral bereitgestellt werden. Dadurch könnten einheitliche\r\nMethoden und Prüfmuster für Behörden und Ämter entstehen, was die Verfahrensbeschleunigung\r\nbei gleichzeitigem Schutz fachlicher Interessen fördern würde.\r\nIm Einzelnen\r\nE.3 Erfüllungsaufwand der Verwaltung\r\nLaut Referentenentwurf entsteht der Verwaltung kein zusätzlicher Erfüllungsaufwand.\r\nDiese Aussage kann der VKU nicht ohne Weiteres unterstützen.\r\nZiel des Gesetzesvorhabens ist es unter anderem, durch beschleunigte Verfahren bestehende\r\nHindernisse abzubauen und die Verfahren zu vereinfachen.\r\n7 / 20\r\nEinerseits wird sich dadurch der Verwaltungsaufwand verringern, insbesondere durch die\r\nRegelungen zur Digitalisierung.\r\nAndererseits verfolgt der Gesetzentwurf das Ziel, dass Geothermieanlagen, Wärmepumpen\r\nund -speicher schneller und in größerer Zahl errichtet und betrieben werden können.\r\nDiese Zielsetzung unterstützt der VKU, wobei hierfür noch weitere Maßnahmen erforderlich\r\nsind:\r\n Systematische Explorationskampagnen sollten gestartet werden, um geothermische\r\nPotenziale umfangreich zu erfassen.\r\n Es sind ausreichende Fördermittel für Geothermieprojekte über die BEW und /\r\nüber das KWKG bereitzustellen.\r\n Das Fündigkeitsrisiko ist für den geplanten Ausbau über geeignete Finanzinstrumente\r\nabzusichern.\r\n Es sind geeignete Flächen für Tiefengeothermie, bspw. im Rahmen der kommunalen\r\nWärmeplanung, zu identifizieren und zu sichern.\r\n Für die ambitionierten Ausbauziele ist eine gezielte Industriepolitik und\r\n-förderung für Geothermie notwendig.\r\nWenn der Ausbau der klimaneutralen Wärmegewinnung Fahrt aufnimmt, wird sich dies\r\ndurch steigende Projektzahlen bemerkbar machen und damit auch die Behörden vor personelle\r\nHerausforderungen stellen.\r\nDaher ist es wichtig, in den Behörden die digitalen, organisatorischen und personellen\r\nVoraussetzungen zu schaffen, damit der erhofften Dynamik des Geothermie- und Wärmepumen-\r\nAusbaus Rechnung getragen wird. Selbst genehmigungsfreie Benutzungstatbestände\r\nunterliegen einer Anzeigepflicht bei der Wasserbehörde sowie ggf. dem Erfordernis\r\nvon Ausnahmegenehmigungen von den Schutzgebietsverordnungen, so dass der\r\nVerwaltungsaufwand trotz der angestrebten Verfahrenserleichterungen nicht unterschätzt\r\nwerden darf. Schließlich muss mit einem zusätzlichen Mehraufwand zur Erarbeitung\r\neines transparenten Verfahrenshandbuches gerechnet werden, insbesondere zur\r\nBegründung von Erfordernissen und Notwendigkeiten zur Forderung oder Entbindung\r\nvon Betriebsplanverfahren.\r\n8 / 20\r\nArtikel 1\r\nGesetz zur Beschleunigung der Genehmigung von Geothermieanlagen,\r\nWärmepumpen sowie Wärmespeichern (GeoWG)\r\nZu Artikel 1, § 2 (Anwendungsbereich)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nWasserschutzgebiete sollten aus dem Anwendungsbereich ausgenommen werden.\r\nBegründung:\r\nUm den Schutz unserer Wasserressourcen zu gewährleisten, sind geothermische Anwendungen\r\nin den Wasserschutzzonen I und II zu verbieten. In der Schutzzone III und in ausgewiesenen\r\nTrinkwassereinzugsgebieten, insbesondere von Grundwasserfassungen, sind\r\ngeothermische Anwendungen unter Beachtung der einschlägigen Rechtsvorschriften, insbesondere\r\ndes Wasserhaushaltsgesetzes und der Trinkwassereinzugsgebieteverordnung,\r\nsowie ggf. der Wasserschutzgebietsverordnungen als auch unter Einhaltung weiterer Voraussetzungen\r\nim Einzelfall durch eine wasserrechtliche Erlaubnis genehmigungsfähig.\r\nDie notwendigen Voraussetzungen für die Genehmigungsfähigkeit von geothermischen\r\nAnlagen sind, ggf. auch in Rücksprache mit den verantwortlichen Wasserbehörden und/oder\r\nden örtlichen Wasserversorgern, im Rahmen einer wasserfachlichen Prüfung festzulegen.\r\nFalls die geplante geothermische Anlage in einem ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebiet\r\nohne Wasserschutzgebiet liegt, sollte insbesondere geprüft werden, ob\r\nSchutzbestimmungen nach Maßgabe eines Wasserschutzgebietes festzulegen sind. In Betracht\r\nkäme hier zum Beispiel die Festlegung bestimmter sicherheitstechnischer Vorkehrungen\r\nder Geothermieanlage und/oder der Ausschluss bestimmter chemischer Substanzen,\r\ndie zum Einsatz gelangen dürfen.\r\nIm Rahmen der wasserfachlichen Prüfung von geothermischen Anlagen sind insbesondere\r\neine hinreichende hydrogeologische Charakterisierung sowie eine strukturierte konservative\r\nModellierung nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik durchzuführen.\r\nZu Artikel 1, § 3 (Begriffsbestimmungen)\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\nAnstelle der in § 3 Nummer 4 vorgesehenen Großwärmepumpen-Definition (“Wärmepumpen,\r\ndie in ein Wärmenetz im Sinne des § 3 Absatz 1 Nummer 17 Wärmeplanungsgesetz\r\neinspeisen oder die der Versorgung einer Anlage nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\ndienen”) sollte eine Leistungsschwelle festgelegt werden, z. B. dahingehend,\r\ndass es sich ab einer Leistung von 50 kW um eine Großwärmepumpe handelt.\r\n9 / 20\r\nIn § 3 Nummer 4 sollten neben Großwärmepumpen Großkältemaschinen ergänzt und entsprechend\r\ndefiniert werden.\r\nBegründung:\r\nDie Erleichterungen, die das geplante Gesetz für Großwärmepumpen vorsieht, sollten für\r\nalle Anwendungsfelder von Großwärmepumpen gelten. Dies gilt insbesondere für deren\r\nEinsatz für gewerbliche Anlagen und größere Gebäude. Ein Schwellenwert wäre für eine\r\npräzise und sachgerechte Definition besser geeignet.\r\nAls Großwärmepumpen sollten alle Wärmepumpen betrachtet werden, die entweder in\r\nein Wärmenetz zur Versorgung mehrerer Gebäude einspeisen oder der direkten Versorgung\r\neines Gebäudes mit mehreren Haushalten oder der direkten Versorgung einer industriellen\r\noder gewerblichen Anlage dienen.\r\nNicht nur industrielle Anlagen (= Anlagen nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz) werden\r\naus Großwärmepumpen versorgt, sondern auch gewerbliche Anlagen sowie größere\r\nGebäude mit mehreren Haushalten. Diese Anwendungsfelder müssen von der Definition\r\numfasst sein.\r\nEine Leistungsschwelle ermöglicht eine präzise und sachgerechte Abgrenzung zwischen\r\nGroßwärmepumpen einerseits und Wärmepumpen zur Versorgung einzelner Haushalte\r\nandererseits.\r\nAuch die Kältenutzung des Grundwassers ist wichtig und sollte erleichtert werden. Gerade\r\ndas kombinierte Heizen und Kühlen reduziert den thermischen Einfluss auf den Untergrund\r\nund erhöht die Wirtschaftlichkeit einer Anlage sowie das thermische Potential des\r\nUntergrunds für die umliegenden Nutzungen.\r\nRegelungsvorschlag 2:\r\nAuch „Großwärmespeicher“ sollten gesetzlich definiert werden.\r\nBegründung:\r\nAnalog zur Unterscheidung zwischen „Großwärmepumpen“ und „Wärmepumpen“ wäre\r\neine gesetzliche Unterscheidung zwischen „Großwärmespeichern“ und „Kleinwärmespeichern“,\r\nverbunden mit einer Erweiterung des § 9 GeoWG (erstinstanzliche Zuständigkeit\r\ndes Oberverwaltungsgerichts) auf Großwärmepumpen sinnvoll.\r\n10 / 20\r\nZu Artikel 1, § 4 (Überragendes öffentliches Interesse)\r\nRegelungsvorschlag:\r\n§ 4 GeoWG (Errichtung und Betrieb von Anlagen gemäß GeoWG im überragenden öffentlichen\r\nInteresse und der öffentlichen Sicherheit und Gesundheit dienend) wird um\r\nfolgenden Satz 2 ergänzt:\r\n„Der Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung bleibt davon unberührt.“\r\nBegründung:\r\nDer VKU begrüßt grundsätzlich, dass in § 4 GeoWG festgelegt werden soll, dass die Errichtung\r\nund der Betrieb von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und -speichern im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen.\r\nÜberall in Deutschland werden entsprechende Projekte in großer Zahl und mit großer\r\nGeschwindigkeit umgesetzt werden müssen, damit die Umstellung auf eine klimaneutrale\r\nWärmeversorgung gelingt. Diese Notwendigkeit muss sich zwingend insbesondere\r\nbei den Genehmigungsverfahren auswirken.\r\nIm Wasserrecht hat die Wasserbehörde bei der Genehmigungsentscheidung einen Ermessensspielraum.\r\nNach den Erfahrungen von VKU-Mitgliedsunternehmen kann sich das Verfahren\r\nvor den Wasserbehörden langwierig gestalten und sich über mehrere Jahre hinziehen.\r\nAndererseits ist bei der Abwägung mit wasserwirtschaftlichen Belangen die herausgehobene\r\nStellung der öffentlichen Wasserversorgung zwingend zu berücksichtigen. Geothermievorhaben\r\nnutzen mit dem Grundwasser eine zentrale Ressource der Trinkwasserversorgung\r\noder wirken sich auf diese unmittelbar aus. Die Beschleunigung des Ausbaus von\r\nGeothermie darf nicht dazu führen, dass die Wasserressourcen und damit die öffentliche\r\nWasserversorgung beeinträchtigt werden. Es muss sichergestellt sein, dass auch bei Vorhaben\r\nim Anwendungsbereich des GeoWG diese nicht zu Lasten der öffentlichen Wasserversorgung\r\nausfällt.\r\nIm Rahmen von Schutzgüterabwägungen sind die wasserwirtschaftlichen Belange daher\r\nebenfalls als vorrangiger Belang zu berücksichtigen. Die öffentliche Wasserversorgung\r\nist Teil der Daseinsvorsorge und unterliegt der staatlichen Schutzpflicht. Dies sollte im\r\nReferentenentwurf klargestellt werden.\r\nUm dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau von Geothermieanlagen, Wärmepumpen\r\nund Wärmespeichern Rechnung zu tragen, bedarf es noch weiterer Maßnahmen:\r\n Systematische Explorationskampagnen sollten gestartet werden, um geothermische\r\nPotenziale umfangreich zu erfassen.\r\n11 / 20\r\n Es sind ausreichende Fördermittel für Geothermieprojekte über die BEW und\r\nüber das KWKG bereitzustellen.\r\n Das Fündigkeitsrisiko ist für den geplanten Ausbau über geeignete Finanzinstrumente\r\nabzusichern.\r\n Es sind geeignete Flächen für Tiefengeothermie, bspw. im Rahmen der kommunalen\r\nWärmeplanung, zu identifizieren und zu sichern.\r\n Für die ambitionierten Ausbauziele ist eine gezielte Industriepolitik und -förderung\r\nfür Geothermie notwendig.\r\nZu Artikel 1, § 5 (Vorzeitiger Beginn)\r\nDie Regelungen zum vorzeitigen Baubeginn sind grundsätzlich zu begrüßen. Es ist jedoch\r\ndarauf zu achten, dass bei beschleunigten oder gar erlaubnisfreien Verfahren diese nicht\r\nzu Lasten des Grundwasserschutzes und damit der öffentlichen Wasserversorgung gehen.\r\nDaher dürfen diese nur nach sorgfältiger Prüfung und Abwägung genehmigt werden. Eine\r\nZulassung des vorzeitigen Baubeginns muss daher in Wasserschutzgebieten, Vorranggebieten\r\nund Trinkwassereinzugsgebieten ausgeschlossen sein.\r\nZu Artikel 1, § 6 (Maßgabe für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes)\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\nIn Satz 2 sollte konkretisiert werden, wann eine seismische Exploration abweichend vom\r\nRegelfall zu einer mutwilligen Beunruhigung wildlebender Tiere führt, oder die Wörter „in\r\nder Regel“ sollten gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nDie geplante Regelung, dass eine seismische Exploration „in der Regel“ nicht zu einer mutwilligen\r\nBeunruhigung wildlebender Tiere im Sinne des § 39 Absatz 1 Nummer 1 des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nführt, wirft die Frage auf, unter welchen Voraussetzungen diese\r\nRegelvermutung nicht zutrifft. Daher sollte die Vorschrift entweder konkretisiert oder die\r\nEinschränkung „in der Regel“ gestrichen werden.\r\nZu Artikel 1, § 7 (Ansprüche bei Nutzungsbeeinträchtigungen)\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\n§ 7 Nummer 1, wonach eine abwehrfähige Beeinträchtigung eines Nachbargrundstücks\r\ndurch die Entnahme oder Zuführung von Wärme dann vorliegt, wenn sie eine Veränderung\r\nvon über 6 Kelvin zur Untergrundtemperatur überschreitet, sollte wie folgt gefasst\r\nwerden:\r\n12 / 20\r\n“1. die Untergrundtemperatur bei oberflächennaher Geothermie um mehr als sechs Kelvin\r\nverändert und”\r\nBegründung:\r\nDie geplante Regelung lässt sich schwer auf die Tiefengeothermie anwenden, da hier eine\r\ngrößere Temperaturspreizung als 6 K angestrebt wird.\r\nRegelungsvorschlag 2:\r\nEs bedarf einer Definition von “Untergrundtemperatur”.\r\nBegründung:\r\nIm Rahmen einer Definition von “Untergrundtemperatur” ist zu klären, auf welche Tiefe\r\nsich die relative Änderung der Untergrundtemperatur von 6 Kelvin bezieht. Es bedarf der\r\nKonkretisierung, dass hier entsprechend der Empfehlung der LAWA (LAWA 2019: 19) auf\r\ndas oberflächennahe Grundwasserstockwerk bzw. auf Bodenmikroorganismen in den\r\noberen 10 Metern insb. bei Erdwärmesonden, und damit nur auf oberflächennahe\r\nGeothermie, abgezielt wird.\r\nZu Artikel 1, § 9 (Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie in § 9 GeoWG vorgesehene erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte\r\nsollte auf Großwärmespeicher erweitert werden.\r\nBegründung:\r\nDie vom VKU vorgeschlagene Erweiterung ist notwendig, weil Großwärmespeicher ein\r\nzentraler Baustein bei der Herstellung einer klimaneutralen Wärmeversorgung sind und\r\ndaher ebenfalls von der Verfahrensbeschleunigung, die mit der erstinstanzlichen OVGZuständigkeit\r\neinhergeht, profitieren sollten.\r\nArtikel 2\r\nÄnderung des Bundesberggesetzes\r\nZu Artikel 2, Nr. 1 (§ 15 BBergG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie geplante Regelung, wonach die Bergbehörde davon ausgehen und unterstellen darf,\r\ndass andere im Berechtsamsverfahren beteiligte Behörden keine Stellungnahme mehr abgeben\r\nwerden, wenn sie sich nicht innerhalb eines Monats mit einer Stellungnahme bei\r\n13 / 20\r\nder Bergbehörde gemeldet haben, sollte nicht für Vorrang-, Trinkwassereinzugs- und festgesetzte\r\nWasserschutzgebiete gelten.\r\nIn Vorrang-, Trinkwassereinzugs- und festgesetzten Wasserschutzgebieten sollte die zuständige\r\nBehörde eine Genehmigung nur im Einvernehmen mit der zu beteiligenden Wasserbehörde\r\nerteilen. Die zu beteiligende Wasserbehörde sollte aber verpflichtet sein, spätestens\r\ninnerhalb von sechs Monaten eine Stellungnahme abzugeben.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass weitergehende Vorschriften zur Nutzungseinschränkungen\r\ndes Wasserhaushaltsgesetzes, der Landeswassergesetze und der auf Grund dieser\r\nGesetze erlassenen Rechtsverordnungen unberührt bleiben.\r\n§ 15 BBergG sollte um folgenden Absatz 3 ergänzt werden:\r\n(3) Absatz 2 gilt nicht für Vorrang-, Trinkwassereinzugs- und festgesetzte Wasserschutzgebiete.\r\nIn diesen Gebieten hat die zuständige Behörde eine Genehmigung nur im Einvernehmen\r\nmit der zu beteiligenden Wasserbehörde zu erteilen. Weitergehende Vorschriften\r\nzur Nutzungseinschränkungen des Wasserhaushaltsgesetzes, der Landeswassergesetze\r\nund der auf Grund dieser Gesetze erlassenen Rechtsverordnungen bleiben unberührt.\r\nBegründung:\r\nDie Verkürzung der Genehmigungsfristen bzw. Fiktion einer Genehmigungsfreiheit bei\r\nNichtreaktion der Behörde nach dem vorgesehenen neuen § 11a Abs. 8 WHG, sowie die\r\ngrundsätzliche Genehmigungsfreiheit nach dem vorgesehenen geänderten § 46b WHG\r\nhebeln den notwendigen und gesetzlich vorgeschriebenen vorsorgenden Schutz der Gewässer\r\naus. Die erforderlichen Abwägungen mit wasserwirtschaftlichen Belangen werden\r\nnicht ausreichend oder überhaupt nicht in Rechnung getragen. Daher bleibt zumindest\r\naufgrund des Risikos von Bohrlochtätigkeiten für die Grundwasserleiter ein gewisses Maß\r\nan behördlicher Kontrolle durch die zuständige Fachbehörde für wassersensible Gebiete\r\nbestehen. Dies müsste dem Grunde nach auch im Interesse des Vorhabenträgers liegen,\r\nder bei potenziellen Umweltschäden in der Haftung steht.\r\nDamit dennoch eine Verfahrensbeschleunigung erreicht wird, sollte die zu beteiligende\r\nWasserbehörde verpflichtet sein, spätestens innerhalb von sechs Monaten eine Stellungnahme\r\nabzugeben.\r\n14 / 20\r\nZu Artikel 2, Nr. 4 (§ 57e BBergG)\r\nDer VKU begrüßt die in § 57e Absatz 2 vorgesehene Festlegung auf eine elektronische\r\nAntragsstellung bei der Genehmigungsbehörde und weist darauf hin, dass den zuständigen\r\nStellen geeignete Ressourcen für die eventuelle Umstellung zur Verfügung gestellt\r\nwerden müssen.\r\nDer neu formulierte § 57e Absatz 3 legt der einheitlichen Stelle auf, ein Verfahrenshandbuch\r\nbereitzustellen. Dies gilt nach unserer Einschätzung in dieser Formulierung nur für\r\ndie Bundesebene. Wir regen aus Gründen der Verfahrensbeschleunigung an, diese Vorschrift\r\nauch auf die Länderebene zu übertragen.\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\nDie Frist für die Zulassung von Betriebsplänen sollte nicht um sechs Monate, sondern\r\nmaximal um drei Monate verlängert werden dürfen. Die Verlängerung sollte nur bei unvorhersehbaren\r\nAusnahmen möglich sein.\r\nBegründung:\r\n§ 57e Absatz 6 Satz 1 Nummer 1, der die einjährige Genehmigungsfrist des § 57e Absatz\r\n5 a.F. grundsätzlich auf alle Vorhaben zur Gewinnung von Erdwärme ausweitet, ist zu begrüßen.\r\nEine einmalige Verlängerung der Frist um 6 Monate ist jedoch zu lang. Bis zur\r\nBohrung sind mehrere genehmigte Hauptbetriebspläne notwendig: für die Erkundung\r\nüber eine 3D-Seismik, die Errichtung des Bohrplatzes und der Bohrungen und für die kommerzielle\r\nWärmegewinnung. Schlimmstenfalls wird jeweils die einmalige Verlängerung in\r\nAnspruch genommen, sodass sich das Projekt um 1,5 Jahre verzögert und die Gesamtgenehmigungsdauer\r\nbei 4,5 Jahren liegt. Daher sollte die Frist auf 3 Monate und nur auf\r\nunvorhersehbare Ausnahmen begrenzt sein.\r\nRegelungsvorschlag 2:\r\nDie auf drei Monate verkürzte Genehmigungsfrist gemäß des geplanten § 57e Absatz 6\r\nSatz 1 Nummer 2 sollte für alle Anlagen (nicht nur Wärmepumpen) mit einer Kapazität\r\nvon unter 50 MW gelten.\r\nBegründung:\r\nDie Geltungsbeschränkung der verkürzten Frist auf Wärmepumpen widerspricht der\r\nTechnologieoffenheit.\r\nRegelungsvorschlag 3:\r\n§ 57e Absatz 7, der die Anforderungen an die Veröffentlichung der Behördenentscheidungen\r\nregelt, sollte dahingehend ergänzt werden, dass Verfahrensbeteiligte durch die zuständige\r\nBehörde auf ihre Entscheidung aufmerksam zu machen sind.\r\n15 / 20\r\nBegründung:\r\nEntscheidungen zu genehmigen und auch im Sinne des Gesetzes automatisch genehmigten\r\nVorhaben müssen alle Verfahrensbeteiligten unmittelbar zur Kenntnis gebracht werden.\r\nNur so können in betroffenen Gebieten der öffentlichen Wasserversorgung die zuständigen\r\nWasserversorger rechtzeitig mit den Vorhabenträgern in Kontakt treten, um\r\nnotwendige organisatorische, technische und fachliche Maßnahmen abzustimmen, bspw.\r\nin Fällen von Havarien.\r\nRegelungsvorschlag 4:\r\nIn Anlehnung an § 6 EEG sollte in einem zusätzlichen § 57e Absatz 8 geregelt werden, dass\r\nBetreiber von Anlagen zur Gewinnung von Erdwärme den Gemeinden, die von der Errichtung\r\nder Anlage betroffen sind, Beträge durch einseitige Zuwendungen ohne Gegenleistung\r\nanbieten dürfen. Die Höhe der Beträge, die pro Kilowattstunde angeboten werden\r\ndürfen, sollte gesetzlich festgelegt werden.\r\nBegründung:\r\nHäufig werden die Standortkommunen aufgrund einer fehlenden Infrastruktur nicht direkt\r\nvon der ausgekoppelten Wärme der Anlage profitieren können. Eine kommunale Beteiligung\r\n– wie im EEG für Wind und PV – könnte die Akzeptanz bei solchen Konstellationen\r\nverbessern. Dafür wird eine bundesweit einheitliche Regelung benötigt.\r\nZu Artikel 2, Nr. 1 (§ 127 BBergG)\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\nDie geplante Regelung in § 127 Absatz 1 Satz 6 BBergG, wonach die zuständige Behörde\r\nbei Nichtäußerung innerhalb von acht Wochen die Einhaltung einer Betriebsplanpflicht\r\nnicht mehr verlangen darf, sollte nicht für eine wasserrechtliche Erlaubnis nach Maßgabe\r\nder zuständigen Behörde gelten und wie folgt ergänzt werden:\r\n(2) Im Fall der Anzeige einer Bohrung bis zu einer Tiefe von 400 Metern zur Aufsuchung\r\noder Gewinnung von Erdwärme hat die zuständige Behörde die Unterlagen innerhalb von\r\nzwei Wochen zu prüfen. Eine Anzeige nach Absatz 1 Nummer 1 darf frühestens zwei Jahre\r\nvor Beginn der Bohrung erfolgen. Falls die zuständige Behörde die Einhaltung der Betriebsplanpflicht\r\nnach Satz 1 Nummer 2 für erforderlich erklärt, soll sie dies dem Antragsteller\r\ninnerhalb von vier Wochen mitteilen. Äußert sich die zuständige Behörde nicht innerhalb\r\nvon acht Wochen, ist ihr verwehrt, nach Absatz 1 Nummer 2 die Einhaltung einer Betriebsplanpflicht\r\nfür erforderlich zu erklären. Satz 6 gilt nicht für eine wasserrechtliche Erlaubnis\r\nnach Maßgabe der zuständigen Behörde. Soweit ein zentrales Bohranzeigeportal durch\r\ndie zuständige Behörde eingerichtet ist, kann die Anzeige nach Absatz 1 Nummer 1 an das\r\nPortal erfolgen.\r\n16 / 20\r\nBegründung:\r\nAufgrund der neuen Fristigkeiten kann nicht mehr sichergestellt sein, dass Bergbehörden\r\ndie Anträge fachlich angemessen prüfen können. Durch den neuen Satz 6 wäre zudem\r\njeglicher Eingriff der Behörde im Rahmen der Genehmigung nachträglich verwehrt. Zumindest\r\nfür den Grundwasserschutz muss es hier ein gewisses Maß an behördlicher Kontrolle\r\ndurch die zuständige Fachbehörde geben.\r\nRegelungsvorschlag 2:\r\nIm Zusammenhang mit den geplanten Änderungen sollte allen Behörden, die noch kein\r\nzentrales Bohranzeigeportal haben, die Einführung eines Portals bis zu einem zu definierenden\r\nStichtag auferlegt werden.\r\nBegründung:\r\nIn dem neu einzufügenden Satz 6 wird klargestellt, dass eine Anzeige nach Absatz 1 Nummer\r\n1 an das Portal erfolgen kann, „soweit ein zentrales Bohranzeigeportal durch die zuständige\r\nBehörde eingerichtet ist“. Wir regen aus Gründen der Verfahrensbeschleunigung\r\nan, diesen Passus zu nutzen, um allen Behörden, die noch kein zentrales Bohranzeigeportal\r\nhaben, die Einführung eines Portals bis zu einem zu definierenden Stichtag aufzuerlegen.\r\nArtikel 3\r\nÄnderung des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nZu Artikel 3, Nr. 1 (§ 11a WHG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDas geplante Anzeigeverfahren zur Beschleunigung der wasserrechtlichen Gestattung\r\nsollte nicht nur für Großwärmepumpen, sondern auch für Großkältemaschinen gelten.\r\nBegründung:\r\nNeben dem Heizen mit Grundwasser/Erdwärme sollte auch das Kühlen mit Grundwasser/\r\nErdwärme erleichtert werden. Gerade das kombinierte Heizen und Kühlen regeniert\r\nden thermischen Einfluss auf den Untergrund und erhöht das wirtschaftliche Potential der\r\nAnlage sowie das thermische Potential des Untergrunds für die umliegenden Nutzungen.\r\n17 / 20\r\nZu Artikel 3, Nr. 2 (§ 46 WHG)\r\nRegelungsvorschlag 1:\r\nDie Erlaubnisfreiheit der Benutzung von Wärme aus dem Grundwasser durch eine Wärmepumpe,\r\ndie einen Haushalt versorgt, sollte nur außerhalb von Vorrang-, Trinkwassereinzugs-\r\nund festgesetzten Wasserschutzgebieten gelten.\r\nDas Einbringen von Stoffen in das Grundwasser zur Wärmeversorgung des Haushaltes\r\nüber Anlagen zur Nutzung oberflächennaher Geothermie sollte nicht erlaubnisfrei sein.\r\nSoweit eine Erlaubnis erforderlich ist, sollte die zuständige Behörde verpflichtet sein, spätestens\r\ninnerhalb von sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.\r\n§ 46 Absatz 1 WHG sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n(1) Keiner Erlaubnis oder Bewilligung bedarf das Entnehmen, Zutagefördern, Zutageleiten\r\noder Ableiten von Grundwasser\r\n1. für den Haushalt, für den landwirtschaftlichen Hofbetrieb, für das Tränken von Vieh außerhalb\r\ndes Hofbetriebs oder in geringen Mengen zu einem vorübergehenden Zweck,\r\n2. für Zwecke der gewöhnlichen Bodenentwässerung landwirtschaftlich, forstwirtschaftlich\r\noder gärtnerisch genutzter Grundstücke,\r\n3. für die Wärmeversorgung eines Haushaltes über den Entzug von Wärme aus dem Wasser\r\naußerhalb von Vorranggebieten, Trinkwassereinzugsgebieten und festgesetzten Wasserschutzgebieten,\r\nsoweit keine signifikanten nachteiligen Auswirkungen auf den Wasserhaushalt zu besorgen\r\nsind. […]\r\nBegründung:\r\nDie Entnahme von Grundwasser mittels Wärmepumpen zur Wärmeversorgung im Haushalt\r\nsollte erlaubnispflichtig bleiben. Nur so kann ein gesamtheitlicher Überblick über\r\nTemperaturveränderungen im Grundwasser gewährleistet werden.\r\nDamit dennoch eine Verfahrensbeschleunigung erreicht wird, sollte die zuständige Behörde\r\nin den Fällen, in denen eine Erlaubnis erforderlich ist, verpflichtet sein, spätestens\r\ninnerhalb von sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.\r\nDas Einbringen von Stoffen in das Grundwasser zur Wärmeversorgung sollte ebenfalls erlaubnispflichtig\r\nbleiben, unabhängig von der Verlegetiefe.\r\n18 / 20\r\nEine Gefährdung des Grundwassers infolge eines Eintrags von grundwassergefährdenden\r\nStoffen ist nicht von der Tiefe des anstehenden Grundwassers unterhalb der Erdoberfläche\r\nabhängig. Eine Reduzierung der Genehmigungsanforderungen, die möglicherweise zu\r\nLasten anderer Schutzgüter erfolgt, kann nicht unterstützt werden.\r\nAus Sicht des vorsorgenden Trinkwasserschutzes ist eine generelle Erlaubnisfreiheit für\r\ndie beschriebenen Anlagen abzulehnen. Es muss sichergestellt werden, dass eine wasserrechtliche\r\nErlaubnis oder Bewilligung für Vorhaben nach dem GeoWG nur erteilt wird,\r\nwenn vorrangige wasserwirtschaftliche Belange dadurch nicht beeinträchtigt werden.\r\nDies schon deshalb, weil auch die Verkürzung der Genehmigungsfristen bzw. der Fiktion\r\neiner Genehmigungsfreiheit bei Nichtreaktion der Behörde nach dem vorgesehenen\r\nneuen § 11a Abs. 8 WHG, sowie die grundsätzliche Genehmigungsfreiheit nach dem vorgesehenen\r\ngeänderten § 46b WHG zusätzlich die Gefahr erhöhen, dass erforderlichen Abwägungen\r\nmit wasserwirtschaftlichen Belangen nicht ausreichend oder überhaupt nicht\r\nRechnung getragen werden. Auch die vorgesehene Einschränkung in dem neuen Absatz 3\r\n„soweit keine signifikanten nachteiligen Auswirkungen auf den Wasserhaushalt zu besorgen\r\nsind“ eröffnet keinen Schutzcharakter, da die Frage der Nachweiserbringung und Prüfung\r\nim Vollzug nicht geklärt ist.\r\nDie hier in Rede stehenden „kleineren haushaltsnahen Grundwasserwärmepumpen“, die\r\nin die „erlaubnisfreien Benutzungstatbestände des Grundwassers“ aufgenommen werden\r\nsollen, bedienen sich direkt dem Entnahmeaquifer, aus dem Grundwasser für die\r\nTrinkwasserversorgung gefördert wird. Somit stellen auch sie ein Gefährdungspotential\r\nfür die Ressource Grundwasser dar, das bei einer „Erlaubnisfreiheit“ u. U. nicht mehr erfasst\r\nwird.\r\nAuch die explizite Erlaubnisfreiheit des neuen Absatz 3, dessen Verhältnis zu dem Einschub\r\nin Absatz 1 Nummer 1 unklar ist, bedeutet in Gebieten mit hohem Grundwasserstand\r\nbereits eine Erschließung des Grundwasserleiters mit ggf. Durchteufung einer\r\nschützenden Hemmschicht.\r\nDas Gefährdungspotential (Leckagen, Havarien, …) für das Grundwasser erhöht sich mit\r\nsteigender Zahl der Erdwärmeanlagen. Insofern ist die Einschränkung „Haushalt“ unbestimmt\r\nund kann in einem Gebiet zu einem summarischen Effekt mit einer entsprechenden\r\nErhöhung des Gefahrenpotenzials führen.\r\nRegelungsvorschlag 2:\r\nNeben der Benutzung von Wärme sollte auch die Benutzung von Kälte aus dem Grundwasser\r\nin die Konstellationen der erlaubnisfreien Benutzungen des Grundwassers aufgenommen\r\nwerden.\r\n19 / 20\r\nBegründung:\r\nEine kombinierte Heiz- und Kühlnutzung des Grundwassers ist einer einseitigen Nutzung\r\naus Effizienzgründen und aufgrund der Regenerationswirkung des thermischen Impakts\r\nzu bevorzugen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008259","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Genehmigung von Geothermie und Großwärmepumpen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/34/fa/503517/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010031.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Konsequenter Übergang zum One-Stop-Shop Prinzip\r\n• Planungs- und Genehmigungsverfahren für erneuerbare\r\nWärmeerzeuger beschleunigen\r\n• Zügige Genhmigungsverfahren für Windparks durch die\r\nAusweisung von Beschleunigungsgebieten\r\n• Konstruktive Kooperation mit den Unternehmen und\r\nInstitutionen des Bundes\r\n• Vereinfachungen der Landesbauordnungen und\r\nFörderverfahren in Bezug auf Ladeinfrastruktur\r\nDer Abbau von Bürokratie und die Beschleunigung von\r\nGenehmigungsverfahren zählen nach Ansicht des VKU zu den\r\nwichtigsten Voraussetzungen für eine schnelle und erfolgreiche\r\nEnergie- und Wärmewende. Die Umsetzung von Projekten in den\r\nBereichen Wärme, Erneuerbare Energien, Zubau von\r\nErzeugungsleistung, Netzausbau und Ladeinfrastruktur könnten\r\nerheblich beschleunigt werden. Zielgerichtete Maßnahmen können\r\ndarüber hinaus die Kosten der Energieversorgung erheblich senken\r\nund gebundenes Personal auf Seiten der Energiewirtschaft und der\r\nVerwaltung entlasten.\r\nÜbergreifende Maßnahmen\r\nFür alle Bereiche der Energieversorgung und den Aufbau von\r\nLadeinfrastruktur ist ein konsequenter Übergang zum One-Stop-\r\nShop-Prinzip notwendig, um Personalaufwand, Zeit und Kosten zu\r\nsparen. Die Meldung von statischen und dynamischen Daten an\r\nverschiedene Akteure, Institutionen, Datenbanken und Register und\r\nzudem in individuellen Datenformaten ist ineffizient und bindet\r\nunnötig Ressourcen. Die Vereinheitlichung von Datenformaten, die\r\nBündelung der Datenbanken und Registern sowie eine sinnvolle\r\nAdministration der Zugriffsrechte für die Datenverwender werden\r\nKosten einsparen.\r\nInsbesondere im Hinblick auf die Datenerhebung durch die BNetzA\r\nund Statistikbehörden bestehen trotz der Bemühungen der BNetzA\r\ndie Erhebung im Rahmen der Datenabfrage für den\r\nMonitoringbericht zu verschlanken noch deutliche\r\nOptimierungspotenziale. Zum Teil sind nach wie vor\r\nMehrfachmeldungen bei Landesstatistikbehörden und der BNetzA\r\nerforderlich. Außerdem erzeugen die unterschiedlichen Vorgaben\r\nder BNetzA im Hinblick auf die elektronische Kommunikation\r\nvermeidbaren, zusätzlichen Aufwand. Fast jedes\r\nÜbertragungsverfahren ist von eigenen Zugangswegen, eigenem\r\ninternem Aufbau, unterschiedlichen Anforderungen an\r\nVerschlüsselung und Autorisierung gekennzeichnet. Die Verwaltung\r\nder Zugangsdaten ist komplex, zumal teilweise nur persönliche\r\nZugangsdaten akzeptiert werden, was bei Nichtverfügbarkeit der\r\nPersonen problematisch ist.\r\nIm Bereich Wärmeerzeugung\r\nIn Ergänzung zu einer passgerechten Förderung müssen Planungsund\r\nGenehmigungsverfahren für erneuerbare Wärmeerzeuger\r\ndeutlich beschleunigt werden. Im politischen Raum wurden\r\ngenehmigungsrechtliche Hemmnisse bislang insbesondere mit Fokus\r\nauf die Windenergie an Land diskutiert. BEW-Wärmeerzeuger sind in\r\nder Regel ebenfalls planungsintensive Projekte, die mit\r\n(zeit-)aufwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren (u. a.\r\nnach dem Immissionsschutz-, Wasser-, Berg- oder Naturschutzrecht)\r\nverbunden sind. Gleichwohl besteht in vielen Behörden der Bedarf,\r\nWissen im Hinblick auf den Umgang und die Bewertung von\r\nGroßprojekten, aufzubauen. Ansonsten drohen langwierige\r\nGenehmigungsverfahren, welche im Widerspruch zu den\r\nBürokratieabbau in der Energiewirtschaft\r\nAnregungen für das 100-Tage Programm nach\r\nder Bundestagswahl 2025\r\n2\r\nambitionierten Klimaschutz- bzw. den ambitionierten\r\nEmissionsminderungszielen in der Fernwärme stehen.\r\nUm den Personaleinsatz in den Genehmigungsbehörden möglichst\r\neffizient zu gestalten und die Genehmigungsverfahren zu\r\nbeschleunigen, hat der VKU vergangenes Jahr in seiner\r\nStellungnahme zum vierten Bürokratieentlastungsgesetz eine Reihe\r\nkonkreter Vorschläge unterbreitet, zu denen unter anderem die\r\npriorisierte Etablierung von „Fast-Track“ Verfahren für BEW-Projekte\r\nzählt.\r\nIm Bereich der Erneuerbaren Energien\r\nUnternehmen, die neue Windparks errichten oder bestehende\r\nWindparks repowern wollen, brauchen zügige\r\nGenehmigungsverfahren. Das sieht auch der europäische\r\nGesetzgeber so. Die novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie\r\nverlangt von den Mitgliedstaaten die Einführung von\r\n“Beschleunigungsgebieten”, in denen vereinfachte\r\nGenehmigungsvoraussetzungen herrschen. Diese Vorgaben müssen\r\nschnell umgesetzt werden, damit der Windenergieausbau in dem\r\nerforderlichen Tempo fortgesetzt werden kann.\r\nKabelquerungen oder die Nutzung von Zufahrtswegen privater\r\nGrundstücke für den Anschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen\r\ndürfen nicht länger Anlass für jahrelange Verhandlungen oder\r\nGerichtsverfahren geben. Hierfür muss die gesetzliche\r\nDuldungspflicht, die das Solarpaket I für öffentliche Grundstücke\r\neingeführt hat, auf private Grundstücke erweitert werden. Denn\r\ngerade dort kommt es nach den Erfahrungen der\r\nMitgliedsunternehmen des VKU zu verzögernden Streitigkeiten.\r\nDie (geplanten) landesrechtlichen Gesetze in den Bundesländern zur\r\nBeteiligung von Bürgern an Energiewendevorhaben sind zwar aus\r\nGründen der Akzeptanzförderung grundsätzlich positiv zu bewerten.\r\nAllerdings droht aufgrund der unterschiedlichen Ausgestaltung ein\r\nFlickenteppich mit der Folge zunehmender Bürokratie. Der Bund\r\nsollte sich hier um eine einheitliche Rechtslage bemühen.\r\nIm Bereich der Netzinfrastrukturen für Strom und Gas\r\nFür Netzanschlüsse von Erzeugungsanlagen, Speicher,\r\nWasserstofferzeuger und Ladeinfrastrukturanlagen sollte aus\r\nKostengründen immer der nächstmögliche Netzverknüpfungspunkt\r\ngenutzt werden. Kostensteigernde Schwierigkeiten entstehen durch\r\nim Einzelfall notwendige Querungen anderer Infrastrukturen wie\r\nBahntrassen, Wasserwege oder Autobahnen. Häufig müssen weit\r\nentfernte Netzverknüpfungspunkte genutzt werden, weil für den\r\nAnschluss an den nächstgelegenen Verknüpfungspunkt die Querung\r\neiner anderen Infrastruktur notwendig ist und diese gebremst oder\r\ngar nicht ermöglicht wird. Hier sind die Unternehmen und\r\nInstitutionen des Bundes (z.B. Autobahn GmbH, DB Netz) und der\r\nLänder (z.B. Schifffahrtsverwaltungen) gefordert, konstruktiv daran\r\nmitzuarbeiten, dass Netzanschlüsse in den höheren Netzebenen\r\nschnell und kosteneffizient umgesetzt werden können.\r\nDie Erhebung von Daten aufgrund gesetzlicher Vorschriften darf\r\nkeine Einbahnstraße sein. An vielen Stellen entsteht der Eindruck,\r\ndass Daten durch Institutionen des Bundes gesammelt, aber nicht\r\nden daran interessierten Akteuren der Energiewirtschaft zur\r\nVerfügung gestellt werden, die auf der Basis von Daten ihre\r\nPlanungen vorausschauend und effizient vornehmen könnten. Ein\r\nBeispiel sind die Daten des Kraftfahrtbundesamtes in\r\npostleitzahlenscharfer Auflösung. Netzbetreiber könnten anhand der\r\nZulassungen von Elektrofahrzeugen die Entwicklung von Hotspots\r\nerkennen und ihre Netzausbauplanungen daran ausrichten.\r\nIm Bereich der Ladeinfrastruktur\r\nIn den meisten Bauordnungen der Länder gehören Ladepunkte zu\r\nden privilegierten Bauvorhaben im Außenbereich, sind also\r\ngenehmigungsfrei. Das gilt aber nicht für notwendige Anlagen wie\r\nTrafogebäude, Schaltschränke, Pufferspeicher, Überdachungen\r\nund ggf. Nebengebäude für sanitäre Anlagen oder andere\r\nServicebereiche. Damit ist der Aufbau von\r\nLadeinfrastrukturangeboten nach wie vor durch gesetzlich\r\nvorgeschriebene Planungs- und Genehmigungsverfahren gebremst.\r\nSowohl im BauGB als auch in der Musterbauordnung (MBO) der\r\nARGEBAU sollten alle technisch und funktionell notwendigen\r\nEinrichtungen (nicht nur) für Schnellladestandorte genehmigungsfrei\r\ngestellt werden. Die Länder sind aufgefordert, dies in ihre\r\nLandesbauordnungen zu übernehmen. Baurechtliche Vorschriften\r\nfür die Errichtung von Gebäuden und Anlagen sind selbstverständlich\r\nweiter einzuhalten.\r\nDie Errichtung von Ladeinfrastruktur (insbesondere\r\nSchnellladestandorte) in Wohngebieten könnte erleichtert werden,\r\nwenn die immissionsschutzrechtlichen Vorschriften (z.B. TA Lärm)\r\ndahingehend geändert werden würden, dass zumutbare\r\nBelastungen, die etwa durch das nächtliche Öffnen und Schließen\r\nvon Autotüren entstehen, nicht zu Einschränkungen hinsichtlich des\r\nBetriebs der Anlagen führen.\r\nDer Ausbau der Ladeinfrastruktur könnte außerdem deutlich\r\nbeschleunigt werden, indem künftig mehrere Projekte in einem\r\nFörderantrag zusammengefasst werden dürfen. Bisher muss für\r\njeden einzelnen Ladepunkt ein Förderantrag gestellt werden. Für\r\neinen vorläufigen Genehmigungsbescheid sollte es ausreichen, wenn\r\nalle Unterlagen vollständig eingereicht sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008260","regulatoryProjectTitle":"Sicherung der Anbietervielfalt bei Offshore Ausschreibungsbedingungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e8/2f/321206/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260203.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Forderungen zur Anpassung des WindSeeG\r\nFachaustausch zur Optimierung der Offshore-Ausschreibungen am 18. April 2024\r\nKommunale Unternehmen sind bereits heute an bestehenden Offshore-\r\nWindparks beteiligt\r\n2\r\nDanTysk\r\nLeistung: 288 MW\r\n• Gesellschafter & Direktvermarkter: Vattenfall\r\n(51%), Stadtwerke München (49%)\r\n• Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n• Kosten: 1 Mrd. EUR\r\nAktuelle Ausschreibungsbedingungen\r\n5\r\nGefahr Oligopolisierung\r\nEingeschränkte Akteursvielfalt und\r\nResilienz\r\nGefahr ausbleibender\r\nProjektrealisierungen und somit Gefahr\r\nVersorgungssicherheit\r\nForderung: Anpassung der\r\nAusschreibungsbedingungen\r\nWir bündeln gleichgerichtete\r\nInteressen von unabhängigen\r\nStadtwerken.\r\nÜber die Bündelung von Aufgaben erreichen\r\nwir eine kritische Größe, mit denen\r\nStadtwerke Aktivitäten realisieren können,\r\nfür die sie alleine nicht die nötige Kraft\r\naufbringen könnten.\r\nDurch die Bündelung ermöglichen wir\r\nden Einstieg und die bessere\r\nPositionierung von Stadtwerken in der\r\nWertschöpfungskette.\r\nWir stärken die Wettbewerbsfähigkeit\r\nder Stadtwerke und tragen zur\r\nUnabhängigkeit bei.\r\nUnterstützung leisten wir für:\r\nHandel/Beschaffung\r\nProjektentwicklung\r\nErzeugung\r\nMit „Trendscouting“ analysieren wir für\r\nunsere Gesellschafter\r\nenergiewirtschaftliche und -politische\r\nTrends und ermöglichen ihnen ein\r\numfassendes Innovationsmanagement\r\nSWM: Für die Energiewende sind wir europaweit\r\nmit Investitionen aktiv.\r\nEE-Kapazitäten\r\n(SWM-Anteil in\r\nEuropa)\r\nOnshore Wind:\r\n1.323 MW\r\nOffshore Wind:\r\n555 MW\r\nWasserkraft,\r\nGeothermie, PV,\r\nCSP, Biogas\r\n>200 MW\r\nFührender Versorger in Deutschland mit über 6,3 TWh erneuerbarer Stromproduktion p.a. (2022)\r\nUmsatz: 10,6 Mrd. EUR Investitionen: 767 MEUR EBITDA: 1,1 Mrd. EUR Mitarbeiter 11.000\r\n01\r\nEinheitliches\r\nAusschreibungsdesign\r\n05\r\nAufteilung der Flächen\r\nauf maximal 750 MW\r\n04\r\nMaximal 1 Fläche pro\r\nBieter pro\r\nAusschreibungsjahr\r\n03\r\nStärkere Gewichtung\r\nqualitativer Kriterien\r\n06\r\nAnpassung der\r\nRechtsfolgen\r\n10\r\nWir befürworten ein , bestehend aus\r\neiner Zahlungskomponente und qualitativen Ausschreibungskriterien.\r\nDas jetzige Ausschreibungsdesign für\r\nFlächen hat zu unbilligen Ergebnissen geführt. Die aufgrund des\r\ndynamischen Gebotsverfahrens zu leistenden Zahlungen in Höhe von\r\n12,6 Milliarden Euro führen zu einem hohen Preisdruck für Zulieferer und\r\ngefährden dadurch etablierte Unternehmen.\r\nDie qualitativen Kriterien für Flächen sind zwar für\r\ndie Bundesnetzagentur einfach zu kontrollieren, führen aber nicht zu\r\neiner Bezuschlagung des kostengünstigsten und nachhaltigsten\r\nProjektes. Zudem ist der Auktionsprozess intransparent, da die\r\nBewertung der Gebote nicht veröffentlicht wird.\r\nEINHEITLICHES AUSSCHREIBUNGSDESIGN\r\nPPA-Anteil (§ 51 Abs. 3 Nr. 2 WindSeeG)\r\nGründungsverfahren (§ 51 Abs. 3 Nr. 3 WindSeeG)\r\nBeitrag des Windparks zum Ökosystem\r\nBeitrag des Windparks zur Energieversorgung\r\nAusbildungsquote (§ 51 Abs. 3 Nr. 4 WindSeeG)\r\nBeitrag zur Dekarbonisierung (§ 51 Abs. 3 Nr. 1 WindSeeG)\r\nNEUE QUALITATIVE KRITERIEN\r\n2 |Der Gebotswert muss eine im Vergleich\r\nzu den qualitativen Kriterien erhalten.\r\nHierdurch wird nicht allein auf die Zahlungsbereitschaft der Bieter\r\nabgestellt, sondern die effektivste, ökologisch optimale und wirtschaftlich\r\nrealisierbare Lösung bezuschlagt. Das Abstellen auf die reine\r\nZahlungsbereitschaft steht auch nicht im Einklang mit dem\r\nWettbewerbsrecht, da die\r\ngefördert wird (vgl. § 18 GWB).\r\nGEBOTSKOMPONENTE\r\n3 |entscheidend für Gelingen der Energiewende\r\n- Jetziges Auktionsdesign\r\nWahrscheinlich, dass Flächen unter den bestzahlenden Akteuren\r\naufgeteilt werden / Oligopolstrukturen entstehen\r\nkann Anreize für spätere Nachverhandlungen durch\r\nVerhandlungsmacht setzen.\r\n- Versorgung mit erneuerbaren Energien ist kein Spekulationsobjekt\r\nbzw. Projektabbrüche aufgrund von\r\nFehlkalkulationen nicht auszuschließen (GB: Verkauf des 4,2 GWEntwicklungsportfolios\r\nNorfolk Offshore Wind Zone).\r\n- Aufteilung der Flächen auf mehrere Bieter vermindert dieses Risiko\r\nentscheidend.\r\n- Limitierung der Gebotsflächen pro Bieter vermindert unrentablen\r\nÜberbietungswettbewerb bei Gebotsabgabe.\r\nLIMITIERUNG DER FLÄCHEN PRO MARKTTEILNEHMER\r\n4 | MaximalFlächenbeschränkung auf pro Fläche ermöglicht „nonglobal-\r\nPlayers“Marktzugangschancen.\r\n- 2 GW-Flächen bedeuten Investitionen von ca. 5 Mrd. EUR (vergleichbar\r\nmit Kernkraftwerken) plus etwaige Kostenrisiken\r\n- Bei Flächengrößen von 750 MW wird und Nichtrealisierung\r\nauf mehrere Akteure verteilt (Absicherung der Termine für\r\nEnergiewende)\r\nwird bei Verteilung auf mehrere Akteure deutlich\r\ngesteigert.\r\n- Ausfall von Unternehmen und Potential von Versorgungsschwierigkeiten\r\naufgrund von wirtschaftspolitischen Verflechtungen und geopolitischen\r\nRisiken wird reduziert.\r\nSicherheiten sollen einheitlich festgesetzt werden\r\n- Ansonsten Ungleichbehandlung zugunsten von „Global Players“\r\n- Aktuell tagesscharfe Regelung im WindSeeG über die\r\n(Entziehung Projekt und Fälligkeit\r\nPönalen)\r\n- Regelung über die Ausnahme von Sanktionen kann Ungleichheit nicht\r\naufwiegen.\r\n- Daher: Forderung einer (z.B. Hochlauf der\r\nPönalisierung auf Tagesbasis) zur Schaffung von Investitionssicherheit\r\nder Gebotswertzahlungen (eigentlich:\r\nKonzessionszahlungen) sollte angepasst werden.\r\n- Statt Zahlung einer Meeresnaturschutz- und Fischereikomponente\r\nschlagen wir Verwendung für die Förderung der vor.\r\n- Zudem Klarstellung WindSeeG, dass auch und\r\nunmittelbar zu erfolgen, wenn der Zuschlag entzogen wird\r\n- Gebot ist , auch wenn die Realisierung steckenbleibt.\r\n- Klarstellung, dass Gebotsabgabe keinen vorläufigen Charakter hat\r\n(Zuschlag kann nicht zurückgegeben werden)\r\n- Vermeidung, dass die Bieter ihre max. Gebotswerte unter\r\nunterschiedlichen Annahmen ermitteln.\r\nANPASSUNG DER GEBOTSVERWENDUNG\r\n6.2 | Änderungen und Klarstellung bei\r\nGebotswertzahlungen\r\n17Im Zuge der Energiewende arbeiten die\r\nHamburger Energiewerke an allen Sektoren für\r\neine optimierte Vernetzung von Erzeugung\r\nund Speicherung erneuerbarer Energien.\r\nVorteile:\r\nKopplung von Strom, Fernwärme und Gas zur\r\nFlexibilisierung der Energieinfrastruktur\r\nMehr Effizienz durch eine gute Vernetzung der\r\nEnergiesektoren\r\nNeue Versorgungsstrukturen\r\nmachen eine Erneuerbare -\r\nEnergien - Strategie\r\nerforderlich.\r\nBeschaffung von 500 MW\r\nbis 2030 sicherstellen.\r\nVorteile der Diversifizierung:\r\n• Risikominimierung\r\n• Sicherstellung der\r\nVersorgungssicherheit\r\n• Preisstabilität\r\nForderungen zur Anpassung der Offshore-\r\nAusschreibungen\r\n• Berücksichtigung von Sektorkopplungsanlagen\r\n• Verpflichtendes Flexibilitätskonzept\r\n• Mehr PPA-Akteursvielfalt\r\nZur Stärkung des Wasserstoffhochlaufs sollten\r\nauch Offshore-Ausschreibungen im Fokus der\r\npolitischen Entscheidungen stehen\r\n23\r\n• Inbetriebnahme: 2014\r\nGlobal Tech I\r\nLeistung: 400 MW\r\n• Gesellschafter: Stadtwerke München\r\n(24,9%), Entega (24,9%), Axpo (24,1%), GE\r\nRenewables (26,05%), andere (0,05%)\r\n• Lieferant: SGRE (vormals: Adwen/Multibrid)\r\n• Kosten: ca. 1,2 Mrd. EUR\r\n• Inbetriebnahme: 2015\r\nGwynt y Môr\r\nLeistung: 576 MW\r\n• Gesellschafter: RWE Renewables (50%),\r\nSWM (30%) und GIG (20%)\r\n• Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n• Kosten: ca. 2,1 Mrd. EUR\r\n• Inbetriebnahme: 2015\r\nSandbank\r\nLeistung: 288 MW\r\n• Gesellschafter & Direktvermarkter: Vattenfall\r\n(51%), Stadtwerke München (49%)\r\n• Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n• Kosten: 1,2 Mrd. EUR\r\n• Inbetriebnahme: 2017\r\nBorkum I\r\nLeistung: 200 MW\r\n• Eigentümer: Trianel\r\n• Lieferant: Adwen\r\n• Kosten: 750 Mio. EUR\r\n• Eröffnung: 2015 Borkum II\r\nLeistung: 200 MW\r\n• Eigentümer: Trianel (37,99%), EWE (37,5%)\r\n& Stadt Zürich (24,51%)\r\n• Lieferant: Senvion\r\n• Kosten: 800 Mio. EUR\r\n• Eröffnung: 2020\r\nRiffgat\r\nLeistung: 113 MW\r\n• Eigentümer: EWE (100%)\r\n• Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n• Kosten: 480 Mio. EUR\r\n• Eröffnung: 2014\r\nArcadis Ost 1\r\nLeistung: 257 MW\r\n• Eigentümer: Ovag, SW Bad Vilbel und WV\r\nEnergie (10%), Parkwind (90%)\r\n• Lieferant: Vestas\r\n• Kosten: 590 Mio. EUR\r\n• Eröffnung: Ende 2023\r\nAusbauziele für die Offshore-Windenergie\r\nim WindSeeG\r\n3\r\nBisher: 8,5 GW installierte Offshore-\r\nKapazität in Deutschland\r\nZiel 2030: 30 GW\r\nZiel 2045: 70 GW (2/3 noch nicht\r\nausgeschrieben)\r\nJüngste Ausschreibungen Offshore Wind 2023\r\n4\r\nSeit 2023: geändertes\r\nAusschreibungsdesign\r\nBei zentralem Modell: Nur\r\nZahlungsbereitschaft entscheidet\r\nAusschreibungsrunde Juni 2023: 7 GW in\r\nvier Flächen an nur zwei Großkonzerne\r\n(Gebotshöhe: 12,6 Milliarden Euro)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008260","regulatoryProjectTitle":"Sicherung der Anbietervielfalt bei Offshore Ausschreibungsbedingungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/21/bf/321208/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260211.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 18.04.2024\r\nKernforderungen:\r\n Maximal eine Fläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr\r\n Aufteilung der Flächen auf maximal 750 MW\r\n Kein reiner Fokus auf Zahlungsfähigkeit der Bietenden,\r\nsondern auch auf qualitative Kriterien\r\nAkteursvielfalt bei der Energiewende essentiell\r\nErneuerbare Energien sind die zentrale Säule des zukünftigen\r\nEnergiesystems. Ein rascher Ausbau ist umso wichtiger,\r\nda mit der zunehmenden Elektrifizierung anderer Bereiche\r\n(u.a. Elektromobilität, Wasserstoffherstellung, Wärmepumpen)\r\nder Bedarf nach elektrischer Leistung zunimmt.\r\nDer dezentrale Ausbau von PV- und Windenergie-an-Land-\r\nAnlagen ermöglicht eine große Resilienz und bietet verschiedensten\r\nAkteuren Beteiligungsmöglichkeiten. Eine\r\ngroße Akteursvielfalt erhöht die Resilienz gegenüber Sicherheitsrisiken\r\n(z.B. Cyberangriffe) sowie die Wahrscheinlichkeit,\r\ndass die Projekte auch realisiert werden – zentrale\r\nVoraussetzungen für die Versorgungssicherheit.\r\nDiese Akteursvielfalt ist genauso bedeutsam bei unerlässlichen\r\nGroßprojekten, welche für eine erfolgreiche Energiewende\r\nebenfalls nötig sind. Hierzu zählen vor allem Kraftwerke\r\nfür gesicherte Leistungen und Offshore-Windparks.\r\n1 Vgl. Agora Energiewende (2021): Klimaneutrales Deutschland, S. 37\r\nEnormer Ausbau an Offshore-Kapazitäten geplant\r\nIn den kommenden Jahren sollen die Kapazitäten von Offshore-\r\nWindenergieanlagen von 8,5 GW (Ende 2023) auf 30\r\nGW in 2030 und 70 GW in 2045 ausgebaut werden. Durch\r\ndiesen Zubau soll der Anteil von Offshore-Windenergie an\r\nder Nettostromerzeugung in Deutschland auf über ein Viertel\r\nansteigen.1 Somit ist die Offshore-Windenergie ein\r\nzentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende.\r\nDie jüngsten Ausschreibungen für Offshore-Windflächen in\r\nder deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ)\r\nwurden von wenigen sehr großen supranationalen Energiekonzernen\r\ngewonnen. So wurden alleine im vergangenen\r\nJahr die gesamten 7 GW an nicht zentral-voruntersuchten\r\nFlächen – nahezu die Kapazität aller bisherigen\r\ndeutschen Offshore-Windparks – durch nur zwei Unternehmen\r\ngewonnen. Bei früheren Ausschreibungen waren hingegen\r\nauch andere, kleinere Akteure erfolgreich.\r\nSollte das aktuelle Auktionsdesign beibehalten werden, ist\r\nes wahrscheinlich, dass zukünftig weitere Flächen unter wenigen\r\nzahlungskräftigen Akteuren aufgeteilt werden. Diese\r\nEntwicklung birgt die Gefahr einer Oligopolisierung dieses\r\nwichtigen Erzeugungsmarktes und sorgt für eine geringere\r\nResilienz sowie Realisierungswahrscheinlichkeit.\r\n1. Offshore-Windenergie\r\n2. Ausschreibungsbedingungen\r\nVorschläge für mehr Resilienz und Projektrealisierungen\r\ndurch höhere Akteursvielfalt\r\n2\r\nStand: 18.04.2024\r\nMit 5 Anpassungen des Ausschreibungsdesigns lässt sich\r\ndie Akteursvielfalt erhöhen, um den Beitrag der Offshore-\r\nWindenergie zu einem resilienten Energiesystem abzusichern\r\nund den Hochlauf von heimischer Wasserstoffproduktion\r\nzu ermöglichen:\r\n1. Maximal eine Fläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr\r\nDie Limitierung der Gebotsflächen pro Bieter vermindert\r\ndie Gefahr einer Oligopolisierung und damit\r\neinhergehender großer Marktmacht einzelner Akteure.\r\nZudem verringert es das Insolvenzrisiko von Unternehmen\r\nbzw. das Abbrechen von Projekten aufgrund von\r\nFehlkalkulationen. Die Versorgungssicherheit kann durch\r\ndie Einbeziehung mehrerer Akteure und die Verteilung von\r\nRisiken deutlich gesteigert werden.\r\n2. Kleinere Flächen in Ausschreibungen\r\nDurch Beschränkung auf Flächen mit einer Größe von\r\nmaximal 750 MW erhalten auch „non-global-Players“\r\nwieder Marktzugangschancen. Somit kann das Ausfallrisiko\r\nauf mehrere Akteure verteilt werden, was zur Absicherung\r\nder Terminziele der Energiewende unbedingt notwendig\r\nist.\r\n3. Vermehrte Berücksichtigung qualitativer Kriterien\r\nUm die Umweltauswirkungen der Offshore-Windparks\r\nmöglichst gering zu halten sowie die systemdienliche Einbindung\r\nin den Strommarkt zu gewährleisten, empfiehlt der\r\nVKU eine stärkere Berücksichtigung qualitativer Kriterien.\r\nWir empfehlen die bisherigen Kriterien zum PPA-Anteil (da\r\nunverbindlich und ohne Sanktion) sowie zum Gründungsverfahren\r\n(begrenzter Einfluss durch Bieter) abzuschaffen.\r\nStattdessen sollten ganzheitlichere Kriterien eingeführt\r\nwerden:\r\n- Beitrag des Windparks zum Ökosystem\r\nBewertung der Baumaßnahmen nach den Auswirkungen\r\nauf die Unterwasserwelt sowie nach Maßnahmen\r\nzur Wiederherstellung des Lebensraums\r\nnach der Inbetriebnahme des Offshore-Windparks.\r\n- Beitrag des Windparks zur Energieversorgung\r\nBewertung anhand eines bindenden Flexibilitätskonzepts,\r\num Netzengpassmaßnahmen abzufedern.\r\nAußerdem Bewertung anhand des Energieerzeugungskonzeptes,\r\ndas die erwarteten Volllaststunden\r\ndes Offshore-Windparks maximiert.\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachjustierung der bestehenden\r\nAusbildungsquote. Einerseits sollte die Nichteinhaltung\r\ndes Kriteriums pönalisiert werden. Andererseits\r\nsollte die Quote lediglich auf die Bietergemeinschaft bzw.\r\ndie beteiligten Unternehmen bezogen werden.\r\n4. Einheitliches Ausschreibungsdesign\r\nZwei verschiedene Ausschreibungsdesigns –zentral voruntersuchte\r\nund nicht zentral voruntersuchte Flächen – verkomplizieren\r\nGebote und benachteiligen somit kleinere Akteure\r\nin den Ausschreibungen. Wir empfehlen für beide\r\nFlächenkategorien einheitlich die Anwendung des Ausschreibungsdesigns,\r\nwelches bisher nur für zentral voruntersuchte\r\nFlächen gilt.\r\n5. Anpassung der Pönalen an die jeweiligen Gebotshöhen\r\nIm Vergleich zu den abgegeben Gebotshöhen in den vergangenen\r\nAusschreibungen sind die Pönalen relativ gering.\r\nDa dadurch das Nichtrealisierungsrisiko steigt, sollten die\r\nPönalen an die jeweiligen Gebotshöhen gekoppelt werden.\r\nDeutlich höhere Pönalen würden dafür sorgen, dass Gebote\r\nweniger stark als Spekulationsobjekt dienen und nur für Flächen\r\nabgegeben werden, die die Bietergemeinschaft tatsächlich\r\nbebauen will.\r\nZudem sollten die Sicherheiten einheitlich auf 100 €/kW\r\nfestgesetzt werden – bisher ist dies uneinheitlich geregelt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008260","regulatoryProjectTitle":"Sicherung der Anbietervielfalt bei Offshore Ausschreibungsbedingungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/f0/399673/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220027.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Regierungsentwurf zum „Gesetz zur Umsetzung\r\nder EU-Erneuerbaren-Richtlinie im Bereich Windenergie\r\nauf See und Stromnetze“\r\nBerlin, 30. April 2024\r\n2 / 7\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf des „Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie im Bereich Windenergie auf See und Stromnetze“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie Unternehmen der kommunalen Versorgungs- und Entsorgungswirtschaft sind in allen Segmenten der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien aktiv. Durch die Errichtung und den Betrieb von Wind- und Solarparks, Solarenergie auf Dächern sowie Biomasse-, Geothermie-, Wasserkraft- und Grubengasanlagen tragen sie in erheblichem Maße zum Übergang in eine treibhausgasneutrale Gesellschaft bei.\r\nIm Zuge des wachsenden Bedarfs an Strom aus Erneuerbaren Energien, sowohl zur Pro-duktion von grünem Wasserstoff via Elektrolyse wie auch Deckung des steigenden Strom-bedarfs im Zuge der weiteren Sektorenkopplung, setzen sich kommunale Energieversor-ger intensiv mit den Möglichkeiten von Offshore-Wind auseinander. Hierbei haben die Mitgliedsunternehmen des VKU sowohl Interesse an der Stromabnahme via PPA als auch an der fortgesetzten, eigenen Projektierung von Offshore-Wind-Projekten, um somit zum Erreichen der gesetzlich festgelegten Ausbauziele von 70 GW bis 2045 beizutragen.\r\nAus unserer Sicht ist es beim Ausbau der Offshore-Wind-Kapazitäten jedoch zentral, eine große Akteursvielfalt zu erreichen, um keine übergroße Marktmacht einzelner Unterneh-men und damit perspektivisch höhere Preise bei Offshore-PPA etc. zu riskieren und das Ausfallrisiko beim Ausbau einzudämmen. Deshalb bedarf es einer Anpassung der Aus-schreibungsbedingungen bei der nun anstehenden Novelle des WindSeeG.\r\nPositionen in Kürze\r\nUm die Ausbauziele für Offshore-Windenergie zuverlässig zu erreichen und somit sowohl Resilienz als auch Versorgungssicherheit zu gewährleisten, bedarf es einer Anpassung der Ausschreibungsbedingungen, um eine höhere Akteursvielfalt zu erreichen. Dies sorgt für höhere Realisierungswahrscheinlichkeiten, geringere Marktmacht und somit mittel-fristig für geringere Strompreise, v.a. im PPA-Markt.\r\n3 / 7\r\nStellungnahme\r\nAusschreibungsbedingungen im WindSeeG\r\nAusschreibungsbedingungen sollten eine hohe Akteursvielfalt ermöglichen, um Strombezugskosten\r\nund das Ausfallrisiko bei Errichtung von Windparks auf See möglichst gering\r\nzu halten.\r\nIm Zuge der Anpassung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sollten aus Sicht\r\ndes VKU auch die Ausschreibungskriterien für Offshore-Windenergie-Flächen überarbeitet\r\nwerden, welche im WindSeeG festgelegt sind. Diese haben eine besonders hohe Relevanz,\r\nda 2/3 der bis 2045 vorgesehenen Offshore-Kapazitäten bisher noch nicht ausgeschrieben\r\nsind.\r\nDie letzten Ausschreibungen haben gezeigt, dass unter den aktuellen Kriterien ausschließlich\r\nwenige und sehr große, global operierende Energiekonzerne Flächen gewinnen konnten.\r\nDie in Verbindung mit sehr großen Losen drohende und für einen längeren Errichtungszeitraum\r\nbereits eingetretene Oligopolbildung bringt viele Einschränkungen und\r\npotenziell negative Auswirkungen für die Energiewende mit sich. Deshalb sollte einer weiteren\r\nOligopolisierung der Offshore-Wind-Kapazitäten in Deutschland durch eine Anpassung\r\nder Ausschreibungen vorgebeugt werden.\r\nDer VKU sieht die Akteursvielfalt als zentral für das Gelingen der Energiewende an, sowohl\r\nbei gesicherten Leistungen (siehe Kraftwerksstrategie) wie auch bei den Erneuerbaren\r\nErzeugungskapazitäten. Durch das Mitwirken verschiedener Akteure verringert sich\r\ndas Ausfallrisiko in der Projektentwicklung, was eine Absicherung zur fristgerechten Umsetzung\r\nder Projekte und somit zum Einhalten der Ziele der Energiewende darstellt. Darüber\r\nhinaus verringert eine größere Akteursvielfalt die Gefahr großflächiger Ausfälle\r\n(bspw. durch Cyber-Angriffe) und trägt somit zu Resilienz und Versorgungssicherheit bei.\r\nZudem sorgt die aktuelle Ballung von Offshore-Kapazitäten bei wenigen Energieunternehmen\r\nfür sehr große Machtmarkt, die wiederum zu höheren Preisen führen kann.\r\nAus Sicht des VKU bedarf es deshalb einiger Anpassungen im Ausschreibungsdesign\r\n- Die ausgeschriebenen Flächen sollten auf maximal 750 MW pro Fläche verkleinert\r\nwerden (Änderung des § 2a Abs. 2 Satz 2 WindSeeG),\r\n- Die maximale Anzahl an bezuschlagten Flächen pro Bieter und Jahr sollte begrenzt\r\nwerden (neuer Absatz in § 54 WindSeeG). Eine solche Modifizierung der\r\nAusschreibungsbedingungen garantiert eine für die gelingende Energiewende nötige\r\nAkteursvielfalt und verringert die Abhängigkeit der Energiewende (und der\r\nHersteller) von einzelnen Akteuren.\r\n- Qualitative Kriterien sollten angepasst und stärker gewichtet werden (Ökologische\r\nKriterien sowie Kriterien zum Beitrag zum Energiesystem)\r\n4 / 7\r\nStromnetze\r\nLeitungsänderungsvorhaben, die den Transport von Strom aus EE-Anlagen sicherstellen\r\nsollen, sind von der Pflicht zur Durchführung eines Planfeststellungs- bzw. Plangenehmigungsverfahrens\r\nauszunehmen.\r\nAus Sicht des VKU ist es erforderlich, die Genehmigungsverfahren für den Netzausbau\r\ndeutlich zu vereinfachen und kurze behördliche Entscheidungsfristen einzuführen, um\r\nden Ausbau der erneuerbaren Energie zu forcieren und die erzeugte Energie auch tatsächlich\r\nin den Netzen aufnehmen zu können. Dies gilt auch für das Bestandsnetz. Die Realisierung\r\nsolcher Netzausbauvorhaben stellt sich in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht\r\nals sehr komplex dar. Hier sehen wir – zusätzlich zu den im EnWG bereits aufgenommenen\r\nAnpassungen – noch folgenden Änderungsbedarf. Aus diesem Grund schlagen wir folgende\r\nÄnderung in $ 43 f des EnWG vor:\r\n§ 43f Änderungen im Anzeigeverfahren\r\n(1) …\r\n(2) Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Änderung oder\r\nErweiterung nicht durchzuführen bei\r\n1. …\r\n2. …\r\n3. …oder\r\n4. standortnahen Maständerungen einschließlich Mastersatzbauten,\r\nauch wenn diese zu einer Leistungserhöhung führen.\r\nSatz 1 Nummer 2 und 3 ist nur anzuwenden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde\r\nfeststellt, dass die Vorgaben der §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische\r\nFelder und die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom\r\n26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind. Einer\r\nFeststellung, dass die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom\r\n26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, bedarf\r\nes nicht bei Änderungen, welche nicht zu Änderungen der Beurteilungspegel im Sinne der\r\nTechnischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm in der jeweils geltenden Fassung führen.\r\nSatz 1 Nummer 2 bis 4 ist ferner jeweils nur anzuwenden, sofern einzeln oder im Zusammenwirken\r\nmit anderen Vorhaben eine erhebliche Beeinträchtigung eines Natura 2000-\r\nGebiets oder eines bedeutenden Brut- oder Rastgebiets geschützter Vogelarten nicht zu\r\nerwarten ist. Die Auswirkungen der zu ändernden oder zu ersetzenden Bestandsanlagen\r\nmüssen bei der Betrachtung nach Satz 4 als Vorbelastung berücksichtigt werden. Soweit\r\n5 / 7\r\ndie Auswirkungen der Neu- oder Ersatzanlagen unter Berücksichtigung der gebotenen,\r\nfachlich anerkannten Schutzmaßnahmen geringer als oder gleich die der Bestandsanlagen\r\nsind, ist davon auszugehen, dass eine erhebliche Beeinträchtigung im Sinne von Satz\r\n4 nicht zu erwarten ist. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist bei Höchstspannungsfreileitungen mit\r\neiner Nennspannung von 220 Kilovolt oder mehr ferner nur anzuwenden, wenn die Zubeseilung\r\neine Länge von höchstens 15 Kilometern hat, oder die standortnahen Maständerungen\r\noder die bei einer Umbeseilung erforderlichen Masterhöhungen räumlich zusammenhängend\r\nauf einer Länge von höchstens 15 Kilometern erfolgen.\r\n(3) …\r\nEnergiewirtschaftsgesetz\r\nDer VKU lehnt die durch die Neufassung von § 118b Abs. 1 Satz 1 EnWG vorgesehene\r\nbefristete Weitergeltung des § 118b Abs. 2 bis 9 EnWG bis zum Ablauf des 30.04.2025\r\nnachdrücklich ab.\r\nDie Regelungen des § 118b Abs. 2 – 9 EnWG sollten Haushaltskunden außerhalb der\r\nGrundversorgung vor möglichen Versorgungsunterbrechungen wegen Zahlungsverzug\r\nwährend der Geltung der Energiepreisbremsen schützen. Mit dem Ende der Energiepreisbremsen\r\nist mithin auch deren Anwendungsbereich entfallen. Abgesehen hiervon haben\r\ndiese Regelungen außerhalb der Grundversorgung keine praktische Relevanz gehabt, da\r\nhier bei eventuellem Zahlungsverzug nicht gesperrt wird.\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung soll die vom BMWK im Einvernehmen mit dem\r\nBMUV gemäß § 118b Abs. 10 EnWG bis zum 31.12.2023 durchzuführende Evaluierung der\r\npraktischen Anwendung der bis zum Ablauf des 30.04.2024 gemäß § 118b Abs. 1 Satz 1\r\nEnWG befristeten Geltung des § 118b Abs. 2 bis 9 EnWG und die Notwendigkeit einer\r\nWeitergeltung über den 30.04.2024 hinaus ergeben haben, dass noch kein ausreichender\r\nBeobachtungszeitraum nebst Datengrundlage bestehe, um die Wirkung der Regelung abschließend\r\nzu beurteilen.\r\nDiese pauschale Aussage ist aus Sicht des VKU weder nachvollziehbar noch wird sie in der\r\nGesetzesbegründung näher belegt. Insbesondere fehlt jede nähere, kritische Auseinandersetzung\r\nmit den u.a. vom VKU und dem Verbraucherschutz gelieferten Erkenntnissen\r\nüber die praktische Anwendung und Auswirkung der befristeten Sonderregelungen des §\r\n118b Abs. 2 bis 9 EnWG für Energielieferverträge mit Haushaltskunden außerhalb der\r\nGrundversorgung bei Versorgungsunterbrechungen wegen Nichtzahlung und den Argumenten\r\nfür und gegen ihre (befristete) Fortführung.\r\nEs wurde nämlich – insbesondere auch von der Verbraucherschutzseite – dargelegt, dass\r\naußerhalb der Grundversorgung keine Versorgungsunterbrechungen wegen Nichtzahlung\r\n6 / 7\r\nerfolgen, sondern die Energielieferverträge in diesen Fällen regelmäßig gekündigt werden.\r\n§ 118b Abs. 2 bis 9 EnWG komme daher keine praktische Relevanz zu.\r\nEinigkeit besteht mit maßgeblichen Teilen der Verbraucherschutzseite im Weiteren dahingehend,\r\ndass Versorgungsunterbrechungen außerhalb der Grundversorgung grundsätzlich\r\nnicht möglich sein soll. Das Recht, die Versorgung zu sperren, besteht ausschließlich\r\nauf Grund des Kontrahierungszwangs der Grundversorger gemäß § 36 Abs.1 Satz 1\r\nEnWG. Der Grundversorger kann nicht völlig frei entscheiden, ob er den Vertrag mit einem\r\nKunden schließen und wieder beenden möchte oder nicht. Dem Energielieferanten außerhalb\r\nder Grundversorgung steht es aber frei, den Vertrag innerhalt der Privatautonomie\r\nzu schließen und zu kündigen.\r\nInsoweit ist es daher sachlich nicht nachvollziehbar, wieso laut Begründung eine Verlängerung\r\nder Regelung des § 118 Abs. 2 bis 9 EnWG im Einzelfall Verbraucher auch außerhalb\r\nder Grundversorgung, insbesondere auch in der Heizperiode im kommenden Herbst\r\nund Winter, vor den Auswirkungen von hohen Energiepreisen und daraus resultierenden\r\nEnergieschulden schützen kann.\r\nEiner weiteren, bis zum Ablauf des 30.04.2025 befristeten Fortführung des § 118b Abs.\r\n2 bis 9 EnWG bedarf es vielmehr mangels bisheriger praktischer Relevanz und Bewährung\r\ndieser Bestimmung nicht."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Förderbedingungen volkswirtschaftlich effizienter\r\nausgestalten: MehrAnreize für einen systemdienlichen\r\nAnlagenbetrieb sowie besser ausgelastete\r\nNetzinfrastrukturen\r\n• Zügige und effiziente Genehmigungsverfahren und\r\nFlächenausweisungen, Einführung von\r\nBeschleunigungsgebieten\r\n• Solaranlagen auf Ackerflächen dürfen keine Nachteile\r\nfür Landwirte nach sich ziehen\r\n• Effiziente Ausbauplanung für Windenergie auf See und\r\nStärkung der Akteursvielfalt\r\nNur mit genügend Anlagen zur Nutzung von Wind-, und Solarenergie,\r\nGeothermie, Wasserkraft und Bioenergie wird es gelingen, die\r\nStrom- und auch Wärmenachfrage zu decken und die gesetzlichen\r\nKlimaschutzziele zu erreichen. Damit die erforderlichen Investitionen\r\nrefinanzierbar sind, braucht es in größeren Teilen weiterhin eine\r\nFörderung, denn die Strommarkterlöse allein geben bis dato keine\r\nausreichende Sicherheit. Dies liegt vor allem am so genannten\r\n„Gleichzeitigkeitseffekt“: Je höher der Anteil erneuerbarer Energien\r\nim Stromsystem, desto häufiger treten Stunden auf, in denen\r\nWindenergie- und geradePV-Anlagen gleichzeitig einspeisen. Um\r\ndiesem Effekt zu begegnen und die volkswirtschaftlichen Kosten\r\ninsbesondere beim Netzausbau zu begrenzen, sind der\r\nSpeicherausbau, die konsequente Überbauung von\r\nNetzanschlusskapazitäten sowie die Erschließung von\r\nnachfrageseitiger Flexibilität entscheidend wichtig. Bei PVDachanlagen\r\naller Größenordnungen sollte kurzfristig darüber\r\nentschieden werden, ob es überhaupt noch einer Förderung bedarf.\r\nDie übrige EEG-Förderung sollte so weiterentwickelt werden, dass\r\nEEG-Anlagen einen maximalen Nutzen für das\r\nStromversorgungssystem bringen. So bleibt auch das EEG bezahlbar.\r\nDenn es besteht ein Zusammenhang zwischen Förderkosten und\r\ndem Verhältnis von Angebot und Nachfrage.“. Wenn besonders viel\r\nEEG-Strom gleichzeitig eingespeist wird, fällt der Strompreis. Je\r\nniedriger der Strompreis jedoch ist, desto höher fallen in der Regel\r\ndie Förderkosten aus.\r\nEine Umstellung auf produktionsunabhängige Zahlungen, die\r\nzumindest in der Theorie Systemdienlichkeit anreizen, sollte\r\n“nur mit der Nutzung erneuerbar erzeugten\r\nStroms als Wärme, Gas und Kraftstoff\r\n[können] alle Sektoren dekarbonisiert\r\nwerden”\r\nAbschlussbericht der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und\r\nBeschäftigung“ vom Januar 2019\r\nAusbau der Stromerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien\r\nSystemdienlich und so volkswirtschaftlich\r\neffizient wie möglich\r\n2\r\nschnellstmöglich erprobt werden. Die von der EU geforderte\r\nErlösabschöpfung ab 2027 könnte andernfalls auch in der bisherige\r\nFörderlogik (produktionsabhängige Zahlungen) durch\r\nDifferenzverträge implementiert werden, was jedoch weniger\r\nStrommarktintegration mit sich brächte.\r\nViele bestehende Bioenergieanlagen streben eine\r\nAnschlussförderung an, um weiterhin Strom und Wärme zu\r\nproduzieren. Die damit verbundene Chance, Bioenergieanlagen stärker\r\nals bisher zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung aus\r\nWind- und Solarenergie einzusetzen, sollte die neue\r\nBundesregierung nutzen und entsprechende Anreize setzen.\r\nGrundsätzlich sollten jedoch alle Erneuerbare-Energien-Anlagen\r\nflexibel auf Überschusssituationen reagieren, um Netzüberlastungen\r\nzu vermeiden und negativen Preisen entgegenzuwirken. In den\r\nkommenden Jahren wird es immer häufiger dazu kommen, dass die\r\nStromerzeugung den Stromverbrauch über mehrere Stunden am Tag\r\nübersteigt, und diese Überschüsse werden immer größer.\r\nWind- und Solarparks nehmen Fläche in Anspruch. Da die\r\nVerfügbarkeit geeigneter Flächen begrenzt ist, nimmt der\r\nWettbewerb um Flächen zu. Dies macht sich in stark gestiegenen\r\nPachten für Windenergieanlagen bemerkbar, was letztlich die\r\nFörderkosten erhöht. Um Ausgewogenheit herzustellen, ist eine\r\ngesetzgeberische Begrenzung der Pachthöhen unumgänglich.\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie verlangt von den\r\nMitgliedstaaten die Einführung von “Beschleunigungsgebieten”, in\r\ndenen vereinfachte Genehmigungsvoraussetzungen herrschen.\r\nDiese Vorgaben müssen schnell umgesetzt werden. Insbesondere\r\nder Windenergieausbau ist darauf angewiesen.\r\nLandwirte sollten künftig keine Nachteile mehr haben, wenn auf\r\nihren Flächen Solaranlagen errichtet werden. Hierfür sind\r\nGesetzesänderungen notwendig, damit die erbschaftssteuerrechtlichen\r\nBegünstigungen erhalten bleiben. Zudem ist eine\r\nLockerung des Grünlandumbruchverbots notwendig, damit nach\r\nBeendigung der PV-Nutzung die Bewirtschaftungsmöglichkeiten\r\nwiedererlangt werden können.\r\nIn Bezug auf die Ausbauziele für Windenergie auf See sollte eine\r\nDiskussion darüber geführt werden, inwiefern der durch Offshore-\r\nWindparks erzielbare Stromertrag in einem angemessenen\r\nVerhältnis zum erforderlichen Netzausbau und den damit\r\nverbundenen Kosten und Umweltauswirkungen steht. Hierbei\r\nsollten auch der Abschattungeffekt berücksichtigt werden:\r\nWindräder können sich gegenseitig den Wind nehmen und damit an\r\nErtragskraft verlieren.\r\nZiel sollte sein, dass sich viele Unternehmen an der Errichtung von\r\nWindkraftanlagen auf See beteiligen. Denn Akteursvielfalt ist ein\r\nGarant für funktionierenden Wettbewerb, Resilienz und eine hohe\r\nRealisierungswahrscheinlichkeit.\r\nIn den jüngsten Ausschreibungen für Offshore-Windflächen in der\r\ndeutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) (2023 und 2024)\r\nwurden jedoch 80% der bezuschlagten Flächen von nur drei großen\r\nsupranationalen Energiekonzernen gewonnen. Diese Dominanz birgt\r\ndie große Gefahr einer Oligoploisierung der deutschen Offshore-\r\nEnergieerzeugung mit der Folge höherer Preise und Abhängigkeiten.\r\nUm zu vermeiden, dass auch künftig weitere Flächen unter wenigen\r\nzahlungskräftigen Akteuren aufgeteilt werden, sollten die\r\nauszuschreibenden Flächen auf 1 GW begrenzt und maximal eine\r\nFläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr zur Verfügung gestellt\r\nwerden. Die Pönalen sollten an die Gebotsmenge gekoppelt werden.\r\nDas Ausschreibungsdesign für beide Flächenkategorien (zentral\r\nvoruntersucht und nicht zentral voruntersucht) sollte vereinheitlicht\r\nsowie hinsichtlich der Zuschlagskriterien vereinfacht werden.\r\nBildnachweis: gopixa_AdobeStock"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nRÜCKMELDUNG\r\nzu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie\r\ndes BMWK vom 15.05.2024\r\nBerlin, 14.06.2024\r\n2 / 14\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie\r\n(SES) des BMWK Rückmeldung geben zu können.\r\nRelevanz für kommunale Unternehmen\r\nDie finalen Ankerpunkte zur SES im Sommer 2024 wie auch die gesamte Systementwicklungsstrategie\r\nsind für die Szenarien und Planungen unserer Mitgliedsunternehmen\r\nsehr relevant, z. B. für die Netzentwicklungspläne Gas und Wasserstoff oder im\r\nZuge kommunaler Wärmeplanungen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie vorläufigen Ankerpunkte zur Systementwicklungsstrategie lassen viele\r\nzentrale Aspekte der Energie- und Wärmewende aus (z. B. Fernwärme, Biomasse,\r\nWasserstoffinfrastruktur)\r\nViele sektorspezifische Strategien des BMWK sollen auf den zentralen Erkenntnissen\r\nder SES aufbauen, allerdings werden einige Themen, für die bereits Strategien\r\nin Erarbeitung sind, in den vorläufigen Ankerpunkten überhaupt nicht\r\nerwähnt (Biomasse, Carbon-Management, Stromspeicherstrategie)\r\nDer Wärmesektor ist in den Ankerpunkten strategisch unterbewertet. Zudem\r\nwird nicht auf die Sektorenkopplung eingegangen, wodurch die Ankerpunkte\r\nsehr stromlastig sind.\r\nAuf die Bedeutung der Netzinfrastrukturen wird nicht adäquat eingegangen.\r\nDies betrifft sowohl Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze, aber beispielsweise\r\nauch die Bedeutung von Wärmenetzen für die Wärmewende.\r\nEs fehlt eine Abschätzung der Eintrittswahrscheinlichkeit verschiedener Ankerpunkte\r\noder aber einer Äußerung zu den Rahmenbedingungen, welche für\r\neine entsprechende Realisierung nötig sind (z. B. Anzahl Wärmepumpen / EMobilität,\r\nWasserstoffhochlauf, …). Insgesamt fehlt eine Nennung erfolgskritischer\r\nFaktoren bzw. Risiken und eine Beurteilung dieser. Die Herausforderungen\r\nwerden nicht dargestellt, sondern nur isolierte Zahlen und Ziele benannt.\r\nDas Festhalten an den quantitativen „Ankerpunkten“ erscheint mithin zunehmend\r\nunrealistisch, da sich andere Entwicklungstendenzen abzeichnen. Dies\r\nbezieht sich etwa auf die 750 TWh Stromverbrauch im Jahr 2030 sowie die\r\nProjektionen für E-Mobilität und Wärmepumpen.\r\nAuf Kosteneffizienz als wesentliches strategisches Element wird nicht eingegangen.\r\nZudem wird die investive Seite vernachlässigt (EK-Anforderungen, int.\r\nKapitalmarkt, Risiken). Sie sind jedoch die Grundlage für eine finanzierbare und\r\nakzeptierte vollumfängliche Energiewende.\r\n3 / 14\r\nEs wird nicht darauf eingegangen, welche Entwicklungen voraussichtlich eher\r\nmarktgetrieben erfolgen können (z. B. Zubau von Batteriespeichern) und welche\r\neiner besonderen Förderung bedürfen (z. B. Aus- und Umbau von Wärmenetzsystemen).\r\nDie Verortung von KWK-Anlagen wird primär geprägt sein durch eine Wärmesenke,\r\ndie auch zukünftig versorgt werden muss. KWK-Standorte sind damit\r\nunabhängig vom Nord-Süd-Gefälle.\r\nDie Infrastrukturplanung und -entwicklung liegt nur bedingt im Einflussbereich\r\nder Betreiber von neu zu errichtenden steuerbaren Kraftwerken (mit oder\r\nohne Wärmeauskopplung). Ein Betreiber darf deswegen nicht in Regress genommen\r\nwerden (z. B. über Zahlung von Pönalen), wenn sich die Brennstoffumstellung\r\naufgrund von ihm unverschuldeten und unbeeinflussbaren äußeren\r\nBedingungen verzögert.\r\n4 / 14\r\nRückmeldung\r\nVorläufige Ankerpunkte\r\nDie Systementwicklungsstrategie (SES) soll die Kohärenz der Transformationsprozesse hin zu einer klimaneutralen Energieversorgung bis 2045 aus technisch-systemischer Sicht gewährleisten. Die SES soll Nebenbedingungen aus Teilsystemen wie Infrastruk-turplanungen (NEP Strom, Gas/H2; dezentrale Infrastrukturplanungen) und Sektorstra-tegien (u. a. Gebäude, kommunale Wärmeplanung, Industrie), Energieträgerstrategien (H2, Importe) sowie weitere sektorübergreifende Strategien (Negativemissionen, Car-bon-Management, Energieeffizienz) aufnehmen (vgl., BMWK-Folie Interdependenzen mit anderen Prozessen), aber diese wiederum auch an der SES andocken. Eine Verknüp-fung der sektorspezifischen Strategien mit den vorgelegten Ankerpunkten der SES ist nach Ansicht des VKU nur bedingt erfüllt.\r\nWenngleich mit der SES keine detaillierte Planung auf dezentraler Ebene unter Berück-sichtigung lokaler Gegebenheiten erfolgen soll, dürfen Ergebnisse aus Bottom-Up-Pro-zessen nicht unberücksichtigt bleiben und sollten als Nebenbedingung in die SES ein-fließen. Insbesondere sind die Ergebnisse der SES mit den Ergebnissen der kommuna-len Wärmeplanungen und den verbindlichen Fahrplänen für die Umstellung von Gas-verteilnetzen auf Wasserstoff nach §71k GEG, sobald diese vorliegen, abzugleichen (und nicht umgekehrt). Ziel sollte eine integrierte Planung im Gegenstromprinzip (Top-Down und Bottom-Up) sein. Vor diesem Hintergrund gilt es zu überlegen, inwiefern ein Abgleich der neu zu erstellenden Szenariorahmen (für NEP Strom, Gas/H2) mit den Re-gionalszenarien in den sechs Planungsregionen auf Ebene der Verteilnetze erfolgen sollte. So ließe sich ggf. bereits bei der Aktualisierung der Szenariorahmen ein konsis-tenteres, gesamtsystemisch optimiertes Mengengerüst erreichen.\r\nIn den vorläufigen Ankerpunkten fehlen aus Sicht des VKU wichtige zentrale Werte, bspw. zum Fernwärmeausbau oder zur Biomassenutzung. Zudem fehlt aus unserer Sicht eine Abschätzung der Zielerreichungswahrscheinlichkeit und sich daraus erge-bende Konsequenzen. Beispielsweise ist eine Erreichung der Ausbauziele Photovoltaik momentan deutlich wahrscheinlicher (aufgrund des Ausbaustandes aber auch der Ge-nehmigungszahlen) als bei Wind-an-Land, Wasserstoffspeichern oder dem Elektroly-seurzubau.\r\nEnergienachfrage\r\nDurch die zunehmende Elektrifizierung wird die Energienachfrage zukünftig stärker durch Strom gedeckt. Zusätzlich wird Wasserstoff benötigt, insbesondere in der Indust-rie sowie zur Deckung von Strom- und Wärmespitzen in Kraftwerken und KWK-Anlagen. Dafür ist die Wasserstoff-Infrastruktur maßgeblich. Das Zweite Gesetz zur Änderung des EnWG schafft Regeln für das H2-Kernnetz und die integrierte Netzentwicklungspla-nung für Erdgas und Wasserstoff. Dies beseitigt das Hemmnis fehlender Infrastruktur und der Wasserstoffmarkt kann hochlaufen.\r\n5 / 14\r\nUm auch die H2-Nachfrage in der Fläche zu decken, müssen Gas-Verteilnetze transfor-miert und ans Kernnetz angeschlossen werden. Damit heutige Gas-VNB ihre Leistungen anbieten können, brauchen sie Planungssicherheit und wirtschaftlich auskömmliche Rahmenbedingungen.\r\nÜber den zukünftigen Bedarf an Wasserstoff in Deutschland gibt es unterschiedliche Einschätzungen – einige Studien prognostizieren einen geringeren Wasserstoffbedarf, andere einen deutlich höheren. Aus diesem Grund sollten die Schätzungen des Was-serstoffbedarfs regelmäßig aktualisiert werden, um ggf. rechtzeitig die entsprechenden Infrastrukturplanungen dementsprechend anzupassen.\r\nEnergieeffizienz\r\nWie in den Ankerpunkten der SES angesprochen, ist die Erreichung der Effizienzziele mit Unsicherheiten verbunden, was in der Netzplanung berücksichtigt werden sollte.\r\nIndustrie\r\nDie Grundvoraussetzung für den flächendeckenden Einsatz von grünem Wasserstoff und damit für den Industriestandort Deutschland sind flächendeckende Infrastruktu-ren. Die Versorgung der Industrie mit Wasserstoff kann nur mit der Transformation be-stehender Gasverteilernetze gewährleistet werden.\r\nDamit die SES aufgeht und die Industrie-Bedarfe mit H2 gedeckt werden können, be-stehen folgende Notwendigkeiten:\r\n Regulatorik neu denken: Um die bestehende Gasinfrastruktur für die Durchlei-tung von H2 zu ertüchtigen, sollte eine gemeinsame Regulierung von Gas und Wasserstoffnetzen und die regulatorische Anerkennung entsprechender Inves-titionen der Netzbetreiber etabliert werden.\r\n Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) flächendeckend einführen: Ange-sichts der Pilotprojekte und der Notwendigkeit von Wasserstoff für die Trans-formation sollte jetzt Planungssicherheit für Investitionen in die Dekarbonisie-rung industrieller Prozesse in Deutschland geschaffen werden. Denn Investiti-onssicherheit ist für die deutsche Industrie ein Standortfaktor. Damit Unter-nehmen investieren, sind kommunale Pläne zur langfristigen Versorgung mit klimaneutralen Gasen erforderlich, die verlässliche Qualität und Menge ge-währleisten und deutschlandweit abgestimmt werden.\r\nGebäude\r\nWie die Energienachfrage des Gebäude-Sektors zukünftig gedeckt wird, wird maßgeb-lich durch die kommunale Wärmeplanung bestimmt. Energiequellen, Infrastrukturen und Verbrauch unterscheiden sich von Ort zu Ort.\r\n6 / 14\r\nDas bedeutet, dass die Rahmenbedingungen und Ausgangslage für die Wärmewende sich von Kommunen zu Kommunen unterscheiden – genau genommen sogar von Stadt-teil zu Stadtteil und von Straße zu Straße.\r\nWärmepumpen\r\nIm Gebäudesektor wurde der Wärmepumpen-Zubau im Vergleich zum Zwischenbe-richt noch einmal deutlich angehoben. Sah der Zwischenbericht einen Zubau von 10 – 18 Mio. Wärmepumpen bis 2045 vor, so veranschlagen die vorläufigen Anker-punkte nun einen Zubau von 15 – 18 Mio. Wärmepumpen. Damit würden 70 – 90 % des deutschen Wohngebäudebestandes (21 Mio.) mit Wärmepumpen beheizt. In wel-chem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung auf Wärmepumpen fußen wird, muss jedoch ausgehend von den vor Ort jeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell geklärt werden, insb. da eine enorme Ausweitung der Fernwärme sowohl von kommunalen Energieversorgern als auch von Seiten des BMWK geplant ist. Eine einseitige Elektrifizierung des Wärmemarktes kon-terkariert die im Wärmeplanungsgesetz verankerte kommunale Planungsautonomie. Entsprechend sollte sich die Logik des vom BMWK vorgeschlagenen Abgleichungspro-zesses (S. 7 der Ankerpunkte) umkehren. Statt die Wärmeplanung mit der SES abzuglei-chen („Top-Down-Abgleich“), sollte sich die SES an der Wärmeplanung ausrichten („Bottom-Up-Abgleich“). Darüber hinaus ist Stand heute unklar, ob der geplante Wär-mepumpen-Zubau bis 2045, insb. aber das Zwischenziel 2030 von 6 Mio. Wärmepum-pen, realistisch ist. Im laufenden Jahr ist der Absatz von Wärmepumpen i.V. zum Vor-jahreszeitraum deutlich zurückgegangen. Ein Grund hierfür ist die aus Sicht des VKU anpassungsbedürftige „Bundesförderung effiziente Gebäude – Einzelmaßnahme“ (BEG EM). Hier fordert der VKU eine Gleichstellung des Contractings sowie eine Anhebung der förderfähigen Kosten.\r\nWasserstoff\r\nRichtigerweise schließen die Ankerpunkte H2 in der dezentralen Wärmeversorgung (S.7) nicht generell aus. Die Einsatzgebiete verschiedener Wärmekonzepte sollten nicht vorab festgelegt werden, sondern im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung auf-grund der jeweiligen lokalen Gegebenheiten erarbeitet werden. Dabei werden wirt-schaftliche Kriterien (z. B. CO2-Vermeidungskosten und Infrastrukturkosten) mitbe-stimmend sein. Auch die Studie im Auftrags des Nationalen Wasserstoffrates bestä-tigte: Alle potenziell klimaneutralen Energieträger Strom, Fernwärme, Erneuerbare Energien (Photovoltaik, Windkraft, Solarthermie, Geothermie und Biomasse) und Was-serstoff werden in der Wärmeversorgung benötigt, um eine klimaneutrale Energiever-sorgung bis 2045 zu erreichen. Zentral ist hierbei, dass eine One-Size-Fits-All-Lösung für den Wärmemarkt nicht existiert, da es innerhalb der vorhandenen Infrastrukturen, der vorhandenen Erneuerbare-Energien-Potentiale, der Gebäudebestände und Kundenan-forderungen an ihre Wärmeversorgung eine große Bandbreite und damit eine Vielfalt an Kombinationsmöglichkeiten gibt.\r\n7 / 14\r\nDie Ankerpunkte zur SES gehen von einem relativ geringen Wasserstoffbedarf für die Wärme aus, ohne ihn näher zu beziffern. Welcher Energie- und Wärmemix in der Zu-kunft genutzt wird, ist schwer vorherzusagen. Konkrete Zahlen für die dezentrale und zentrale Wärmeerzeugung liefert jedoch der Nationale Wasserstoffrat in seinem Grundlagenpapier: „Eine erste Hochrechnung auf Basis der für die Bottom-up-Studie analysierten vier Versorgungsgebiete zeigt (je nach Szenario) einen Wasserstoffbedarf für die zentrale und dezentrale Wärmeerzeugung von 5 bis 10 TWh im Jahr 2030 und danach eine rasch ansteigende Nachfrage auf eine Größenordnung von 125 bis 500 TWh im Jahr 2045.“ Diese Erwartung steht im Widerspruch zu den Ankerpunkten. Der VKU empfiehlt mehr Offenheit aufgrund der sehr unterschiedlichen Einschätzungen zum Wasserstoffbedarf, insbesondere im Wärmemarkt. Die Ankerpunkte sollten die Bewertungen und Analysen des Nationalen Wasserstoffrates – dem zur Beratung der Bundesregierung geschaffene Expertengremium – berücksichtigen und keine Vorab-festlegungen treffen.\r\nFern- und Nahwärme\r\nDie Ankerpunkte vernachlässigen ein Zielszenario für Wärmenetze, obwohl die ambiti-onierte Zielsetzung besteht, mittelfristig jährlich mindestens 100.000 Gebäude neu an ein Wärmenetz anzuschließen. Zweifelsfrei kann dies nur gelingen, wenn die Rahmen-bedingungen konsequent auf die Ausbautätigkeit ausgerichtet werden. Hierzu gehören u. a. eine Novellierung von § 556c BGB und der Wärmelieferverordnung sowie eine Novellierung der AVBFernwärmeV zur Stärkung der Investitions- und Planungssicher-heit für die Fernwärmeversorger.\r\nObwohl die Bedeutung von Großwärmepumpen in der Fernwärme zweifelsfrei stark zunehmen wird, so zeichnen sich klimaneutrale Wärmenetze durch einen, je nach ört-licher Verfügbarkeit, individuellen Mix aus unterschiedlichen klimaneutralen Energie-trägern und Quellen aus. Zweifelsfrei bedarf es auch hierfür passender Rahmenbedin-gungen, u. a. die Verstetigung und Ausfinanzierung der BEW sowie eine Verlängerung und inhaltliche Weiterentwicklung des KWKGs. Die massiven Unsicherheiten im aktu-ellen Förderrahmen – Unterfinanzierung und Befristung der BEW bis 2028, KWKG-Be-fristung bis 2026 – stehen im Widerspruch zu der eigentlichen politischen Zielsetzung.\r\nVerkehr\r\nDie Annahmen für den Verkehrssektor erscheinen nur auf den ersten Blick plausibel. Es sollte im Rahmen von Szenarienbetrachtungen geprüft werden, wie sich politische Rah-menbedingungen auf den Hochlauf verschiedener Antriebstechnologien auswirken können. Um beispielsweise die PKW-Flotte vollständig zu elektrifizieren, fehlten aktuell ein breites Bekenntnis zur Elektromobilität. Tatsache ist, dass die Verbraucher aufgrund der aktuellen Diskussionsstränge (vermeintlich zu wenig Ladeinfrastruktur, haltlose Versprechen hinsichtlich synthetischer Kraftstoffe, Diskussionen um die Rücknahme des sogenannten „Verbrenner-Aus“) stark verunsichert sind.\r\n8 / 14\r\nAuch fehlt ein Bekenntnis der Automobilindustrie, statt auf gehobene Preissegmente zukünftig verstärkt auf preiswerte Elektrofahrzeuge für die Alltagsmobilität zu setzen. Eine mit Zielmarken versehene Strategie zur Entwicklung öffentlicher Verkehrsange-bote, insbesondere für die Bewohner ländlicher Räume, fehlt ebenfalls.\r\nIm Ergebnis ist festzustellen, dass die in den Ankerpunkten getroffenen Annahmen zur Entwicklung nachhaltiger Mobilität in allen Verkehrssektoren ein Zielbild darstellen, das nicht durch entsprechende Maßnahmen unterlegt ist und somit eher einer Wunschvorstellung entspricht.\r\nEnergieangebot\r\nNeben der direkten Nutzung des erneuerbaren Stroms wird ein wichtiger Teil des Ener-gieangebotes Wasserstoff. Hier ist wie bei der Energienachfrage die Bedeutung der Wasserstoff-Infrastruktur zu unterstreichen (s. oben): Mit dem Beschluss zum H2-Kern-netz ist die Grundlage geschaffen. Nun müssen auch Regeln für die Transformation der Gasverteilernetze geschaffen werden.\r\nErneuerbare Energien\r\nDie Ankerpunkte zu den Erneuerbare Energien zählen lediglich die bereits bekannten Ausbauziele für Wind an Land, Wind an See und Photovoltaik auf. Dabei bleibt der Rück-stand beim Ausbau der Windenergie an Land sowie die daran beteiligten Hindernisse bleiben unerwähnt. Zwar wurden 2023 6.400 MW neu bezuschlagt, was fast eine Ver-dopplung des Vorjahrs von 3.485 MW ist. Allerdings liegt das gesetzliche Zuschlagsziel noch weit entfernt bei 12.840 MW. Um dies zu erreichen, müssen die aktuellen Hinder-nisse (wie z.B. Akzeptanz der Bürger, Interessenskonflikte, Flächenkonkurrenzen, Fi-nanzierung, Netzanbindung, Lieferketten, lange und anspruchsvolle Genehmigungsver-fahren, negative Preise am Spotmarkt) anerkannt und überwunden werden.\r\nZudem liegt das Erreichen der Ziele nicht allein am Kapazitätsausbau, sondern auch an der Systemintegration, v.a. an der Netzanbindung, dem Netzausbau sowie der Regio-nalität des Ausbaus. Dies sollte in den Ankerpunkten zur SES erwähnt werden.\r\nDarüber anzumerken ist, dass Biomasse keinerlei Berücksichtigung in den Ankerpunk-ten findet. Die parallele Erarbeitung einer Biomassestrategie durch die Bundesregie-rung unterstreicht die Bedeutung von Biomasse. Insbesondere der Beitrag der Biogas- und Biomethanverstromung zur Überbrückung von Zeiten mit niedriger Wind- und So-larstromerzeugung ist wichtig für eine erfolgreiche Energiewende. Dies sollte einge-bracht werden und ein Plan aufgestellt werden, wie ein flexibler Betrieb von Biogas- und Biomethananlagen noch effektiver angereizt werden kann.\r\n9 / 14\r\nSteuerbare Kraftwerke\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Ankerpunkte den Bedarf steuerbarer Leistung anerkennen und beziffern. Damit diese Leistungen zeitnah realisiert werden können, ist die zügige Vorlage der Kraftwerksstrategie notwendig. Um langfristige Investitionssicherheit für diese gesicherten Leistungen zu gewährleisten, sind zudem die Weichen für die Schaf-fung eines Kapazitätsmarkts zu stellen.\r\nDaneben kann auch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG,) als etabliertes und be-währtes Instrument für den Zubau von KWK-Anlagen, wichtige Beiträge zum Aufbau gesicherter Leistung – sowohl strom- als auch wärmeseitig – liefern. Da das aktuelle KWKG nur bis 2026 beihilferechtlich genehmigt ist, wird es kaum mehr zu Investitions-entscheidungen führen. Um Brüche zu vermeiden, ist eine zeitnahe KWKG-Verlänge-rung bis 2030 umsetzten. Aufbauend auf dieser Verlängerung wird in einem zweiten Schritt eine umfassende inhaltliche Weiterentwicklung, u.a. hinsichtlich Einbindung kli-maneutraler Brennstoffe, notwendig.\r\nDiese Elemente sind entscheidend, um den aus Klimaschutzaspekten dringend notwen-digen Kohleausstieg bis spätestens 2038 zu ermöglichen. Eine Gefährdung der Versor-gungssicherheit hätte starke negative Auswirkungen auf die Gesamtakzeptanz der Energiewende und muss zwingend vermieden werden.\r\nRegionale Steuerung von Kraftwerkskapazitäten und Dekarbonisierung\r\nIn den Ankerpunkten wird richtigerweise dargestellt, dass hinsichtlich der Verortung von Wasserstoffkraftwerken noch große Unsicherheiten bestehen. Insbesondere be-steht eine Diskrepanz zwischen den benannten “langen Realisierungsdauern” für die neue Wasserstoffinfrastruktur und dem kurzfristigen Bedarf an neuen steuerbaren Kraftwerken, für die zeitnah Investitions- und damit Standortentscheidungen getroffen werden müssen. Aus diesem Grund darf ein Betreiber nicht in Regress genommen wer-den (z. B. über Zahlung von Pönalen), wenn sich die Brennstoffumstellung aufgrund von ihm unverschuldeten und unbeeinflussbaren äußeren Bedingungen verzögert. Die Ver-pflichtung zur Nutzung des Anteils erneuerbarer und dekarbonisierter Gase muss an die tatsächliche Verfügbarkeit geknüpft werden und nicht an theoretische Zielmarken. Zudem sollten Anforderungen an spezifische Emissionen nicht an den tatsächlichen Be-trieb gestellt werden, sondern an die Fähigkeit, diesen Wert bei Verfügbarkeit von Was-serstoff zu erreichen.\r\nDamit ein Betreiber bei einer als H2-Ready zu errichtenden Anlage eine Brennstoffum-stellung von Erdgas auf Wasserstoff vornehmen kann, benötigt er Sicherheit für die Inf-rastrukturanbindung. Dazu ist eine passgenaue Infrastrukturanbindung der Anlage zur Brennstoffbelieferung (Ertüchtigung der Gasnetzinfrastruktur für den Transport / die Verteilung von Wasserstoff) und / oder zur Brennstoffspeicherung vor Ort (z. B. Tanks für flüssige klimaneutrale Brennstoffe) notwendig. Es wird erforderlich, die Planung und Errichtung von Wasserstoff-Infrastruktur und von den neuen Anlagen räumlich zu-sammen zu denken und diese im Rahmen der Wasserstoff Netzentwicklungsplanung einzubeziehen.\r\n10 / 14\r\nInsbesondere die Ausführungen zu KWK-Anlagen in den Ankerpunkten sind sachlogisch optimierungswürdig, da die Verortung von großen KWK-Anlagen primär geprägt wird durch eine Wärmesenke, die auch zukünftig versorgt werden muss. KWK-Standorte sind damit unabhängig vom Nord-Süd-Gefälle.\r\nGroße KWK-Anlagen finden sich heute typischerweise in Metropolregionen, in denen durch den politisch und gesellschaftlich befürworteten weiteren Fernwärmeausbau auch zukünftig ein Fernwärmebedarf vorliegt. An vielen der Bestands-KWK-Standorte wird somit auch zukünftig der Bedarf für H2-KWK-Anlagen vorliegen, sofern die gesi-cherte Leistung (v.a. im Hinblick auf die Wärme) nicht anderweitig bereitgestellt wer-den kann. Richtigerweise wurden große KWK-Standorte daher auch in der H2-Kernnetz-planung berücksichtigt.\r\nElektrolyseure\r\nWir unterstützen, dass aus Systemsicht eine netzentlastende Betriebsweise der Elekt-rolyseure erstrebenswert ist. Zentral für den Elektrolyseurszubau ist, neben einer ein-fachen Genehmigung, die zeitnahe Errichtung des Wasserstoffnetzes, um Wasserstoff zu den jeweiligen Nachfragestandorten zu liefern.\r\nEnergiehandel\r\nWir unterstützen die Sichtweise zur Bedeutung des Energiehandels in der Systement-wicklungsstrategie. Eine Beschleunigung des Netzausbaus innerhalb Deutschlands und zu den Nachbarländern trägt entscheidend dazu bei, den gemeinsamen Binnenmarkt voranzubringen und wachsende Mengen erneuerbarer Energien im In- und Ausland zu integrieren. Auch der Erhalt der einheitlichen deutschen-luxemburgischen Strompreis-zone ist dafür wesentlich. Eine große Preiszone sichert die hohe Liquidität im Energie-handel, ermöglicht den großflächigen Ausgleich dargebotsabhängiger Erzeugung und schafft die Grundlage für einen intensiven Wettbewerb. Sie fördert die Entwicklung ei-ner technologieoffenen Erzeugungslandschaft und bewahrt die Investitionssicherheit beim Ausbau erneuerbarer Energien.\r\nInterkonnektoren\r\nEine Prüfung des Bedarfs und des Nutzens zusätzlicher Interkonnektoren in der Netz-planung ist aus unserer Sicht sinnvoll. Es ist dabei jedoch essentiell mit Nachbarstaaten zusammenzuarbeiten, um eine Realisierung der entsprechenden Interkonnektorenka-pazität sicherzustellen. Bei der Errichtung von Interkonnektorenkapazitäten muss im-mer auch der Zeitbedarf mitberücksichtigt werden, der ein wesentliches Hemmniss zur Erreichung der angedachten Vervielfachung der Kapazität bedeutet.\r\n11 / 14\r\nWasserstoff-Importrouten\r\nEinen erheblichen Teil der erwarteten Wasserstoff- und Wasserstoffderivatenachfrage wird Deutschland durch Importe decken müssen. Deshalb entwickelt die Bundesregie-rung eine Importstrategie, auf die die Branche wartet. Langfristig gibt es laut Fraun-hofer ISI weltweit gesehen genug Potenzial zur Herstellung für grünen Wasserstoff und seine Derivate, welche sogar hohe prognostizierte weltweite Nachfragemengen, auch unter stark einschränkenden Annahmen, wie Ausschluss von Regionen mit Wasser-stress oder geopolitischen Instabilitäten, decken kann. Der VKU setzt sich dafür ein, dass die Importstrategie auch die Nachhaltigkeitskriterien entsprechend der Agenda 2030 (Sustainable Development Goals) und die lokale Wertschöpfung berücksichtigt.\r\nBei den großen erwarteten Importmengen ist es wichtig, die Importrouten zu diversifi-zieren (sowohl Lieferanten und Verkehrsträger) und diese mit entsprechender Spei-cherkapazität in Deutschland abzusichern, um Versorgungskrisen entgegenzuwirken.\r\nTransformationspfad Erdgas\r\nDer VKU geht davon aus, dass Teile der Gasinfrastruktur künftig weiterhin benötigt und verwendet werden, zum Beispiel um einen Teil der bisherigen Industrie- und Gewerbe-kunden mit dekarbonisiertem Gas zu versorgen. Dabei ist Wasserstoff ein zentraler Baustein der Energiewende. Klar ist aber auch, dass ein Teil der Gasnetze nicht mehr benötigt werden wird. Die Ankerpunkte konzentrieren sich auf Ausstiegspfade der Erd-gasnutzung. Die Umstellung des Gasverteilernetzes auf Wasserstoff fehlt in der Be-trachtung. Der VKU setzt sich dafür ein, dass der ordnungspolitische Rahmen unter Ein-bindung der Stakeholder angepasst wird. Die VKU-Sicht eines zentralen Regelungsbe-darfs haben wir bereits in einer Antwort zum „Green Paper Transformation Gas-/Was-serstoff-Verteilernetze“ des BMWK zusammengefasst.\r\nZudem wird der Einsatz von erneuerbarem Methan in den Ankerpunkten stark margi-nalisiert. Die Einschätzung, dass die Einspeisung und der Transport von Biomethan zur Verstromung und Wärmenutzung nicht über die Verbindung von Insellösungen hinaus-gehen und selbst bei optimistischer Einschätzung nur in Einzelfällen dazu führen wird, dass bestehende Gasnetze dauerhaft weiter genutzt werden, teilen wir nicht vollum-fänglich. Sicherlich sollen Transport und Verteilung von Bio-Methan nicht zu stranded assets durch die Bereithaltung und Nutzung der Methannetze führen. Die Bildung von Clustern stellt einen praktikablen Lösungsansatz dar, um Biomethan effizient im Ener-giesystem nutzen zu können.\r\nOb und in welchem Umfang das Gasverteilnetz auf klimafreundliche Brennstoffe um-gestellt wird, sollte ausgehend von den vor Ort jeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung sowie der Netzausbauplanung individuell ge-klärt werden (vgl. die Ausführungen zu Gebäudesektor).\r\n12 / 14\r\nAusführungen, die diesem Prozess vorweggreifen, untergraben die kommunale Pla-nungsautonomie und können volkswirtschaftliche Schäden anrichten. Ein „Transforma-tionspfad Erdgas“ sollte die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen unvor-eingenommen abbilden.\r\nSystembetrieb\r\nLastseitige Flexibilität\r\nDie Studie zum Smart-Meter-Rollout von EY und BET geht von 16,3 Millionen §14a-Ein-baufällen bis 2032 aus (Stand 2022: 1 Millionen), was das erhebliche Wachstumspoten-zial aufzeigt. Dies ist insbesondere für das Thema Smart Charging relevant, das ein er-hebliches Potenzial für lastseitige Flexibilität bietet.\r\nAktuell wird Flexibilität hauptsächlich zur Eigenoptimierung genutzt, zum Beispiel auf-grund der Netzentgelte. Systemdienliches Verhalten wird hingegen kaum gefördert, da marktliche Anreize fehlen. Es bleibt bisher unklar, weshalb sich Privathaushalte netz-dienlich flexibel verhalten sollten. Dies führt derzeit eher zu einer zusätzlichen Belas-tung für den Systembetrieb und beeinträchtigt die Stabilität. Aus diesem Grund braucht es Anpassungen im regulatorischen Rahmen und Marktdesign, damit diese Herausfor-derungen angegangen werden können.\r\nBatteriespeicher\r\nDie Ausführungen zu den Batteriespeichern widersprechen den in der Stromspei-cherstrategie des BMWK aus dem Dezember 2023 getroffenen Aussagen. Insofern fehlt hier vollständig eine Verknüpfung zu einer praktisch noch druckfrischen Strategie der Bundesregierung, die in sich jedoch ebenfalls viele Schwachpunkte aufweist. Dazu ge-hören die mangelnde Technologieoffenheit hinsichtlich verschiedener Speichermög-lichkeiten für Strom, die fortdauernde Verweigerung der Bundesregierung, den euro-päischen Definitionsrahmen für Energiespeicher vollständig umzusetzen, ein Bekennt-nis zum marktorientierten Hochlauf der Investitionen in (netzdienliche) Speicher und ein durch fehlende Anreize unbegründetes Vertrauen in die Besitzer von Heimspei-chern, dass sie ihre Flexibilitätspotenziale für das Energiesystem zur Verfügung stellen werden. Hierzu verweisen wir gerne auf die Stellungnahme des VKU zur Stromspei-cherstrategie vom 16. Januar 2024.\r\nErstaunlich ist außerdem der Verweis auf Kannibalisierungseffekte bei Batteriespei-chern. Sicherlich gibt es diese ab einer gewissen nutzbaren Batteriekapazität, jedoch dämpft er entscheidend den für eine gelingende Energiewende deutlich gefährlicheren Kannibalisierungseffekt beim EE-Zubau, insbesondere beim PV-Zubau.\r\nÜber den Nutzen als Flexibilitätsoption hinaus sind Speicher ein wichtiges Betriebsmit-tel in Bezug auf die Netzführung bzw. Netzstabilität, insbesondere bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien am Strommix. Der Verweis auf diese wichtige Systemfunktion fehlt vollkommen.\r\n13 / 14\r\nWasserstoffspeicher\r\nFür alle Investitionen in Projekte zur Wasserstoffnutzung (u.a. Industrie und Spitzen-last-/KWK-Kraftwerke) ist eine verlässliche Versorgung mit Wasserstoff zentral für die Investitionsentscheidungen. Deshalb ist der Hochlauf von Wasserstoffspeichern sehr wichtig und sollte bestmöglich angereizt werden.\r\nWeil der Betrieb von KWK-Anlagen im Wesentlichen in die kalten Wintermonate fällt, in denen auch der H2-/Gasbedarf zur sonstigen Wärmeerzeugung am höchsten ist, ist die saisonale Speicherung von Wasserstoff bei der Speicher- und Netzplanung zu be-rücksichtigen und zu planen.\r\nAuch gemäß einer Studie der Initiative Energien Speichern e.V. (INES) reichen die un-terirdischen Erdgasspeicher in Deutschland bei weitem nicht aus, um den in Zukunft erwarteten Wasserstoff-Speicherbedarf zu decken. Neben der Umwidmung von Erd-gas- auf Wassersstoffspeicher muss daher die Errichtung weiterer Wasserstoffspeicher entschlossen vorangetrieben werden.\r\nAus Gründen der Versorgungssicherheit halten wir auch die überjährige Speicherung von Wasserstoff für angemessen. Für eine fundierte Bewertung bedarf es jedoch wei-terer Konkretisierungen.\r\nSystemstabilität\r\nEs ist wichtig, dass die Erkenntnisse der Raodmap Systemstabilität in die Systement-wicklungsstrategie einfließen.\r\nDarüber hinaus tragen viele der genannten Themen aus den vorherigen Kapiteln – bspw. die Nutzung von Batteriespeichern zur Sicherung der Netzstabilität oder die Nut-zung von lastseitigen Flexibilitäten – entscheidend zur Systemstabilität bei.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008262","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung zentraler Punkte der Wärmewende bei Systementwicklungsstrategie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b0/0d/502465/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310309.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nGdW Bundesverband deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen e. V.\r\nHaus & Grund Deutschland - Zentralverband der Deutschen Haus-, Wohnungs- und Grundeigentümer e.V.\r\nVKU Verband kommunaler Unternehmen e. V.\r\nZIA Zentraler Immobilien Ausschuss e.V.\r\nPlädoyer der Verbände GdW, Haus & Grund, VKU und ZIA an die nächste Bundesregierung\r\nDie Verbände GdW, Haus & Grund, VKU und ZIA stehen geschlossen hinter den Zielen der Energie- und Wärmewende. Die Umstellung des Energiesystems auf erneuerbare Energien ist essenziell, um die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern und Deutschland in die Klimaneutralität zu führen. Besonders die Wärmewende spielt dabei eine Schlüsselrolle, da die Wärmeversorgung mit einem Anteil von deutlich über der Hälfte des Endenergieverbrauchs einen entscheidenden Hebel zur Dekarbonisierung darstellt.\r\nBeim Fernwärmegipfel am 12. Juni 2023 wurden ambitionierte Ziele formuliert: Mittelfristig sollen jährlich mindestens 100.000 Gebäude neu an Wärmenetze angeschlossen werden, so dass bis 2045 über drei Millionen Gebäude von klimafreundlicher Fernwärme profitieren. Es besteht dringender Handlungsbedarf – noch immer werden die Hälfte der Bestandsgebäude mit Gas und ein Viertel weiterhin mit Öl beheizt. Ein “Weiter so” kann es deshalb nicht geben. Ohne einen konsequenten Energieträgerwechsel – insbesondere durch den massiven Ausbau von Wärmepumpen und Wärmenetzen – sind die Klimaziele und die Abkehr von fossilen Brennstoffen im Gebäudesektor nicht zu erreichen. Es braucht jetzt Investitionen in die Energieinfrastruktur in einem bislang beispiellosen Umfang.\r\nDie Verbände plädieren daher an die nächste Bundesregierung entschieden nachzusteuern:\r\nDie Einnahmen aus dem für 2027 geplanten europäischen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS 2) sollen zielgerichtet für die Bezahlbarkeit und damit die Akzeptanz für die Energiewende bei der Bevölkerung verwendet werden.\r\nUm auf möglichst direkte und unbürokratische Weise mehr Akzeptanz und Dynamik für die Energiewende zu schaffen sowie die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands zu stärken, sollten die Stromsteuer auf das europäisch geforderte Mindestmaß und die Netzentgelte deutlich für alle Verbraucher gesenkt werden.\r\nUm privates Kapital für eine bezahlbare Energiewende zu mobilisieren, müssen neue Finanzierungswege erschlossen, etwa über einen Energiewende-Fonds, und ein konsistenter und praxistauglicher regulatorischer Finanzierungsrahmen geschaffen werden.\r\nEs ist eine Synchronisierung der Regelwerke EPBD und Taxonomie hinsichtlich der Effizienzvorgaben bei der energetischen Gebäudesanierung notwendig, so dass die „Sustainable Finance“-Regulierung fortan einheitlich den „Worst first“-Ansatz als Ziel beinhaltet und Investitionen in energetische Sanierung belohnt. Die Anzahl und Komplexität der „Do no significant harm“-Kriterien sollte merklich reduziert werden.\r\n2\r\nUm eine bezahlbare Wärmewende für Unternehmen, Gebäudeeigentümer und Mieter zu erreichen, benötigen sowohl der Aus- und Umbau der Wärmenetze als auch die objektbasierte Umstellung auf grüne Wärme sowie die energetische Sanierung eine angemessene und verlässliche Unterstützung in erheblicher Höhe – 3,4 Mrd. EUR p.a. für die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) und 18 Mrd. EUR p.a. für die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG).\r\nUm das Ausbaupotential von Fernwärme im Mietwohnungsbestand zu erschließen und damit für möglichst viele Mieterinnen und Mieter eine sozialverträgliche klimafreundliche Wärmeversorgung anzubieten, müssen die Regelungen im Mietrecht (Kostenneutralität nach § 556c BGB) und die Wärmelieferverordnung mit den Zielen des Gebäudeenergiegesetzes und der kommunalen Wärmeplanung praxisgerecht synchronisiert werden. Zeitnah sollte u.a. analysiert werden, ob die Regelung der GEG-Novelle 2023 für den Heizungstausch in Eigenversorgung (Modernisierungsumlage II) sinngemäß auf die gewerbliche Wärmelieferung übertragen werden könnte und ob auf das Kostenneutralitätsgebot verzichtet werden könnte, wenn der Anschluss an ein Wärmenetz in einem Gebiet erfolgt, in dem durch die Wärmeplanung die Versorgung über ein Wärmenetz als geeignet ausgewiesen wurde.\r\nUm Sorgen vor einem möglichen Preismissbrauch in einzelnen Wärmenetzen auszuräumen und gleichzeitig die Planungssicherheit für Investitionen in die Dekarbonisierung zu steigern, sollte die bestehende kartellrechtliche Preiskontrolle im Sinne einer gestärkten Preisaufsicht besser koordiniert und ausgebaut werden. Sollte die Preistransparenzplattform der Fernwärmeverbände auf absehbare Zeit nicht den ganz überwiegenden Teil des deutschen Fernwärmeabsatzes abdecken, ist zu prüfen, ob die Teilnahme daran verpflichtend ausgestaltet wird.\r\nMit den Zielen, eine sichere Refinanzierung von langfristigen Investitionen in Contractingprojekte und in die Dekarbonisierung der Wärmenetze zu ermöglichen und zugleich einen angemessenen Verbraucherschutz zu wahren, sollte die AVBFernwärmeV mit Augenmaß novelliert werden. Dabei ist die Weitergabe von Dekarbonisierungskosten auf eine einfache, faire und transparente Weise zu ermöglichen. Es ist ein praktikables Leistungsanpassungsrecht für Immobilieneigentümer vorzusehen, wenn die benötigte Wärmeleistung nachweislich und dauerhaft unterhalb der vereinbarten Leistung liegt. Zugleich ist dem legitimen Ansinnen der Wärmeversorger nach einer verlässlichen Refinanzierung ihrer Investitionen ausreichend Rechnung zu tragen. Daher gilt das Leistungsanpassungsrecht erst nach der Erst-Vertragslaufzeit. Die Veröffentlichungspflichten sind auf das Wesentliche zu fokussieren.\r\nDie Investitionen in dezentrale Energieerzeugungsanlagen und sog. Quartierskonzepte benötigen im Nachgang des EuGH-Urteils zur „Kundenanlage“ (§ 3 Nr. 24a und ggf. Nr. 24b EnWG) schnell Klarheit für Bestands- und zukünftige Projekte."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008263","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung des Anwendungsbereichs der Energieauditverpflichtung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/a7/321214/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260217.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten\r\neinverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Gesetzentwurf der Bundesregierung zur\r\nÄnderung des Gesetzes über\r\nEnergiedienstleistungen und andere\r\nEffizienzmaßnahmen sowie zur Änderung des\r\nEnergieeffizienzgesetzes vom 03.04.2024 und\r\nzum Entwurf einer Energieauditorenfort- und\r\nWeiterbildungsverordnung\r\nBerlin, 18.04.2024\r\n2 / 10\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Gesetzentwurf über\r\nEnergiedienstleistungen und andere Effizienzmaßnahmen (EDL-G) sowie zur Änderung\r\ndes Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz (BMWK) und zum Entwurf einer Energieauditorenfort- und\r\nWeiterbildungsverordnung (EnAuditFoV) Stellung zu nehmen. Die Entwürfe sind noch\r\nnicht innerhalb der Bundesregierung final abgestimmt. Daher behält sich der VKU vor, im\r\nweiteren Gesetzgebungsprozess ggf. ergänzende bzw. weiterentwickelte\r\nAnpassungsvorschläge einzubringen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nKommunale Unternehmen sind von den Einspar-/Effizienzvorgaben des EDL-G\r\nund EnEfG in unterschiedlicher Weise adressiert:\r\no Sie bieten die Durchführung von Energieaudits als\r\nEnergiedienstleistungen an. Damit fallen sie sowohl unter die geplanten\r\nNeuregelungen des EDL-G als auch unter den Entwurf der\r\nEnergieauditorenfort- und Weiterbildungsverordnung.\r\no Sie sind Betreiber von Rechenzentren. Hierzu zählt u. a. die Bereitstellung\r\nvon Rechenleistung für die Kommunalverwaltung, Unternehmen der\r\nDaseinsvorsorge und anderen öffentlichen Einrichtungen.\r\no Sie nutzen Abwärme für die Einbindung in kommunale\r\n(Fern-)wärmenetze. Gleichzeitig sind viele kommunale Unternehmen,\r\nwie z. B. Betreiber von Rechenzentren potentielle Einspeiser von\r\nAbwärme.\r\n3 / 10\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nEDL-G-ÄndG:\r\nEs bedarf einer Klarstellung, dass unternehmensinterne Energieauditoren auch\r\nzukünftig verpflichtende Energieaudits nach EDL-G-ÄndG durchführen können:\r\nDiese Regelung wirkt dem Fachkräftemangel entgegen und trägt zur\r\nKostenbegrenzung bei.\r\nBereits bei der BAFA zugelassene Energieauditoren von der\r\nWeiterbildungsverpflichtung ausnehmen: Die aktuelle Regelung hätte zur Folge,\r\ndass mit Inkrafttreten des Gesetzes alle zugelassenen Energieauditoren ihre\r\nZulassung verlieren.\r\nDoppelstrukturen vermeiden: Kompatible Ausgestaltung der Vorgaben für die\r\nAnerkennung von Weiter- und Fortbildung für Energieauditoren und dem\r\nFörderprogramm “Bundesförderung Nichtwohngebäude, Anlagen und Systeme,\r\nModul 1: Energieaudit DIN EN 16247”.\r\nBewertung der technischen und wirtschaftlichen Anschlussdurchführbarkeit an\r\nFernwärme- oder Fernkältenetze streichen: Bewertung sollte Bestandteil der\r\nkommunalen Wärmeplanung oder der jeweiligen Fernwärmesatzung bleiben.\r\nEnEfG-ÄndG.:\r\nAnpassung der Definition öffentliche Stellen: Klarstellung, dass\r\nOrganisationseinheiten der Kommunen ohne eigene Rechtspersönlichkeit, aber\r\nauch Eigenbetriebe keine öffentlichen Stellen im Sinne dieses Gesetzes sind.\r\nAusnahmeregelung für Rechenzentren, die primär zur Erbringung anderer Zwecke\r\ndienen, in denen aber IT- und Netzwerkkommunikationsausrüstung zum Teil\r\nverbaut ist: Leitzentralen, auch Leitwarten und Leitsysteme, insbesondere der\r\nkommunalen Energie- und Wasserwirtschaft, sind besonders schutzbedürftig. Die\r\nInformationspflichten gem. § 13 EnEfG würden diese Schutzbedürftigkeit\r\nkonterkarieren.\r\n4 / 10\r\nVorbemerkungen\r\nDer VKU begrüßt, dass im EDL-G die Fortbildung in Inhalt und Umfang im Wesentlichen\r\nden bestehenden Anforderungen im Rahmen des Modul 1 der EBN-Förderung gleicht.\r\nWichtig ist, dass die im Rahmen der EBN oder der Energieauditverpflichtung\r\ndurchgeführten Fortbildungen gegenseitig anerkannt werden. Damit mit Inkrafttreten\r\ndes novellierten EDL-G ausreichend Energieauditoren zur Verfügung stehen, sollte in der\r\nGesetzesbegründung klargestellt werden, dass die bereits bei der BAFA zugelassenen\r\nEnergieauditoren Bestandsschutz haben und damit von der Weiterbildungspflicht\r\nausgenommen sind. Ebenfalls sollte klargestellt werden, dass weiterhin interne Auditoren\r\nEnergieaudits nach diesem Gesetz durchführen können, sofern deren Unabhängigkeit\r\norganisatorisch sichergestellt ist.\r\nMit der Novellierung des EDL-G wird der sog. Energieleistungsvertrag als Alternative zum\r\nverpflichtenden Energieaudit neu eingeführt. Grundlage hierfür bildet die Vorgabe der\r\nEU-Energieeffizienzrichtlinie (EED). Es fehlen allerdings die Einsatzmöglichkeiten dieses\r\nneuen Instrumentes. Diese müssten noch beschrieben werden. Insbesondere fehlen\r\nKriterien zum Inhalt und Umfang.\r\nDer VKU begrüßt, dass das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) teilweise überarbeitet und\r\ndamit praktikabler ausgestaltet werden soll. Diese Anpassung trägt zum Bürokratieabbau\r\nin den Unternehmen und zur Entlastung der vom Fachkräftemangel betroffenen\r\nEnergieauditoren bei. Die gleichzeitig geplante Fristverkürzung für die Erstellung von\r\nUmsetzungsplänen ist jedoch nur dann möglich, wenn alle Informationen/Vorgaben für\r\ndie Durchführung vorliegen. Da diese noch ausstehen, sollte eine ausreichende\r\nÜbergangsfrist von mindestens sechs Monaten implementiert werden.\r\nDas BMWK sollte prüfen, ob die bestehende Durchführungsfrist von 20 Monaten für die\r\nImplementierung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems aufgrund des\r\nbestehenden Fachkräftemangels um mindestens sechs Monate verlängert werden kann.\r\nAls positiv wird die Verschiebung der Übermittlungsfrist an die Plattform für Abwärme auf\r\nden 01.01.2025 bewertet. Begrüßt wird, dass der Vorschlag für die Einführung von\r\nBagatellgrenzen für die Berichtspflicht von Abwärmepotentialen bei der Plattform für\r\nAbwärme aufgegriffen wurde. Damit die Unternehmen die Bagatellgrenzen bei der\r\nZusammenstellung ihrer Daten einstellen können, müssen diese bis spätestens\r\n30.06.2024 vorliegen. Wir regen an, dass zunächst die Sektoren mit den größten\r\nAbwärmemengen, insbesondere in einem technisch gut nutzbaren Temperaturbereich,\r\nunter die Übermittlungsverpflichtung fallen. Die Erfassungsbreite- und tiefe könnte dann\r\nin den Folgejahren kontinuierlich gesteigert werden.\r\n5 / 10\r\nDer VKU fordert im Rahmen der Überarbeitung eine Anpassung der Definition der\r\nöffentlichen Stellen. Aufgrund der heterogenen Unternehmensformen bei kommunalen\r\nUnternehmen besteht hier weiterhin Unklarheit, insbesondere in der Wasserwirtschaft.\r\nInsofern sehen wir die Notwendigkeit klarzustellen, dass Organisationseinheiten der\r\nKommunen ohne eigene Rechtspersönlichkeit wie Eigenbetriebe, aber auch kommunale\r\nZusammenschlüsse wie Zweckverbände ebenfalls keine öffentlichen Stellen i. S. des\r\nGesetzes sind. Wir fordern die Bundesregierung auf, den Beschluss des Bundesrates vom\r\n12.05.2023, dass kommunal getragene Einrichtungen, Unternehmen und Anstalten\r\neinschließlich der Zusammenschlüsse wie beispielweise Zweckverbände durch das EnEfG\r\nnicht verpflichtet werden sollten (Ziffer 1 in Bundesrats-Drucksache 169/23 - Beschluss1),\r\nmit der vorliegenden Novelle umzusetzen. Aufgrund des Durchgriffsverbots ist es zudem\r\nsinnvoll, die gesamte kommunale Ebene nebst Beteiligungen auf der Ebene der Länder zu\r\nregeln und beim Bundesgesetz herauszulassen. Andernfalls ist gerade für die betroffenen\r\nkommunalen Unternehmen der Wasserwirtschaft nicht verständlich, welche\r\nGesetzesvorschriften sie zu erfüllen haben. Wie auch bei den Kommunen können die\r\nLänder über eigene Regelungen entsprechende Vorgaben für kommunale Einrichtungen\r\nund Unternehmen festlegen.\r\nEbenfalls muss im Gesetz zweifelsfrei klargestellt sein, dass die Leitzentralen, auch\r\nLeitwarten bzw. Leitsysteme der kommunalen Energie- und Wasserversorgung nicht\r\nunter die Regelungen für klimaneutrale Rechenzentren fallen. Dabei ist der Spielraum der\r\nEED auszunutzen. Insbesondere sollten durch das EnEfG keine Leitzentralen, Leitwarten\r\nbzw. Leitsysteme adressiert werden, die die Anforderungen insbesondere des\r\nArt. 12 EED d (Nennanschlussleistung von mindestens 500 kW) nicht erfüllen.\r\nDarüber hinaus spricht sich der VKU dafür aus, sowohl bei der Umsetzung des EDL-ÄndG\r\nals auch bei der Fortführung der Umsetzung des EnEfG und des EnEfG-ÄndG die ggf.\r\nhierfür erforderlichen Merkblätter erst nach Erarbeitungs- bzw. Überarbeitungsabschluss\r\nzu veröffentlichen. Die aktuelle Praxis der häufigen Überarbeitungsschleifen, die auch mit\r\nder damaligen nationalen Umsetzung der EED parallel zu deren Erarbeitung\r\nzusammenhängt, führt zu vermeidbaren Unsicherheiten und Doppelarbeiten bei den\r\nadressierten Unternehmen, wie z. B. bei der Plattform für Abwärme oder beim\r\nEnergieeffizienzregister für Rechenzentren (u. a. Delegierter Rechtsakt der EUKommission\r\nzur EED).\r\n1 TOP024=0169-23(B)=1033.BR-12.05.23 (bundesrat.de)\r\n6 / 10\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1 Nr. 7 a) aa) Nr. 4 (zu § 8a Absatz 1 des Entwurfs des EDL-GÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie geplante Ergänzung zur Erfassung ist zu weitreichend und sollte daher vereinfacht\r\nwerden. Die Pflicht zur Erfassung von „möglichen Inhaltsstoffen“ ist zu streichen.\r\nBegründung:\r\nDie Betrachtung von Abwärmepotentialen sollte sich auf relevante Wärmemengen\r\nbeschränken. Insbesondere die Betrachtung von möglichen Inhaltsstoffen sollte\r\ngestrichen werden. Hintergrund ist, dass ggf. alle möglichen Inhaltsstoffe vom Kunden gar\r\nnicht oder nur mit erheblichem Aufwand bestimmt werden können. Die Identifizierung\r\nbindet sowohl im auditierten Unternehmen als auch beim Energieauditor umfangreiche\r\nKapazitäten und führt daher zu einer Verteuerung des Energieaudits.\r\nDamit das EDL-G und das EnEfG konsistent sind, sollten darüber hinaus Bagatellgrenzen\r\nfür diese Regelungsvorgabe einheitlich zur geplanten Anpassung des § 17 Absatz 5 und 6\r\ndes EnEfG-Entwurfs formuliert werden.\r\nZur Vereinheitlichung der Vorgaben der Regelungsvorgaben des EDL-G und des EnEfG ist\r\nder gleichlautende Regelungsvorschlag in § 8 Absatz 3 Nr.1 EnEfG entsprechend\r\nanzupassen.\r\nZu Artikel 1, Nr. 7a) aa) Nr. 8 (zu § 8a Absatz 1 des Entwurfs des EDL-GÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Bewertung der technischen und der wirtschaftlichen Durchführbarkeit des\r\nAnschlusses an ein bestehendes oder geplantes Fernwärmenetz oder Fernkältenetzes\r\nsollte gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nDie geplanten Regelungen gehen an der Zielintention des Energieaudits gem. Artikel 1\r\nNr. 4 EDL-G Entwurf (zu § 2 Nr. 4 des Entwurfs des EDL-G) vorbei, also der Feststellung\r\nvon Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Reduzierung des\r\nEnergieverbrauchs in einem Unternehmen. Die Bewertungen der technischen und der\r\nwirtschaftlichen Durchführbarkeit des Anschlusses an ein bestehendes oder geplantes\r\nFernwärmenetz oder Fernkältenetzes sollten daher Teil der kommunalen Wärmeplanung\r\noder der jeweiligen Fernwärmesatzung vorbehalten bleiben.\r\n7 / 10\r\nZu Artikel 1, Nr. 7 a) cc) (zu § 8a Absatz 10 des Entwurfs des EDL-G-ÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie bisherige Regelung aus § 8b Abs. 4 S. 4 EDL-G ist in den vorliegenden Gesetzentwurf\r\nmit aufzunehmen. Nr. 10 ist um folgende Sätze zu ergänzen: “Wird das Energieaudit von\r\nunternehmensinternen Personen durchgeführt, so dürfen diese Personen nicht\r\nunmittelbar an der Tätigkeit beteiligt sein, die einem Energieaudit unterzogen wird.\r\nUnternehmensinterne Energieauditoren müssen in ihrer Aufgabenwahrnehmung\r\nunabhängig sein; sie sind der Leitung des Unternehmens untermittelbar zu unterstellen\r\nund in dieser Funktion weisungsfrei. Sie dürfen wegen der Erfüllung ihrer Aufgaben als\r\nEnergieauditoren nicht benachteiligt werden.”\r\nBegründung:\r\nViele Unternehmen haben in der Vergangenheit von der Regelung des internen Auditors\r\nGebrauch gemacht. Diese Möglichkeit sollte weiter bestehen bleiben, da diese Regelung\r\ndem Fachkräftemangel entgegenwirkt und zur Kostenbegrenzung beiträgt.\r\nZu Artikel 1, Nr. 7 c) bb) (zu § 8a Absatz 3 des Entwurfs des EDL-G-ÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie elektronische Vorlage muss mit allen gängigen Softwareprogrammen, wie z. B. Excel\r\nkompatibel sein und branchenspezifische Anforderungen an ein Energieaudit abbilden\r\nkönnen.\r\nBegründung:\r\nDie geplante Vereinheitlichung des Energieauditberichts wird unterstützt, da sie den\r\nProzess der Durchführung des Energieaudits verbindlich regelt. Die Vorlage muss jedoch\r\nausreichend flexibel sein, damit Energieauditoren die branchenspezifischen\r\nGegebenheiten des zu auditierenden Unternehmens im erforderlichen Maße\r\nberücksichtigen können. So können z. B. bei einer zu auditierenden Bäckerei andere\r\nSchwerpunktsetzungen als bei einem zu auditierenden Logistikunternehmen erforderlich\r\nsein. Ebenfalls führen Energieauditoren im Rahmen des Auditierungsprozesses\r\nBerechnungen mittels Softwarelösungen durch. Die erstellten Tabellen müssen\r\nunproblematisch in die geplante elektronische Vorlage hochgeladen und implementiert\r\nwerden können.\r\nZu Artikel 1, Nr. 14 (zu § 13 des Entwurfs des EDL-G-ÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBereits bei der BAFA zugelassene Energieauditoren sind von der Verpflichtung zur\r\nWeiterbildung ausgenommen. Eine entsprechende Klarstellung ist in der\r\nGesetzesbegründung mit aufzunehmen.\r\nBegründung:\r\nMit der Novellierung des EDL-G ist für die Durchführung von Energieaudits nach diesem\r\nGesetz eine vorherige Zulassung des BAFA erforderlich. Eine Zulassungsbedingung stellt\r\n8 / 10\r\ndie Teilnahme an einer vom BAFA anerkannten Weiterbildung dar. Es sollte in der\r\nGesetzesbegründung klargestellt werden, dass die bereits zugelassenen BAFA-Auditoren\r\nBestandsschutz haben und damit von der Weiterbildungspflicht ausgenommen sind.\r\nZu Artikel 1, Nr. 8 (zu § 8b Abs. 2 des Entwurfs des EDL-G-ÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Vorgaben für die Anerkennung von Weiter- und Fortbildung für Energieauditoren\r\nnach diesem Gesetz müssen mit denen für das Förderprogramm “Bundesförderung\r\nNichtwohngebäude, Anlagen und Systeme (EBN)”, Modul 1: Energieaudit DEN EN 16247”\r\nkompatibel sein. Weiterhin müssen die Begrifflichkeiten “Weiterbildung” und\r\n“Fortbildung” bei beiden Instrumenten gleich angewandt werden.\r\nBegründung:\r\nDamit diese Synergien vollumfänglich genutzt werden können, ist es wichtig, dass die\r\nFortbildungen auch gegenseitig in Ansatz gebracht werden können. Hintergrund dieser\r\nForderung ist, dass die EBN-Energieberater in der Energieeffizienz-Experten-Liste bei der\r\nDena geführt werden und die Energieauditoren in der Anbieterliste beim BAFA. Das\r\nBMWK sollte prüfen, wie eine gegenseitige Anerkennung der Fortbildungsträger geregelt\r\nwerden kann.\r\nWeiterhin wird angeregt, die Begrifflichkeiten bei der Weiter- und Fortbildungspflicht für\r\nEnergieauditoren nach diesem Gesetz sowie bei dem EBN-Förderprogramm zu\r\nvereinheitlichen. Während nach dem vorliegenden Referentenentwurf Energieberater\r\nu. a. eine Weiterbildung durchführen, bevor sie beim BAFA die Zulassung als\r\nEnergieauditor beantragen können, stellt die entsprechende Begrifflichkeit beim EBNFörderprogramm\r\nauf den Begriff der Fortbildung ab (Quelle: Regelheft der\r\nEnergieeffizienz-Expertenliste für Förderprogramme des Bundes der Deutschen Energie-\r\nAgentur (dena) vom 01.07.20232). Der Begriff der Fortbildung ist wiederum bei der\r\nWeiter- und Fortbildungspflicht anders inhaltlich belegt.\r\nZu § 3 Nr. 24 d EnEfG-ÄndG (neu)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nBei der Definition des Rechenzentrums nach § 3 Nr. 24 wird ein Buchstabe d ergänzt mit\r\nfolgender neuer Ausnahmeregelung: “Ausgenommen sind auch Anlagen, die primär zur\r\nErbringung anderer Zwecke dienen, in denen aber IT- und Netzwerk-\r\nTelekommunikationsausrüstung zum Teil verbaut wird.”\r\nBegründung:\r\nLeitzentralen, d. h. auch Leitwarten und Leitsysteme, insbesondere in der kommunalen\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft, sind besonders schutzbedürftig. Dies drückt sich zum\r\neinen darin aus, dass an Betreiber von Energieversorgungsnetzen unabhängig von ihrer\r\nGröße strenge Pflichten in Bezug auf die Informations- bzw. IT-Sicherheit gestellt werden.\r\n2 Regelheft (energie-effizienz-experten.de)\r\n9 / 10\r\nDiese müssen gemäß § 11 Abs. 1a EnWG die IT-Sicherheitskataloge einhalten. Auch die\r\nWasserwirtschaft wird spätestens nach Inkrafttreten des NIS-2-Umsetzungs- und\r\nCybersicherheitsstärkungsgesetz3 größtenteils speziellen Informations- bzw. ITSicherheitspflichten\r\nunterliegen. Diese besondere Schutzbedürftigkeit würde\r\nkonterkariert, wenn diese die Informationspflichten gem. § 13 EnEfG erfüllen müssten.\r\nDaher schlägt der VKU die Einfügung einer weiteren Ausnahme in § 3 Nr. 24 d vor, wonach\r\nauch Anlagen, die primär zur Erbringung anderer Zwecken dienen und in denen z. B. ITund\r\nNetzwerk-Telekommunikationsausrüstung zum Teil verbaut sind, von der\r\nVerpflichtung ausgenommen sind.\r\nZu Artikel 2, Nr. 3 (zu § 9 Abs. 4 des Entwurfs des EnEfG-ÄndG)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Absatz wird um folgenden Satz 3 ergänzt: “Das Bundesamt für Wirtschaft und\r\nAusfuhrkontrolle gibt einen Leitfaden zur Erstellung der Umsetzungspläne heraus.”\r\nBegründung:\r\nDie Umsetzungspläne stellen ein neues Instrument zur Dokumentation von als\r\nwirtschaftlich identifizierten Endenergieeinsparmaßnahmen dar. Damit die verpflichteten\r\nUnternehmen den mit der Regelung des Gesetzgebers verfolgten Intention genügen\r\nkönnen, bedarf es einer Handlungsanweisung in Form eines Leitfadens.\r\nDarüber hinaus sollte die von drei auf ein Jahr geplante Umsetzungsfrist erst mit dem\r\nfinalen Vorliegen aller geplanten und bislang noch ausstehenden Merkblätter sowie des\r\nvorgeschlagenen Leitfadens beginnen. Andernfalls muss den zur Erstellung der\r\nUmsetzungspläne verpflichteten Unternehmen eine ausreichende Umsetzungsfrist zur\r\nVerfügung stehen.\r\n3 Siehe hierzu die verschiedenen Versionen unter https://www.kritisschutz.de/materialien/\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008263","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung des Anwendungsbereichs der Energieauditverpflichtung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/6d/503370/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010022.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele:\r\n• Keine nationalen Verschärfungen bei der Umsetzung\r\nder EU-Energieeffizienzrichtlinie in deutsches Recht.\r\n• Überprüfung des Energieeffizienzgesetzes auf nationale\r\nVerschärfungen\r\n• Umsetzung der Energieeinsparvorgabe mittels der sog.\r\nalternativen Maßnahmen\r\nDie am 10.10.2023 in Kraft getretene EU-Energieeffizienzrichtlinie\r\n(EED) ist sehr ambitioniert. Sie legt fest, dass der 2030-EUEnergieverbrauch\r\num 11,7 Prozent gegenüber den Projektionen des\r\nEU-Referenzsnarios 2020 verringert wird.\r\nMit dem am 18.11.2023 in Kraft getretenen Energeeffizienzgesetz\r\n(EnEfG) wurden bereits zentrale Regelungen in nationeles Recht\r\numgesetzt und teilweise verschärft. Aus Sicht des VKU ist dieses sog.\r\n“Gold-Plating” nicht sachgerecht. Es bürdet den adressierten\r\nUnternehmen, d. h. auch kommunalen Unternehmen, zusätzliche\r\nund damit vermeidbare personal- und kostenintensive bürokratische\r\nLasten auf. Bei der weiteren Umsetzung in nationales Recht, wie z. B.\r\nbei der noch ausstehenden erforderlichen Novellierung des\r\nEnergiedienstleistungesgesetzes (EDL-G) muss daher auf eine 1:1-\r\nUmsetzung geachtet werden. Ebenfalls muss das EnEfG mit der EED\r\nabgeglichen werden. Nationale Verschärfungen sind auf ihre\r\nSinnhaftigkeit, ihren bürokratischen Hürden sowie hinsichtlich ihres\r\nKosten- und Nutzenverhältnisses zu prüfen und ggf. im Rahmen eines\r\nNovellierungsprozesses anzupassen.\r\nKontrollbedarf sieht der VKU u. a. bei der nationalen Absenkung der\r\nGrenzen für die Implementierung eines Energie- oder\r\nUmweltmanagementsystems von 85 TJ auf 27 TJ (= 7,5 GWh).\r\nEbenfalls ist zu prüfen, ob Unternehmen die im EnEfG verkürzten\r\nUmsetzungszeiträume realisieren können. Nach Einschätzung\r\nunserer Mitgliedsunternehmen sollte die vorgeschriebene\r\nImplementierungsfrist eines Energie- oder\r\nUmweltmanagementsystems aufgrund des bestehenden\r\nFachkräftemangels um mindestens sechs Monate verlängert werden.\r\nDie EED schreibt eine Umsetzung bis 11.10.2027 vor, also knapp zwei\r\nJahre mehr als das EnEfG.\r\nDas Herzstück der EED stellt die Einführung von\r\nEnergieeinsparverpflichtungen gem. Artikel 8 Abs. 1 dar. Vereinfacht\r\nausgedrückt schreibt diese Regelung vor, dass Mitgliedsstaaten ihren\r\nEndenergieverbrauch anhand definierter Prozentvorgaben entweder\r\nmittels Energieeinsparverpflichtungssysteme und/oder sog.\r\nalternativer Maßnahmen, wie z. B. Förderprogramme reduzieren\r\nmüssen.\r\nDer VKU fordert, dass diese Energieeinsparvorgabe auch weiterhin\r\nmittels der sog. alternativen Maßnahmen umgesetzt wird. Die\r\nwettbewerbliche Entwicklung des Energiedienstleistungsmarktes hat\r\nSteigerung der Energieeffizienz\r\nWettbewerbliche Umsetzung der EUEnergieeffizienzrichtlinie\r\n(EED)\r\n2\r\nsich bewährt. Der Energiedienstleistungsmarkt wächst kontinuierlich\r\nund erwirtschaftete im Jahr 2022 in den Marktsegmenten\r\nEnergieberatung, Energiecontracting und Energiemanagement 10 -\r\n12 Mrd. Euro. Aus diesem Grund muss auch die derzeit bestehende\r\nEinsparlücke bei der vorläufigen Mittelung der Bundesrepublik\r\nDeutschland über die geplante Umstzung von Art. 8 mittels\r\nstrategischer alternativer Maßnahmen erfolgen1.\r\nEin Systemwechsel zu Energieeffizienzverpflichtungssystemen wird\r\nnicht unterstützt, da dieser dem bisher verfolgten\r\nmarktwirtschaftlichen Ansatz widerspricht, sich innovationsfeindlich\r\nauswirkt und so die Weiterentwicklung des\r\nbestehenden Energiedienstleistungsmarktes konterkarieren würde.\r\nAußerdem würde ein solcher Wechsel nicht dazu beitragen, die\r\nbestehenden Effizienzpotentiale schneller oder zielgerichteter zu\r\nerreichen. Vielmehr wäre das Gegenteil der Fall, da über\r\nVerpflichtungssysteme zumeist nur Standardmaßnahmen adressiert\r\nwerden können. Damit die erforderlichen Effizienzpotentiale im\r\nUnternehmensbereich sowie im Gebäudebereich gehoben werden\r\nkönnen, sind jedoch individuell zugeschnittene sowie innovative\r\nEffizienzmaßnahmen erforderlich. Diese können z. B. auch über\r\nFörderprogramme, wie die Bundesförderung Energie- und\r\nRessoruceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) oder freiwillige\r\nVereinbarungen, wie die vom VKU von Anbeginn unterstützte\r\nInitiative Energieeffizienz- und Klimaschutznetzwerke angereizt\r\nwerden. Der 7. Monitoringbericht der Netzwerkinitiative2 belegt,\r\ndass Unternehmen der im Monitoring abgebildeten Netzwerke mit\r\nihren gemeldeten und quantifizierten Maßnahmen insgesamt\r\njährlich 7.432 GWh Endenergie und 2.8686 kt CO2 eingespart haben.\r\nStand heute wurden 441 Netzwerke mit 3.602\r\nUnternehmen/Standorten über die „Initiative Energieeffizienz- und\r\nKlimaschutznetzwerke“ gegründet. Daher haben die Träger der\r\nIntitaive sich grundsätzlich dafür ausgesprochen, die bereits seit zehn\r\nJahren laufende Initiative bis 2030 weiter zu verlängern.\r\n1 BMKW (Hrsg.): Aktualisierung des integrierten nationalen\r\nEnergie- und Klimaplans – Bundesrepublik Deutschland – August\r\n2024, S. 389ff.\r\n2 Barckhausen, Anton; Clemens Rohde, Miha Jensterle, Lisa\r\nNeusel und Beyza Adak 2024:\r\nMonitoring der Initiative Energieeffizienz-Netzwerke. Siebter\r\nJahresbericht. Berlin: adelphi, S. IV"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008264","regulatoryProjectTitle":"Keine Hedgingpflicht zur Kapazitätssicherung im Strommarkt-Plus ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/91/99/321216/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260219.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nPOSITIONSPAPIER\r\nPKNS-Kapazitätsmechanismus „Strommarkt-Plus“ –\r\nHedgingpflicht zur Kapazitätssicherung\r\nBerlin, 16.04.2024\r\n2 / 5\r\nKurzfassung\r\nAus VKU-Sicht sollte unbedingt auf eine Verquickung der Vorgaben aus der EU-Hedgingpflicht\r\n(Stoßrichtung Verbraucherschutz durch Absicherung von Preisniveaurisiken) mit\r\nvermeintlich kapazitätssichernden Elementen (Stoßrichtung Versorgungssicherheit durch\r\nAbsicherung von Preisspitzen) verzichtet werden.\r\nDie Möglichkeit einzelne Stunden abzusichern, ist bereits heute problemlos im Rahmen\r\nvon OTC-Fahrplangeschäften gegeben. Stadtwerke fahren in der Regel auch sicherheitsorientierte\r\nBeschaffungsstrategien, um Preisniveaurisiken abzusichern. Starke Preissprünge\r\nwährend der Energiepreiskrise konnten so abgefedert und Stromkunden vor allzu\r\nstarken Preiserhöhungen geschützt werden – ganz im Sinne der geplanten Hedgingpflicht\r\naus der EU-Strombinnenmarktrichtlinie. Dagegen wäre eine Vermarktung und\r\nFinanzierung von Flexibilität als verpflichtendes Spike-Produkt nur mit sehr hohen Risikoaufschlägen/\r\nOptionsprämien möglich, da die Kraftwerksbetreiber über diese Festlegung\r\nden Verlust des Zeitwertes ihrer Anlagen kompensieren müssen. Der Handel mit Optionen\r\nals mögliche Ausgestaltung der diskutierten Hedgingpflicht ist aber in vielen kommunalen\r\nUnternehmen reglementiert. Eine Freigabe müsste durch die Eigentümer/Aufsichtsräte\r\nerfolgen, welche teilweise keine Bewertungskompetenzen für solche Produkte besitzen.\r\nEs ist zudem äußerst fraglich, ob der theoretische Ansatz eines Hedgingprodukts – ohne\r\nHerstellung eines kapazitativen Bezugs – Investitionssicherheit für die Errichtung neuer\r\nKapazitäten bietet und somit den gewünschten Zweck eines Kapazitätsmechanismus\r\nüberhaupt erfüllen kann. Dafür braucht es sehr langfristige Vermarktungsansätze, keinen\r\nunspezifischen und theoretischen Preisansatz. Kurzlaufende Hedging-Produkte, wie in\r\ndem Consentec-Modell beschrieben, bieten keine Investitionssicherheit für neue\r\nKapazitäten. Bei Kunden mit dynamischen Stromtarifen würde die Hedgingpflicht wegen\r\nder Kopplung an die Börsenpreise nicht greifen. Diese Kunden würden damit nicht zur\r\ngewünschten Absicherung beitragen.\r\nHintergrund\r\nAuf der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) stellte Consentec im November\r\n2023 unter dem Namen „Strommarkt-Plus“ ein Instrument vor, das als Ansatz zur\r\nStärkung des wettbewerblichen Strommarkts beschrieben wurde. Hinter dem Instrument\r\nsteht eine Hedgingpflicht für Energieversorger. Diese werden verpflichtet, ein bestimmtes\r\nHedgingprodukt (Spike-Produkt) nachzufragen, um sich gegen Preisspitzen in den\r\nKurzfristmärkten abzusichern.\r\n3 / 5\r\nDer Vorschlag soll an die Hedgingpflicht-Vorgaben aus der EU-Marktdesignreform1\r\nanknüpfen, mit der Energieversorger verpflichtet werden sollen, ihre Kunden gegen Preisniveaurisiken\r\nabzusichern. Eine Umsetzung in nationales Recht soll durch die Bundesnetzagentur\r\nfestgelegt werden. Der VKU hatte sich eindeutig gegen eine solche Verpflichtung\r\nausgesprochen. Für die überwiegende Mehrheit der kommunalen Energieversorger\r\ngehören Hedging oder Preissicherungsstrategien bei der Beschaffung und Absatzsteuerung\r\nzum bestehenden Geschäftsmodell, ihre Kunden zuverlässig und mit Preissicherheit\r\nzu versorgen. Die vorgesehene Vorgabe schränkt die Handlungsmöglichkeiten\r\naller Energieversorger und deren vielfältige Vertriebsangebote ein, denn es gibt keine\r\neinheitlich richtige Hedgingstrategie. Die Absicherung muss immer zum jeweiligen\r\nVertriebsprodukt passen.\r\nDurch den Ansatz des „Strommarkt Plus“ würde diese Verpflichtung sogar noch weitergehend\r\nausgestaltet und zusätzlich auf eine Verpflichtung zur Absicherung gegen\r\nPreisspitzen erweitert. Anbieter des Spike-Produkts sollen dadurch Refinanzierungsmöglichkeiten\r\nfür ihre Spitzenlastanlagen erhalten. Der Ansatz wurde damit als eine\r\nOption für einen Kapazitätsmechanismus präsentiert.\r\nFunktionsweise des „Strommarkt-Plus“\r\nDas Risiko von Preisspitzen ist nach Einschätzung von Consentec mit den heute liquide\r\nhandelbaren Terminprodukten nicht abzusichern. Es bräuchte eine feinere Granularität\r\nals die aktuell liquide handelbaren Peak-Load-Kontrakte, mit denen nur Preisniveaurisiken\r\nabgesichert werden können. Dieses zeitlich enger gefasste Preisspitzenrisiko soll durch\r\ndas neue verpflichtende Spike-Produkt abgedeckt werden, das durch die verpflichtende\r\nNachfrage zugleich die Investitionen in Peaker-Technologien absichern soll. Das Angebot\r\nsoll z.B. von Spitzenlast-Kraftwerken, sog. Peakern, kommen. Die Ausgestaltung wäre\r\nanalog zu den bestehenden und liquide handelbaren Future-Kontrakten für die Peak-Load\r\nein entsprechender Future über weniger teure Stunden oder als Optionsgeschäft2 vorzunehmen.\r\nDie Verpflichtung zum Hedging könnte sich entweder am Energieabsatz des\r\nEVU in Verbindung mit einem unterstellten Lastprofil orientieren oder von der tatsächlichen\r\nSpitzenlast in einem ex ante3 festgelegten erwarteten System-Peak-Load Zeitfenster\r\nabgeleitet werden.\r\n1 AG 3 Steuerbare Kapazitäten 4. Sitzung Plattform Klimaneutrales Stromsystem (bmwk.de),\r\nFolie 10\r\n2 Peaker sind Realoptionen und sollten lt. Consentec so bewirtschaftet werden.\r\n3 Denkbar wäre auch eine ex post Ermittlung des relevanten Zeitraums.\r\n4 / 5\r\nZur Pflichterfüllung schließen EVU einen Absicherungsvertrag mit Kraftwerksbetreibern\r\noder rein finanziellen Akteuren4, die keine Kraftwerke als Absicherung benötigen. Der\r\nHedgingpflicht könnten EVU auch im Rahmen einer Selbsterfüllung nachkommen. Dabei\r\nkönnte sich das EVU „zertifizierte“ Flexibilität aus seinem eigenen Portfolio mit der Pflicht\r\nverrechnen lassen.\r\nAnbieter von Hedgingprodukten mit qualifizierter Erzeugung („asset-backed“ Anbieter\r\nmit Präqualifikation) können zusätzlich einen staatlichen Mindestpreis für das angebotene\r\nSpike-Produkt erhalten und damit einen garantierten Erlös für das Kraftwerk\r\nerzielen. So würde die Investitionssicherheit für flexible Erzeugung erhöht und das\r\nInstrument käme einem Kapazitätsinstrument gleich. Würde der erzielte Marktpreis für\r\ndas Hedgingprodukt unterschritten, gleicht der Staat die Differenz aus (einseitiger\r\nDifferenzkontrakt). Entscheidend für die Anreizwirkung sind die Höhe des Mindestpreises\r\nund damit der Anteil des Investitionsrisikos, den der Staat bereit ist zu tragen.\r\nDie Spike-Produkte präqualifizierter Anbieter könnten in y-1-Auktionen angeboten\r\nwerden, die einmal pro Jahr durchgeführt werden sollen. Die Ausschreibung erfolgt dabei\r\nfür das Folgejahr als Erfüllungsjahr. Kurzlaufende Hedgingprodukte bieten – selbst bei\r\nrollierenden Auktionen – im aktuell regulatorisch unsicheren Marktumfeld keine\r\nInvestitionssicherheit für die Errichtung neuer Kapazitäten Im Gegenteil: Die Unsicherheit\r\nmein Marktteilnehmer würde noch verstärkt. Außerhalb des Erfüllungszeitraums kann\r\neine Vermarktung auch bilateral außerhalb der Börse erfolgen, dann aber ohne staatlich\r\ngarantierten Mindestpreis.\r\nBewertung und Einschätzung\r\nDas skizzierte Modell lässt zahlreiche Fragen unbeantwortet (v. a. die Vereinbarkeit mit\r\ndynamischen Stromtarifen und der Vielfalt anderer Kundenprodukte sowie der verbleibenden\r\nFlexibilität für die Preisgestaltung, Kontrollmechanismen zur Sicherstellung\r\nder Compliance mit der Hedingpflicht, Transaktionskosten).\r\nDie Flexibilität, kurzfristig auf Knappheiten am Markt reagieren zu können, hat für deren\r\nAnbieter einen hohen Wert. Eine Vermarktung von Spitzenlast als Spike-Produkt wäre\r\nkaum attraktiv oder müsste mit sehr hohen Risikoaufschlägen oder mit entsprechend\r\nsehr hohen Optionsprämien erfolgen. In der Vergangenheit waren für Preisspitzen im\r\nStrom Preisspitzen bei den Brennstoffen maßgeblich. Erzeuger, die Spike-Produkte\r\nanbieten, müssten ihrerseits eine entsprechende Option auf den Brennstoff abschließen.\r\nDas Spike-Produkt würde im Ergebnis sehr teuer und in der Umsetzung sehr anspruchsvoll\r\n4 Kapazitätswirkung unklar bzw. fraglich.\r\n5 / 5\r\nwerden. Diese Extrempreise für Strom, die ein solches Spike-Produkt absichern soll, sind\r\naktuell nicht am Markt zu beobachten und absehbar auch nicht in der Häufigkeit zu\r\nerwarten, so dass bei einer Hedgingpflicht mit Spike-Produkten zahlreiche\r\nMarktteilnehmer eine deutlich günstigere Preissicherung anbieten könnten. Ein staatlich\r\ngarantierter Mindestpreis im Sinne einer Kapazitätsfinanzierung müsste dieses Risiko\r\nberücksichtigen und entsprechend hoch angesetzt werden.\r\nDie Möglichkeit, Stromlieferungen zu strukturieren und einzelne Stunden abzusichern, ist\r\nbereits heute problemlos im Rahmen von OTC-Fahrplangeschäften gegeben. Der Handel\r\nmit Optionen (Peaker sind Realoptionen) als mögliche Ausgestaltung der diskutierten\r\nHedgingpflicht ist aber in vielen kommunalen Unternehmen reglementiert. Eine Freigabe\r\nmüsste durch die Eigentümer/Aufsichtsräte erfolgen, welche teilweise keine Bewertungskompetenzen\r\nfür solche Produkte besitzen.\r\nUnklar ist, warum OTC-Geschäfte in der Umsetzung mit einem staatlichen Mindestpreis\r\nausgeschlossen sein sollen. Da der staatliche Mindestpreis eine anteilige Risikoübernahme\r\ndarstellt, wären für Handelsgeschäfte außerhalb der Börse höhere Risikoaufschläge\r\nerforderlich. Solche Einschränkungen wirken daher marktverzerrend. Die EEX\r\nhatte mit sog. Cap-Futures bereits vor Jahren ein ähnliches Produkt aufgesetzt, das\r\nwenige Stunden im Jahr absichert, aber mangels Nachfrage nach wenigen Jahren wieder\r\nvom Markt genommen wurden. Diese Futures waren ein Optionsgeschäft zwischen Kraftwerksbetreibern\r\nund EVU. Die Optionsprämie diente als Kapazitätszahlung für den Kraftwerksbetreiber.\r\nGrund für die ausbleibende Nachfrage waren im Wesentlichen die\r\nausbleibenden Preisspitzen.\r\nDenkbar ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt auch, dass über nationale Hedgingpflicht zur\r\nKapazitätssicherung eine Doppelverpflichtung mit den (soweit noch unklaren und durch\r\ndie BNetzA noch zu konkretisierenden) Vorgaben aus der EU-Hedgingpflicht droht und so\r\nder Umsetzungsaufwand unnötig erhöht würde.\r\nAus VKU-Sicht sollte unbedingt auf eine Verquickung der Vorgaben aus der EU-Hedgingpflicht\r\n(Stoßrichtung Verbraucherschutz durch Absicherung von Preisniveaurisiken) mit\r\nvermeintlich kapazitätssichernden Elementen (Stoßrichtung Versorgungssicherheit durch\r\nAbsicherung von Preisspitzen) verzichtet werden.\r\nZur Refinanzierung von (neuen) steuerbaren Kapazitäten sollte auf etablierte und im\r\neuropäischen Ausland bereits erprobte explizite Kapazitätsmechanismen gesetzt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008267","regulatoryProjectTitle":"Klare Abgrenzung spezialgesetzlicher und allgemeiner Anforderungen in NIS-2-Umsetzung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/9d/321218/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260225.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nReferentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung\r\nder NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher\r\nGrundzüge des Informationssicherheitsmanagements\r\nin der Bundesverwaltung vom 07.05.2024\r\nBerlin, 28.05.2024\r\nSeite 2 von 21\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem „Referentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informati-onssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung“ vom 07.05.2024 Stellung nehmen zu können.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vertritt rund 1.500 kommunalwirtschaft-liche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Wahrscheinlich wird jedes unser Mitgliedsunternehmen entweder als Betreiber einer kritischen Anlage oder als eine (besonders) wichtigen Einrichtung von der Regulierung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz betroffen sein.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt es zunächst ausdrücklich, dass die Wirtschaft frühzeitig und umfassend bei der Erarbeitung des Referentenentwurfs zum NIS-2-Umsetzungsgesetz einbezogen wird. Diese frühe Einbeziehung merkt man dem Referentenentwurf deutlich an, denn dieser setzt die entsprechenden Normen der NIS-2-Richtlinie grundsätzlich gut um. Die Umsetzungsspielräume werden genutzt, um ganz überwiegend zu einem guten Ergebnis zu kommen. Ein vergleichbares Vorgehen hätten wir uns auch im Vorfeld des Referenten-entwurfs des Kritis-Dachgesetzes gewünscht.\r\nNeben den vielen positiven Aspekten existieren aber auch noch verbesserungswürdige Punkte:\r\n•Die Normen zur Abgrenzung des BSIG zu den spezialgesetzlichen Normen desEnWG müssen überarbeitet werden. Im Moment kommt es zu unklaren Doppel-regulierungen von Unternehmen der Energiewirtschaft (siehe die Ausführungenzu § 28 Abs. 4 BSIG).\r\n•Auch die spezialgesetzlichen Regelungen des EnWG müssen geändert werden.Insbesondere muss aus den Normen klar hervorgehen, dass die bisherige Logikdes § 11 EnWG nicht geändert werden soll. Nicht alle Energieanlagen, sondernnur kritische Energieanlagen dürfen in den Anwendungsbereich des EnWG mitseinen IT-Sicherheitskatalogen fallen. Die IT-Sicherheitskataloge für die Energie-versorgungsnetze und Energieanlagen dürfen sich zudem nur auf die (kritischen)Anlagen beziehen und nicht auf die Office-IT (siehe die Ausführungen zu § 5cEnWG).\r\n•Die Einzelfallprüfung der kritischen Komponenten in § 41 BSIG ist in Bezug aufdie Energiewirtschaft nicht handhabbar. Das Procedere sollte geändert und durcheine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt wer-den (siehe die Ausführungen zu § 41 BSIG).\r\nSeite 3 von 21\r\n• Die Beteiligung der Betreiber und deren Wirtschaftsverbände an den weiteren\r\nFestlegungen muss sichergestellt werden. Dies betrifft insbesondere die Beteiligung\r\nan der Festlegung der erforderlichen IT-Sicherheitsmaßnahmen (siehe die\r\nAusführungen zu § 30 Abs. 5 BSIG) und die Beteiligung vor der Bestimmung der\r\nkritischen Anlagen über die neue Kritisverordnung (siehe die Ausführungen zu\r\n§ 58 BSIG).\r\n• Die Spezialregelung für die IT-Dienstleister der Kommunen / Länder ist unklar\r\nund überflüssig. Die Regelung sollte gestrichen werden (siehe die Ausführungen\r\nzu § 28 Abs. 9 BSIG).\r\n• Die Bestimmung des Betreibers ist weiterhin auslegungsbedürftig und sollte innerhalb\r\nder Gesetzesbegründung präzisiert werden (siehe die Ausführungen zu\r\n§ 28 Abs. 6 BSIG).\r\n• Zukünftig sollten das NIS-2-Umsetzungsgesetz und das Kritis-DachG parallel behandelt\r\nwerden und insbesondere gleichzeitig in den Bundestag eingebracht\r\nwerden. Beide Gesetze können nicht getrennt voneinander beurteilt werden,\r\nsondern sind eng miteinander verwoben. So müssen insbesondere die Definitionen\r\nund die Nachweispflichten eng aufeinander abgestimmt werden, um Doppelaufwände\r\nzu verhindern.\r\nSeite 4 von 21\r\nStellungnahme\r\n1. § 2 Abs. 1 BSIG – Begriffsbestimmungen (erheblicher Sicherheitsvorfall)\r\nDie Definition zum „erheblichen Sicherheitsvorfall“ in § 2 Abs. 1 Nr. 10 lit. a § 2 Abs. 1 Nr.\r\n10 BSIG lautet wie folgt:\r\n„10. „erheblicher Sicherheitsvorfall“ ein Sicherheitsvorfall, der\r\na) schwerwiegende Betriebsstörungen der Dienste oder finanzielle Verluste für die\r\nbetreffende Einrichtung verursacht hat oder verursachen kann; oder […]“\r\nGemäß § 2 Abs. 2 kann das BMI bzw. das BSI die erheblichen Sicherheitsvorfälle näher\r\nbestimmen.\r\nFinanzielle Verluste waren bisher nicht Bestandteil der Regulierung für kritische Infrastrukturen\r\nund spielten auch keine Rolle bei der Aufrechterhaltung der kritischen Dienstleistung\r\n(vgl. der aktuelle § 8b Abs. 4 Nr. 2 BSIG). Zudem kann der Wortlaut der Norm so\r\nverstanden werden, dass jeder nur mögliche finanzielle Verlust, ganz gleich wie groß er\r\nist, zu einem erheblichen Sicherheitsvorfall führen soll. Dies kann so nicht richtig sein, weil\r\nfast jeder Sicherheitsvorfall alleine durch die Arbeitskraft, die zur Behebung investiert\r\nwerden muss, zu einem finanziellen Verlust führt. Verstärkt wird diese uferlose Weite der\r\nDefinition dadurch, dass nach dem Wortlaut der Norm der finanzielle Verlust gar nicht\r\neingetreten sein muss, sondern alleine die Möglichkeit des Eintritts ausreicht. Dies widerspricht\r\nzudem der Definition des Sicherheitsvorfalls in § 2 Abs. 1 Nr. 39 BSIG, der von einer\r\ntatsächlichen Beeinträchtigung ausgeht und die bloße Möglichkeit einer Beeinträchtigung\r\nnicht ausreichen lässt.\r\nEine solche uferlose Definition des Begriffs hat Auswirkungen in verschiedenen Bereichen\r\ndes BSIG:\r\nZum einen hat dies einen Einfluss auf die Risikobetrachtung in § 30 BSIG, der explizit den\r\nSicherheitsvorfall als eine maßgebliche Größe zur Betrachtung des Risikos definiert. Sollte\r\njede Art von finanziellen Verlusten betrachtet werden müssen, so würde dies die Anzahl\r\nder zu betrachtenden Risikoszenarien ins Uferlose ausweiten.\r\nBei einem uferlosen Verständnis des erheblichen Sicherheitsvorfalls würde zudem jeder\r\nwie auch immer geartete Sicherheitsvorfall nach § 32 BSIG gemeldet werden. Zudem würden\r\ndie Befugnisse des BSI im Bereich der Unterrichtungspflichten (§ 35 BSIG) und der\r\nSensibilisierung der Öffentlichkeit (§ 36 Abs. 2 BSIG) ins unermessliche wachsen.\r\nUm diesen offensichtlich nicht gewünschten Ergebnissen vorzubeugen, sollte der Gesetzeswortlaut\r\nwie folgt angepasst werden:\r\nSeite 5 von 21\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 Begriffsbestimmungen\r\n(1) […]\r\nNr. 10. „erheblicher Sicherheitsvorfall“ ein Sicherheitsvorfall, der\r\na) schwerwiegende Betriebsstörungen der Dienste oder existenzbedrohende finanzielle\r\nVerluste für die betreffende Einrichtung verursacht hat oder verursachen kann; oder\r\nb) […]\r\nFalls ein finanzieller Verlust existenzbedrohend ist, dann ist auch potentiell die zukünftige\r\nErbringung der Dienstleistung in Gefahr. Falls eine solche Ergänzung auf Grund der Umsetzung\r\nder NIS-2-Richtlinie als nicht machbar angesehen wird, so muss zumindest die\r\nGesetzesbegründung entsprechend klargestellt werden und auch in der näheren Bestimmung\r\ndes BMI / BSI dieser Begriff entsprechend eng definiert werden.\r\n2. § 6 BSIG – Informationsaustausch\r\nDie Einrichtung eines geeigneten Online-Portals zum Austausch zwischen den Betreibern,\r\nderen Lieferanten und Dienstleistern sowie den Bundesbehörden ist sehr zu begrüßen. So\r\nkönnen die relevanten Informationen an zentraler Stelle möglichst umfassend geteilt werden.\r\nKlargestellt werde sollte, dass das Online Portal auch als Rückkanal für die Informationen\r\ndes BSI zu Betreibern besonders wichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen\r\n(vgl. § 5 Abs. 3 Nr. 4 BSIG in der Fassung vom 03.07.2023) genutzt wird. Nur wenn\r\nauch das BSI seine Informationen in dieser Form öffentlich teilt, kann der Sinn des Online-\r\nPortals erreicht werden. Auch sollte der UP-Kritis eng bei dem Austausch eingebunden\r\nwerden.\r\nDieses Portal sollte als zentraler Ort für alle Formen von aktuellen Bedrohungen (also\r\nauch für physische Bedrohungen wie z.B. Naturkatastrophen, Stromausfälle, Sabotage)\r\ndienen. Gefordert wird die Etablierung eines zentralen „Sicherheitslagebilds“.\r\n3. § 11 BSIG - Wiederherstellung der Sicherheit oder Funktionsfähigkeit informationstechnischer\r\nSysteme in herausgehobenen Fällen\r\n§ 11 Abs. 1 S. 1 BSIG lautet wie folgt:\r\n„Handelt es sich bei einer Beeinträchtigung der Sicherheit oder Funktionsfähigkeit eines\r\ninformationstechnischen Systems einer Einrichtung der Bundesverwaltung oder\r\neiner besonders wichtigen Einrichtung oder einer wichtigen Einrichtung um einen herausgehobenen\r\nFall, so kann das Bundesamt auf Ersuchen der betroffenen Einrichtung\r\nSeite 6 von 21\r\noder des betroffenen Betreibers oder einer anderen für die Einrichtung oder den Betreiber\r\nzuständigen Behörde die Maßnahmen treffen, die zur Wiederherstellung der\r\nSicherheit oder Funktionsfähigkeit des betroffenen informationstechnischen Systems\r\nerforderlich sind.[…]“\r\nLaut Gesetzesbegründung soll der bisherige § 5b Abs. 1 BSIG hiermit fortgeführt werden.\r\nAllerdings verändert die neue Fassung die bisherige Fassung ganz maßgeblich an der oben\r\nunterstrichenen Stelle. Somit könnten Maßnahmen zur Wiederherstellung der Sicherheit\r\nder Funktionsfähigkeit der informationstechnischen Systeme nicht nur auf Ersuchen des\r\nbetroffenen Betreibers oder betroffenen Einrichtung erfolgen, sondern auch auf Ersuchen\r\neiner „anderen für die Einrichtung oder den Betreiber zuständigen Behörde“. Ganz konkret\r\nkönnte dies bedeuten, dass beispielsweise das BSI auf Ersuchen der BNetzA gegen den\r\nWillen der betroffenen Einrichtung den Notbetrieb für eine Netzgesellschaft übernimmt.\r\nDies erscheint nicht realistisch und würde die Fähigkeiten des BSI überfordern.\r\nFalls die Regelung anders gemeint ist, so muss sie klargestellt werden. Ist die Regelung\r\nwie zuvor beschrieben zu verstehen, so muss sie gestrichen werden.\r\n4. § 28 BSIG - Anwendungsbereich, Betreiber kritischer Anlagen, besonders\r\nwichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen\r\na. Abs. 3 – Bestimmung der Size-Cap nach KMU-Empfehlung\r\nPositiv zu bemerken ist, dass bei der Bestimmung von Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz\r\nund Jahresbilanzsumme (außer für rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer\r\nGebietskörperschaft) die Empfehlung 2003/361/EG mit Ausnahme von Artikel 3 Absatz\r\n4 des Anhangs anzuwenden ist. Durch die explizite Nichteinbeziehung von Artikel 3\r\nAbsatz 4 des Anhangs ist klargestellt, dass auch Unternehmen mit Beteiligung der öffentlichen\r\nHand stets nach den zuvor genannten Größenschwellen des § 28 Abs. 1, 2 BSIG\r\nbeurteilt werden, was bei Geltung des Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs nicht der Fall wäre.\r\nWeiterhin ist positiv zu vermerken, dass auf die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\nabzustellen ist. Ergänzend stellt die Gesetzesbegründung fest, dass bei der\r\nBestimmung der maßgeblichen Mitarbeiterzahlen und des Umsatzes nur diejenigen Teile\r\nder Einrichtung einzubeziehen sind, die tatsächlich im Bereich der in den Anlagen 1 und 2\r\ngenannten Definitionen der Einrichtungskategorien tätig sind. Dies führt dazu, dass für\r\nunselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft nur deren Mitarbeiterzahl\r\nbzw. Umsatz maßgeblich ist und nicht der Umsatz bzw. Mitarbeiterzahl der Gebietskörperschaft\r\nselbst. Auch sind mögliche Beteiligungen der Gebietskörperschaft bzw.\r\nder unselbstständigen Organisationseinheit der Gebietskörperschaft irrelevant, da hier\r\ndie Empfehlung 2003/361/EG nach dem Gesetzeswortlaut nicht auf diese anwendbar ist.\r\nAllerdings sollte dieses Ergebnis nochmals in der Gesetzesbegründung erläutert werden,\r\nSeite 7 von 21\r\nda dieser Zusammenhang sonst ggf. missverstanden werden könnte. Es wird vorgeschlagen,\r\ndie folgende Ergänzung in die Gesetzesbegründung aufzuehmen (vgl. Gesetzesbegründung\r\nvom 03.07.2023 zu § 2 Abs. 1 Nr. 12 BSIG):\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nGesetzesbegründung zu § 28 Abs. 3 BSIG\r\nUm eine dem Sinn und Zweck der NIS-2-Richtlinie entsprechende Einbeziehung von Eigenbetrieben\r\nder Kommunen oder Landesbetriebe der Länder zu gewährleisten, wird\r\nhier klargestellt, dass bei solchen rechtlich unselbstständigen Organisationseinheiten\r\neiner Gebietskörperschaft die Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme\r\ndes Eigenbetriebs bzw. Landesbetriebs selbst ausschlaggebend ist.\r\nb. Abs. 4 – Ausnahmen vom Anwendungsbereich\r\nNach § 28 Abs. 4 Nr. 2 BSIG gelten die §§ 31 (besondere Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen\r\nvon Betreibern kritischer Anlagen), 32 (Meldepflichten), 35 (Unterrichtungspflichten)\r\nund 39 (Nachweispflichten für Betreiber kritischer Anlagen) nicht\r\nfür Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder Energieanlagen im Sinne des EnWG, soweit\r\nsie den Regelungen des § 5c des EnWG unterliegen. Nach der Gesetzesbegründung\r\nsoll Abs. 4 den bisherigen § 8d Abs. 2 BSIG fortführen. Mit dem hier vorgeschlagenen Gesetzeswortlaut\r\ngelingt dies jedoch nicht. Vielmehr kommt es zu Widersprüchen mit dem\r\nneuen § 5c EnWG.\r\nNicht ausgeschlossen wird zum einen § 30 BSIG, der die Risikomanagementmaßnahmen\r\nbesonders wichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen regelt. Dies bedeutet im\r\nUmkehrschluss, dass für die Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder Energieanlagen\r\n(neben dem § 5c EnWG) immer auch der § 30 BSIG zu beachten ist. In den neuen\r\nNormen des § 5c EnWG werden jedoch teilweise auch Risikomanagementmaßnahmen\r\nbesonders wichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen reguliert. So schreibt § 5c\r\nAbs. 1 EnWG (allen) Betreibern von Energieversorgungsnetzen vor, dass sie einen angemessenen\r\nSchutz der IKT-Systeme sicherstellen müssen, die für den sicheren Netzbetrieb\r\nnotwendig sind. Nach § 5c Abs. 2 EnWG müssen Betreiber von Energieanlagen, die besonders\r\nwichtige oder wichtige Einrichtungen sind, ihre für den sicheren Anlagenbetrieb notwendigen\r\nIKT-Systeme schützen. Einzelheiten werden in den IT-Sicherheitskatalogen geregelt,\r\nder auch 10 Mindestvorgaben enthalten soll (vgl. die parallele Norm des § 30 Abs.\r\n2 BSIG). Es kommt somit zu einer Doppelung der Pflichten oder zumindest zu Unklarheiten,\r\nin welchem Verhältnis § 30 BSIG zu § 5c Abs. 1 – 3 EnWG steht.\r\nEs wird deshalb gefordert, dass auch die Anwendbarkeit von § 30 BSIG durch § 28 Abs.\r\n4 Nr. 2 BSIG ausgeschlossen wird, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder\r\nEnergieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nSeite 8 von 21\r\nWeiterhin kommt es zu Doppelungen im Bereich der Dokumentationen der ergriffenen\r\nMaßnahmen bzw. des Nachweises dieser Dokumentationen für Betreiber von Energieversorgungsnetzen.\r\nSo müssen nach § 5c Abs. 1 EnWG (letzter Satz) und § 5c Abs. 4 EnWG\r\nalle Betreiber von Energieversorgungsnetzen ihre Maßnahmen dokumentieren (Abs. 1)\r\nund diese Dokumentation der BNetzA übermitteln/nachweisen (Abs. 4). § 65, 66 BSIG\r\nwiederum regelt für die besonders wichtigen und wichtigen Einrichtungen ebenfalls Dokumentations-\r\nund Nachweispflichten. §§ 65, 66 BSIG sind allerdings durch § 28 Abs. 4 Nr.\r\n2 BSIG ebenfalls nicht ausgeschlossen, sodass diese Pflichten nebeneinander stehen.\r\nEs wird deshalb gefordert, dass auch die Anwendbarkeit von §§ 65, 66 BSIG durch § 28\r\nAbs. 4 Nr. 2 BSIG ausgeschlossen wird, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\noder Energieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nAuch im Bereich der Registrierung kommt es zu Doppelungen. So gibt zum einen § 5c Abs.\r\n8 S. 1, 2 EnWG die Registrierung von (allen) Betreibern von Energieversorgungsnetzen vor.\r\nGleiches gilt für die Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige oder wichtige\r\nEinrichtungen sind. Diese unterliegen allerdings auch den Registrierungspflichten nach\r\n§ 33 BSIG. Die Pflichten stehen nebeneinander ohne die Pflichten abzugrenzen.\r\nEs wird deshalb gefordert, dass auch die Anwendbarkeit von §§ 33 BSIG durch § 28 Abs.\r\n4 Nr. 2 BSIG ausgeschlossen wird, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder\r\nEnergieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 4\r\nDie §§ 30, 31, 32, 33, 35 und 39, 65, 66 gelten nicht für: […].\r\nIn der Gesetzesbegründung zu § 28 Abs. 4 BSIG finden sich nunmehr Ausführungen zu den\r\nPflichten von Querverbundsunternehmen. Eine Klarstellung hatte der VKU gefordert,\r\nweshalb wir die Ausführungen im Grundsatz sehr begrüßen. Allerdings sollte die Gesetzesbegründung\r\nnoch ein wenig geschärft werden. Es sollte klargestellt werden, dass sich\r\ndie spezialgesetzlichen Normen nur auf die im Anwendungsbereich dieser Normen befindlichen\r\nAnlagen beziehen. Es wird deshalb vorgeschlagen, die Gesetzesbegründung wie\r\nfolgt anzupassen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nHierbei ist zu beachten, dass gemäß Absatz 4 die Anwendung der § 30, 31, 32, 33, 35, und\r\n39, 65, 66 nur jeweils ausgeschlossen ist, soweit die Unternehmen den Regelungen des\r\nTKG bzw. des EnWG unterliegen. Für Querverbundsunternehmen, die in unterschiedlichen\r\nSektoren gleichzeitig tätig sind, ergeben sich daher mitunter mehrere gesetzliche\r\nSeite 9 von 21\r\nVorschriften, die parallel für den jeweiligen Tätigkeitsbereich gelten. Somit gelten beispielsweise\r\nfür ein Stadtwerk, dass im TK-Bereich, im Energiesektor und im Wasser-/Abwasserbereich\r\ntätig ist, jeweils für die TK-Anlagen den TK-Bereich die Anforderungen des\r\nTKG, für die Anlagen des Energiesektors den Energiesektor die Anforderungen des EnWG\r\nund für die Anlagen im Bereich den Wasser/Abwasserbereich die Anforderungen des\r\nBSIG. Für sowie für die sonstige IT, welche für die Erbringung der Dienste (außerhalb der\r\nAnlagen) genutzt wird, gelten allgemein die Vorgaben des BSIG (vgl. § 30 Abs. 1 BSIG).\r\nDurch diese Anpassung wird auch klargestellt, dass der Erlass der IT-Sicherheitskataloge\r\nim Energiebereich bzw. TK-Bereich sich nur auf die dort verankerten Anlagen bezieht und\r\nnicht die IT für die allgemeinen Dienste mit umfasst.\r\nIm Übrigen wird auf die Ausführungen zu § 5c EnWG verwiesen. Die zu § 28 Abs. 4 BSIG\r\ngemachten Ausführungen gelten zudem sinngemäß auch für die Regelungen im Telekommunikationssektor\r\n(§ 28 Abs. 4 Nr. 1 BSIG). Auch hier kommt es zu vergleichbaren\r\nDoppelregulierungen, die aufgelöst werden müssen.\r\nc. Abs. 6 – Definition des Betreibers einer kritischen Anlage\r\nZunächst wird gefordert, dass der Betreiber einer kritischen Anlage deckungsgleich mit\r\ndem gleichlautenden Begriff im Kritis-DachG definiert und angewendet wird. Anderenfalls\r\nwird die Bestimmung des Anwendungsbereichs für die jeweiligen Unternehmen vollends\r\nunüberschaubar.\r\nDie Definition des Betreibers einer kritischen Anlage ähnelt sehr der bisherigen Definition\r\ndes Betreibers einer kritischen Infrastruktur in § 1 Abs. 1 Nr. 2 BSI-Kritisverordnung. Insbesondere\r\nwird weiterhin auf den bestimmenden Einfluss auf die kritische Anlage unter\r\nBerücksichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände abgestellt.\r\nDieses pauschale Abstellen hat sich bereits in der Vergangenheit insbesondere innerhalb\r\nvon Konzernen als problematisch erwiesen, weil dort sehr häufig die rechtliche\r\nund wirtschaftliche Kontrolle von der tatsächlichen Kontrolle abweicht. Tochtergesellschaften\r\nkönnen beispielsweise tatsächlich Windkraftanlagen betreiben, während die\r\nrechtliche und wirtschaftliche Kontrolle der gesamten Tochtergesellschaft bei der Muttergesellschaft\r\n(ggf. als reine Holding-Gesellschaft) verbleibt. In solchen Fällen ist unklar,\r\nwelches Kriterium entscheidend ist, zur Bestimmung der Betreibereigenschaft. Die Gesetzesbegründung\r\nsollte hier eine Klarstellung enthalten und zumindest auf die entsprechende\r\nRechtsprechung zur Betreibereigenschaft im Immissionsschutzrecht verweisen.\r\nDies ist zumindest in der Begründung zur alten BSI-Kritisverordnung1 erfolgt. Eine solche\r\nKlarstellung ist auch deshalb wichtig, weil dies Auswirkungen auf die Frage hat, wann eine\r\n1 https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/downloads/DE/veroeffentlichungen/2016/kritisvo.\r\npdf;jsessionid=EF24D8703CD5D54459567A198CA583F3.2_cid295?__blob=publication-\r\nFile&v=1\r\nSeite 10 von 21\r\nnatürliche oder juristische Person oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheit\r\neiner Gebietskörperschaft einer bestimmten Einrichtungsart „zuzuordnen“ ist (vgl. § 28\r\nAbs. 1 Nr. 4; Abs. 2 Nr. 3 BSIG). In den in Bezug genommenen Anlagen 1 und 2 wird ebenfalls\r\nhäufig auf den Betreiber abgestellt.\r\nd. Abs. 7, 8 – Zeitlicher Anwendungsbereich für Betreiber von kritischen Anlagen\r\n§ 28 Abs. 7, 8 BSIG legt den zeitlichen Anwendungsbereich fest für die Betreiber von kritischen\r\nAnlagen. Dieser ist maßgeblich für die Beantwortung der Frage, auf welchen Zeitpunkt\r\nes bei der Betrachtung der Schwellenwerte ankommt und ab wann sodann die\r\nPflichten für die Betreiber der kritischen Anlagen gelten.\r\nDiese Regelungen finden sich bisher ausschließlich in der BSI-Kritisverordnung und können\r\nsich je nach Sektor und konkreter Anlage unterscheiden (siehe z.B. für den Sektor\r\nEnergie Anhang 1, Teil 1 Nr. 3, 4 Kritis-Verordnung). Es sollte nunmehr im BSIG die bisherige\r\nRegel aus der Kritis-Verordnung festgeschrieben werden, dass jeweils immer auf\r\ndie Werte des Vorjahres abgestellt wird, um die Eigenschaft als kritische Anlage zu bestimmen.\r\nZudem müssen auch die bisher gewährten 3 Monate Übergangsfrist weiterhin\r\ngelten (siehe z.B. für den Sektor Energie Anhang 1, Teil 1 Nr. 3, 4 BSI-Kritisverordnung).\r\ne. Abs. 9 – Sonderregeln für IT-Dienstleister der Kommunen / Länder\r\nIn § 28 Abs. 9 BSIG wird eine Öffnungsklausel vorgesehen, mit der die Länder die IT-Dienstleister\r\nder Kommunen / Länder vom Anwendungsbereich des NIS-2-Umsetzungsgesetzes\r\nausnehmen können. Voraussetzung ist hierbei nach § 28 Abs. 9 Nr. 1 BSIG, dass die ITDienstleister\r\nim ausschließlichen mittel- oder unmittelbaren Eigentum von Gebietskörperschaften\r\n(ausgenommen des Bundes) stehen.\r\nZunächst existiert im deutschen Recht kein „mittelbares Eigentum“. Es existiert lediglich\r\nmittelbarer Besitz (§ 868 BGB).2 Anscheinend sollen Konstellationen erfasst werden, in\r\ndenen Kommune / Länder die gesellschaftsrechtlichen Anteile an einem IT-Dienstleister\r\nnicht unmittelbar selbst „gehören“, sondern dass diese Anteile von einer anderen Gesellschaft\r\n(z.B. GmbH) gehalten werden, die wiederum „im Eigentum“ der Kommune / Länder\r\nsteht.\r\nDie Regelung zielt erkennbar auf die IT-Dienstleister ab, die ganz überwiegend für die\r\nkommunalen Gebietskörperschaften bzw. die Länder die IT-Dienste erbringen. Allerdings\r\nkönnten durch die sehr unklare Formulierung auch vom VKU vertretene Unternehmen\r\n2 Siehe zu den verschiedenen Formen des Eigentums Rösch in: Herberger/Martinek/Rüßmann/\r\nWeth/Würdinger, jurisPK-BGB, 10. Aufl., § 903 BGB (Stand: 15.03.2023), Rn. 15.\r\nSeite 11 von 21\r\nerfasst werden. So könnte beispielsweise ein 100%-IT-Tochterunternehmen eines Stadtwerkes\r\n(das wiederum zu 100% der Kommune gehört) hierunter fallen.\r\nIn einem solchen Falle müsste das Stadtwerk die Regelungen des BSIG (bzw. EnWG, TKG,\r\netc.) erfüllen, während der eigene IT-Dienstleister bei Nutzung der Öffnungsklausel durch\r\ndie Länder die Landesregel erfüllen müsste. Da aber der IT-Dienstleister wiederum\r\nDienste für das Stadtwerk erbringt, das dem BSIG unterliegt, müsste der IT-Dienstleister\r\nauch diese Regeln erfüllen. Das Stadtwerk wird seine eigenen Pflichten vertraglich an den\r\nIT-Dienstleister weiterreichen. Gleiches gilt im Bereich der Regie- und Eigenbetriebe (z.B.\r\nrelevant im Wasser/Abwasserbereich und im Bereich der Abfallwirtschaft). Hier unterliegt\r\nder Regie- und Eigenbetrieb den Regeln des BSIG, während der kommunale IT-Dienstleister\r\n(der gleichzeitig für die gesamte Kommune tätig ist) den Länderregeln unterliegt. Der\r\nRegie- und Eigenbetrieb verlässt sich für die IT auf die Dienstleistungen des kommunalen\r\nIT-Dienstleisters und muss ebenfalls seine Pflichten aus dem BSIG an den kommunalen ITDienstleister\r\nweiterreichen.\r\nEs lässt sich feststellen, dass die Regelung des § 28 Abs. 9 BSIG unklar ist und im Ergebnis\r\nnicht dazu führt, dass der kommunale IT-Dienstleister nur die Landesregeln umsetzen\r\nmuss. Zudem zersplittern die IT-Sicherheitspflichten noch weiter und werden unnötig\r\nkomplex. Aus diesen Gründen sollte die Regelung ersatzlos gestrichen werden.\r\n5. § 30 BSIG - Risikomanagementmaßnahmen\r\na. Abs. 1 Verhältnismäßigkeit der Maßnahmen\r\nDie § 30 Abs. 1 BSIG legen die grundsätzlichen Pflichten zur Vornahme von verhältnismäßigen\r\nMaßnahmen zur Erhöhung der Informationssicherheit fest. In Zusammenschau mit\r\nder Gesetzesbegründung sind diese Absätze ausdrücklich zu begrüßen.\r\nSo bringt Abs. 1 klar zum Ausdruck, dass nicht nur bei den Betreibern von kritischen Anlagen,\r\nsondern auch bei den besonders wichtigen Einrichtungen / wichtigen Einrichtungen\r\nder Focus auf der Sicherung der Dienstleistungen liegt („die sie für die Erbringung ihrer\r\nDienste nutzen…“). Allerdings sollte der Begriff des „Dienstes“ in die Definitionen des § 2\r\nBSIG aufgenommen werden und nicht nur in der Gesetzesbegründung wiedergegeben\r\nwerden.\r\nb. Abs. 5 – Ergänzende Festlegungen der erforderlichen Maßnahmen durch das\r\nBMI\r\nNach § 30 Abs. 5 BSIG kann das BMI ergänzende Festlegungen zu den erforderlichen Maßnahmen\r\nnach § 30 Abs. 2 BSIG treffen. Eine Anhörung der Betreiber ist bisher nicht vorgesehen.\r\nDies ist nicht sinnvoll, da die erforderlichen Maßnahmen nur zusammen mit den\r\nBetreibern erarbeitet werden können. Es wird gefordert, dass die Betreiber / EinrichtunSeite\r\n12 von 21\r\ngen bzw. die entsprechenden Wirtschaftsverbände vor der Verabschiedung einer entsprechenden\r\nRechtsverordnung angehört werden und sich diese Anhörung nicht in einem\r\nreinen Formalismus erschöpft.\r\nc. Abs. 6 – Einsatz von bestimmten IKT-Produkten, -Diensten, -Prozessen\r\nGemäß § 30 Abs. 6 BSIG dürfen besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtung\r\ndurch Rechtsverordnung nach § 58 Absatz 4 bestimmte IKT-Produkte, IKT-Dienste\r\nund IKT-Prozesse nur verwenden, wenn diese über eine Cybersicherheitszertifizierung gemäß\r\neuropäischer Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881 verfügen.\r\nDieser Mechanismus kann weitreichende Folgen haben, da hierdurch faktisch der Einsatz\r\nvon bestimmten Produkten, Diensten und Prozessen im IKT-Bereich untersagt werden\r\nkann. Sollten beispielsweise Cloud-Hyperscaler wie z.B. Microsoft, Amazon etc. eine entsprechende\r\nZertifzierung nicht bekommen, so könnte deren Einsatz durch die besonders\r\nwichtigen Einrichtungen / wichtigen Einrichtungen untersagt werden.\r\nNicht geregelt sind jedoch Fragen des Bestandsschutzes, der Übergangsfristen und dem\r\nVerhältnis zum Einsatz von kritischen Komponenten. Es wird gefordert, zumindest diese\r\nThemenkomplexe im Gesetz klarzustellen. Sollte es nur wenige zertifizierte Anbieter für\r\ndiese Produkte, Dienste oder Prozesse geben, so besteht die Gefahr der Schaffung von\r\nMonopolen / Oligopolen in diesem Bereich.\r\n6. § 38 BSIG - Billigungs-, Überwachungs- und Schulungspflicht für\r\nGeschäftsleiter besonders wichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen\r\nBereits heute besteht weitgehend Einigkeit, dass die allgemeinen Sorgfaltspflichten von\r\nLeitungsorganen und die gesellschaftsrechtlich gebotene Etablierung von Maßnahmen\r\nzum angemessenen Risikomanagement (vgl. § 91 Abs. 2, § 92 Abs. 1 AktG; § 43 GmbHG)\r\nauch die Pflicht zu angemessenen Maßnahmen für die IT-Sicherheit umfasst. Es handelt\r\nsich hierbei um eine Aufgabe der Unternehmensleitung.3 Insoweit statuiert § 38 Abs. 1\r\nBSIG lediglich den bisherigen Status Quo, der sich aus den allgemeinen gesellschaftsrechtlichen\r\nRegeln abgeleitet hat.\r\na. § 38 Abs. 2 BSIG – Haftungsverzicht / Vergleich über die Haftung\r\nAnders als § 93 Abs. 4 S. 3 AktG enthält das GmbHG keine generelle Einschränkung für\r\nden Verzicht auf oder den Vergleich über Schadensersatzansprüche der Gesellschaft ge-\r\n3 Krieger/Schneider, Handbuch Managerhaftung, 4. Auflage 2023, Rz. 45.10.\r\nSeite 13 von 21\r\ngen ihren Geschäftsführer. Ein Verzicht oder ein Vergleich sind deshalb grundsätzlich zulässig.\r\nDie Entscheidung darüber obliegt gemäß § 46 Nr. 8 GmbHG den Gesellschaftern.4\r\nDurch § 38 Abs. 2 BSIG wird zumindest für die GmbH der Verzicht und der Vergleich im\r\nGrundsatz ausgeschlossen. Warum nur für den Bereich von Verstößen gegen IT-Sicherheitspflichten\r\nvom Grundsatz eines möglichen Verzichts oder Vergleichs bei einer GmbH\r\nabgewichen wird, erschließt sich nicht. Sollte eine solche Modifizierung des GmbHG gewollt\r\nsein, so muss dies in der Gesetzesbegründung begründet werden.\r\nNeu aufgenommen wurde, dass ein Vergleich nicht mehr generell unzulässig ist, sondern\r\nnur dann, wenn er in einem groben Missverhältnis zu einer bestehenden Ungewissheit\r\nüber das Rechtsverhältnis steht. Laut Gesetzesbegründung ist bei einem gerichtlich vorgeschlagenen\r\nVergleich davon auszugehen, dass dieser angemessen ist. Zudem wird klargestellt,\r\ndass der Abschluss von D&O-Versicherungen weiterhin möglich ist.\r\nZunächst wird begrüßt, dass die Zulässigkeit von D&O-Versicherungen explizit klargestellt\r\nwurde. Auch wird begrüßt, dass nicht mehr jeglicher Vergleich unzulässig ist, sondern\r\nnur im Falle eines groben Missverhältnisses.\r\nAllerdings sollten in der Gesetzesbegründung weitere Hinweise gegeben werden, wann\r\nein grobes Missverhältnis vorliegt und wann nicht. Angenommen, es geht um einen Cyberschaden\r\nvon EUR 1 Mio. und die Beweislage für das Unternehmen ist schwierig, weil\r\nz.B. der Angriffsvektor durch IT-forensische Maßnahmen nicht abschließend festgestellt\r\nwerden konnte und es daher um die Kausalität einer Pflichtverletzung geht. Welche Vergleichsspanne\r\nist dann angemessen? Mit anderen Worten: Was ist der zulässige Mindestbetrag\r\nfür einen Vergleich mit dem Organ, EUR 100.000, 50.000, 10.000?\r\nZudem sollte auch der Verzicht auf die Ersatzansprüche ebenfalls nur dann unzulässig\r\nsein, wenn ein grobes Missverhältnis vorliegt. Anderenfalls steht zu vermuten, dass\r\nstatt eines Verzichts schlicht Vergleiche in einer geringen Höhe geschlossen werden.\r\nb. § 38 Abs. 3 – Verpflichtende Schulungen der Geschäftsleitung\r\nGemäß § 38 Abs. 3 BSIG muss die Geschäftsleitung besonders wichtiger Einrichtungen und\r\nwichtiger Einrichtungen regelmäßig an Schulungen teilnehmen, um ausreichende Kenntnisse\r\nund Fähigkeiten zur Erkennung und Bewertung von Risiken sowie Risikomanagementpraktiken\r\nim Bereich der Cybersicherheit und deren Auswirkungen auf die von der\r\nEinrichtung erbrachten Dienste zu erwerben.\r\nEs sollte klargestellt werden, ob es sich hierbei um eine spezielle und tiefergehende\r\nSchulung für die Geschäftsleiter handelt oder auch die Teilnahme an allgemeinen ITSicherheitsschulungen\r\nfür die Belegschaft ausreichend ist.\r\n4 Fleischer, in: Münchener Kommentar GmbH, 4. Auflage 2023, § 43, Rn. 350.\r\nSeite 14 von 21\r\n7. § 39 BSIG - Nachweispflichten für Betreiber kritischer Anlagen\r\nÄußerst positiv zu beurteilen ist, dass zukünftig die Nachweispflichten von den Betreibern\r\nvon kritischen Anlagen alle drei Jahre und nicht mehr alle zwei Jahre erfüllt werden\r\nmüssen. Dieser Nachweiszyklus entspricht den internationalen Normen der ISO 27000-\r\nReihe und verhindert Doppelaufwände für die Unternehmen, weil sie anderenfalls Nachweise\r\nhäufig doppelt erbringen müssen zu unterschiedlichen Zeitpunkten. Von entscheidender\r\nBedeutung ist, dass die Nachweiszeiträume im NIS2UmsuCG und im KRITISDachG\r\nparallel ausgestaltet werden, damit die Audits nur einmal und zwar gemeinsam\r\ndurchgeführt werden müssen.\r\n8. § 40 - Zentrale Melde- und Anlaufstelle\r\nGemäß § 40 Abs. 3 Nr. 4 BSIG hat das BSI unverzüglich die Betreiber kritischer Anlagen\r\nüber sie betreffende Informationen nach den Nummern 1 bis 3 durch Übermittlung an die\r\nKontaktdaten nach § 33 Absatz 1 Nummer 2 zu unterrichten.\r\nPositiv ist zunächst, dass das BSI (wie auch bereits heute gemäß § 8b Abs. 2 Nr. 4a BSIG)\r\nunverzüglich gewisse Informationen an die Betreiber weitergeben muss. Allerdings wird\r\ndas BSI im Einzelfall kaum bewerten können, welche Informationen genau für welche Einrichtung\r\nvon Relevanz ist, da das BSI nicht weiß, welche IT/OT-Systeme die Betreiber einsetzen.\r\nAus diesem Grund wird gefordert, dass das BSI im Zweifel die Informationen\r\nweitergibt, also bereits bei potentiell wichtigen Informationen diese weiterleitet. Zudem\r\nsollte darüber nachgedacht werden, die Informationen über das Online-Portal im\r\nPrinzip allen Betreibern / Einrichtungen zur Verfügung zu stellen. Die Betreiber / Einrichtungen\r\nkönnen dann selbst bewerten, welche Informationen für sie relevant sind\r\nund welche nicht.\r\n9. § 41 BSIG - Untersagung des Einsatzes kritischer Komponenten\r\n§ 41 BSIG beschreibt das Procedere der Untersagung von kritischen Komponenten. Bisher\r\nwurden nur im 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze kritische Komponenten definiert.\r\nZukünftig werden allerdings auch im Bereich der Energiewirtschaft kritische Komponenten\r\nexistieren. Auf Grundlage von § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG (zukünftig § 5c Abs.\r\n9 Nr. 2 EnWG) konsultiert und erarbeitet die BNetzA im Moment die Festlegung von kritischen\r\nFunktionen, aus denen sodann die kritischen Komponenten abgeleitet werden.5\r\nDurch die Festlegung werden die Übertragungsnetzbetreiber, aber auch die Betreiber von\r\nEnergieanlagen sowie Verteilnetzbetreiber (soweit sie jeweils kritische Infrastrukturen\r\nbetreiben) adressiert. Im Ergebnis werden somit hunderte Unternehmen neu in den An-\r\n5 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/\r\nIT_Sicherheit/KriFu/start2.html\r\nSeite 15 von 21\r\nwendungsbereich des § 41 BSIG fallen. Dies steht im krassen Gegensatz zur ursprünglichen\r\nIdee des § 41 BSIG, der klar den 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze mit seinen\r\nnur vier am Ausbau beteiligten Unternehmen im Blick hatte.\r\nVor diesem Hintergrund wird klar, dass die durch § 41 BSIG vorgesehene Einzelfallprüfung\r\nder Vertrauenswürdigkeit einzelner Komponenten durch das BMI für den Bereich der\r\nEnergiewirtschaft keinen Bestand haben kann. Das BMI wird mit den tausenden Einzelfallprüfungen\r\nschlicht personell überfordert sein. In Konsequenz würde sich der Einbau /\r\nAustausch von Komponenten um mindestens zwei Monate bzw. vier Monate verzögern\r\n(vgl. § 41 Abs. 2 BSIG). Dies kann zu einer Gefährdung der Sicherheit der Energienetze und\r\nEnergieanlagen führen, da z.B. der kurzfristige Austausch von defekten Komponenten verhindert\r\nwird. Auch die regulären Beschaffungsprozesse würden sich massiv verzögern,\r\nund der Ausbau der Energienetze weiter verzögert. Insgesamt handelt es sich um ein sehr\r\nbürokratisches Verfahren, dass im Ergebnis nicht zu mehr Sicherheit führen wird, aber die\r\nPlanungssicherheit der Unternehmen untergräbt.\r\nVor diesem Hintergrund sollte das Prüfverfahren gemäß § 41 BSIG gestrichen und durch\r\neine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt werden. Ergänzend\r\nwird auf die Stellungnahme des UP Kritis und des BDEW verwiesen.\r\n10. § 58 BSIG – Ermächtigung zum Erlass von Rechtsverordnungen\r\nGemäß § 58 Abs. 4 BSIG werden durch Rechtsverordnung die kritischen Anlagen festgelegt.\r\nHierbei muss sichergestellt werden, dass die Definition der kritischen Anlagen deckungsgleich\r\nder Definition der kritischen Anlagen im Kritis-Dachgesetz ist. Anderenfalls\r\nwird die bereits sehr komplexe Regulierung des Anwendungsbereichs beider Gesetze\r\nnoch weiter verkompliziert.\r\nZudem muss wieder aufgenommen werden, dass diese Festlegung selbstverständlich\r\nnach Anhörung der betroffenen Betreiber und Wirtschaftsverbände erfolgt. Dies ist –\r\nanders als noch in der Vorfassung – nicht mehr im Gesetzestext vorhanden. Wir gehen\r\nvon einem Redaktionsversehen aus, da die Absätze 1-3 jeweils eine entsprechende Anhörung\r\nder Wirtschaftsverbände vorsehen.\r\nZum Einsatz von IKT-Produkten, -Diensten und –Prozessen (§ 58 Abs. 3 BSIG) wird auf die\r\nAnmerkungen zu § 30 Abs. 6 BSIG verwiesen.\r\n11. § 65 BSIG - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders\r\nwichtige Einrichtungen\r\nGemäß § 65 Abs. 1 BSIG kann das Bundesamt einzelne besonders wichtige Einrichtungen\r\nverpflichten, Audits, Prüfungen oder Zertifizierungen von unabhängigen Stellen zur Prüfung\r\nder Erfüllung der Anforderungen nach den §§ 30, 31 und 32 durchführen zu lassen.\r\nSeite 16 von 21\r\nDie Möglichkeit, diese Nachweise anzufordern, findet sich in § 65 Abs. 3 BSIG. Die maßgeblichen\r\nKriterien zur Ermessensausübung finden sich hierbei in § 65 Abs. 4 BSIG.\r\nPositiv ist zunächst hieran, dass besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen\r\nnicht ohne weiteres ex-ante Nachweispflichten unterliegen, wie dies bei Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen der Fall ist (vgl. § 39 BSIG). Allerdings muss der Verweis auf\r\n§ 31 BSIG gestrichen werden (gilt auch für § 65 Abs 3 S. 1 BSIG). § 31 BSIG regelt die\r\nbesonderen Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen von Betreibern kritischer\r\nAnlagen. § 65 Abs. 1 BSIG regelt allerdings die Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen\r\nfür besonders wichtige Einrichtungen. Der Verweis könnte so gelesen werden,\r\ndass auch von besonders wichtigen Einrichtungen die weitergehenden Anforderungen an\r\ndie Betreiber von kritischen Anlagen auferlegt werden könnten. Dies ist aber offensichtlich\r\nnicht gewollt und auch nicht sinnvoll.\r\nDie ermessenssteuernde Norm in § 65 Abs. 4 BSIG folgt einem risikobasierten Ansatz, so\r\nwie dies wohl aus Erwägungsgrund 124 der NIS-2-Richtlinie vorgegeben ist. Im Grundsatz\r\nsind die Kriterien gut nachzuvollziehen, sollten jedoch noch ergänzt werden. So sollte\r\nexplizit festgeschrieben werden, dass zum einen auch die Umsetzungskosten ein leitendes\r\nKriterium sind (vgl. die Abwägung in § 30 Abs. 1 BSIG). Auch sollte in die Abwägung\r\nexplizit einbezogen werden, ob es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung bereits\r\num einen Betreiber einer kritischen Anlage handelt. In einem solchen Fall greifen die ex-\r\nAnte Nachweispflichten bereits in Bezug auf die kritischen Anlagen, die zweifellos das\r\ngrößte Risiko darstellen. Im Regelfall sollte eine zusätzliche Nachweiserbringung und Anforderung\r\nfür besonders wichtige Einrichtungen ausgeschlossen sein, wenn sie eine kritische\r\nAnlage betreiben.\r\nZudem muss der Verweis in § 65 Abs. 4 BSIG nicht nur auf § 65 Abs. 3 BSIG (Anforderung\r\nder Nachweise), sondern auch auf § 65 Abs. 1 BSIG (Verpflichtung zur Auditierung, Prüfung\r\nund Zertifzierung) erstreckt werden. Anderenfalls existieren keine ermessenleitenden\r\nKriterien für die Festlegung der Verpflichtungen aus § 65 Abs. 1 BSIG.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 65 - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders wichtige Einrichtungen\r\n(4) Bei der Auswahl, von welchen Einrichtungen das Bundesamt nach Absatz 3 Nachweise\r\nanfordert, berücksichtigt das Bundesamt das Ausmaß der Risikoexposition, die Größe der\r\nEinrichtung und mögliche Umsetzungskosten sowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und\r\nSchwere von möglichen Sicherheitsvorfällen sowie ihre möglichen gesellschaftlichen und\r\nwirtschaftlichen Auswirkungen. Handelt es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung\r\ngleichzeitig um den Betreiber einer kritischen Anlage, so soll im Regelfall auf eine Nachweiserbringung\r\nnach Abs. 3 verzichtet werden. S. 1 und 2 gelten entsprechend für die\r\nAusübung des Ermessens in Abs. 1.\r\nSeite 17 von 21\r\n12. § 5c EnWG\r\nErstmals werden die neuen Regelungen des EnWG bekanntgemacht. Auffällig ist zunächst,\r\ndass die korrespondierende Gesetzesbegründung sehr dünn gehalten und zur\r\nAuslegung der Normen unergiebig ist. Zudem muss man feststellen, dass mit den Regelungen\r\ndes EnWG deutlich über die Anforderungen der NIS-2-Richtlinie hinausgegangen\r\nwird, also ein Gold Plating stattfindet. Es soll wohl die alte Logik des § 11 EnWG weitgehend\r\n„gerettet“ werden und in die NIS-2-Umsetzung eingepasst werden. Dies gelingt jedoch\r\nnicht immer.\r\na. § 5c Abs. 2 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieanlagen\r\nBesonders deutlich wird dies zunächst in § 5c Abs. 2 EnWG. Diese Norm statuiert die ITSicherheitspflichten\r\nfür die Betreiber von Energieanlagen in Bezug auf die IT-Infrastrukturen\r\ndes Anlagenbetriebs. Während der bisherige § 11 Abs. 1b BSIG diese Pflichten nur für\r\ndie Betreiber von kritischen Infrastrukturen (zukünftig Betreiber von kritischen Anlagen)\r\nstatuiert, erweitert der § 5c Abs. 2 EnWG diese Pflichten auf alle Betreiber von Energieanlagen,\r\ndie besonders wichtige / wichtige Einrichtungen sind. Damit findet eine massive\r\nAusweitung des Anwendungsbereichs statt. Da eine Einrichtung bereits ab 50 Mitarbeitern\r\neine wichtige Einrichtung ist (vgl. § 28 Abs. 2 Nr. 3 BSIG), wären zukünftig fast alle\r\nBetreiber von Energieanlagen von den neuen Regelungen erfasst. Dies wird abgelehnt\r\nund passt auch nicht zur sonstigen Systematik des § 5c EnWG. Vielmehr sollten weiterhin\r\nausschließlich Betreiber von Energieanlagen, die Betreiber von kritischen Anlagen sind,\r\nden speziellen Regelungen unterliegen. Sie sollten diesen Pflichten auch nur „insoweit“\r\nunterliegen, als dass sich diese Pflichten auf die kritischen Anlagen beziehen. Nicht erfasst\r\nsein dürfen die Pflichten für die sonstigen IT-Systeme außerhalb des Scopes der kritischen\r\nAnlagen, wie z.B. die reguläre Office-IT. Für diese IT-Systeme muss es bei den allgemeinen\r\nRegeln des BSIG verbleiben, ohne das die Pflichten nach EnWG (bzw. den IT-Sicherheitskatalogen)\r\neinschlägig sind (vgl. die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 bzw. zu §§ 30, 31 BSIG).\r\nVor diesem Hintergrund wird folgende Änderung vorgeschlagen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(2) Betreiber von Energieanlagen, die kritische Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 21\r\ndes BSI-Gesetzes sinddie besonders wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 1 Satz 1 des\r\nGesetzes über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über die Sicherheit\r\nin der Informationstechnik von kritischen Anlagen und Einrichtungen (BSI-Gesetz)\r\nvom […] oder wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes sind\r\nund die und an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen sind, haben einen angemesseSeite\r\n18 von 21\r\nnen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme\r\nzu gewährleisten, die für einen sicheren Anlagenbetrieb notwendig sind\r\n[…].\r\nDieser Hintergrund sollte auch in der Gesetzesbegründung erläutert werden. Anderenfalls\r\nwird bereits jetzt absehbar große Verunsicherung in der Branche herrschen, welche\r\nAnforderungen zu erfüllen sind.\r\nSollte keine Anpassung des Gesetzeswortlauts erfolgen, kommen insbesondere auf eine\r\nVielzahl von kleinen Betreibern von Energieanlagen zusätzliche hohe Aufwände zu, die\r\nsich mittelbar in höheren Strompreisen ausdrücken werden. Auch Unternehmen, die lediglich\r\nkleine bisher nicht als kritisch eingestufte Anlagen betreiben und z.B. Reststrom\r\naus einer eigenen PV-Anlage einspeisen, könnten unter den Wortlaut der Regelung gefasst\r\nwerden können und müssten sich plötzlich auch zertifizieren lassen. Ferner würden\r\nmassive Abgrenzungsprobleme in Querverbundsunternehmen entstehen. Welchen Anforderungen\r\nwürde in solchen Unternehmen die Office-IT unterliegen, die sowohl für den\r\nSektor Energie, als auch für den Sektor Wasser genutzt wird?\r\nZudem würde die Systematik in Verbindung zum Kritis-Dachgesetz gesprengt, denn der\r\ndortige Anwendungsbereich erfasst nur die Betreiber von kritischen Anlagen. Die Bestimmung\r\nder Pflichten für die einzelnen Betreiber würde extrem unübersichtlich werden und\r\nvoraussichtlich zu sehr vielen Missverständnissen führen. Dies würde sicherlich bei der\r\nBNetzA / BSI zu einem erhöhten Beratungsaufwand führen. Zudem müssten auch die Betreiber\r\nihre wertvollen Ressourcen zunächst in die Klärung ihrer Betroffenheit vom NIS-2-\r\nUmsetzungsgesetz / Kritis-Dachgesetz stecken, anstatt in die Sicherheit investieren zu\r\nkönnen.\r\nb. § 5c Abs. 3 EnWG – Inhalt der IT-Sicherheitskataloge\r\nAuch in Bezug zu § 5c Abs. 3 BSIG kommt es zu Unklarheiten bzw. Inkonsistenzen. Diese\r\nNorm regelt die Inhalte der IT-Sicherheitskataloge näher. In der jetzigen Fassung würden\r\nsich die IT-Sicherheitskataloge auf Grund der generellen Verweise auf § 5c Abs. 1 und Abs.\r\n2 EnWG auch auf die wichtigen / besonders wichtigen Einrichtungen im Bereich der Energieanlagen\r\nbeziehen (siehe Ausführungen zuvor). Die Norm lehnt sich dabei erkennbar an\r\ndie §§30, 31 BSIG an, vollzieht aber dessen Abstufung der Pflichtentiefe von Betreibern\r\nkritischer Anlagen, besonders wichtiger Einrichtungen und wichtigen Einrichtungen nicht\r\nhinreichend nach.\r\nDies betrifft zunächst § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG im Vergleich mit § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG. In der\r\nEnWG Norm fehlt bei der Bewertung der Angemessenheit der IT-Sicherheitsmaßnahmen\r\nder Verweis auf die Umsetzungskosten. Diese Umsetzungskosten werden in § 30 Abs. 1 S.\r\nSeite 19 von 21\r\n2 BSIG explizit genannt. Auch für den Bereich der kritischen Anlagen sind die Umsetzungskosten\r\nein maßgeblicher Faktor, der bei der Bewertung der Angemessenheit der Maßnahmen\r\nberücksichtigt werden kann. Dies ergibt sich aus dem Verweis des § 31 Abs. 1 auf\r\nden § 30 BSIG. Auch die Gesetzesbegründung des § 31 Abs. 1 BSIG nimmt explizit auf die\r\nFragen der Wirtschaftlichkeit Bezug, wobei lediglich die Abwägung in Bezug auf die anderen\r\nSchutzgüter ggf. anders ausfallen muss. Zwar sind die Umsetzungskosten in § 5c Abs.\r\n3 S. 1 EnWG erwähnt. Die fehlende Berücksichtigung bei der Bewertung nach § 5c Abs. 3\r\nS. 2 EnWG könnte jedoch dazu führen, dass die Umsetzungskosten nicht ausreichend berücksichtigt\r\nwerden. Es wird deshalb folgende Änderung vorgeschlagen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(3) […] Bei der Bewertung, ob Maßnahmen dem bestehenden Risiko angemessen sind,\r\nsind das Ausmaß der Risikoexposition, und die Größe des Betreibers, die Umsetzungskosten\r\nsowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre\r\ngesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswirkungen zu berücksichtigen.\r\nDieser Hintergrund sollte auch in der Gesetzesbegründung erläutert werden. Anderenfalls\r\nwird bereits jetzt absehbar große Verunsicherung in der Branche herrschen, welche\r\nAnforderungen zu erfüllen sind.\r\nZudem wird darauf hingewiesen, dass durch den jetzigen § 5c Abs. 3 S. 3 Nr. 11 EnWG\r\nfaktisch alle Betreiber von Energieanlagen Systeme mit Angriffserkennung umsetzen\r\nmüssten. Dies widerspricht dem § 31 Abs. 2 BSIG, der diese Pflicht auf die Betreiber von\r\nkritischen Anlagen beschränkt. Dies ist ein weiterer Grund, warum der § 5c Abs. 2 EnWG\r\nauf die Betreiber von kritischen Anlagen beschränkt werden muss (siehe hierzu die Ausführungen\r\nzu § 5c Abs. 2 EnWG).\r\nFerner sollte entweder der Begriff des Betreibers (von Energienetzen oder Energieanlagen)\r\noder der Begriff der Einrichtung als Adressat verwendet werden. Hier sind noch Inkonsistenten\r\nvorhanden (vgl. beispielsweise § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG im Vergleich zu § 5c\r\nAbs. 3 S. 3 Nr. 10 EnWG). Es sollte eine einheitliche Terminologie gefunden werden.\r\nc. § 5c Abs. 4, 5 EnWG – Nachweiserbringung\r\nZunächst ist äußerst positiv zu bemerken, dass lediglich (alle) Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\nund Betreiber von kritischen Energieanlagen der BNetzA die Dokumentation\r\nder IT-Sicherheitsmaßnahmen übermitteln (bzw. nachweisen) müssen. Keine ex\r\nante (also eine proaktive) Nachweispflicht haben dagegen die Betreiber von Energieanlagen,\r\ndie lediglich eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung sind, aber nicht\r\ngleichzeitig eine kritische Anlage betreiben. (vgl. § 5c Abs. 4 EnWG).\r\nSeite 20 von 21\r\nNach § 5c Abs. 5 EnWG kann die BNetzA im Einzelfall von Betreibern von Energieanlagen,\r\ndie eine wichtige Einrichtung sind, ebenfalls die Maßnahmen nach § 5c Abs. 4 durchführen.\r\nHier wurde wohl vergessen, auch auf den Betreiber der besonders wichtigen Einrichtung\r\nabzustellen, womit eine Regelungslücke verbleibt. Insgesamt sollten in den Regelungsbereich\r\ndes § 5c EnWG allerdings ohnehin nur Betreiber von Energieanlagen fallen,\r\ndie auch kritische Anlagen betreiben. Aus Sicht des VKU ist § 5c Abs. 5 EnWG somit überflüssig\r\nund sollte gestrichen werden. Hinzuweisen ist hierbei darauf, dass zwar jeder Betreiber\r\neiner kritischen Anlage gleichzeitig eine besonders wichtige Einrichtung ist (vgl. §\r\n28 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 BSIG), aber nicht jede besonders wichtige Einrichtung auch gleichzeitig\r\nein Betreiber einer kritischen Anlage ist.\r\nEs wird ferner darauf hingewiesen, dass im Rahmen der Nachweiserbringung eine Formulierung\r\nvergleichbar § 39 Abs. 3 BSIG fehlt. In dieser Norm wird geregelt, dass für Bestandsanlagen\r\nfür den ersten Nachweis nach dem neuen Gesetz der letzte Nachweis nach\r\ndem alten Gesetz maßgeblich ist. Zudem wird dem BSI eine entsprechende Befugnis erteilt,\r\ndiese Pflichten dann im Einzelfall festzulegen. Es wird angeregt, eine entsprechende\r\nRegel auch in das EnWG einzufügen. Dies dient, wie in der Gesetzesbegründung beschrieben,\r\nder Entzerrung der Nachweisprüfung. Hierbei sollte zusätzlich festgelegt werden,\r\ndass die Nachweiserbringung auch in Bezug auf die Systeme zur Angriffserkennung einheitlich\r\ngefordert werden. Es muss verhindert werden, dass die Zyklen für die Nachweise\r\nder Systeme zur Angriffserkennung von den restlichen Nachweisen abweichen.\r\nd. § 5c Abs. 8 EnWG - Registrierung\r\nAus den gleichen Gründen wie in § 5c Abs. 2 und Absatz 5 müssen auch die Regelungen\r\nzur Registrierung in § 5c Abs. 8 auf solche Betreiber von Energieanalgen begrenzt werden,\r\ndie kritische Anlagen betreiben. Betreiber von Energieanlagen, die keine kritischen Anlagen\r\nbetreiben, aber wichtige oder besonders wichtige Einrichtungen sind, sollten nicht\r\ndurch das EnWG reguliert werden. Die Pflicht zur Registrierung ergibt sich für diese Betreiber\r\nvon Energieanlagen bereits aus § 33 BSIG.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 8 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(8) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und solche Betreiber von Energieanlagen, die\r\nkritische Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 21 des BSI-Gesetzes sind\r\ndie besonders wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Gesetzes\r\noder wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes sind,\r\nsind verpflichtet, spätestens bis zum 1. April, erstmalig oder erneut, sich beim Bundesamt\r\nfür Sicherheit in der Informationstechnik zu registrieren. Dabei sind Angaben nach\r\n§ 33 Absatz 1 Nummer 1 bis 4 des BSI-Gesetzes zu übermitteln. […]\r\nSeite 21 von 21\r\ne. § 5c Abs. 9 EnWG – kritische Kompontenten / kritische Funktionen\r\nEs wird angeregt, im Gesetzestext / Gesetzesbegründung klarzustellen, dass von dieser\r\nNorm immer nur Betreiber von kritischen Anlagen betroffen sind, also auch Betreiber\r\nvon Energieversorgungsnetzen die maßgeblichen Schwellenwerte erreichen müssen.\r\nDies kann man zwar indirekt aus dem Begriff der kritischen Anlage / Funktion ableiten.\r\nDer Wortlaut von § 5c Abs. 9 S. 2 EnwG (bisher § 11 Abs. 1g S. 2 EnWG) führt aber häufig\r\nzu einem anderen Verständnis. Teilweise wird angenommen, dass alle Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\ndiesen Regeln unterliegen.\r\nIm Übrigen wird auf die Kommentierung von § 41 BSIG verwiesen.\r\n13. § 95 Abs. 2a EnWG – Bußgeldvorschriften\r\n§ 95 Abs. 2a EnWG regelt die Einzelheiten der Bußgelder im Bereich der Energiewirtschaft.\r\nHierbei wird offenbar eine andere Abstufung gewählt, als es im BSIG vorgesehen ist. Während\r\ndie § 61 Abs. 5 – 7 BSIG Bußgelder gemessen am Jahresumsatz nur zulassen, wenn\r\nder Jahresumsatz mehr als 500 Millionen Euro beträgt, findet sich diese Einschränkung im\r\nEnWG nicht wieder. Damit eine Konsistenz hergestellt wird, sollten auch im Bereich der\r\nEnergiewirtschaft Bußgelder gemessen am Jahresumsatz nur verhängt werden können,\r\nwenn das Unternehmen mindestens 500 Millionen Euro Jahresumsatz erwirtschaftet.\r\nZudem wird jeweils von „einem Höchstbetrag von mindestens 1,4% / 2% des gesamten“\r\nJahresumsatzes gesprochen. Hierbei handelt es sich offensichtlich um ein Redaktionsversehen.\r\nEs handelt sich bei der Bußgeldsumme um den Höchstbetrag, weshalb das\r\nWort „mindestens“ gestrichen werden muss.\r\nZudem muss eine Klarstellung erfolgen, dass neben den Bußgeldern nach der DSGVO\r\nkeine Bußgelder nach dem EnWG verhängt werden dürfen (siehe die vergleichbare Regelung\r\nin § 61 Abs. 10 BSIG). 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nReferentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung\r\nder NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher\r\nGrundzüge des Informationssicherheitsmanagements\r\nin der Bundesverwaltung vom 24.06.2024\r\nBerlin, 03.07.2024\r\nSeite 2 von 17\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem „Referentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informati-onssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung“ vom 24.06.2024 Stellung nehmen zu können.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vertritt rund 1.500 kommunalwirtschaft-liche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Wahrscheinlich wird jedes unser Mitgliedsunternehmen entweder als Betreiber einer kritischen Anlage oder als eine (besonders) wichtigen Einrichtung von der Regulierung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz betroffen sein.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie vorliegende Fassung des Referentenentwurfs berücksichtigt viele Anregungen aus der letzten Stellungnahme des VKU. Allerdings existieren weiterhin verbesserungswürdige Punkte:\r\n• Die IT-Sicherheitspflichten innerhalb eines Querverbundsunternehmens sind so komplex beschrieben, dass sie kaum noch verständlich sind. Die massive Ausdeh-nung der Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes auch auf die nicht für den Betrieb des Netzes / Anlage notwendigen IT-Systeme (reguläre Office IT) wird ab-gelehnt (siehe die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSIG).\r\n• Auch die spezialgesetzlichen Regelungen des EnWG müssen geändert werden. Insbesondere muss aus den Normen klar hervorgehen, dass die bisherige Logik des § 11 EnWG nicht geändert wird. Nicht alle Energieanlagen, sondern nur kriti-sche Energieanlagen dürfen in den Anwendungsbereich des EnWG mit seinen IT-Sicherheitskatalogen fallen (siehe die Ausführungen zu § 5c EnWG).\r\n• Die IT-Sicherheitskataloge für die Energieversorgungsnetze und Energieanlagen dürfen sich zudem nur auf die Netze und die (kritischen) Anlagen beziehen und nicht auf die Office-IT. In jedem Fall müssen im Hinblick auf die zu erfüllenden IT-Sicherheitspflichten und die Form der Nachweise eine strikte Abstufung zwi-schen Betreibern von kritischen Anlagen und bloßen (besonders) wichtigen Ein-richtungen erfolgen (siehe die Ausführungen zu § 5c EnWG).\r\n• Die Einzelfallprüfung der kritischen Komponenten in § 41 BSIG ist in Bezug auf die Energiewirtschaft nicht handhabbar. Das Procedere sollte geändert und durch eine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt wer-den (siehe die Ausführungen zu § 41 BSIG).\r\n• Die Bestimmung des Betreibers ist weiterhin auslegungsbedürftig und sollte in-nerhalb der Gesetzesbegründung präzisiert werden (siehe die Ausführungen zu § 28 Abs. 6 BSIG). Auch ist die Zuordnung der Mitarbeiter- und Umsatzzahlen\r\nSeite 3 von 17\r\ninnerhalb eines Konzerns unklar, wenn z.B. Mutter- und Tochterunternehmen einen\r\nunterschiedlichen Geschäftszweck verfolgen (siehe die Ausführungen zu § 28\r\nAbs. 3 BSIG).\r\n• In Bezug auf §§ 2, 6, 11, 28 Abs. 7, 8; 30 Abs. 1, 5, 6, 39, 40 BSIG wird weiterhin\r\nauf unsere Stellungnahme vom 28.05.2024 verwiesen.\r\nSeite 4 von 17\r\nStellungnahme\r\n1. § 28 BSIG - Anwendungsbereich, Betreiber kritischer Anlagen, besonders\r\nwichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen\r\na. Abs. 3 – Bestimmung der Size-Cap nach KMU-Empfehlung\r\nPositiv zu bemerken ist, dass bei der Bestimmung von Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz\r\nund Jahresbilanzsumme (außer für rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer\r\nGebietskörperschaft) die Empfehlung 2003/361/EG (KMU-Empfehlung) mit Ausnahme\r\nvon Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs anzuwenden ist. Durch die explizite Nichteinbeziehung\r\nvon Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs ist klargestellt, dass auch Unternehmen mit\r\nBeteiligung der öffentlichen Hand stets nach den zuvor genannten Größenschwellen des\r\n§ 28 Abs. 1, 2 BSIG beurteilt werden, was bei Geltung des Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs\r\nnicht der Fall wäre.\r\nWeiterhin ist positiv zu vermerken, dass auf die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\nabzustellen ist. Ergänzend stellt die Gesetzesbegründung fest, dass bei der\r\nBestimmung der maßgeblichen Mitarbeiterzahlen und des Umsatzes nur diejenigen Teile\r\nder Einrichtung einzubeziehen sind, die tatsächlich im Bereich der in den Anlagen 1 und 2\r\ngenannten Definitionen der Einrichtungskategorien tätig sind. Dies führt dazu, dass für\r\nunselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft nur deren Mitarbeiterzahl\r\nbzw. Umsatz maßgeblich ist und nicht der Umsatz bzw. Mitarbeiterzahl der Gebietskörperschaft\r\nselbst. Auch sind mögliche Beteiligungen der Gebietskörperschaft bzw.\r\nder unselbstständigen Organisationseinheit der Gebietskörperschaft irrelevant, da hier\r\ndie Empfehlung 2003/361/EG nach dem Gesetzeswortlaut nicht auf diese anwendbar ist.\r\nAllerdings sollte dieses Ergebnis nochmals in der Gesetzesbegründung erläutert werden,\r\nda dieser Zusammenhang sonst ggf. missverstanden werden könnte. Es wird vorgeschlagen,\r\ndie folgende Ergänzung in die Gesetzesbegründung aufzunehmen (vgl. Gesetzesbegründung\r\nvom 03.07.2023 zu § 2 Abs. 1 Nr. 12 BSIG):\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nGesetzesbegründung zu § 28 Abs. 3 BSIG\r\nUm eine dem Sinn und Zweck der NIS-2-Richtlinie entsprechende Einbeziehung von Eigenbetrieben\r\nder Kommunen oder Landesbetriebe der Länder zu gewährleisten, wird\r\nhier klargestellt, dass bei solchen rechtlich unselbstständigen Organisationseinheiten\r\neiner Gebietskörperschaft die Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme\r\ndes Eigenbetriebs bzw. Landesbetriebs selbst ausschlaggebend ist.\r\nSeite 5 von 17\r\nEin Problem ergibt sich jedoch im Bereich der Konzernstrukturen. Für diese gilt (außer für\r\nrechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft) die oben\r\ngenannte KMU-Empfehlung. Verkürzt gesprochen führt dies dazu, dass bei Partnerunternehmen\r\nund verbundenen Unternehmen wechselseitig die Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz\r\nund Jahresbilanzsumme zugerechnet werden. Während bei Partnerunternehmen\r\neine Zurechnung anteilsmäßig im Verhältnis der jeweils gehaltenen Geschäftsanteile /\r\nStimmrechte erfolgt, werden bei verbundenen Unternehmen 100% der Daten hinzugerechnet.\r\n1 Diese absolute Zurechnung wird dazu führen, dass die zuvor vorgenommene\r\nEinschränkung der Betrachtung nur auf die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\n(§ 28 Abs. 3 Nr. 1 BSIG) häufig ins Leere laufen wird.\r\nEin Beispiel wäre, wenn Unternehmen A Wasser- und Abfalldienste erbringt, aber in diesen\r\neinzelnen Geschäftsbereichen jeweils unter den Schwellenwerten bleibt. Ist nun aber\r\ndas deutlich größere Unternehmen B mit mehreren tausend Mitarbeitern, das keinerlei\r\nTätigkeiten im Bereich von Wasser- und Abfalldiensten erbringt, an Unternehmen A mit\r\nmindestens 25% beteiligt, so würde Unternehmen A durch die Zurechnung im Rahmen\r\nder KMU-Empfehlung in beiden Bereichen über den maßgeblichen Schwellenwert gedrückt.\r\nIn größeren Konzernverbünden würde die Begrenzung auf die zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\nsomit meist leerlaufen.\r\nSinnvoll erscheint es, die Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen nur insoweit\r\nhinzuzurechnen, als dass das Partnerunternehmen oder verbundene Unternehmen\r\nebenfalls in der zu betrachtenden Geschäftstätigkeit engagiert ist.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 3 BSIG\r\nBei der Bestimmung von Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme nach\r\nden Absätzen 1 und 2 ist auf\r\n1. die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit abzustellen und\r\n2. außer für rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft\r\ndie Empfehlung 2003/361/EG mit Ausnahme von Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs anzuwenden.\r\nDie Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung\r\n2003/361/EG sind nur insoweit hinzuzurechnen, als dass das Partner- oder verbundene\r\nUnternehmen die gleiche Geschäftstätigkeit wie die betrachtete Einrichtung durchführt.\r\nDie Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung\r\n2003/361/EG sind nicht hinzuzurechnen, […].\r\n1 Siehe hierzu die ausführlichen Erläuterungen im „Benutzerleitfaden zur Definition von KMU“ der\r\nKommission.\r\nSeite 6 von 17\r\nIm Übrigen sollte in der Gesetzesbegründung unmissverständlich festgeschrieben werden,\r\ndass die in den Anlagen 1 und 2 genannten Einrichtungsarten bzw. die in der BSIKritisverordnung\r\ngenannten Anlagen jeweils einzeln zu betrachten sind, bevor auf die\r\nNorm des § 28 Abs. 3 S. 1 Nr. 1 BSIG abgestellt wird. Es muss klar sein, dass z.B. bei einem\r\nQuerverbundsunternehmen, das eine Energieerzeugungsanlage (vgl. Anlage 1 Nr. 1.1.4),\r\nein Elektrizitätsverteilernetz (vgl. Anlage 1 Nr. 1.1.2) und ein Fernkältenetz betreibt (vgl.\r\nAnlage 1 Nr. 1.2.1) die Zahlen der jeweiligen Einrichtungsart strikt zu trennen sind und\r\nnicht aufaddiert werden.\r\nZudem muss klargestellt werden, dass die Zahlen der Fernwärmeversorgung und der\r\nFernkälteversorgung ebenfalls strikt getrennt voneinander zu betrachten sind. Da beide\r\nEinrichtungsarten in einer Zeile genannt werden (vgl. Anlage 1 Nr. 1.2.1) könnte ansonsten\r\nSpielraum für eine andere Interpretation bestehen. Es wird angeregt beide Einrichtungsarten\r\nin unterschiedlichen Zeilen zu beschreiben.\r\nb. Abs. 4 – Ausnahmen vom Anwendungsbereich\r\nDie Regelung des § 28 Abs. 4 BSIG wurde im Vergleich zur Vorfassung deutlich überarbeitet.\r\nDabei wird zunächst begrüßt, dass neben den §§ 31, 32, 35 und 39 BSIG in der überarbeiteten\r\nFassung auch die §§ 30, 63 und 64 BSIG mit in den Ausschlusstatbestand aufgenommen\r\nwurden. So werden in diesem Bereich die spezialgesetzlichen Regelungen\r\n(EnWG / TKG) sinnvoll abgegrenzt von den allgemeinen Regelungen des BSIG. Der VKU\r\nhatte exakt diese Überarbeitung gefordert, weshalb wir diesen Teil der Neufassung begrüßen.\r\nAllerdings kommt es weiterhin im Bereich der Registrierung zu Doppelungen. So gibt zum\r\neinen § 5c Abs. 8 S. 1, 2 EnWG die Registrierung von (allen) Betreibern von Energieversorgungsnetzen\r\nvor. Gleiches gilt für die Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige\r\noder wichtige Einrichtungen sind. Diese unterliegen allerdings auch den Registrierungspflichten\r\nnach § 33 BSIG. Die Pflichten stehen nebeneinander ohne die Pflichten abzugrenzen.\r\nZwar verweist § 5c Abs. 8 EnWG teilweise auf den § 33 Abs. 1 BSIG, allerdings\r\nnicht vollständig. So wird beispielsweise nicht auf den § 33 Abs. 1 Nr. 5 BSIG verwiesen\r\nund auch auf § 33 Abs. 2 BSIG wird von § 5c Abs. 8 EnWG nur teilweise verwiesen (z.B. in\r\nBezug auf Betreiber von Energieanlagen nur auf die kritischen Energieanlagen).\r\nEs wird deshalb gefordert, dass auch die Anwendbarkeit von §§ 33 BSIG durch § 28 Abs.\r\n4 Nr. 2 BSIG ausgeschlossen wird, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder\r\nEnergieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 4\r\nDie §§ 30, 31, 32, 33, 35, 39, 63 und 64 sind nicht anzuwenden auf besonders wichtige\r\nEinrichtungen und wichtige Einrichtungen, die […].\r\nSeite 7 von 17\r\nGänzlich neu aufgenommen wurde in die vorliegende Fassung § 28 Abs. 4 S. 2, 3 BSIG.\r\nHintergrund ist laut Gesetzesbegründung die Sondersituation in Querverbundsunternehmen,\r\nalso Unternehmen die neben dem Sektor der Energie auch noch in weiteren Sektoren\r\n(z.B. Wasser) tätig sind (teilweise auch Mehrspartenunternehmen genannt). Zunächst\r\nbegrüßt der VKU, dass sich speziell mit der Situation in Querverbundsunternehmen beschäftigt\r\nwird, da in der Mitgliedschaft des VKU sehr häufig solche Arten von Unternehmen\r\nanzutreffen sind. Ein Stadtwerk ist üblicherweise ein Querverbundsunternehmen.\r\nDie Regelungen des § 28 Abs. 4 BSIG und § 5c EnWG, sowie die dazugehörige Gesetzesbegründungen\r\nsind allerdings so komplex, dass sie kaum noch verständlich sind. Bildet\r\nman zur Veranschaulichung dieser Regeln als Beispiel ein Querverbundsunternehmen\r\n• mit einer kritischen Energieerzeugungsanlage (Schwellenwert der BSI-KritisV\r\nüberschritten),\r\n• einer kritischen Trinkwassergewinnungsanlage (Schwellenwert der BSI-KritisV\r\nüberschritten) und\r\n• einer Anlage zur thermischen Behandlung von Siedlungsabfällen (Schwellenwert\r\nder BSI-KritisV wird nicht überschritten, d.h. es liegt insoweit nur eine wichtige\r\nEinrichtung vor)\r\nso soll wohl folgendes gelten:\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der kritischen Energieerzeugungsanlage\r\nnotwendig sind, werden über § 5c EnWG (bzw. der IT-Sicherheitskataloge)\r\nreguliert (§ 28 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 BSIG)\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der kritischen Trinkwassergewinnungsanlage\r\nnotwendig sind, werden über das BSIG reguliert (§ 28 Abs. 4\r\nS. 2 Var. 1, S. 3 BSIG)\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der unkritischen Anlage zur\r\nthermischen Behandlung von Siedlungsabfällen notwendig sind, werden über\r\ndas BSIG reguliert (§ 28 Abs. 4 S. 2 Var. 2, S. 3 BSIG)\r\n• Alle IT-Systeme in diesem Querverbundsunternehmen, die nicht für den sicheren\r\nAnlagenbetrieb unmittelbar notwendig sind (Office-IT ohne Schnittstellen zu den\r\nAnlagen) werden einheitlich über § 5c EnWG (bzw. die IT-Sicherheitskataloge)\r\nreguliert (Umkehrschluss aus § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG bzw. die korrespondierende\r\nGesetzesbegründung (S. 163, 216))\r\nInsbesondere der Umstand, dass zukünftig anscheinend alle IT-Systeme, die nicht für den\r\nsicheren Anlagenbetrieb unmittelbar notwendig sind, einheitlich über § 5c EnWG und die\r\ndortigen IT-Sicherheitskataloge reguliert werden sollen, ist erklärungsbedürftig. Aus der\r\nGesetzesbegründung geht nicht hervor, warum diese massive Änderung zum bisherigen\r\nSeite 8 von 17\r\nstatus quo vorgenommen wird. Diese Änderung führt zu einer deutlichen Verschiebung\r\nder Zuständigkeiten (und damit auch des Einflusses) vom BSI zur BNetzA.\r\nDer VKU kann die Auswirkungen in der Kürze der Stellungnahmefrist nicht abschließend\r\nbeurteilen. Nach unserer ersten Einschätzung sollten die nicht für den sicheren Anlagenbetrieb\r\nunmittelbar notwendigen IT-Systeme einheitlich über das BSIG reguliert werden\r\nund unter Aufsicht des BSI stehen. Diese IT-Systeme haben sehr häufig nichts mit den\r\nspeziell bei der BNetzA beaufsichtigten Sektoren zu tun und sind eher allgemeiner Natur\r\n(z.B. ein SAP-System zur Lohnabrechnung). Teilweise wird auch in den branchenspezifischen\r\nSicherheitsstandards (B3S) auf eben diesen unkritischen Bereich eingegangen, womit\r\nwiederum eine Überschneidung stattfinden würde. Zudem würden eine Vielzahl von\r\nUnternehmen erstmals durch die BNetzA reguliert und beaufsichtigt werden. Es stellt sich\r\ndie Frage, ob hierfür die erforderlichen Mitarbeiter zur Verfügung stehen und warum\r\nDoppelstrukturen mit dem BSI aufgebaut werden sollen. Zudem könnten die strengen Regelungen\r\nder IT-Sicherheitskataloge mittelbar auf alle Querverbundsunternehmen durchschlagen,\r\nso insbesondere mögliche Pflichten zum Aufbau eines ISMS oder zur Implementierung\r\nvon Systemen zur Angriffserkennung (siehe insbesondere näher die Ausführungen\r\nzu § 5c Abs. 3 EnWG).\r\nSollte an dieser Regulierung festgehalten werden, so muss in der Gesetzesbegründung\r\ndargelegt werden, warum man diese massive Änderung im Vergleich zum status quo\r\nvornimmt.\r\nWeiterhin müsste § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG angepasst werden. Nach dieser Norm gilt S. 2 für\r\nalle informationstechnischen Systeme, die für den Betrieb der kritischen Anlage erforderlich\r\nsind. Sowohl § 28 Abs. 4 S. 2 BSIG, als auch die Gesetzesbegründung hierzu beziehen\r\nsich jedoch auch auf Betreiber unterhalb der Kritis-Schwellenwerte, nämlich die besonders\r\nwichtigen und wichtigen Einrichtungen in den Anlagen 1 und 2.\r\nZudem muss der letzte Absatz der Gesetzesbegründung zu § 28 Abs. 4 BSIG überarbeitet\r\nwerden. Dieser wurde unverändert aus der letzten Fassung des Gesetzes übernommen\r\nund „hängt in der Luft“. Zudem beschreibt er eigentlich das Gegenteil des soeben dargelegten,\r\nda nach den dortigen Ausführungen für die sonstige IT, welche für die Erbringung\r\nder Dienste genutzt wird, die Vorgaben des BSIG gelten sollen (und gerade nicht diejenigen\r\ndes EnWG).\r\nIm Übrigen wird auf die Ausführungen zu § 5c EnWG verwiesen, wo spezielle Ausführungen\r\nhauptsächlich für die reinen Energieversorgungsunternehmen gemacht werden.\r\nc. Abs. 6 – Definition des Betreibers einer kritischen Anlage\r\nZunächst wird gefordert, dass der Betreiber einer kritischen Anlage deckungsgleich mit\r\nSeite 9 von 17\r\ndem gleichlautenden Begriff im Kritis-DachG definiert und angewendet wird. Anderenfalls\r\nwird die Bestimmung des Anwendungsbereichs für die jeweiligen Unternehmen vollends\r\nunüberschaubar.\r\nDie Definition des Betreibers einer kritischen Anlage ähnelt sehr der bisherigen Definition\r\ndes Betreibers einer kritischen Infrastruktur in § 1 Abs. 1 Nr. 2 BSI-Kritisverordnung. Insbesondere\r\nwird weiterhin auf den bestimmenden Einfluss auf die kritische Anlage unter\r\nBerücksichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände abgestellt.\r\nDieses pauschale Abstellen hat sich bereits in der Vergangenheit insbesondere innerhalb\r\nvon Konzernen als problematisch erwiesen, weil dort sehr häufig die rechtliche\r\nund wirtschaftliche Kontrolle von der tatsächlichen Kontrolle abweicht. Tochtergesellschaften\r\nkönnen beispielsweise tatsächlich Windkraftanlagen betreiben, während die\r\nrechtliche und wirtschaftliche Kontrolle der gesamten Tochtergesellschaft bei der Muttergesellschaft\r\n(ggf. als reine Holding-Gesellschaft) verbleibt. In solchen Fällen ist unklar,\r\nwelches Kriterium entscheidend ist, zur Bestimmung der Betreibereigenschaft. Die Gesetzesbegründung\r\nsollte hier eine Klarstellung enthalten und zumindest auf die entsprechende\r\nRechtsprechung zur Betreibereigenschaft im Immissionsschutzrecht verweisen.\r\nDies ist zumindest in der Begründung zur alten BSI-Kritisverordnung2 erfolgt. Eine solche\r\nKlarstellung ist auch deshalb wichtig, weil dies Auswirkungen auf die Frage hat, wann eine\r\nnatürliche oder juristische Person oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheit\r\neiner Gebietskörperschaft einer bestimmten Einrichtungsart „zuzuordnen“ ist (vgl. § 28\r\nAbs. 1 Nr. 4; Abs. 2 Nr. 3 BSIG). In den in Bezug genommenen Anlagen 1 und 2 wird ebenfalls\r\nhäufig auf den Betreiber abgestellt.\r\n2. § 41 BSIG - Untersagung des Einsatzes kritischer Komponenten\r\n§ 41 BSIG beschreibt das Procedere der Untersagung von kritischen Komponenten. Bisher\r\nwurden nur im 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze kritische Komponenten definiert.\r\nZukünftig werden allerdings auch im Bereich der Energiewirtschaft kritische Komponenten\r\nexistieren. Auf Grundlage von § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG (zukünftig § 5c Abs.\r\n9 Nr. 2 EnWG) konsultiert und erarbeitet die BNetzA im Moment die Festlegung von kritischen\r\nFunktionen, aus denen sodann die kritischen Komponenten abgeleitet werden.3\r\nDurch die Festlegung werden die Übertragungsnetzbetreiber, aber auch die Betreiber von\r\nEnergieanlagen sowie Verteilnetzbetreiber (soweit sie jeweils kritische Infrastrukturen\r\nbetreiben) adressiert. Im Ergebnis werden somit hunderte Unternehmen neu in den An-\r\n2 https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/downloads/DE/veroeffentlichungen/2016/kritisvo.\r\npdf;jsessionid=EF24D8703CD5D54459567A198CA583F3.2_cid295?__blob=publication-\r\nFile&v=1\r\n3 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/\r\nIT_Sicherheit/KriFu/start2.html\r\nSeite 10 von 17\r\nwendungsbereich des § 41 BSIG fallen. Dies steht im krassen Gegensatz zur ursprünglichen\r\nIdee des § 41 BSIG, der klar den 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze mit seinen\r\nnur vier am Ausbau beteiligten Unternehmen im Blick hatte.\r\nVor diesem Hintergrund wird klar, dass die durch § 41 BSIG vorgesehene Einzelfallprüfung\r\nder Vertrauenswürdigkeit einzelner Komponenten durch das BMI für den Bereich der\r\nEnergiewirtschaft keinen Bestand haben kann. Das BMI wird mit den tausenden Einzelfallprüfungen\r\nschlicht personell überfordert sein. In Konsequenz würde sich der Einbau /\r\nAustausch von Komponenten um mindestens zwei Monate bzw. vier Monate verzögern\r\n(vgl. § 41 Abs. 2 BSIG). Dies kann zu einer Gefährdung der Sicherheit der Energienetze und\r\nEnergieanlagen führen, da z.B. der kurzfristige Austausch von defekten Komponenten verhindert\r\nwird. Auch die regulären Beschaffungsprozesse würden sich massiv verzögern,\r\nund der Ausbau der Energienetze weiter verzögert. Insgesamt handelt es sich um ein sehr\r\nbürokratisches Verfahren, das im Ergebnis nicht zu mehr Sicherheit führen wird, aber die\r\nPlanungssicherheit der Unternehmen untergräbt.\r\nVor diesem Hintergrund sollte das Prüfverfahren gemäß § 41 BSIG gestrichen und durch\r\neine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt werden. Ergänzend\r\nwird auf die Stellungnahme des UP Kritis und des BDEW verwiesen.\r\n3. § 63 BSIG - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders\r\nwichtige Einrichtungen\r\nGemäß § 63 Abs. 1 BSIG kann das Bundesamt einzelne besonders wichtige Einrichtungen\r\nverpflichten, Audits, Prüfungen oder Zertifizierungen von unabhängigen Stellen zur Prüfung\r\nder Erfüllung der Anforderungen nach den §§ 30, 31, 32, 38 Abs. 3 BSIG durchführen\r\nzu lassen. Die Möglichkeit, diese Nachweise anzufordern, findet sich in § 65 Abs. 3 BSIG.\r\nDie maßgeblichen Kriterien zur Ermessensausübung finden sich hierbei in § 65 Abs. 4 BSIG.\r\nPositiv ist zunächst hieran, dass besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen\r\nnicht ohne weiteres ex-ante Nachweispflichten unterliegen, wie dies bei Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen der Fall ist (vgl. § 39 BSIG). Allerdings muss der Verweis auf\r\n§ 31 BSIG gestrichen werden. § 31 BSIG regelt die besonderen Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen\r\nvon Betreibern kritischer Anlagen. § 65 Abs. 1 BSIG regelt\r\nallerdings die Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders wichtige Einrichtungen.\r\nDer Verweis könnte so gelesen werden, dass auch von besonders wichtigen Einrichtungen\r\ndie weitergehenden Anforderungen an die Betreiber von kritischen Anlagen\r\nauferlegt werden könnten. Dies ist aber offensichtlich nicht gewollt und auch nicht sinnvoll.\r\nDie ermessenssteuernde Norm in § 63 Abs. 4 BSIG folgt einem risikobasierten Ansatz, so\r\nwie dies wohl aus Erwägungsgrund 124 der NIS-2-Richtlinie vorgegeben ist. Im Grundsatz\r\nsind die Kriterien gut nachzuvollziehen, sollten jedoch noch ergänzt werden. So sollte\r\nSeite 11 von 17\r\nexplizit festgeschrieben werden, dass zum einen auch die Umsetzungskosten ein leitendes\r\nKriterium sind (vgl. die Abwägung in § 30 Abs. 1 BSIG). Auch sollte in die Abwägung\r\nexplizit einbezogen werden, ob es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung bereits\r\num einen Betreiber einer kritischen Anlage handelt. In einem solchen Fall greifen die exante\r\nNachweispflichten bereits in Bezug auf die kritischen Anlagen, die zweifellos das\r\ngrößte Risiko darstellen. Im Regelfall sollte eine zusätzliche Nachweiserbringung und Anforderung\r\nfür besonders wichtige Einrichtungen ausgeschlossen sein, wenn sie eine kritische\r\nAnlage betreiben.\r\nZudem muss der Verweis in § 63 Abs. 4 BSIG nicht nur auf § 63 Abs. 3 BSIG (Anforderung\r\nder Nachweise), sondern auch auf § 63 Abs. 1 BSIG (Verpflichtung zur Auditierung, Prüfung\r\nund Zertifizierung) erstreckt werden. Anderenfalls existieren keine ermessenleitenden\r\nKriterien für die Festlegung der Verpflichtungen aus § 63 Abs. 1 BSIG.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 63 - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders wichtige Einrichtungen\r\n(4) Bei der Auswahl, von welchen Einrichtungen das Bundesamt nach Absatz 3 Nachweise\r\nanfordert, berücksichtigt das Bundesamt das Ausmaß der Risikoexposition, die Größe der\r\nEinrichtung und mögliche Umsetzungskosten sowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und\r\nSchwere von möglichen Sicherheitsvorfällen sowie ihre möglichen gesellschaftlichen und\r\nwirtschaftlichen Auswirkungen. Handelt es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung\r\ngleichzeitig um den Betreiber einer kritischen Anlage, so soll im Regelfall auf eine Nachweiserbringung\r\nnach Abs. 3 verzichtet werden. S. 1 und 2 gelten entsprechend für die\r\nAusübung des Ermessens in Abs. 1.\r\n4. § 5c EnWG\r\nErstmals werden die neuen Regelungen des EnWG inklusive der Gesetzesbegründung bekanntgemacht.\r\nMan muss feststellen, dass mit den Regelungen des EnWG deutlich über\r\ndie Anforderungen der NIS-2-Richtlinie hinausgegangen wird, also ein Gold Plating stattfindet.\r\nEs soll wohl die alte Logik des § 11 EnWG weitgehend „gerettet“ werden und in die\r\nNIS-2-Umsetzung eingepasst werden. Es kommt dabei jedoch zu einer massiven Ausweitung\r\ndes Anwendungsbereichs der Normen im Vergleich zu den bisherigen Regelungen\r\ndes § 11 EnWG.\r\nDer Schwerpunkt der folgenden Kommentierung liegt auf den Auswirkungen, die sich für\r\ndie Betreiber von Energienetzen und Energieanlagen ergeben. Zu den speziellen Auswirkungen\r\nauf Querverbundsunternehmen (also Unternehmen die neben dem Sektor Energie\r\nnoch in weiteren Sektoren tätig sind) und die massive Ausweitung der Regeln des\r\nSeite 12 von 17\r\nEnWG auch auf diese Unternehmen, wird auf die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSIG verwiesen.\r\na. § 5c Abs. 1 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\nDie massive Ausweitung des Anwendungsbereichs der Normen des EnWG wird zunächst\r\nnur in der Gesetzesbegründung deutlich. Denn dort heißt es:\r\n„Entsprechend des Art. 21 Abs. 1 NIS2-Richtlinie werden die Cybersicherheitsanforderungen\r\nauf alle Telekommunikations- und Datenverarbeitungssysteme, die\r\ndie Betreiber zur Erbringung ihrer Dienste nutzen, erweitert.“\r\n„In Absätzen 1 und 2 werden die IT-Sicherheitskataloge entsprechend den Vorgaben\r\nder NIS2-Richtlinie erweitert und werden alle Dienste, die die Betreiber erbringen,\r\numfassen und nicht nur diejenige, die für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb\r\nnotwendig sind.“\r\nEs soll also der „Scope“ bzw. der Geltungsbereich massiv ausgeweitet werden. Über den\r\nScope bzw. den Geltungsbereich wird festgelegt, welche Systeme, Prozesse und Komponenten\r\nbetrachtet und abgesichert werden und welche Bereiche nicht mitbetrachtet werden.\r\n4 Bisher war es so, dass der Scope / Geltungsbereich sich im Bereich der Energienetze\r\nnur auf die TK/EDV-Systeme erstreckt hat, welche Teil der Netzsteuerung sind, sowie auf\r\ndie TK/EDV-Systeme, die zwar nicht Teil der Netzsteuerung sind, aber deren Ausfall die\r\nSicherheit des Netzbetriebs gefährden könnte.5 Zukünftig soll der Scope / Geltungsbereich\r\nauf alle Telekommunikations- und Datenverarbeitungssysteme, die die Betreiber zur Erbringung\r\nihrer Dienste nutzen erweitert werden. Ganz konkret bedeutet dies, dass auch\r\ndie Office-IT oder die IT zur Abrechnung in der Kantine im Geltungsbereich liegt.\r\nDer VKU kann die Auswirkungen in der Kürze der Stellungnahmefrist nicht abschließend\r\nbeurteilen. Nach unserer ersten Einschätzung sollten die nicht für den sicheren Netzbetrieb\r\nunmittelbar notwendigen IT-Systeme weiterhin im Regelungsbereich des BSIG und\r\nunter Aufsicht des BSI verbleiben. Hintergrund ist, dass die IT-Sicherheitskataloge deutlich\r\nzu streng sind für die nicht für den sicheren Netzbetrieb unmittelbar notwendigen ITSysteme.\r\nInsbesondere die Pflichtentiefe und die Notwendigkeit eine Zertifizierung bzw.\r\nder ex ante-Nachweise ist in Bezug auf diese IT-Systeme nicht angemessen (siehe hierzu\r\nnäher die Ausführungen zu § 5c Abs. 3 EnWG). In Bezug auf die Querverbundsunternehmen\r\nwird auf die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 EnWG verwiesen.\r\n4 https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/KRITIS-und-regulierte-Unternehmen/Kritische-Infrastrukturen/\r\nKRITIS-Nachweise/Konkretisierung-Geltungsbereich/konkretisierung-geltungsbereich_\r\nnode.html.\r\n5 IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a Energiewirtschaftsgesetz, S. 6.\r\nSeite 13 von 17\r\nZudem muss man feststellen, dass die in der Gesetzesbegründung beschriebene Vorgabe\r\nnicht durch den Wortlaut des § 5c Abs. 1 S .1 EnWG gedeckt ist. Dort wird abgestellt\r\nauf „einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische\r\nDatenverarbeitungssysteme, die für den sicheren Netzbetrieb notwendig sind“.\r\nDies entspricht dem aktuellen Wortlaut des § 11 Abs. 1a S. 1 EnWG, der aber gerade durch\r\nden Bezug auf den „sicheren Netzbetrieb“ die zuvor beschriebene Eingrenzung des Scopes\r\n/ Geltungsbereichs vornimmt. IT-Systeme, die nicht für sicheren Netzbetrieb notwendig\r\nsind, werden nicht umfasst.6 Die Office-IT (ohne Verbindung zum Netzbetrieb, z.B. in Form\r\neines SAP-Systems) oder die Kantinen-IT sind aber nicht notwendig für einen sicheren\r\nNetzbetrieb.\r\nb. § 5c Abs. 2 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieanlagen\r\nAuch für die Betreiber von Energieanlagen wird der Scope / Geltungsbereich auf sämtliche\r\nIT-Systeme des Unternehmens ausgeweitet. Auch hier wird dies wird lediglich in der Gesetzesbegründung\r\nbeschrieben, findet sich jedoch nicht hinreichend im Wortlaut von\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG wieder.\r\nIm Bereich der Betreiber der Energieanlagen wird aber auch der persönliche Anwendungsbereich\r\nder Norm massiv ausgeweitet. Während der bisherige § 11 Abs. 1b BSIG\r\ndiese Pflichten nur für die Betreiber von kritischen Infrastrukturen (zukünftig Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen) statuiert, erweitert der § 5c Abs. 2 EnWG diese Pflichten auf alle\r\nBetreiber von Energieanlagen, die (besonders) wichtige Einrichtungen sind. Da eine Einrichtung\r\nbereits ab 50 Mitarbeitern eine wichtige Einrichtung ist (vgl. § 28 Abs. 2 Nr. 3\r\nBSIG), wären zukünftig fast alle Betreiber von Energieanlagen von den neuen Regelungen\r\nerfasst. Dies wird abgelehnt und passt auch nicht zur sonstigen Systematik des § 5c EnWG.\r\nVielmehr sollten weiterhin ausschließlich Betreiber von Energieanlagen, die Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen sind, den speziellen Regelungen unterliegen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(2) Der Betreiber einer Energieanlage, der besonders wichtige Einrichtung nach § 28 Absatz\r\n1 Satz 1 des BSI-Gesetzes vom [einsetzen: Datum und Fundstelle von Artikel 1] oder\r\nwichtige Einrichtung nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes ist eine kritische Anlage\r\nnach § 2 Absatz 1 Nummer 21 des BSI-Gesetzes betreibt und […].\r\nSollte keine Anpassung des Gesetzeswortlauts erfolgen, kommen insbesondere auf eine\r\nVielzahl von kleinen Betreibern von Energieanlagen zusätzliche hohe Aufwände zu, die\r\n6 Kipker/Reusch/Ritter/Voigt/Böhme, 1. Aufl. 2023, EnWG § 11 Rn. 79.\r\nSeite 14 von 17\r\nsich mittelbar in höheren Strompreisen ausdrücken werden. Auch Unternehmen, die lediglich\r\nkleine bisher nicht als kritisch eingestufte Anlagen betreiben und z.B. Reststrom\r\naus einer eigenen PV-Anlage einspeisen, könnten unter den Wortlaut der Regelung gefasst\r\nwerden.\r\nZudem würde die Systematik in Verbindung zum Kritis-Dachgesetz gesprengt, denn der\r\ndortige Anwendungsbereich erfasst nur die Betreiber von kritischen Anlagen. Die Bestimmung\r\nder Pflichten für die einzelnen Betreiber würde extrem unübersichtlich werden und\r\nvoraussichtlich zu sehr vielen Missverständnissen führen. Dies würde sicherlich bei der\r\nBNetzA / BSI zu einem erhöhten Beratungsaufwand führen. Zudem müssten auch die Betreiber\r\nihre wertvollen Ressourcen zunächst in die Klärung ihrer Betroffenheit vom NIS-2-\r\nUmsetzungsgesetz / Kritis-Dachgesetz stecken, anstatt in die Sicherheit investieren zu\r\nkönnen.\r\nc. § 5c Abs. 3 EnWG – Inhalt der IT-Sicherheitskataloge\r\nDie Gesetzesbegründung stellt zunächst fest, dass die IT-Sicherheitskataloge erweitert\r\nwerden auf alle Dienste, die die Betreiber erbringen und nicht nur diejenigen umfassen,\r\ndie für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb notwendig sind. Zudem würden die Kataloge\r\nauch für alle IT-Systeme von Querverbundsunternehmen gelten, die nicht notwendig\r\nsind für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb (siehe Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSiG).\r\nBeides lehnt der VKU wie zuvor beschrieben ab. Sollte gleichwohl an dieser Form der\r\nRegulierung festgehalten werden, so müssen zumindest die Vorgaben zu den IT-Sicherheitskatalogen\r\ngeschärft werden.\r\nDies betrifft insbesondere die Pflichtentiefe der Anforderungen an die IT-Sicherheit. Die\r\n§§ 30, 31 BSIG stufen hierbei ab zwischen den Anforderungen, die die Betreiber von kritischen\r\nAnlagen vornehmen müssen (vgl. § 31 BSIG) im Vergleich zu den Anforderungen,\r\ndie die (besonders) wichtigen Einrichtungen vornehmen müssen (vgl. § 30 BSIG und die\r\nentsprechende Gesetzesbegründung). Im Bereich des neuen EnWG heißt es in der Gesetzesbegründung\r\ninsoweit:\r\n„Die Bundesnetzagentur ist befugt die Maßnahmen im Sinne der Verhältnismäßigkeit\r\ninsbesondere mit Blick auf den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb abzustufen\r\nund kann dabei sowohl höhere als auch niedrigere Anforderungen an die\r\nIT-Sicherheitsmaßnahmen vorsehen.“\r\nDies ist nicht hinreichend bestimmt, sondern belässt der BNetzA einen Ermessensspielraum,\r\nob sie eine solche Abstufung vornehmen möchte oder nicht. Dies wird abgelehnt.\r\nEs wird gefordert, die dreistufige Form der Regulierung in den §§ 30, 31 BSIG auch verbindlich\r\nfür den Bereich der IT-Sicherheitskataloge festzuschreiben. Dabei ist darauf zu\r\nachten, dass lediglich für Energienetze und kritische Energieanlagen ein ISMS durch die\r\nSeite 15 von 17\r\nBetreiber aufzubauen und auch nur insoweit Systeme zur Angriffserkennung implementiert\r\nwerden müssen.\r\nIm Vergleich zu § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG fehlt in § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG bei der Bewertung der\r\nAngemessenheit der IT-Sicherheitsmaßnahmen der Verweis auf die Umsetzungskosten.\r\nDiese Umsetzungskosten werden in § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG explizit genannt. Auch für den\r\nBereich der kritischen Anlagen sind die Umsetzungskosten ein maßgeblicher Faktor, der\r\nbei der Bewertung der Angemessenheit der Maßnahmen berücksichtigt werden kann.\r\nDies ergibt sich aus dem Verweis des § 31 Abs. 1 auf den § 30 BSIG. Auch die Gesetzesbegründung\r\ndes § 31 Abs. 1 BSIG nimmt explizit auf die Fragen der Wirtschaftlichkeit Bezug,\r\nwobei lediglich die Abwägung in Bezug auf die anderen Schutzgüter ggf. anders ausfallen\r\nmuss. Zwar sind die Umsetzungskosten in § 5c Abs. 3 S. 1 EnWG erwähnt. Die fehlende\r\nBerücksichtigung bei der Bewertung nach § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG könnte jedoch dazu führen,\r\ndass die Umsetzungskosten nicht ausreichend berücksichtigt werden. Es wird deshalb\r\nfolgende Änderung vorgeschlagen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 3 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(3) […] Bei der Bewertung, ob Maßnahmen dem bestehenden Risiko angemessen sind,\r\nsind das Ausmaß der Risikoexposition, und die Größe des Betreibers, die Umsetzungskosten\r\nsowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre\r\ngesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswirkungen zu berücksichtigen.\r\nZudem wird darauf hingewiesen, dass durch den jetzigen § 5c Abs. 3 S. 3 Nr. 11 EnWG\r\nfaktisch alle Betreiber von Energieanlagen Systeme mit Angriffserkennung umsetzen\r\nmüssten. Dies widerspricht dem § 31 Abs. 2 BSIG, der diese Pflicht auf die Betreiber von\r\nkritischen Anlagen beschränkt. Diese Anforderungen könnten in Querverbundsunternehmen\r\ndann auf die gesamte Office-IT durchschlagen.\r\nd. § 5c Abs. 4, 5 EnWG – Nachweiserbringung\r\nZunächst ist äußerst positiv zu bemerken, dass nach § 5c Abs. 4 EnWG lediglich (alle) Betreiber\r\nvon Energieversorgungsnetzen und Betreiber von kritischen Energieanlagen der\r\nBNetzA die Dokumentation der IT-Sicherheitsmaßnahmen übermitteln (bzw. nachweisen)\r\nmüssen. Keine ex ante (also eine proaktive) Nachweispflicht haben dagegen die Betreiber\r\nvon Energieanlagen, die lediglich eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung sind,\r\naber nicht gleichzeitig eine kritische Anlage betreiben. (vgl. § 5c Abs. 4 EnWG).\r\nUnklar bleibt in diesem Zusammenhang jedoch die Aussage in der Gesetzesbegründung\r\nzu § 5c Abs. 3 EnWG, wonach die BNetzA auch strengere Nachweisanforderungen für den\r\nSeite 16 von 17\r\nsicheren Netz- oder Anlagenbetrieb vorsehen kann. Genannt werden in diesem Zusammenhang\r\nSicherheitsaudits, Prüfungen und Zertifizierungen. Es muss eindeutig festgeschrieben\r\nwerden, dass sich mögliche Zertifizierungen nur auf die Betreiber von Energieversorgungsnetzten\r\nund kritischen Energieanlagenbeziehen beziehen und zwar auch\r\nnur insoweit, als das die IT-Systeme für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb notwendig\r\nsind. Keinesfalls darf der Eindruck entstehen, dass sich die Pflicht zur Zertifizierung\r\nauch auf die nicht für den Netz- oder Anlagenbetrieb notwendigen IT-Systeme bezieht\r\n(wie z.B. die Office-IT ohne Verbindung zum Netz / kritischen Anlage). Anderenfalls\r\nwürden zukünftig auf eine Vielzahl von Querverbundsunternehmen erstmalig eine Zertifizierungspflicht\r\nzukommen.\r\ne. § 5c Abs. 8 EnWG - Registrierung\r\nAus den gleichen Gründen wie in § 5c Abs. 2 EnWG müssen auch die Regelungen zur Registrierung\r\nin § 5c Abs. 8 auf solche Betreiber von Energieanlagen begrenzt werden, die\r\nkritische Anlagen betreiben. Betreiber von Energieanlagen, die keine kritischen Anlagen\r\nbetreiben, aber wichtige oder besonders wichtige Einrichtungen sind, sollten nicht durch\r\ndas EnWG reguliert werden. Die Pflicht zur Registrierung ergibt sich für diese Betreiber\r\nvon Energieanlagen bereits aus § 33 BSIG.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 8 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(8) Der Betreiber eines Energieversorgungsnetzes und ein Betreiber einer Energieanlage,\r\nder eine kritische Anlage nach § 2 Absatz 1 Nummer 21 des BSI-Gesetzes betreibt besonders\r\nwichtige Einrichtung nach § 28 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Ge-setzes oder wichtige\r\nEinrichtung nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes ist, ist verpflichtet, spätestens bis\r\nzum 1. April, erstmalig oder erneut, sich beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik\r\nzu registrieren.\r\nf. § 5c Abs. 9 EnWG – kritische Kompontenten / kritische Funktionen\r\nEs wird angeregt, im Gesetzestext / Gesetzesbegründung klarzustellen, dass von dieser\r\nNorm immer nur Betreiber von kritischen Anlagen betroffen sind, also auch Betreiber\r\nvon Energieversorgungsnetzen die maßgeblichen Schwellenwerte erreichen müssen.\r\nDies kann man zwar indirekt aus dem Begriff der kritischen Anlage / Funktion ableiten.\r\nDer Wortlaut von § 5c Abs. 9 S. 2 EnwG (bisher § 11 Abs. 1g S. 2 EnWG) führt aber häufig\r\nzu einem anderen Verständnis. Teilweise wird angenommen, dass alle Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\ndiesen Regeln unterliegen.\r\nIm Übrigen wird auf die Kommentierung von § 41 BSIG verwiesen.\r\nSeite 17 von 17\r\n5. § 95 EnWG – Bußgeldvorschriften\r\nEs muss eine Klarstellung erfolgen, dass neben den Bußgeldern nach der DSGVO keine\r\nBußgelder nach dem EnWG verhängt werden dürfen (siehe die vergleichbare Regelung\r\nin § 67 Abs. 10 BSIG). Ferner fehlt eine Klarstellung, dass der gleiche Verstoß nur entweder\r\nnach dem EnWG oder nach dem BSIG mit einem Bußgeld versehen werden darf.\r\nDer Verweis in § 95 Abs. 2d EnWG ist dagegen in seiner Bedeutung unklar."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nRegierungsentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung\r\nder NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher\r\nGrundzüge des Informationssicherheitsmanagements\r\nin der Bundesverwaltung vom 22.07.2024\r\nBerlin, 02.10.2024\r\nSeite 2 von 20\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem „Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informati-onssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung“ vom 22.07.2024 Stellung nehmen zu können.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vertritt rund 1.550 kommunalwirtschaft-liche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Wahrscheinlich wird jedes unser Mitgliedsunternehmen entweder als Betreiber einer kritischen Anlage oder als eine (besonders) wichtigen Einrichtung von der Regulierung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz betroffen sein.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie vorliegende Fassung des Regierungsentwurfs berücksichtigt viele Anregungen aus der letzten Stellungnahme des VKU. Allerdings existieren weiterhin verbesserungswürdige Punkte:\r\n•\r\nDie IT-Sicherheitspflichten innerhalb eines Mehrspartenunternehmens sind so komplex beschrieben, dass sie kaum noch verständlich sind. Die zumindest aus dem Wortlaut des BSIG ableitbare massive Ausdehnung der Vorgaben des Ener-giewirtschaftsgesetzes auch auf die nicht für den Betrieb des Netzes / Anlage er-forderlichen IT-Systeme (reguläre Office IT) wird abgelehnt (siehe die Ausführun-gen zu § 28 Abs. 4 BSIG).\r\n•\r\nAuch die spezialgesetzlichen Regelungen des EnWG müssen geändert werden. Es muss klar geregelt werden, dass auch im Bereich der Betreiber von Energie-versorgungsnetzen und Energieanlagen eine Abstufung der Pflichten stattfin-det. Die dreistufige Abstufung der Pflichten aus dem BSIG (Betreiber kritischer Anlagen, besonders wichtige Einrichtungen, wichtige Einrichtungen) muss sich auch im EnWG und den IT-Sicherheitskatalogen wiederfinden (siehe die Ausfüh-rungen zu § 5c EnWG).\r\n•\r\nDie Einzelfallprüfung der kritischen Komponenten in § 41 BSIG ist in Bezug auf die Energiewirtschaft nicht handhabbar. Das Procedere sollte geändert und durch eine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt wer-den (siehe die Ausführungen zu § 41 BSIG).\r\n•\r\nDie Bestimmung des Betreibers ist weiterhin auslegungsbedürftig und sollte in-nerhalb der Gesetzesbegründung präzisiert werden (siehe die Ausführungen zu § 28 Abs. 6 BSIG). Auch ist die Zuordnung der Mitarbeiter- und Umsatzzahlen innerhalb eines Konzerns unklar, wenn z.B. Mutter- und Tochterunternehmen ei-nen unterschiedlichen Geschäftszweck verfolgen (siehe die Ausführungen zu § 28 Abs. 3 BSIG).\r\nSeite 3 von 20\r\nStellungnahme\r\n1. § 28 BSIG - Anwendungsbereich, Betreiber kritischer Anlagen, besonders\r\nwichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen\r\na. Abs. 3 – Berechnung der Schwellenwerte nach der Size-Cap-Rule\r\nZunächst ist positiv zu vermerken, dass auf die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\nabzustellen ist (§ 28 Abs. 3 Nr. 1 BSIG). Ergänzend stellt die Gesetzesbegründung\r\nfest, dass bei der Bestimmung der maßgeblichen Mitarbeiterzahlen und des\r\nUmsatzes nur diejenigen Teile der Einrichtung einzubeziehen sind, die tatsächlich im Bereich\r\nder in den Anlagen 1 und 2 genannten Definitionen der Einrichtungskategorien tätig\r\nsind. Dies führt dazu, dass Unternehmen, deren hauptsächliche Geschäftstätigkeit nicht\r\neiner Einrichtungskategorie gemäß Anlage 1 oder 2 dieses Gesetzes zuzuordnen ist, nicht\r\nin unverhältnismäßiger Weise erfasst werden (vgl. Gesetzesbegründung, S. 156). Wichtig\r\nist dies insbesondere in Mehrspartenunternehmen, in denen eine Sparte nur einen kleinen\r\nAnteil an der gesamten Geschäftstätigkeit ausmacht (Beispiel: Ein Unternehmen der\r\nWasserwirtschaft, das zu einem ganz kleinen Anteil auch Abfalldienste erbringt).\r\nPositiv zu bemerken ist zudem, dass bei der Bestimmung von Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz\r\nund Jahresbilanzsumme (außer für rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten\r\neiner Gebietskörperschaft) die Empfehlung 2003/361/EG (KMU-Empfehlung) mit\r\nAusnahme von Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs anzuwenden ist (§28 Abs. 3 Nr. 2 BSIG).\r\nDurch die explizite Nichteinbeziehung von Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs ist klargestellt,\r\ndass auch Unternehmen mit Beteiligung der öffentlichen Hand stets nach den zuvor genannten\r\nGrößenschwellen des § 28 Abs. 1, 2 BSIG beurteilt werden, was bei Geltung des\r\nArtikel 3 Absatz 4 des Anhangs nicht der Fall wäre.\r\nEin Problem ergibt sich jedoch im Bereich der Konzernstrukturen. Für diese gilt (außer für\r\nrechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft) die zuvor\r\ngenannte KMU-Empfehlung. Verkürzt gesprochen führt dies dazu, dass bei Partnerunternehmen\r\nund verbundenen Unternehmen wechselseitig die Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz\r\nund Jahresbilanzsumme zugerechnet werden. Während bei Partnerunternehmen\r\neine Zurechnung anteilsmäßig im Verhältnis der jeweils gehaltenen Geschäftsanteile /\r\nStimmrechte erfolgt, werden bei verbundenen Unternehmen 100% der Daten hinzugerechnet.\r\n1 Diese absolute Zurechnung wird dazu führen, dass die zuvor vorgenommene\r\nEinschränkung der Betrachtung nur auf die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\n(§ 28 Abs. 3 Nr. 1 BSIG) häufig ins Leere laufen wird.\r\n1 Siehe hierzu die ausführlichen Erläuterungen im „Benutzerleitfaden zur Definition von KMU“ der\r\nKommission.\r\nSeite 4 von 20\r\nEin Beispiel wäre, wenn Unternehmen A Wasser- und Abfalldienste erbringt, aber in diesen\r\neinzelnen Geschäftsbereichen jeweils unter den Schwellenwerten bleibt. Ist nun aber\r\ndas deutlich größere Unternehmen B mit mehreren tausend Mitarbeitern, das keinerlei\r\nTätigkeiten im Bereich von Wasser- und Abfalldiensten erbringt, an Unternehmen A mit\r\nmindestens 25% beteiligt, so würde Unternehmen A durch die Zurechnung im Rahmen\r\nder KMU-Empfehlung in beiden Bereichen über den maßgeblichen Schwellenwert gedrückt.\r\nIn größeren Konzernverbünden würde die Begrenzung auf die zuzuordnende Geschäftstätigkeit\r\nsomit meist leerlaufen.\r\nSinnvoll erscheint es, die Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen nur insoweit\r\nhinzuzurechnen, als dass das Partnerunternehmen oder verbundene Unternehmen\r\nebenfalls in der zu betrachtenden Geschäftstätigkeit engagiert ist.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 3 BSIG\r\nBei der Bestimmung von Mitarbeiteranzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme nach\r\nden Absätzen 1 und 2 ist auf\r\n1. die der Einrichtungsart zuzuordnende Geschäftstätigkeit abzustellen und\r\n2. außer für rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft\r\ndie Empfehlung 2003/361/EG mit Ausnahme von Artikel 3 Absatz 4 des Anhangs anzuwenden.\r\nDie Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung\r\n2003/361/EG sind nur insoweit hinzuzurechnen, als dass das Partner- oder verbundene\r\nUnternehmen die gleiche Geschäftstätigkeit wie die betrachtete Einrichtung durchführt.\r\nDie Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung\r\n2003/361/EG sind nicht hinzuzurechnen, […].\r\nIm Übrigen sollte in der Gesetzesbegründung unmissverständlich festgeschrieben werden,\r\ndass die in den Anlagen 1 und 2 genannten Einrichtungsarten bzw. die in der BSIKritisverordnung\r\ngenannten Anlagen jeweils einzeln zu betrachten sind, bevor auf die\r\nNorm des § 28 Abs. 3 S. 1 Nr. 1 BSIG abgestellt wird. Es muss klar sein, dass z.B. bei einem\r\nMehrspartenunternehmen, das eine Energieerzeugungsanlage (vgl. Anlage 1 Nr. 1.1.4),\r\nein Elektrizitätsverteilernetz (vgl. Anlage 1 Nr. 1.1.2) und ein Fernkältenetz betreibt (vgl.\r\nAnlage 1 Nr. 1.2.1) die Zahlen der jeweiligen Einrichtungsart strikt zu trennen sind und\r\nnicht aufaddiert werden.\r\nDer reine Wortlaut des § 28 Abs. 3 Nr. 2 BSIG schließt die KMU-Empfehlung für unselbstständige\r\nOrganisationseinheiten einer Gebietskörperschaft generell aus. Dieser Ausschluss\r\nist zumindest teilweise zu weit gefasst. Es muss in der Gesetzesbegründung klargestellt\r\nwerden, dass sich dieser Ausschluss der KMU-Empfehlung nur auf die ZurechSeite\r\n5 von 20\r\nnung der Zahlen der Partner- oder verbundenen Unternehmen bezieht. Dieser Ausschluss\r\ndarf sich nicht darauf beziehen, wie die Mitarbeiterzahlen für eine unselbstständige\r\nOrganisationseinheit einer Gebietskörperschaft isoliert (also ohne Partner- oder\r\nverbundene Unternehmen) betrachtet errechnet werden. Es muss also z.B. für einen\r\nkommunalen Abfallbetrieb in Form eines Eigenbetriebs klar sein, dass Teilzeitmitarbeiter\r\nauch nur anteilig bei den maßgeblichen Schwellenwerten hinzugerechnet werden. Insoweit\r\nmuss Art. 5 des Anhangs der KMU-Empfehlung gelten.\r\nb. Abs. 4 – Ausnahmen vom Anwendungsbereich\r\nDie Regelung des § 28 Abs. 4 BSIG wurde im Vergleich zu den verschiedenen Vorfassungen\r\ndeutlich überarbeitet. So werden in diesem Bereich die spezialgesetzlichen Regelungen\r\n(EnWG / TKG) im Grundsatz sinnvoll abgegrenzt von den allgemeinen Regelungen des\r\nBSIG.\r\nAllerdings kommt es weiterhin im Bereich der Registrierung zu Doppelungen. So gibt zum\r\neinen § 5c Abs. 8 S. 1, 2 EnWG die Registrierung von (allen) Betreibern von Energieversorgungsnetzen\r\nvor. Gleiches gilt für die Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige\r\noder wichtige Einrichtungen sind. Diese unterliegen allerdings auch den Registrierungspflichten\r\nnach § 33 BSIG. Die Pflichten stehen nebeneinander ohne die Pflichten abzugrenzen.\r\nZwar verweist § 5c Abs. 8 EnWG teilweise auf den § 33 Abs. 1 BSIG, allerdings\r\nnicht vollständig. So wird beispielsweise nicht auf den § 33 Abs. 1 Nr. 5 BSIG verwiesen\r\nund auch nicht auf § 33 Abs. 3, 6 BSIG.\r\nEs wird deshalb gefordert, dass auch die Anwendbarkeit von §§ 33 BSIG durch § 28 Abs.\r\n4 Nr. 2 BSIG ausgeschlossen wird, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder\r\nEnergieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 4\r\nDie §§ 30, 31, 32, 33, 35, 36, 38, 39, 61 und 62 sind nicht anzuwenden auf besonders\r\nwichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen, die […].\r\nDie Abgrenzungsnorm des § 28 Abs. 4 BSIG wurde mehrfach im Laufe des Gesetzgebungsverfahrens\r\nangepasst und ist nicht einfach zu verstehen. Insbesondere die auf Mehrspartenunternehmen\r\nabzielenden § 28 Abs. 4 S. 2, 3 BSIG sind komplex und bisher noch\r\nnicht eindeutig genug ausformuliert. Gleichwohl begrüßt es der VKU zunächst ausdrücklich,\r\ndass Normen geschaffen wurden, die speziell die Mehrspartenunternehmen adressieren.\r\nHierbei handelt es sich um Unternehmen, die innerhalb der gleichen Rechtspersönlichkeit\r\nin mehreren der in der BSI-KritisV bzw. den in den Anlagen 1 und 2 des BSIG\r\ngenannten Sektoren tätig sind. In der Mitgliedschaft des VKU sind sehr häufig diese Art\r\nSeite 6 von 20\r\nvon Unternehmen anzutreffen. Ein Stadtwerk ist üblicherweise ein Mehrspartenunternehmen,\r\nweshalb der Fall für den VKU besonders relevant ist. Für diese Unternehmen\r\nmuss Klarheit bestehen, welcher Teil des eigenen Unternehmens unter welche Regulierung\r\n(BSIG, EnWG oder TKG) fällt.\r\nDie grundsätzliche Lesart der Norm ist aus unserer Sicht wie folgt:\r\n• Ausgegangen wird vom Grundsatz, dass für alle Unternehmen das BSIG anwendbar\r\nist.\r\n• § 28 Abs. 4 S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 BSIG legen eine Ausnahme von diesem Grundsatz\r\nfest. Danach ist nicht das BSIG, sondern das EnWG (insbesondere § 5c EnWG) anzuwenden\r\nauf Betreiber von Energieversorgungsnetzen und Energieanlagen. Gleiches\r\ngilt nach § 28 Abs. 4 S. 1 Nr. 1 BSIG für die Betreiber von öffentlichen Telekommunikationsnetzen\r\noder öffentlich zugänglichen Telekommunikationsdiensten.\r\nFür diese gilt das TKG (insbesondere §§ 165, 167, 168 TKG).\r\n• Für Mehrspartenunternehmen bestimmt § 28 Abs. 4 S. 2, 3 BSIG teilweise eine\r\nAusnahme von der Ausnahme (Rückausnahme).\r\no Soweit neben den Energieversorgungsnetzen / Energieanlagen (bzw. den\r\nTelekommunikationsnetzen / Telekommunikationsdiensten) weitere kritische\r\nAnlagen betrieben werden oder das Unternehmen als (besonders)\r\nwichtige Einrichtung einer der in Anlage 1 oder 2 Einrichtungsarten zuzuordnen\r\nist und die IT-Systeme für den Betrieb der weiteren kritischen Anlage\r\nerforderlich sind, ist die Rückausnahme anwendbar. § 28 Abs. 4 S. 1\r\nNr. 1 und Nr. 2 BSIG ist damit nicht anwendbar. Es verbleibt bei der Anwendbarkeit\r\ndes BSIG.\r\no Soweit neben den Energieversorgungsnetzen / Energieanlagen (bzw. den\r\nTelekommunikationsnetzen / Telekommunikationsdiensten) weitere kritische\r\nAnlagen betrieben werden oder das Unternehmen als (besonders)\r\nwichtige Einrichtung einer der in Anlage 1 oder 2 Einrichtungsarten zuzuordnen\r\nist und die IT-Systeme für den Betrieb der weiteren kritischen Anlage\r\nnicht erforderlich sind, ist die Rückausnahme nicht anwendbar. § 28\r\nAbs. 4 S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 BSIG ist somit weiterhin anwendbar. Es verbleibt\r\ninsoweit bei der Anwendbarkeit des EnWG bzw. TKG. Insbesondere über\r\ndiese Ableitung existieren allerdings unterschiedliche Auffassung (siehe\r\ndazu sogleich).\r\nBildet man zur Veranschaulichung dieser Regeln als Beispiel ein Mehrspartenunternehmen\r\n• mit einer kritischen Energieerzeugungsanlage (Schwellenwert der BSI-KritisV\r\nüberschritten),\r\nSeite 7 von 20\r\n• einer kritischen Trinkwassergewinnungsanlage (Schwellenwert der BSI-KritisV\r\nüberschritten) und\r\n• einer Anlage zur thermischen Behandlung von Siedlungsabfällen (Schwellenwert\r\nder BSI-KritisV wird nicht überschritten, d.h. es liegt insoweit nur eine wichtige\r\nEinrichtung vor),\r\nso gilt nach unserer Lesart des Gesetzes folgendes:\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der kritischen Energieerzeugungsanlage\r\nerforderlich sind, werden über § 5c EnWG (bzw. die IT-Sicherheitskataloge)\r\nreguliert (§ 28 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 BSIG)\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der kritischen Trinkwassergewinnungsanlage\r\nerforderlich sind, werden über das BSIG reguliert (§ 28 Abs. 4\r\nS. 2 Var. 1, S. 3 BSIG)\r\n• Die IT-Systeme, die für den sicheren Anlagenbetrieb der unkritischen Anlage zur\r\nthermischen Behandlung von Siedlungsabfällen erforderlich sind, werden über\r\ndas BSIG reguliert (§ 28 Abs. 4 S. 2 Var. 2, S. 3 BSIG)\r\n• Alle IT-Systeme in diesem Mehrspartenunternehmen, die nicht für den sicheren\r\nAnlagenbetrieb unmittelbar erforderlich sind (Office-IT ohne Schnittstellen zu\r\nden Anlagen) werden einheitlich über § 5c EnWG (bzw. die IT-Sicherheitskataloge)\r\nreguliert (Umkehrschluss aus § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG bzw. die korrespondierende\r\nGesetzesbegründung (S. 157, 201))\r\nAllerdings verbleibt eine Vielzahl von Unklarheiten, die dringend einer Klarstellung bedürfen.\r\nTeilweise mag dies noch nach Verabschiedung des Gesetzes in Rahmen von FaQ\r\netc. möglich sein. Die folgenden Unklarheiten müssen aber bereits im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens\r\ngeklärt werden:\r\nRegulierung der „nicht erforderlichen“ IT-Systeme (Office-IT ohne Schnittstellen zu den\r\nAnlagen)\r\nInsbesondere über die Frage, unter welche Regulierung im obigen Beispiel die „nicht erforderlichen\r\nIT-Systeme“ (Office- IT ohne Schnittstelle zu den Anlagen) fallen, herrscht\r\nUnklarheit. Im Grundsatz geht es dabei um die Frage, ob nach der vorgesehenen Regulierung\r\ndes Regierungsentwurfs das EnWG oder das BSIG einschlägig ist. Während der VKU\r\ndie Auffassung vertritt, dass bisher eine Regulierung nach dem EnWG (inklusive der ITSicherheitskataloge)\r\neinschlägig wäre, ist man auf Seiten der Ministerien bzw. den nachgeordneten\r\nBehörden wohl der Auffassung, dass das BSIG einschlägig ist.\r\nUnsere Interpretation der Anwendbarkeit des EnWG ergibt sich aus dem Gesetzeswortlaut\r\nund der Gesetzesbegründung. Denn nach § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG ist die Rückausnahme\r\ndes § 28 Abs. 4 S. 2 BSIG nur anwendbar „für alle informationstechnischen Systeme, die\r\nSeite 8 von 20\r\nfür den Betrieb der weiteren kritischen Anlagen erforderlich sind.“ Im Umkehrschluss bedeutet\r\ndies, dass § 28 Abs. 4 S. 2 nicht anwendbar ist, soweit die IT-Systeme nicht erforderlich\r\nsind. Im obigen Beispiel verbleibt es deshalb bei der Anwendung des § 28 Abs. 4 S.\r\n1 Nr. 2 BSIG und somit bei der Geltung des EnWG.\r\nGestützt wird dies durch die Gesetzesbegründung zu § 28 Abs. 4 BSIG (S. 157), wonach es\r\nheißt: „Von der Rückausnahme nicht erfasst wird demgegenüber Unternehmens-IT, die für\r\ndie Tätigkeit in diesen weiteren Sektoren nicht erheblich ist (z.B. „Office-IT“ ohne Schnittstellen\r\nzu kritischen Anlagen).“\r\nFerner heißt es in der Gesetzesbegründung zu § 5c Abs. 3 EnWG (S. 201): „In Absätzen 1\r\nund 2 werden die IT-Sicherheitskataloge entsprechend den Vorgaben der NIS-2-Richtlinie\r\nerweitert und werden alle Dienste, die die Betreiber erbringen, umfassen und nicht nur\r\ndiejenige, die für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb notwendig sind.“ Daraus ergibt\r\nsich aus unserer Sicht, dass sämtliche IT-Systeme (also auch die „nicht erforderlichen ITSysteme“)\r\nim Grundsatz dem EnWG unterliegen. Wenn nun die Rückausnahme des § 28\r\nAbs. 4 S. 2, 3 BSIG nicht einschlägig ist, so gilt weiterhin § 28 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 BSIG und\r\ndamit insgesamt das EnWG (eben auch für die „nicht erforderlichen IT-Systeme“).\r\nDer VKU fordert, dass die nicht für den sicheren Anlagenbetrieb unmittelbar erforderlichen\r\nIT-Systeme eindeutig und einheitlich über das BSIG reguliert werden und unter\r\nAufsicht des BSI stehen. Diese IT-Systeme haben sehr häufig nichts mit den speziell bei\r\nder BNetzA beaufsichtigten Sektoren zu tun und sind eher allgemeiner Natur (z.B. ein SAPSystem\r\nzur Lohnabrechnung). Teilweise wird auch in den branchenspezifischen Sicherheitsstandards\r\n(B3S) auf eben diesen unkritischen Bereich eingegangen, womit wiederum\r\neine Überschneidung stattfinden würde. Zudem würde eine Vielzahl von Unternehmen\r\nerstmals durch die BNetzA reguliert und beaufsichtigt werden. Es stellt sich die Frage, ob\r\nhierfür die erforderlichen Mitarbeiter zur Verfügung stehen und warum Doppelstrukturen\r\nmit dem BSI aufgebaut werden sollen. Weiter könnten die strengen Regelungen der ITSicherheitskataloge\r\nmittelbar auf alle Mehrspartenunternehmen durchschlagen, insbesondere\r\ndie Pflichten zum Aufbau eines ISMS oder zur Implementierung von Systemen\r\nzur Angriffserkennung (siehe insbesondere näher die Ausführungen zu § 5c Abs. 3 EnWG).\r\nEin entsprechender Formulierungsvorschlag findet sich unter dem nachfolgenden Punkt.\r\nReichweite der Rückausnahme von § 28 Abs. 4 S. 2, 3 BSIG\r\n§ 28 Abs. 4 S. 3 BSIG ist ungenau und bedarf der Anpassung. Denn nach § 28 Abs. 4 S. 2\r\nBSIG gilt die Rückausnahme für alle (besonders) wichtigen Einrichtungen, soweit sie über\r\ndie in S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 genannten Anlagen hinaus weitere kritische Anlagen betreiben\r\noder aufgrund weiterer Tätigkeiten einer der in Anlage 1 oder 2 bestimmten Einrichtungsarten\r\nzuzuordnen sind. § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG erklärt wiederum S. 2 nur für anwendbar für\r\nalle informationstechnischen Systeme, die für den Betrieb der weiteren kritischen Anlagen\r\nerforderlich sind. Kein Bezug genommen wird dagegen auf die weiteren Tätigkeiten\r\nSeite 9 von 20\r\neiner in Anlage 1 oder 2 bestimmten Einrichtungsart. Dies ist unlogisch, weil dann dieser\r\nTeil des S. 2 niemals Anwendung finden würde und überflüssig wäre. In Konsequenz\r\nwürde die Rückausnahme beispielsweise nicht gelten bei obigen Mehrspartenunternehmen\r\nim Bereich der thermischen Behandlung von Siedlungsabfällen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 28 Abs. 4 S. 2, 3\r\nSatz 1 gilt nicht für die dort aufgeführten besonders wichtigen und wichtigen Einrichtungen,\r\nsoweit sie über die in Satz 1 Nummer 1 und 2 genannten Anlagen hinaus weitere\r\nkritische Anlagen nach § 2 Nummer 22 betreiben oder aufgrund weiterer Tätigkeiten einer\r\nder in Anlage 1 oder 2 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen sind. Satz 2 gilt für alle\r\ninformationstechnischen Systeme, die für den Betrieb der weiteren kritischen Anlage\r\noder für den Betrieb einer Anlage mit Bezug zu einer weiteren Tätigkeiten nach Anlage\r\n1 oder 2 erforderlich sind. Soweit die informationstechnischen Systeme nicht erforderlich\r\nsind, ist dieses Gesetz anwendbar.\r\nErforderlichkeit der IT-Systeme\r\nEs verbleibt unklar, wann ein IT-System „erforderlich“ für den Betrieb der eine Anlage ist.\r\nZum einen kommt es zu sprachlichen Ungenauigkeiten: Der Wortlaut § 28 Abs. 4 S. 3 BSIG\r\nnutzt das Wort „erforderlich“. Die korrespondierende Gesetzesbegründung (S. 157) nutzt\r\ndagegen das Wort „erheblich“, was aber anscheinend schlicht eine sprachliche Ungenauigkeit\r\nist. Im Bereich des EnWG wird dagegen das Wort „notwendig“ genutzt (vgl. § 5c\r\nEnWG und die Gesetzesbegründung, S. 201), ohne das klar wird, ob hierbei ein sachlicher\r\nUnterschied besteht. Es wird deshalb gefordert, dass eine einheitliche Begriffsbestimmung\r\ngenutzt wird im Zusammenhang mit der Abgrenzung von BSIG, EnWG und TKG.\r\nIm Bereich von Unternehmen, die physische (Industrie-)Anlagen betreiben wird zudem\r\nüblicherweise zwischen der „Operation Technology“ (OT; bzw. OT-Netzwerk / Automatisierungsnetzwerk\r\n/ Anlagennetzwerk genannt) und der Information Technology (IT; bzw.\r\nIT-Netzwerk / Enterprise Netzwerk genannt) unterschieden. Die OT ist die Hard- und Software,\r\ndie insbesondere für die Anlagensteuerung und -überwachung eingesetzt wird. Die\r\nIT ist dagegen die Hard- und Software, die außerhalb der Anlagensteuerung eingesetzt\r\nwird (z.B. Office-Produkte; SAP-Abrechnungssysteme etc.).2 Sehr häufig sind die OT- und\r\ndie IT-Netzwerk „hart“ voneinander getrennt, d.h. es besteht keine physische Verbindung\r\nzwischen ihnen. Hintergrund ist insbesondere die besondere Schutzbedürftigkeit der OTNetzwerke.\r\nEs kann so verhindert werden, dass eine „gehackte“ Office-IT auch zu einer\r\n„gehackten“ OT führt und die kritische Dienstleistung weiterhin erbracht werden.\r\n2 Siehe z.B. die Ausführungen hier: https://www.cisco.com/c/en/us/solutions/internet-ofthings/\r\nwhat-is-ot-vs-it.html\r\nSeite 10 von 20\r\nSetzt man voraus, dass „erheblich“ in der Gesetzesbegründung deckungsgleich mit dem\r\nBegriff „erforderlich“ ist, so verbleiben vor diesem Hintergrund weitere Unklarheiten. Ob\r\nein IT-System erforderlich / erheblich ist für den Betrieb der Anlage soll wohl davon abhängen,\r\nob eine Schnittstelle zu den (kritischen) Anlagen besteht oder nicht. Wir gehen\r\nsomit davon aus, dass jegliche OT zur Steuerung der Anlagen erforderlich / erheblich im\r\nSinne des Gesetzes ist, auch wenn im Gesetz / Gesetzesbegründung nur der Begriff der IT\r\ngenannt wird. Weiter gehen wir davon aus, dass nur die IT mit Schnittstelle zu einer kritischen\r\nAnlage (oder dem OT-Netzwerk) erforderlich / erheblich sind. Unklar ist hierbei jedoch,\r\nob eine Schnittstelle zum OT-Netzwerk dazu führt, dass das gesamte IT-Netzwerk\r\nerforderlich / erheblich im Sinne des Gesetzes ist oder sich dies nur auf die Schnittstelle\r\nselbst bezieht. Klar ist auf der anderen Seite, dass eine IT ohne Schnittstelle zu den Anlagen\r\n/ OT nicht erforderlich / erheblich ist (in der Gesetzesbegründung als Office-IT bezeichnet).\r\nBei allen diesen Ausführungen handelt es sich jedoch um unsere Ableitung aus dem Gesetz,\r\ndie aber in der Praxis weitreichende Folgen haben. Es wird gefordert, dass zusammen\r\nmit der Branche diese Punkte bereits im Gesetzgebungsprozess zumindest in grober\r\nWeise geklärt werden und die zuvor vorgeschlagene Änderung am Wortlaut des §\r\n28 Abs. 4 BSIG auch zum Anlass genommen wird, die entsprechende Gesetzesbegründung\r\nklarzustellen. Die Einzelheiten können im Anschluss durch begleitende FaQ-Papiere\r\ndes BSI / BNetzA oder der Ministerien geklärt werden.\r\nIm Übrigen wird auf die Ausführungen zu § 5c EnWG verwiesen, wo spezielle Ausführungen\r\nhauptsächlich für die reinen Energieversorgungsunternehmen gemacht werden. In\r\nBezug auf die Besonderheiten im Bereich von Mehrspartenunternehmen, die auch im Bereich\r\nder Telekommunikation tätig sind, wird auf die Ausführungen zum TKG verwiesen.\r\nc. Abs. 6 – Definition des Betreibers einer kritischen Anlage\r\nZunächst wird gefordert, dass der Betreiber einer kritischen Anlage deckungsgleich mit\r\ndem gleichlautenden Begriff im Kritis-DachG definiert und angewendet wird. Anderenfalls\r\nwird die Bestimmung des Anwendungsbereichs für die jeweiligen Unternehmen vollends\r\nunüberschaubar.\r\nDie Definition des Betreibers einer kritischen Anlage ähnelt sehr der bisherigen Definition\r\ndes Betreibers einer kritischen Infrastruktur in § 1 Abs. 1 Nr. 2 BSI-Kritisverordnung. Insbesondere\r\nwird weiterhin auf den bestimmenden Einfluss auf die kritische Anlage unter\r\nBerücksichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände abgestellt.\r\nDieses pauschale Abstellen hat sich bereits in der Vergangenheit insbesondere innerhalb\r\nvon Konzernen als problematisch erwiesen, weil dort sehr häufig die rechtliche\r\nund wirtschaftliche Kontrolle von der tatsächlichen Kontrolle abweicht. Tochtergesellschaften\r\nkönnen beispielsweise tatsächlich Windkraftanlagen betreiben, während die\r\nrechtliche und wirtschaftliche Kontrolle der gesamten Tochtergesellschaft bei der Muttergesellschaft\r\n(ggf. als reine Holding-Gesellschaft) verbleibt. In solchen Fällen ist unklar,\r\nSeite 11 von 20\r\nwelches Kriterium entscheidend zur Bestimmung der Betreibereigenschaft ist. Die Gesetzesbegründung\r\nsollte hier eine Klarstellung enthalten und zumindest auf die entsprechende\r\nRechtsprechung zur Betreibereigenschaft im Immissionsschutzrecht verweisen.\r\nDies ist zumindest in der Begründung zur alten BSI-Kritisverordnung3 erfolgt. Eine solche\r\nKlarstellung ist auch deshalb wichtig, weil dies Auswirkungen auf die Frage hat, wann eine\r\nnatürliche oder juristische Person oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheit\r\neiner Gebietskörperschaft einer bestimmten Einrichtungsart „zuzuordnen“ ist (vgl. § 28\r\nAbs. 1 Nr. 4; Abs. 2 Nr. 3 BSIG). In den in Bezug genommenen Anlagen 1 und 2 wird ebenfalls\r\nhäufig auf den Betreiber abgestellt.\r\n2. § 41 BSIG - Untersagung des Einsatzes kritischer Komponenten\r\n§ 41 BSIG beschreibt das Procedere der Untersagung von kritischen Komponenten. Bisher\r\nwurden nur im 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze kritische Komponenten definiert.\r\nZukünftig werden allerdings auch im Bereich der Energiewirtschaft kritische Komponenten\r\nexistieren. Auf Grundlage von § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG (zukünftig § 5c Abs.\r\n9 Nr. 2 EnWG) konsultiert und erarbeitet die BNetzA im Moment die Festlegung von kritischen\r\nFunktionen, aus denen sodann die kritischen Komponenten abgeleitet werden.4\r\nDurch die Festlegung werden die Übertragungsnetzbetreiber, aber auch die Betreiber von\r\nEnergieanlagen sowie Verteilnetzbetreiber (soweit sie jeweils kritische Infrastrukturen\r\nbetreiben) adressiert. Im Ergebnis werden somit hunderte Unternehmen neu in den Anwendungsbereich\r\ndes § 41 BSIG fallen. Dies steht im krassen Gegensatz zur ursprünglichen\r\nIdee des § 41 BSIG, der klar den 5G-Bereich der Telekommunikationsnetze mit seinen\r\nnur vier am Ausbau beteiligten Unternehmen im Blick hatte.\r\nVor diesem Hintergrund wird klar, dass die durch § 41 BSIG vorgesehene Einzelfallprüfung\r\nder Vertrauenswürdigkeit einzelner Komponenten durch das BMI für den Bereich der\r\nEnergiewirtschaft keinen Bestand haben kann. Das BMI wird mit den tausenden Einzelfallprüfungen\r\nschlicht personell überfordert sein. In Konsequenz würde sich der Einbau /\r\nAustausch von Komponenten um mindestens zwei Monate bzw. vier Monate verzögern\r\n(vgl. § 41 Abs. 2 BSIG). Dies kann zu einer Gefährdung der Sicherheit der Energienetze und\r\nEnergieanlagen führen, da z.B. der kurzfristige Austausch von defekten Komponenten verhindert\r\nwird. Auch die regulären Beschaffungsprozesse würden sich massiv verzögern,\r\nund der Ausbau der Energienetze weiter in die Länge ziehen. Insgesamt handelt es sich\r\num ein sehr bürokratisches Verfahren, das im Ergebnis nicht zu mehr Sicherheit führen\r\nwird, aber die Planungssicherheit der Unternehmen untergräbt.\r\n3 https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/downloads/DE/veroeffentlichungen/2016/kritisvo.\r\npdf;jsessionid=EF24D8703CD5D54459567A198CA583F3.2_cid295?__blob=publication-\r\nFile&v=1\r\n4 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/\r\nIT_Sicherheit/KriFu/start2.html\r\nSeite 12 von 20\r\nVor diesem Hintergrund sollte das Prüfverfahren gemäß § 41 BSIG gestrichen und durch\r\neine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt werden.\r\n3. § 61 BSIG - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders\r\nwichtige Einrichtungen\r\nGemäß § 63 Abs. 1 BSIG kann das Bundesamt einzelne besonders wichtige Einrichtungen\r\nverpflichten, Audits, Prüfungen oder Zertifizierungen von unabhängigen Stellen zur Prüfung\r\nder Erfüllung der Anforderungen nach den §§ 30, 31, 32, 38 Abs. 3 BSIG durchführen\r\nzu lassen. Die Möglichkeit, diese Nachweise anzufordern, findet sich in § 61 Abs. 3 BSIG.\r\nDie maßgeblichen Kriterien zur Ermessensausübung finden sich hierbei in § 61 Abs. 4 BSIG.\r\nPositiv ist zunächst hieran, dass besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen\r\nnicht ohne weiteres ex-ante Nachweispflichten unterliegen, wie dies bei Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen der Fall ist (vgl. § 39 BSIG). Allerdings muss der Verweis auf\r\n§ 31 BSIG gestrichen werden. § 31 BSIG regelt die besonderen Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen\r\nvon Betreibern kritischer Anlagen. § 65 Abs. 1 BSIG regelt\r\nallerdings die Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders wichtige Einrichtungen.\r\nDer Verweis könnte so gelesen werden, dass auch von besonders wichtigen Einrichtungen\r\ndie weitergehenden Anforderungen an die Betreiber von kritischen Anlagen\r\nauferlegt werden könnten.\r\nDie ermessenssteuernde Norm in § 61 Abs. 4 BSIG folgt einem risikobasierten Ansatz, so\r\nwie dies wohl aus Erwägungsgrund 124 der NIS-2-Richtlinie vorgegeben ist. Im Grundsatz\r\nsind die Kriterien gut nachzuvollziehen, sollten jedoch noch ergänzt werden. So sollte\r\nexplizit festgeschrieben werden, dass zum einen auch die Umsetzungskosten ein leitendes\r\nKriterium sind (vgl. die Abwägung in § 30 Abs. 1 BSIG). Auch sollte in die Abwägung\r\nexplizit einbezogen werden, ob es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung bereits\r\num einen Betreiber einer kritischen Anlage handelt. In einem solchen Fall greifen die exante\r\nNachweispflichten bereits in Bezug auf die kritischen Anlagen, die zweifellos das\r\ngrößte Risiko darstellen. Im Regelfall sollte eine zusätzliche Nachweiserbringung und Anforderung\r\nfür besonders wichtige Einrichtungen ausgeschlossen sein, wenn sie eine kritische\r\nAnlage betreiben.\r\nZudem muss der Verweis in § 61 Abs. 4 BSIG nicht nur auf § 61 Abs. 3 BSIG (Anforderung\r\nder Nachweise), sondern auch auf § 61 Abs. 1 BSIG (Verpflichtung zur Auditierung, Prüfung\r\nund Zertifizierung) erstreckt werden. Anderenfalls existieren keine ermessenleitenden\r\nKriterien für die Festlegung der Verpflichtungen aus § 63 Abs. 1 BSIG.\r\nSeite 13 von 20\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 61 - Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen für besonders wichtige Einrichtungen\r\n(4) Bei der Auswahl, von welchen Einrichtungen das Bundesamt nach Absatz 3 Nachweise\r\nanfordert, berücksichtigt das Bundesamt das Ausmaß der Risikoexposition, die Größe der\r\nEinrichtung und mögliche Umsetzungskosten sowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und\r\nSchwere von möglichen Sicherheitsvorfällen sowie ihre möglichen gesellschaftlichen und\r\nwirtschaftlichen Auswirkungen. Handelt es sich bei der besonders wichtigen Einrichtung\r\ngleichzeitig um den Betreiber einer kritischen Anlage, so soll im Regelfall auf eine Nachweiserbringung\r\nnach Abs. 3 verzichtet werden. S. 1 und 2 gelten entsprechend für die\r\nAusübung des Ermessens in Abs. 1.\r\n4. § 5c EnWG\r\nMit den neuen Regelungen des § 5c EnWG wird deutlich über die von der NIS-2-Richtlinie\r\nvorgegebenen Anforderungen hinausgegangen (Gold Plating). Es soll wohl die alte Logik\r\ndes § 11 EnWG weitgehend „gerettet“ werden und in die NIS-2-Umsetzung eingepasst\r\nwerden. Es kommt dabei jedoch zu einer massiven Ausweitung des Anwendungsbereichs\r\nder Normen im Vergleich zu den bisherigen Regelungen des § 11 EnWG.\r\nDer Schwerpunkt der folgenden Kommentierung liegt auf den Auswirkungen, die sich für\r\ndie Betreiber von Energienetzen und Energieanlagen ergeben. Zu den speziellen Auswirkungen\r\nauf Mehrspartenunternehmen (also Unternehmen die neben dem Sektor Energie\r\nnoch in weiteren Sektoren tätig sind) und die massive Ausweitung der Regeln des EnWG\r\nauch auf diese Unternehmen, wird auf die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSIG verwiesen.\r\na. § 5c Abs. 1 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\nDie massive Ausweitung des Anwendungsbereichs der Normen des EnWG wird zunächst\r\nnur in der Gesetzesbegründung deutlich. Denn dort heißt es:\r\n„Entsprechend des Art. 21 Abs. 1 NIS2-Richtlinie werden die Cybersicherheitsanforderungen\r\nauf alle Telekommunikations- und Datenverarbeitungssysteme, die\r\ndie Betreiber zur Erbringung ihrer Dienste nutzen, erweitert.“ (Gesetzesbegründung,\r\nS. 200)\r\n„In Absätzen 1 und 2 werden die IT-Sicherheitskataloge entsprechend den Vorgaben\r\nder NIS2-Richtlinie erweitert und werden alle Dienste, die die Betreiber erbringen,\r\numfassen und nicht nur diejenige, die für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb\r\nnotwendig sind.“ (Gesetzesbegründung, S. 201)\r\nSeite 14 von 20\r\nEs soll also der „Scope“ bzw. der Geltungsbereich massiv ausgeweitet werden. Über den\r\nScope bzw. den Geltungsbereich wird festgelegt, welche Systeme, Prozesse und Komponenten\r\nbetrachtet und abgesichert werden und welche Bereiche nicht mitbetrachtet werden.\r\n5 Bisher war es so, dass der Scope / Geltungsbereich sich im Bereich der Energienetze\r\nnur auf die TK/EDV-Systeme erstreckt hat, welche Teil der Netzsteuerung sind, sowie auf\r\ndie TK/EDV-Systeme, die zwar nicht Teil der Netzsteuerung sind, aber deren Ausfall die\r\nSicherheit des Netzbetriebs gefährden könnte.6 Zukünftig soll der Scope / Geltungsbereich\r\nauf alle Telekommunikations- und Datenverarbeitungssysteme, die die Betreiber zur Erbringung\r\nihrer Dienste nutzen erweitert werden. Ganz konkret bedeutet dies, dass auch\r\ndie Office-IT oder die IT zur Abrechnung in der Kantine im Geltungsbereich liegt.\r\nDiese massive Ausweitung des Scopes wird abgelehnt und ist auch nicht durch die NIS2-\r\nRichtlinie vorgezeichnet. Die nicht für den sicheren Netzbetrieb unmittelbar notwendigen\r\nIT-Systeme sollten weiterhin im Regelungsbereich des BSIG und unter Aufsicht des\r\nBSI verbleiben. Hintergrund ist, dass die IT-Sicherheitskataloge deutlich zu streng sind für\r\ndie nicht für den sicheren Netzbetrieb unmittelbar notwendigen IT-Systeme. Insbesondere\r\ndie Pflichtentiefe und die Notwendigkeit einer Zertifizierung bzw. der ex ante-Nachweise\r\nist in Bezug auf diese IT-Systeme nicht angemessen (siehe hierzu näher die Ausführungen\r\nzu § 5c Abs. 3 EnWG). In Bezug auf die Mehrspartenunternehmen wird auf die\r\nAusführungen zu § 28 Abs. 4 EnWG verwiesen.\r\nZudem muss man feststellen, dass die in der Gesetzesbegründung beschriebene Vorgabe\r\nnicht durch den Wortlaut des § 5c Abs. 1 S .1 EnWG gedeckt ist. Dort wird abgestellt\r\nauf „einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische\r\nDatenverarbeitungssysteme, die für den sicheren Netzbetrieb notwendig sind“.\r\nDies entspricht dem aktuellen Wortlaut des § 11 Abs. 1a S. 1 EnWG, der aber gerade durch\r\nden Bezug auf den „sicheren Netzbetrieb“ die zuvor beschriebene Eingrenzung des Scopes\r\n/ Geltungsbereichs vornimmt. IT-Systeme, die nicht für sicheren Netzbetrieb notwendig\r\nsind, werden nicht umfasst.7 Die Office-IT (ohne Verbindung zum Netzbetrieb, z.B. in Form\r\neines SAP-Systems) oder die Kantinen-IT sind aber nicht notwendig für einen sicheren\r\nNetzbetrieb. Es wird gefordert, dass Gesetzesbegründung und Wortlaut des Gesetzes\r\naufeinander abgestimmt werden. Zudem sollte der Begriff „notwendig“ überdacht werden,\r\nda im BSIG der Begriff „erforderlich“ bzw. „erheblich“ genutzt wird (siehe näher die\r\nentsprechenden Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSIG).\r\n5 https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/KRITIS-und-regulierte-Unternehmen/Kritische-Infrastrukturen/\r\nKRITIS-Nachweise/Konkretisierung-Geltungsbereich/konkretisierung-geltungsbereich_\r\nnode.html.\r\n6 IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a Energiewirtschaftsgesetz, S. 6.\r\n7 Kipker/Reusch/Ritter/Voigt/Böhme, 1. Aufl. 2023, EnWG § 11 Rn. 79.\r\nSeite 15 von 20\r\nb. § 5c Abs. 2 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieanlagen\r\nAuch für die Betreiber von Energieanlagen wird der Scope / Geltungsbereich auf sämtliche\r\nIT-Systeme des Unternehmens ausgeweitet. Auch hier wird dies wird lediglich in der Gesetzesbegründung\r\nbeschrieben, findet sich jedoch nicht hinreichend im Wortlaut von\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG wieder. Eine Ausweitung der Pflichten aus dem IT-Sicherheitskatalog\r\nauch auf die allgemeine Office-IT wird abgelehnt. Die Ausführungen zu § 5c Abs. 1 EnWG\r\ngelten entsprechend.\r\nIm Bereich der Betreiber der Energieanlagen wird aber auch der persönliche Anwendungsbereich\r\nder Norm massiv ausgeweitet. Während der bisherige § 11 Abs. 1b BSIG\r\ndiese Pflichten nur für die Betreiber von kritischen Infrastrukturen (zukünftig Betreiber\r\nvon kritischen Anlagen) statuiert, erweitert der § 5c Abs. 2 EnWG diese Pflichten auf alle\r\nBetreiber von Energieanlagen, die (besonders) wichtige Einrichtungen sind. Da eine Einrichtung\r\nbereits ab 50 Mitarbeitern eine wichtige Einrichtung ist (vgl. § 28 Abs. 2 Nr. 3\r\nBSIG), wären zukünftig fast alle Betreiber von Energieanlagen von den neuen Regelungen\r\nerfasst. Es wird gefordert, dass innerhalb der IT-Sicherheitskataloge für die Pflichtentiefe\r\ndanach unterschieden wird, ob es sich um einen Betreiber einer kritischen Anlage,\r\neine besonders wichtige Einrichtung oder um eine wichtige Einrichtung handelt (dreistufige\r\nRegulierung, siehe näher die Ausführungen zu § 5c Abs. 3 EnWG).\r\nc. § 5c Abs. 3 EnWG – Inhalt der IT-Sicherheitskataloge\r\nDie Gesetzesbegründung stellt zunächst fest, dass die IT-Sicherheitskataloge erweitert\r\nwerden auf alle Dienste, die die Betreiber erbringen und nicht nur diejenigen umfassen,\r\ndie für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb notwendig sind. Zudem kann man die\r\nNorm so lesen, dass die Normen des EnWG bzw. die IT-Sicherheitskataloge auch für alle\r\nIT-Systeme von Mehrspartenunternehmen gelten, die nicht notwendig (bzw. „erforderlich“\r\noder „erheblich“) sind für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb (siehe Ausführungen\r\nzu § 28 Abs. 4 BSiG). Beides lehnt der VKU wie zuvor beschrieben ab. Die allgemeine\r\nOffice IT sollte einheitlich über das BSIG reguliert werden.\r\nZudem müssen die Vorgaben zu den IT-Sicherheitskatalogen geschärft werden. Dies betrifft\r\ninsbesondere die Pflichtentiefe der Anforderungen an die IT-Sicherheit. Die §§ 30,\r\n31 BSIG stufen hierbei ab zwischen den Anforderungen, die die Betreiber von kritischen\r\nAnlagen vornehmen müssen (vgl. § 31 BSIG) im Vergleich zu den Anforderungen, die die\r\nbesonders wichtigen Einrichtungen und auf letzter Stufe die wichtigen Einrichtungen vornehmen\r\nmüssen (vgl. § 30 BSIG und die entsprechende Gesetzesbegründung). Im Bereich\r\ndes neuen EnWG heißt es in der Gesetzesbegründung insoweit:\r\n„Die Bundesnetzagentur ist befugt die Maßnahmen im Sinne der Verhältnismäßigkeit\r\ninsbesondere mit Blick auf den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb abzustufen\r\nund kann dabei sowohl höhere als auch niedrigere Anforderungen an die\r\nIT-Sicherheitsmaßnahmen vorsehen.“ (Gesetzesbegründung, S. 201)\r\nSeite 16 von 20\r\nDies ist nicht hinreichend bestimmt, sondern belässt der BNetzA einen Ermessensspielraum,\r\nob sie eine solche Abstufung vornehmen möchte oder nicht. Dies wird abgelehnt.\r\nEs wird gefordert, die dreistufige Form der Regulierung in den §§ 30, 31 BSIG auch verbindlich\r\nfür den Bereich der IT-Sicherheitskataloge festzuschreiben. Dabei ist darauf zu\r\nachten, dass lediglich für Energienetze und Energieanlagen ein ISMS durch die Betreiber\r\naufgebaut werden muss und auch nur insoweit Systeme zur Angriffserkennung implementiert\r\nwerden müssen.\r\nIm Vergleich zu § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG fehlt in § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG bei der Bewertung der\r\nAngemessenheit der IT-Sicherheitsmaßnahmen der Verweis auf die Umsetzungskosten.\r\nDiese Umsetzungskosten werden in § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG explizit genannt. Auch für den\r\nBereich der kritischen Anlagen sind die Umsetzungskosten ein maßgeblicher Faktor, der\r\nbei der Bewertung der Angemessenheit der Maßnahmen berücksichtigt werden kann.\r\nDies ergibt sich aus dem Verweis des § 31 Abs. 1 auf den § 30 BSIG. Auch die Gesetzesbegründung\r\ndes § 31 Abs. 1 BSIG nimmt explizit auf die Fragen der Wirtschaftlichkeit Bezug,\r\nwobei lediglich die Abwägung in Bezug auf die anderen Schutzgüter ggf. anders ausfallen\r\nmuss. Zwar sind die Umsetzungskosten in § 5c Abs. 3 S. 1 EnWG erwähnt. Die fehlende\r\nBerücksichtigung bei der Bewertung nach § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG könnte jedoch dazu führen,\r\ndass die Umsetzungskosten nicht ausreichend berücksichtigt werden. Es wird deshalb\r\nfolgende Änderung vorgeschlagen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 3 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb\r\n(3) […] Bei der Bewertung, ob Maßnahmen dem bestehenden Risiko angemessen sind,\r\nsind das Ausmaß der Risikoexposition, und die Größe des Betreibers, die Umsetzungskosten\r\nsowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre\r\ngesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswirkungen zu berücksichtigen.\r\nZudem wird darauf hingewiesen, dass durch den jetzigen § 5c Abs. 3 S. 3 Nr. 11 EnWG fast\r\nalle Betreiber von Energieanlagen Systeme mit Angriffserkennung umsetzen müssten.\r\nDies widerspricht dem § 31 Abs. 2 BSIG, der diese Pflicht auf die Betreiber von kritischen\r\nAnlagen beschränkt. Diese Anforderungen könnten in Mehrspartenunternehmen auf die\r\ngesamte Office-IT durchschlagen. Diese mögliche Auswirkung des Gesetzes wird abgelehnt\r\nund muss verhindert werden. Lediglich Betreiber von kritischen Energieanlagen\r\ndürfen verpflichtet werden, Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen. Zudem muss\r\ndie Regulierung der allgemeinen Office-IT aus der Regulierung des EnWG herausgelöst\r\nwerden und weiterhin dem BSIG unterliegen.\r\nDie genauen Pflichten der Energieversorgungsnetzbetreiber und der Betreiber von Energieanlagen\r\nwerden sich erst aus den noch zu erarbeitenden IT-Sicherheitskatalogen ergeben.\r\nSolange die IT-Sicherheitskataloge nicht existieren, existieren für die Unternehmen\r\nSeite 17 von 20\r\nformal gesehen kaum Pflichten aus dem EnWG. Sowohl § 5c Abs. 1 als auch Abs. 2 EnWG\r\ngehen davon aus, dass sich die angemessenen Schutzmaßnahmen der Betreiber aus den\r\nIT-Sicherheitskatalogen ergeben. Bisher sind den Betreibern jedoch noch keine Entwürfe\r\nder IT-Sicherheitskataloge bekannt, obwohl diese laut § 5c Abs. 1, 2 EnWG vor Verabschiedung\r\nbeteiligt werden müssen. Es ist nunmehr unklar, welche Rechtslage gilt, falls das\r\nNIS2-Umsetzungsgesetz verabschiedet wird und in Kraft tritt, jedoch keine entsprechenden\r\nIT-Sicherheitskataloge vorliegen. Es wird gefordert, die Betreiber der Energieversorgungsnetze\r\n/ Energieanlagen (bzw. deren Verbände) möglichst frühzeitig in die Erstellung\r\nder Kataloge einzubeziehen. Zudem muss zeitnah transparent gemacht werden,\r\nwelche Pflichten für die Betreiber gelten, sollten die IT-Sicherheitskataloge nicht rechtzeitig\r\nin Kraft treten. Ggf. müssen gesetzliche Übergangsregeln geschaffen werden für\r\ndiesen Fall, sodass die bisherigen IT-Sicherheitskataloge weitergelten. Schlicht die bisher\r\ngeltenden IT-Sicherheitskataloge für weiter anwendbar zu erklären oder unverändert neu\r\nzu verabschieden, ist allerdings mit Risiken behaftet. Die Rechtsgrundlage zur Verabschiedung\r\nder IT-Sicherheitskataloge hat sich geändert, sodass wohl auch andere Erwägungen\r\ninnerhalb der IT-Sicherheitskataloge getroffen werden müssen. Besonders betroffen sind\r\ndabei die Pflichten zum Einsatz von Systemen zur Angriffserkennung (SzA). Bisher ist deren\r\nEinsatz über § 11 Abs. 1e, 1f EnWG vorgeschrieben. Nach dem Gesetzesentwurf sollen\r\ndiese Pflichten zukünftig in die IT-Sicherheitskataloge wandern (vgl. § 5c Abs. 3 Nr. 11\r\nEnWG). Dies bedeutet aber auch, dass ohne einen entsprechenden IT-Sicherheitskatalog\r\nkeine Pflicht zum Einsatz von SzA besteht.\r\nd. § 5c Abs. 4, 5 EnWG – Nachweiserbringung\r\nAnders als noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollen zukünftig nicht nur Betreiber\r\nvon kritischen Energieanlagen, sondern alle Betreiber von Energieanlagen, die eine (besonders)\r\nwichtige Einrichtung darstellen, ihre Dokumentation über die Einhaltung der ITSicherheitskataloge\r\nproaktiv an die Bundesnetzagentur übermitteln. Dies wird abgelehnt\r\nund gefordert, dass nur Betreiber von kritischen Energieanlagen proaktiv ihre Dokumentation\r\nan die Bundesnetzagentur übermitteln müssen.\r\nIm Bereich des BSIG wird richtigerweise bei der Nachweiserbringung unterschieden zwischen\r\nBetreibern von kritischen Anlagen und (nur) besonders wichtigen und wichtigen\r\nEinrichtungen. Während Betreiber von kritischen Anlagen nach § 39 BSIG einer ex ante\r\n(also einer proaktiven) Nachweispflicht unterliegen, gilt dies nicht für (besonders) wichtige\r\nEinrichtungen. Für diese wird von einer ex ante Nachweispflicht abgesehen. Vielmehr\r\nstatuieren die §§ 61, 62 BSIG eine Nachweispflicht nur nach Einzelfallentscheidung durch\r\ndas BSI, was sich gemäß § 61 Abs. 3 BSIG explizit auch auf die Vorlage der Dokumentation\r\nbezieht. Zudem wird klargestellt, dass die Nachweise frühestens drei Jahre nach Inkrafttreten\r\ndes NIS2-Umsetzungsgesetzes angefordert werden dürfen. Es gibt keinen Grund\r\nfür die Betreiber von Energieanlagen von dieser Logik abzuweichen. Zudem ist unklar, ob\r\ndiese Dokumentation auf Grund der schieren Masse an Dokumenten überhaupt von der\r\nSeite 18 von 20\r\nBNetzA überprüft werden kann, wenn zukünftig faktisch alle Betreiber von Energieanlagen\r\ndiese übermitteln müssten. Ferner ist im Rahmen der aktuellen Formulierung unklar,\r\nab wann und in welchem Turnus die entsprechenden Dokumentationen vorgelegt werden\r\nmüssen. Die Fristen dürfen nicht erst in den IT-Sicherheitskatalogen festgelegt werden,\r\nsondern müssen sich bereits aus dem Gesetz ergeben. Wie zuvor beschrieben sind die ITSicherheitskataloge\r\nder Branche nicht bekannt, sodass es ungewiss bleibt, ab wann die\r\nmögliche Übermittlung der Dokumentation erfolgen soll. Es wird deshalb gefordert, dass\r\n§ 5c Abs. 4 EnWG die in den §§ 61, 62 BSIG festgelegte Logik nachvollzieht.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 5c Abs. 4 EnWG - IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb, Festlegungskompetenz\r\n(4) Der Betreiber eines Energieversorgungsnetzes oder der Betreiber einer Energieanlage,\r\nder eine besonders wichtige Einrichtung nach § 28 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Gesetzes oder\r\neine wichtige Einrichtung nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes ist und jeder Betreiber\r\neiner Energieanlage, die kritische Anlage nach § 2 Nummer 22 des BSI-Gesetzes ist\r\nund dessen Energieanlage an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen ist, hat der Bundesnetzagentur\r\ndie Dokumentation über die Einhaltung der Anforderungen des jeweiligen\r\nIT-Sicherheitskatalogs nach Absatz 1 Satz 7 oder nach Absatz 2 Satz 10 zu übermitteln.\r\nDie Bundesnetzagentur kann frühestens drei Jahre nach Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngegenüber dem Betreiber einer Energieanlage, der eine besonders wichtige Einrichtung\r\nnach § 28 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Gesetzes oder eine wichtige Einrichtung nach § 28\r\nAbsatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes ist und dessen Energieanlage an ein Energieversorgungsnetz\r\nangeschlossen ist, die Vorlage der Dokumentation nach Absatz 2 Satz 10 anordnen.\r\n§§ 61 Abs. 4; 62 BSI-Gesetz gelten entsprechend. […]\r\nUnklar bleibt in diesem Zusammenhang jedoch die Aussage in der Gesetzesbegründung\r\nzu § 5c Abs. 3 EnWG, wonach die BNetzA auch strengere Nachweisanforderungen für den\r\nsicheren Netz- oder Anlagenbetrieb vorsehen kann. Genannt werden in diesem Zusammenhang\r\nSicherheitsaudits, Prüfungen und Zertifizierungen. Es muss eindeutig festgeschrieben\r\nwerden, dass sich mögliche Zertifizierungen nur auf die IT-Systeme beziehen,\r\ndie für den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb notwendig sind. Keinesfalls darf der Eindruck\r\nentstehen, dass sich die Pflicht zur Zertifizierung auch auf die nicht für den Netzoder\r\nAnlagenbetrieb notwendigen IT-Systeme bezieht (wie z.B. die Office-IT ohne Verbindung\r\nzum Netz / kritischen Anlage). Anderenfalls könnten zukünftig auf eine Vielzahl\r\nvon Mehrspartenunternehmen erstmalig eine Zertifizierungspflicht zukommen.\r\nDie Bedeutung von § 5c Abs. 5 EnWG verbleibt unklar. Nur in Bezug auf die Betreiber einer\r\nEnergieanlage, der eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung darstellt, wird für\r\ndie Bundesnetzagentur eine Ermächtigungsgrundlage geschaffen, um von diesen Informationen\r\nüber die Einhaltung der IT-Sicherheitskataloge anzufordern. Warum diese Norm\r\nsich nicht auch auf Betreiber von Energieversorgungsnetzen erstreckt verbleibt unklar. Es\r\nSeite 19 von 20\r\nerscheint so, als ob anders als in § 5c Abs. 4 EnWG, eine Abstufung zwischen den verschiedenen\r\nBetreibern geschaffen werden soll. Es wird gefordert § 5c Abs. 5 EnWG zu überarbeiten\r\nund insgesamt die Logik der §§ 39, 61, 62 BSIG in Bezug auf die Nachweise nachzuvollziehen.\r\ne. § 5c Abs. 12 EnWG – kritische Kompotenten / kritische Funktionen\r\nIn Bezug auf die kritischen Komponenten / kritischen Funktionen im Bereich der Energiewirtschaft\r\nwird auf die Kommentierung von § 41 BSIG verwiesen.\r\n5. § 95 EnWG – Bußgeldvorschriften\r\nEs muss eine Klarstellung erfolgen, dass neben den Bußgeldern nach der DSGVO keine\r\nBußgelder nach dem EnWG verhängt werden dürfen (siehe die vergleichbare Regelung\r\nin § 65 Abs. 10 BSIG). Ferner fehlt eine Klarstellung, dass der gleiche Verstoß nur entweder\r\nnach dem EnWG oder nach dem BSIG mit einem Bußgeld versehen werden darf.\r\n6. §§ 165, 167, 168 TKG – Änderungen am TKG\r\nAnders als im BSIG oder im EnWG findet sich weder in den Normen des TKG noch in dessen\r\nGesetzesbegründung ein Hinweis darauf, dass sich zukünftig die IT-Sicherheitspflichten\r\nauf die IT-Systeme des gesamten Unternehmens beziehen und nicht nur auf die ITSysteme,\r\ndie unmittelbar zum Betrieb der Telekommunikationsnetze / Telekommunikationsdienste\r\nerforderlich sind. Vielmehr wurden die §§ 165 Abs.2; 167 Abs. 1 Nr. 1 TKG\r\nnicht angepasst und bezieht sich weiterhin nur unmittelbar auf die Telekommunikationsnetze\r\nund Telekommunikationsdienste. Es wird angeregt klarzustellen, dass der Scope /\r\nGeltungsbereich des Gesetzes erweitert wurde. Weiter sollte klarzustellen werden, ob\r\ndies für alle Betreiber von Telekommunikationsnetzen und Telekommunikationsdiensten\r\ngilt, oder nur für solche, die die Schwellenwerte der NIS2-Richtlinie erreichen. Es\r\nsollte dabei nicht über die Vorgaben der NIS2-Richtlinie hinausgegangen werden. Einzelheiten\r\nzum Scope / Geltungsbereich finden sich entsprechend in der Kommentierung\r\nzu § 5 Abs. 1 EnWG.\r\nAuch im Bereich der Telekommunikationswirtschaft stellt sich die Frage, welche Regelungen\r\ngelten, wenn zwar das NIS2-Umsetzungsgesetz in Kraft tritt, aber gleichzeitig nicht die\r\nentsprechenden IT-Sicherheitskataloge überarbeitet und veröffentlicht wurden. Zwar\r\nscheint hier das Problem nicht so virulent zu sein, da sich die entsprechenden Pflichten\r\nbereits direkt aus dem Gesetz ergeben (vgl. § 165 Abs. 2a TKG). Es müssen gleichwohl die\r\nBetreiber Telekommunikationsnetze / Telekommunikationsdienste (bzw. deren Verbände)\r\nmöglichst frühzeitig in die Erstellung der Kataloge einbezogen werden. Zudem\r\nmuss zeitnah transparent gemacht werden, welche Pflichten für die Betreiber gelten,\r\nSeite 20 von 20\r\nsollten die IT-Sicherheitskataloge nicht rechtzeitig in Kraft treten. Ggf. müssen Übergangsvorschriften\r\ngeschaffen werden. Im Übrigen wird auf die Ausführungen zu § 5c Abs.\r\n3 EnWG verwiesen.\r\nEbenso wie im Bereich der Energiewirtschaft stellt sich auch im Bereich des TKG die Frage,\r\nnach welcher Norm die nicht für die Telekommunikationsnetze / Telekommunikationsdienste\r\nerforderlichen IT-Systeme in Mehrspartenunternehmen reguliert werden. Je nach\r\nLesart des Gesetzes wären entweder das TKG (inklusive der IT-Sicherheitskataloge) oder\r\ndas BSIG einschlägig. Der VKU fordert, dass die nicht für den sicheren Anlagenbetrieb\r\nunmittelbar erforderlichen IT-Systeme eindeutig und einheitlich über das BSIG reguliert\r\nwerden und unter Aufsicht des BSI stehen. Es wird auf die entsprechenden Ausführungen\r\nzu § 28 Abs. 4 BSIG verwiesen. Eine Regulierung der nicht erforderlichen IT-Systeme durch\r\ndas BSIG macht auch deshalb Sinn, da anderenfalls unklar wäre, ob diese IT-Systeme bei\r\nMehrspartenunternehmen unter das EnWG oder TKG oder unter beide Regulierungen fallen\r\nwürden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. 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Deutlich wird dies zum einen, wenn man sich die finanzielle Dimension\r\nder Schäden vergegenwärtigt. So wird der jährliche Schaden\r\nfür deutsche Unternehmen auf über 200 Milliarden Euro geschätzt\r\nmit einer stark steigenden Tendenz. Insbesondere vor dem\r\nHintergrund des russischen Angriffs auf die Ukraine bleibt die IT-Sicherheitslage\r\nzudem weiterhin dynamisch und kann sich jederzeit\r\nändern. Das BSI geht davon aus, dass grundsätzlich alle Anlagen der\r\nkritischen Infrastruktur potenzielles Ziel von Angriffen sein können.\r\nKommunale Unternehmen sind für große Teile der Daseinsvorsorge\r\nin Deutschland verantwortlich und sind sehr häufig Betreiber von kritischen\r\nInfrastrukturen. Die im VKU vertretenen kommunalen Unternehmen\r\nversorgen die Bevölkerung mit Energie, Wasser, Telekommunikation\r\nund entsorgen Abwasser und Abfall.\r\nDementsprechend stehen häufig auch kommunale Unternehmen im\r\nFocus der Angreifer. Macht man sich bewusst, dass die kritischen Infrastrukturen\r\nnicht nur digital, sondern auch physisch angegriffen\r\nwerden (man denke z.B. an die Anschläge auf die Nordstream Pipelines\r\noder auf eine LNG-Pipeline in Schleswig-Holstein), so ergibt sich\r\ndas Bild einer insgesamt hohen abstrakten Gefährdungslage die aber\r\nauch bereits ins Konkrete durchschlägt.\r\nDa niemand exakt vorhersagen kann, wie sich zukünftig die Lage entwickelt,\r\nmuss die Gesellschaft insgesamt und die Betreiber von kritischen\r\nInfrastrukturen im Besonderen resilienter werden. Dies bedeutet,\r\ndass die Widerstandsfähigkeit gegen Schocks erhöht und\r\ngleichzeitig die Regenerationsfähigkeit nach einem Schock gefördert\r\nwerden muss. Exakt diesem Ziel dienen zwei europäischen Richtlinien,\r\ndie bereits im Jahr 2022 in Kraft getreten sind: die NIS2-Richtlinie\r\nund die CER-Richtlinie. Während die NIS2-Richtlinie die Cybersicherheit\r\nadressiert, soll die CER-Richtlinie den physischen Schutz von\r\nkritischen Infrastrukturen steigern. Die Umsetzung dieser Richtlinien\r\nin deutsches Recht hätte bis Oktober 2024 geschehen müssen. Auf\r\nGrund des vorzeitigen Bruchs der Ampel-Koalition konnte die entsprechenden\r\ndeutschen Gesetze (NIS2-Umsetzungsgesetz und das\r\nKritis-Dachgesetz) jedoch nicht mehr verabschiedet werden.\r\nKommunale Unternehmen\r\nhalten Deutschland am Laufen\r\nDie kommunalen Unternehmen sorgen maßgeblich\r\ndafür, dass in Deutschland der Strom zuverlässig aus\r\nder Steckdose und das Wasser aus dem Hahn kommt.\r\nUnsere Mitgliedsunternehmen tragen zu 62 Prozent\r\nzur Stromversorgung und zu 91 Prozent zur Versorgung\r\nmit Wasser in Deutschland bei. Dabei setzen sie\r\nzunehmend digitale Anwendungen ein, um ihre Prozesse\r\nzu optimieren und Herausforderungen wie dem\r\nKlimawandel und der Energiewende zu begegnen. Sie\r\nmüssen bestmöglich vor Cyberattacken geschützt\r\nwerden. Nur so kann die hohe Versorgungssicherheit\r\nin Deutschland heute und in Zukunft gewährleistet\r\nwerden.\r\nKritische Infrastrukturen\r\nSicherheit erhöhen, Strukturen verschlanken\r\n2\r\nZügige Umsetzung der NIS2-Richtlinie und der CER-Richtlinie\r\nDie Umsetzung der NIS2-Richtlinie und der CER-Richtlinie ist überfällig\r\nund hätte eigentlich bereits bis Oktober 2024 stattfinden müssen.\r\nDie fehlende Umsetzung führt dazu, dass die Unternehmen\r\nkeine ausreichende Rechtssicherheit haben und sich deshalb teilweise\r\nmit ihren Investitionen zurückhalten. Außerdem droht\r\nDeutschland ein Vertragsverletzungsverfahren und hohe Bußgeldzahlungen\r\nauf Grund der fehlenden Umsetzung der Richtlinien. Bei\r\nder zügigen Umsetzung der Richtlinien muss jedoch darauf geachtet\r\nwerden, dass nicht über die europäischen Vorgaben hinausgegangen\r\nwird, also kein „Goldplating“ betrieben wird.\r\nEngere Zusammenarbeit von Staat und Betreibern\r\nWir benötigen eine noch engere Zusammenarbeit zwischen Staat\r\nund Betreibern, denn weder der Staat noch die Betreiber allein können\r\ndie Sicherheit, der im Eigentum der Betreiber stehenden kritischen\r\nInfrastrukturen gewährleisten. Die Betreiber kennen ihre zu\r\nschützenden Anlagen selbst deutlich besser als es der Staat jemals\r\nkönnte. Deshalb muss der Staat mögliche weitere Regulierungen in\r\ndiesem Bereich eng mit den Betreibern abstimmen. Nur so können\r\nsinnvolle und erfüllbare Anforderungen an die Betreiber formuliert\r\nwerden. Auch muss der Staat ein einheitliches deutschlandweites Lagebild\r\naufbauen und die Informationen mit den Betreibern teilen.\r\nFür die Betreiber muss bei einem Vorfall klar sein, ob es sich um ein\r\nnur sie betreffendes Problem handelt oder ob es sich um einen\r\ndeutschlandweiten Angriff auf die kritischen Infrastrukturen handelt.\r\nDas Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sollte\r\nfür diesen Zweck zu einer Zentralstelle im Bereich der Cybersicherheit\r\nausgebaut werden. Die Zusammenarbeit zwischen Bund und\r\nLändern sollte zudem besser verzahnt werden, um die Cyberabwehr\r\ndes Bundes zu stärken.\r\nUnnötigen Bürokratismus verhindern\r\nInsbesondere im Rahmen der Umsetzung der europäischen Richtlinien\r\nmuss dringend darauf geachtet werden, dass die Unternehmen\r\nnicht mit einem unnötigen Bürokratismus belastet werden. Jeder\r\nEuro, der in Dokumentations- und Berichtspflichten fließt, kann\r\nnicht in die tatsächliche Steigerung der Sicherheit gesteckt werden.\r\nJede Minute der Abstimmung mit einer weiteren Behörde ist eine\r\nMinute, die nicht für die Umsetzung von Sicherheitsmaßnahmen zur\r\nVerfügung steht.\r\nFörderung von KMUs\r\nKleine und mittlere Unternehmen (KMU) stehen vor besonderen\r\nHerausforderungen, denn sie haben nur eine eingeschränkte Finanzund\r\nPersonalkraft. IT-Sicherheit und physische Schutzmaßnahmen\r\nsind teuer und müssen refinanziert werden. Die bestehenden Förderprogramme\r\nmüssen deshalb (finanziell) ausgeweitet und möglichst\r\nunbürokratisch gestaltet werden. Zudem sollten entsprechende\r\nInvestitionen besonders steuerlich gefördert werden.\r\nErgänzt werden muss dieser Ansatz durch eine Unterstützung in der\r\nFachkräftegewinnung und -ausbildung. Qualifizierte Fachkräfte im\r\nBereich der IT-Sicherheit sind rar und gerade für KMU nicht leicht zu\r\ngewinnen, vor allem dann, wenn diese abseits attraktiver Metropolen\r\nansässig sind. Neben attraktiven Angeboten für neue Mitarbeiterinnen\r\nund Mitarbeiter geht es für die meisten Unternehmen darum,\r\nihre bestehenden Teams zu qualifizieren.\r\nGrundsätzliche Diskussion über den Stellenwert der kritischen Infrastrukturen\r\nführen\r\nAngriffe auf kritischen Infrastrukturen sind immer auch Angriffe auf\r\ndie gesamtdeutsche Sicherheit. Vor diesem Hintergrund müssen die\r\nTransparenzpflichten, denen die Betreiber unterliegen kritisch hinterfragt\r\nwerden. Im Moment müssen die Betreiber eine Vielzahl von\r\nInformationen über ihre kritischen Infrastrukturen offenlegen, die\r\ndann offen im Internet abgerufen werden können. Dies ist auf Grund\r\nder neuen Bedrohungslage nicht mehr zeitgemäß. Auch muss allgemein\r\neine Diskussion über die Kosten der Resilienzmaßnahmen geführt\r\nwerden. Resilienzmaßnahmen sind teuer und irgendjemand\r\nmuss die Rechnung bezahlen. Es muss aber z.B. verhindert werden,\r\ndass diese Kosten den Strompreis weiter in die Höhe treiben. Der\r\nSchutz der kritischen Anlagen sollte als überragendes öffentliches Interesse\r\nanerkannt werden, und diese Wertung dann in jeder Abwägungsentscheidung\r\nauf gesetzlicher Ebene und auf Ebene der Verwaltung\r\nberücksichtigt werden. Die Gesetzgebung muss zudem\r\nklarstellen, wo die Verantwortung des Staates für die Sicherheit der\r\nBevölkerung endet und wo die Verantwortung der Betreiber der kritischen\r\nAnlagen beginnt. Der Staat muss eine vereinfachte Sicherheitsüberprüfung\r\nder Mitarbeiter der Betreiber ermöglichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008268","regulatoryProjectTitle":" Rückforderungen der Entlastungen aus den Preisbremsengesetzen müssen beim Bund liegen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/89/321220/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260226.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko-dex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38. Der VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernum-mer R0000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertrete-rinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes\r\nBerlin, 1. März 2024\r\nBDEW/VKU- Stellungnahme zum Referentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungs-rückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Der Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftli-che Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser & Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Im Einzelnen .............................................................................................. 3\r\n2.1 Anwendungsbereich der PBPüV auf sämtliche Rückforderungsansprüche erweitern .................................................... 3\r\n2.2 Ausschlussfristen für den gesetzlichen Forderungsübergang sind zu verlängern .............................................................................................. 5\r\n2.3 Zu § 6 Abs. 1 Ziff 2 e) – Präzisierung „endabgrechnet“ erforderlich ..... 6\r\n2.4 Zu § 11 Abs. 4 – Gesetzlicher Forderungsübergang bei Insolvenzen .... 7\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 7\r\n1 Einleitung\r\nDer Entwurf für eine PBRüV schafft zunächst für die Energieversorgungsunternehmen eine einfache Möglichkeit, Rückforderungsansprüche gegen Letztverbraucher auf die Prüfbehörde zu übertragen. Voraussetzung dafür ist, dass die Rückforderung zum 30. Juni 2024 gegenüber dem Letztverbraucher geltend gemacht wird und innerhalb von 2 Monaten nach Geltendma-chung zweimalig angemahnt wird. Des Weiteren darf die Endabrechnung mit den Beauftrag-ten (Prüfbehörde/ÜNB) zum Zeitpunkt der Übertragung der Rückforderung noch nicht durch-geführt worden sein.\r\nDie Zielstellung der Regelung ist zu begrüßen. Die Bundesregierung hatte der Energiewirt-schaft von Beginn an in Aussicht gestellt, dass die Lieferanten die Risiken aus der Uneintreib-barkeit von Rückforderungen nicht tragen müssen. Die Lieferanten haben mit der Administra-tion der Preisbremsen nach dem EWPBG und StromPBG eine staatliche Aufgabe wahrgenom-men, aus der ihnen keine Nachteile erwachsen dürfen.\r\nDer Intention des Verordnungsgebers folgend ist allerdings rechtssicher und verbindlich für alle Arten von Rückforderungsansprüchen sicherzustellen, dass die Energielieferanten keinen zusätzlichen Inkasso- und Insolvenzrisiken ausgesetzt sind. Insoweit dürfen die Übertragungs-möglichkeiten auf den Bund nicht auf bestimmte Rückforderungsansprüche begrenzt sein, sondern es muss für sämtliche Rückforderungsansprüche, die im Zusammenhang mit den Energiepreisbremsen entstehen können, eine Übertragung möglich sein. Insoweit müssen auch solche Ansprüche, die erst nach der in der Verordnung vorgesehenen Endfrist (28. Februar 2025) offenkundig wurden, an den Bund abgetreten werden können.\r\n2 Im Einzelnen\r\n2.1 Anwendungsbereich der PBPüV auf sämtliche Rückforderungsansprüche erweitern\r\nDie PBRüV gilt nur für Rückforderungsansprüche gemäß § 12 Abs. 2a S. 1 StromPBG und § 20 Abs. 1a S. 1 EWPBG, d.h. für die Fälle, in denen die Rückforderung auf einem abweichenden Feststellungsbescheid der Prüfbehörde beruht. Dies betrifft nur einen Ausschnitt der mögli-chen Fallgestaltungen.\r\nEbenso notwendig sind entsprechende Regelungen für die Ansprüche gemäß § 12 Abs. 4 StromPBG und § 20 Abs. 3 EWPBG (Rückforderung wegen fehlender Abgabe einer finalen Selbsterklärung), die die weit überwiegende Zahl der Rückforderungsfälle darstellen werden.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 7\r\nNeben den gesetzlich geregelten Rückforderungsansprüchen ergeben sich eine Vielzahl von Fallkonstellationen, in denen nachträglich eine Korrektur der Endabrechnung notwendig wird und sich hieraus Rückforderungen ergeben können:\r\n•Umstände, die für die Berechnung der Entlastung maßgeblich sind, werden erst ver-spätet bekannt – z. B. durch Gerichtsverfahren oder neue Auslegungsregelungen derFAQ.\r\n•Gerade im Massengeschäft der Grundversorgung kommt es nicht selten vor, dassKunden in Mietwohnungen über Jahre hinweg „ermittelt“ werden müssen, weil we-der Mieter noch Vermieter Auskunft geben, wer die verbrauchten Energiemengenentnommen hat. In der Praxis kommt es nicht selten vor, dass erst nach einigen Jah-ren (ggf. erst nach rechtskräftiger Zahlungsklage) feststeht, wem gegenüber der An-spruch auf Bezahlung der Energielieferungen in 2023 geltend gemacht werden kann.Der Kunde hat nach dem Wortlaut des EWPBG auch in diesem Fall einen Anspruchauf Entlastung nach dem EWPBG. Ausschlussfristen für die Kunden gibt es im Gesetznicht.\r\n•Ähnliche Probleme stellen sich wegen der Deckelung der Entlastungen auf die Ist-Kos-ten der Belieferung im Jahr 2023, wenn der Messstellenbetreiber nachträglich dieZählerstände rückwirkend korrigiert. Auch in diesen Fällen kann sich eine gewährteEntlastung nachträglich noch ändern – und zwar in beide Richtungen.\r\n•Zudem kann es Fälle geben, in denen Lieferanten mit Kunden über die Höhe der ge-währten Entlastung gerichtlich streiten (müssen). Die gesetzlichen Regelungen bein-halten Rechtsunsicherheiten, die ggf. erst vor Gericht abschließend geklärt werdenkönnen. Dies gilt sowohl für den Gewerbekundenbereich als auch im Haushaltskun-denbereich. Bei der Schlichtungsstelle Energie e.V. sind bereits über tausend Schlich-tungsanträge im Zusammenhang mit den Energiepreisbremsen anhängig.\r\nUnabhängig von der PBRüV bedarf es Regelungen, mit denen die EVU auch das Risikovon Zahlungsklagen von Kunden wegen zu geringer Entlastungen übertragen können.Es handelt sich um Streitigkeiten über das Ausmaß staatlicher Subventionen, bei de-nen das EVU nur in einer unfreiwilligen Mittlerrolle ist.\r\n•Ein weiteres nicht unerhebliches Risiko ergibt sich aus späteren Insolvenzanfechtun-gen. Soweit der Letztverbraucher die Rückzahlung fristgemäß geleistet hat, könntedie Zahlung in einem späteren Insolvenzverfahren nach §§130, 131 133 InsO von demInsolvenzverwalter gegenüber dem Energielieferanten auch mehrere Jahre später an-gefochten werden. Bekannterweise ist die Energiewirtschaft in besonderem Maße\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 7\r\ndem Risiko von Anfechtungsansprüchen ausgesetzt, woran die InsO-Novelle aus 2017 leider nicht viel geändert hat (siehe auch Ziff. 2.4).\r\nFür all diese Fälle bedarf es einer Lösung, wie die Energielieferanten von diesen Risiken freige-stellt werden können, die sich unter Umständen auch noch Jahre nach der Endabrechnung er-geben können. Mit der (kostenlosen) Abwicklung der Energiepreisbremsen sind die Lieferan-ten bereits mit ganz erheblichem personellem und materiellem Mehraufwand belastet wor-den, so dass in jedem Fall vom Verordnungsgeber sicherzustellen ist, dass im Nachgang zur Umsetzung der Energiepreisbremsengesetze nicht noch weitere erhebliche Kostenrisiken auf die Energielieferanten zukommen.\r\nSofern die Ermächtigungsgrundlage nach § 48 Abs. 1 StromPBG für eine explizite Regelung für die genannten Fälle in der PBRüV nicht möglich sein sollte, sind zumindest verbindliche unter-gesetzliche Regelungen für den Verwaltungsvollzug zu treffen bzw. zivilrechtliche Ansprüche zugunsten der Energielieferanten zu begründen. Notwendig ist hier in jedem Fall eine Selbst-bindung der Verwaltung durch Mitteilung von Leitlinien bzw. Erlass von Verwaltungsvorschrif-ten gegenüber der Prüfbehörde, sodass ein rechtsgeschäftlicher Forderungsübergang in die-sen Fällen unter den gleichen Voraussetzungen ermöglicht wird.\r\nIn zivilrechtlicher Hinsicht wäre es zu begrüßen, wenn die Prüfbehörde verpflichtet wird, mit individuellen Anschreiben an die Energielieferanten die Möglichkeit einer Abtretung anzubie-ten.\r\n2.2 Ausschlussfristen für den gesetzlichen Forderungsübergang sind zu verlängern\r\nDie Frist für die erstmalige Rückforderungsaufforderung zum 30. Juni 2024 (§ 6 Abs. 1 Ziff. 1 lit. a PBRüV) ist nicht sinnvoll, weil davon auszugehen ist, dass gerade für die erfassten Fälle (Feststellungsbescheid der Prüfbehörde) die Prüfbehörde eine Fristverlängerung zur Meldung an das Energieversorgungsunternehmen aussprechen wird. Hier muss rechtssicher geregelt werden, dass in den Fällen der Fristverlängerung ein Forderungsübergang auch dann möglich ist, wenn die Rückforderung erst bis zum 30. September 2024 geltend gemacht wurde. Inso-fern müssen sich auch die Fristen der PBRüV für den gesetzlichen Forderungsübergang im glei-chen Maße verlängern wie die Fristen zur Endabrechnung nach EWPBG bzw. StromPBG.\r\nWeiterhin ist klarzustellen, dass nach Fristablauf für den gesetzlichen Forderungsübergang weiterhin im Einzelfall die Möglichkeit für eine zivilrechtliche Abtretung besteht und der Ener-gielieferant nicht auf den gewährten Entlastungskosten am Ende sitzen bleibt.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 7\r\n2.3 Zu § 6 Abs. 1 Ziff 2 e) – Präzisierung „endabgrechnet“ erforderlich\r\nIm StromPBG fehlt eine dem § 34 EWPBG vergleichbare Vorschrift zur Endabrechnung. Durch den Verweis auf §§ 20 und 22a StromPBG könnte deshalb der Eindruck entstehen, dass schon eine Geltendmachung von Vorauszahlungen anspruchsausschließend wäre. Dies ist nicht im Sinne des Verordnungsgebers und sollte dringend mit nachfolgender Formulierung klargestellt werden.\r\n(Das Gleiche gilt für § 7 Abs. 1 PBRüV und § 15 Abs. 1 PBRüV).\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 6 Abs. 1 Ziff 2 e) PBRüV\r\ne) dass es mit Blick auf den Rückforderungsanspruch noch nicht mit dem regelzonenverant-wortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsan-sprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreisbremsengesetzes endabgerechnet oder mit dem Beauftragten hinsichtlich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 31 oder 32 des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes nach § 34 Absatz 1 oder Absatz 3 des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes abgerechnet hat.\r\n§ 7 Abs. 1 PBRüV\r\n(1) Bei einem Rückforderungsanspruch nach § 12 Absatz 2a Satz 1 des Strompreisbremsenge-setzes ist ein Forderungsübergang auf den Bund ausgeschlossen, wenn das Energieversor-gungsunternehmen mit dem regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsicht-lich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreis-bremsengesetzes bereits vor Eingang der vollständigen Angaben nach § 6 Absatz 1 bei der Prüfbehörde endabgerechnet hat.\r\n§ 15 Abs. 1 PBRüV\r\n(1) Bei einer Aufforderung nach § 11 Absatz 10 Satz 1 des Strompreisbremsengesetzes ist ein Forderungsübergang auf den Bund ausgeschlossen, wenn das Energieversorgungsunterneh-men mit dem regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich seiner Er-stattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreisbremsenge-setzes bereits vor Zugang der Aufforderung endabgerechnet hat.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 7\r\n2.4 Zu § 11 Abs. 4 – Gesetzlicher Forderungsübergang bei Insolvenzen Die Regelung sieht vor, dass Energielieferanten die Prüfbehörde unverzüglich unterrichten müssen, wenn Kenntnis über ein Insolvenzverfahren des Letztverbrauchers vorliegt. Möglicherweise erlangt der Energielieferant (bzw. eine Abteilung) Kenntnis von einem Insol-venzverfahren, hat aber nicht die „Verknüpfung“, dass der Rückforderungsanspruch abgetre-ten worden ist. Weiterhin kann das Insolvenzverfahren zwischen der ersten und zweiten Mah-nung eröffnet werden. Da mit Insolvenzeröffnung Einzelzwangsvollstreckungsverfahren ausge-setzt sind, dürfte ein zweite Mahnung nicht mehr möglich sein. Schließlich ist zu klären, ob die offene Forderung durch den Energielieferanten oder durch die Prüfbehörde zur Tabelle als In-solvenzforderung anzumelden ist. In den Fällen von Unternehmensinsolvenzen sollte daher grundsätzlich ein gesetzlicher Forde-rungsübergang auf den Bund vorgesehen werden mit der Verknüpfung, dass auch Anfech-tungsansprüche des Insolvenzverwalters an den Bund zu richten sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008271","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung, dass Nachhaltigkeitsberichterstattung bei kommunalen Unternehmen erst bei Erreichen der allgemeinen Größengrenzen notwendig ist","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/da/0d/321222/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260228.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 8\r\n19.04.2024\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des Bundesministeriums der Justiz\r\neines CSRD-Umsetzungsgesetzes vom 22.03.2024 –\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments\r\nund des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr.\r\n537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen\r\nI. Bedeutung des Vorhabens für Kommunen und kommunale Unternehmen\r\nDie Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen\r\nverpflichtet große Kapitalgesellschaften und kapitalmarktorientierte Unternehmen.\r\nIn Deutschland betrifft die Umsetzung der Richtlinie in das Handelsgesetzbuch (HGB) nach gegenwärtiger\r\nRechtslage auch eine Vielzahl kleinerer Unternehmen mit Beteiligung von Bund, Ländern\r\nund insbesondere Kommunen. Diese Unternehmen werden durch Verweise im Haushalts- bzw. im\r\nKommunalrecht angehalten, den Lagebericht „nach den Vorschriften des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs\r\nfür große Kapitalgesellschaften“ aufzustellen und prüfen zu lassen.\r\nAufgrund dieser pauschalen Verweise und aufgrund des Anknüpfens der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nan den Lagebericht in § 289b HGB würde der aktuelle Entwurf im Ergebnis zu\r\neiner Verpflichtung von Kleinst-, kleinen und mittelgroßen Unternehmen mit öffentlicher Beteiligung\r\nführen. Die zugrundeliegende Richtlinie lehnt eine Verpflichtung kleinerer Unternehmen dagegen\r\naufgrund der Komplexität der Vorgaben ab.\r\nFür eine vermutlich fünfstellige Zahl kommunaler (und anderer öffentlicher) kleinerer Unternehmen\r\nwürde der Gesetzentwurf somit zu einem enormen und unverhältnismäßigen Aufwand führen.\r\nDies sollte der Bundesgesetzgeber unbedingt vermeiden.\r\nSeite 2 von 8\r\nII. Position in Kürze\r\nDie kommunalen Spitzenverbände und der VKU fordern daher, die zentrale Regelung über die Einführung\r\nder Nachhaltigkeitsberichterstattung, § 289b HGB, um einen weiteren Absatz zu ergänzen\r\nund klarzustellen, dass bei kleineren Gesellschaften mit Beteiligung einer Gebietskörperschaft\r\n(ohne Kapitalmarktorientierung) nur dann eine Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung eintritt,\r\nwenn diese ausdrücklich durch Gesellschaftsvertrag angeordnet wird.\r\nAuch wenn bereits seitens der Bundesländer Anpassungen des Landesrechts erarbeitet werden, um\r\neine überschießende Umsetzung der Richtlinie zu vermeiden, ist es wichtig, eine Verpflichtung kleinerer\r\nöffentlicher Unternehmen durch Anpassung des Bundesrechts abzuwenden. Denn bei Anpassungen\r\nder landesrechtlichen Vorgaben müssten zudem die Gesellschaftsverträge tausender betroffener\r\nUnternehmen nach entsprechender Beschlussfassung durch die Landes- und Kommunalparlamente\r\njeweils im Einzelfall geändert werden. Dieser Aufwand kann zum Wohle aller Beteiligten\r\nnur durch eine Ergänzung des Bundesrechts vermieden werden.\r\nIm Grunde würde die diesseits vorgeschlagene Ergänzung des § 289b HGB die bereits im Gesetzentwurf\r\nvorhandene Ergänzung des § 65 Abs. 1 Nr. 4 der Bundeshaushaltsordnung (BHO) in das\r\nHGB vorziehen. Dies hätte zur Folge, dass die Einschränkung der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nnicht nur für Beteiligungen des Bundes, sondern auch für Beteiligungen der Länder und\r\nKommunen gelten würde.\r\nEine solche Regelung\r\n ist möglich, ohne dabei in Kompetenzen der Länder einzugreifen,\r\n würde Bundesländern und Kommunen sowie den betroffenen kommunalen Unternehmen\r\nden Aufwand weiterer Anpassungen von Landesgesetzen und Gesellschaftsverträgen ersparen\r\nund\r\n würde Kleinst-, kleinen und mittelgroßen Gesellschaften mit öffentlicher Beteiligung, aber\r\nauch den befassten Wirtschaftsprüfern rechtssicher vorgeben, dass zum anstehenden Jahreswechsel\r\nkeine Nachhaltigkeitsberichterstattung nach HGB eingeführt werden muss.\r\nWir möchten uns mit dieser Stellungnahme nicht grundsätzlich gegen die Dokumentation von Nachhaltigkeit\r\nwenden. Die sich abzeichnende Pflicht für kleinere Unternehmen zur Anwendung der\r\nkomplexen CSRD-Vorgaben sollte aber unbedingt vermieden werden.\r\nSeite 3 von 8\r\nIII. Stellungnahme zur Nachhaltigkeitsberichterstattung durch Unternehmen mit Beteiligung\r\nder öffentlichen Hand\r\nDie kommunalen Spitzenverbände und der VKU vertreten (auch) die Interessen von Unternehmen\r\nmit kommunaler Beteiligung. Diese Unternehmen betätigen sich in zahlreichen Bereichen der Daseinsvorsorge\r\nund sind sehr heterogen strukturiert: Von Konzernen bis Kleinstunternehmen, öffentlich-\r\nrechtlich organisierten Eigenbetrieben bis hin zu Aktiengesellschaften sind sämtliche Unternehmenstypen\r\nvertreten.\r\nSoweit es sich bei den Unternehmen mit kommunaler Beteiligung um große Kapitalgesellschaften\r\nhandelt, stellen diese künftig einen Nachhaltigkeitsbericht oder einen Konzernlagebericht nach den\r\nVorgaben des Handelsgesetzbuchs auf.\r\nAber auch deutlich kleinere öffentliche Unternehmen müssten nach gegenwärtiger Rechtslage damit\r\nrechnen, ab dem nächsten Geschäftsjahr zur Erstellung eines Nachhaltigkeitsberichts verpflichtet\r\nzu werden. Dies betrifft neben kleinen und mittelgroßen Kapitalgesellschaften sogar Kleinstkapitalgesellschaften\r\nund auch Unternehmen in öffentlich-rechtlicher Rechtsform. Diese müssten\r\naufgrund von pauschalen Verweisen im Haushalts- und im Kommunalrecht der meisten Bundesländer\r\ndie Jahresabschlüsse und Lageberichte in entsprechender Anwendung der Vorschriften des\r\nDritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften aufstellen und prüfen lassen\r\n(vgl. z. B. § 122 Abs. 1 Nr. 4 der Hessischen Gemeindeordnung, § 65 Abs. 1 Nr. 4 der Hessischen\r\nLandeshaushaltsordnung). Im Ergebnis führen diese Verweise damit künftig automatisch zu einer\r\nCSRD-Berichtspflicht.\r\nUm den Aufbau weiterer Bürokratie und eine unverhältnismäßige Belastung der vorgenannten Unternehmen\r\nmit öffentlicher Beteiligung zu verhindern, halten wir eine Klarstellung für dringend erforderlich.\r\nEine Lösung durch Bundesgesetz ist in diesem Fall ohne Weiteres machbar und mit Blick\r\nauf den Zeitfaktor auch effizienter als eine Lösung durch Anpassung von Landesrecht.\r\nIm Einzelnen:\r\n1. Problembeschreibung für öffentliche Unternehmen\r\nDer Kreis der verpflichteten Unternehmen würde bei der Umsetzung der CSRD in Deutschland nach\r\ngegenwärtiger Rechtslage im Ergebnis deutlich größer ausfallen, als es die zugrundeliegende EURichtlinie\r\nvorsieht. Das Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) sieht in Deutschland nach der Umsetzung\r\nca. 15.000 Unternehmen, die unmittelbar durch die Richtlinienvorgaben verpflichtet werden.\r\nAußerdem hat das IDW auf 18.500 Unternehmen der öffentlichen Hand hingewiesen, von denen\r\nein sehr großer Teil aufgrund von Verweisungsnormen im Haushalts- und Kommunalrecht ebenfalls\r\nzur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichtet würde, obwohl diese Unternehmen weder kapitalmarktorientiert\r\nsind, noch die Anforderungen an eine große Kapitalgesellschaft gem. § 267 Abs.\r\n3 HGB erfüllen.\r\nViele der betroffenen Unternehmen dürften durch den administrativen Aufwand, der mit der CSRDBerichterstattung\r\neinhergeht, überfordert sein. Zudem träfen die Unternehmen hohe Kosten für\r\nSeite 4 von 8\r\nzusätzliches qualifiziertes Personal, Dienstleister, Software-Lizenzen, Prüfungen usw., die für das\r\nUnternehmen keinen Gegenwert hätten. Nicht nachvollziehbar in diesem Zusammenhang wäre\r\nnoch die Tatsache, dass die kleinen und mittleren öffentlichen Unternehmen die im Entwurf vorgesehenen\r\nErleichterungen für kleine und mittlere kapitalmarktorientierte Unternehmen nach § 289d\r\nHGB nicht einmal nutzen könnten.\r\nErfüllen die betroffenen Unternehmen die neue Verpflichtung aus § 289b HGB nicht, drohen Beanstandungen\r\nund Einschränkungen im Rahmen der Jahresabschlussprüfung und der Ordnungsmäßigkeitsprüfung\r\nnach § 53 des Haushaltsgrundsätzegesetzes (HGrG). Wirtschaftsprüfer würden den\r\nUnternehmen, die ihre gesetzlich oder durch Gesellschaftsvertrag angeordneten Berichtspflichten\r\nnicht ordnungsgemäß erfüllen, allenfalls einen eingeschränkten Bestätigungsvermerk erteilen können.\r\n2. Lösung im HGB effizienter als Anpassungen des Landesrechts\r\nDie sich abzeichnende Verpflichtung kleinerer öffentlicher Unternehmen zur CSRD-Berichterstattung\r\nkann durch eine Anpassung des Landesrechts oder durch eine Ergänzung des vorliegenden\r\nUmsetzungsentwurfs vermieden werden.\r\nDa es letztendlich Verweisungsnormen aus dem Landesrecht bzw. aus der Bundeshaushaltsordnung\r\nsind, die bewirken, dass eine überschießende Umsetzung der CSRD-Richtlinie erfolgt und dass\r\nkleinere öffentliche Unternehmen mit neuen Pflichten belastet werden, ist zunächst an eine Änderung\r\nder vorgenannten Gesetze zu denken.\r\nDieses Vorgehen hätte aber gleich mehrere Nachteile: Neben dem Bund, der bereits eine Änderung\r\nder BHO veranlasst, wären sämtliche Bundesländer angehalten, die Landeshaushaltsordnungen\r\nund die relevanten kommunalrechtlichen Vorgaben zu ändern. Zwar wird das Problem durch die\r\nzuständigen Landesministerien gesehen. Angesichts einer fehlenden Umsetzung der Richtlinie\r\ndurch Bundesgesetz haben die meisten Bundesländer bislang aber noch keine Lösung erarbeitet.\r\nNach diesseitigem Kenntnisstand würde es bis zum Inkrafttreten der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nzum Jahreswechsel auch nicht allen Bundesländern möglich sein, die Landesgesetze\r\nanzupassen.\r\nDer zweite Nachteil einer Lösung auf Landesebene besteht darin, dass im Anschluss an eine Änderung\r\nder Landesvorgaben die Kommunen in den Kommunalparlamenten noch einer Anpassung der\r\nGesellschaftsverträge jeweils im Einzelfall zustimmen müssten und dass diese Anpassungen noch\r\nnotariell beurkundet und in das Handelsregister eingetragen werden müssten. All diese Prozessschritte\r\nsollten möglichst noch in diesem Jahr vor Inkrafttreten der CSRD-Vorgaben durchgeführt\r\nwerden.\r\nDiesen Aufwand für sämtliche Bundesländer und eine vier- bzw. fünfstellige Zahl von Kommunen\r\nbzw. kommunalen Unternehmen kann man einsparen durch eine ergänzende Regelung in § 289b\r\nHGB. Eine Lösung im Handelsgesetzbuch würde darin bestehen, die bisher im Entwurf zur Ergänzung\r\ndes § 65 BHO bestehende Sonderregelung für die Nachhaltigkeitsberichterstattung von Bundesbeteiligungen\r\nquasi „vor die Klammer“ in § 289b HGB zu ziehen. Diese Regelung würde dann für\r\nalle Beteiligungen von Gebietskörperschaften gelten.\r\nSeite 5 von 8\r\nVollständig entlasten kann der Bundesgesetzgeber die Bundesländer aber nicht: In jedenfalls vier\r\nBundesländern werden auch kommunale Anstalten des öffentlichen Rechts zur Aufstellung eines\r\nLageberichts nach den betreffenden HGB-Vorgaben verpflichtet. Hier bliebe es den Ländern überlassen,\r\nzu prüfen, ob eine Anpassung der Landesnorm oder zumindest eine Klarstellung erforderlich\r\nist. Eine darüberhinausgehende Anpassung der Unternehmenssatzungen wäre aber in dieser Konstellation\r\nnicht notwendig. Der den Ländern entstehende Aufwand wäre somit vergleichsweise\r\nüberschaubar.\r\n3. Vorschlag für eine Ergänzung des Gesetzentwurfs\r\nArtikel 1, § 289b HGB wird um folgenden Absatz 7 ergänzt:\r\n(7) 1Ist eine Kapitalgesellschaft aufgrund der Beteiligung einer Gebietskörperschaft zur\r\nAufstellung und Prüfung des Lageberichts in entsprechender Anwendung der Vorschriften\r\ndes Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften verpflichtet,\r\nso richtet sich die Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht\r\nnach Absatz 1 für Kleinstkapitalgesellschaften, kleine und mittelgroße\r\nKapitalgesellschaften allein nach dem Gesellschaftsvertrag, soweit nicht gesetzliche\r\nVorschriften unmittelbar anwendbar sind. 2Eine Regelung in einem Gesellschaftsvertrag\r\nim Sinne von Satz 1, die lediglich die Aufstellung und Prüfung des Lageberichts\r\nnach den in Satz 1 genannten Vorschriften vorgibt, begründet keine Pflicht zur Erweiterung\r\ndes Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht.\r\nDie Änderung durch Artikel 21, § 65 Abs. 1 Nr. 4 BHO (Nr. 1 a, S. 81 des Entwurfs) könnte im Gegenzug\r\ngestrichen werden.\r\n4. Zu den Aspekten einer Gesetzesbegründung\r\nUnternehmen mit Beteiligung von Gebietskörperschaften werden durch Vorgaben des Haushaltsrechts\r\nbzw. des Kommunalrechts in unterschiedlichen Ausprägungen unabhängig von Größe und\r\nRechtsform zur Aufstellung und Prüfung des Lageberichts in entsprechender Anwendung der Vorschriften\r\ndes Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften verpflichtet.\r\nAufgrund der Verknüpfung der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung mit der Lageberichterstattung\r\nwürde durch die vorgenannten Verweise auch eine Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nnach § 289b HGB begründet. Diese Ausweitung des Pflichtenkreises soll für Unternehmen,\r\ndie nicht unmittelbar in den Anwendungsbereich des § 289b HGB fallen, jedoch nicht automatisch\r\neintreten. Im Ergebnis sollen Unternehmen mit öffentlicher Beteiligung genauso behandelt werden\r\nwie private Unternehmen.\r\nHinsichtlich Satz 1 des o. g. Vorschlags kann die bisherige Begründung zur Anpassung des § 65 Absatz\r\n1 Nr. 4 BHO weitestgehend übernommen werden (Vgl. S. 153 RefE). Soweit auf Beteiligungen\r\ndes Bundes Bezug genommen würde, müsste hier auf Beteiligungen von Gebietskörperschaften\r\nhingewiesen werden. Berücksichtigt werden müsste noch, dass nicht alle Kommunen einen Public\r\nCorporate Governance Kodex (PCGK) verwenden.\r\nSeite 6 von 8\r\nDie Regelung zur Klarstellung von Vorgaben in Gesellschaftsverträgen in Satz 2 ist wichtig, da sich\r\nbereits jetzt in Gesellschaftsverträgen öffentlicher Unternehmen regelmäßig die Formulierung findet,\r\ndass „Jahresabschluss und der Lagebericht in entsprechender Anwendung der Vorschriften des\r\nDritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften aufgestellt und geprüft werden.“\r\nAus dieser Formulierung dürften Wirtschaftsprüfer ableiten, dass die Regelung über die Erweiterung\r\ndes Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht anzuwenden ist. Auch der Wortlaut\r\ndes § 65 Abs. 1 Nr. 4 BHO in der aktuellen Entwurfsfassung würde die Frage, wie die vorgenannte\r\nFormulierung zu verstehen ist, nicht zweifelsfrei beantworten. Zweck des Satz 2 ist es, zu vermeiden,\r\ndass eine Vielzahl von Gesellschaftsverträgen, die zwar zur Lageberichterstattung nach HGB,\r\nnicht aber ausdrücklich zur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichten, zur Herstellung der gebotenen\r\nRechtssicherheit angepasst werden muss.\r\nGebietskörperschaften, die von den vorgenannten Grundsätzen abweichen möchten, können ausdrücklich\r\ndie Anwendung der Vorgaben über die Nachhaltigkeitsberichterstattung durch Landesgesetz,\r\nSatzung, PCGK oder Unternehmensvorgaben regeln. Eine Einschränkung der Kompetenzen\r\nvon Ländern, Kommunen und kommunalen Unternehmen findet somit nicht statt.\r\n5. Anmerkungen zur Gesetzgebungskompetenz\r\nDie Gesetzgebungskompetenz des Bundes folgt auch für die dargestellte Ergänzung des § 289b HGB\r\num einen Absatz 7 aus Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 des Grundgesetzes (GG) – Recht der Wirtschaft. Dass\r\neine bundesgesetzliche Regelung zur Wahrung der Rechts- und Wirtschaftseinheit im Bundesgebiet\r\nerforderlich ist, beschreibt der Gesetzentwurf bereits (siehe S. 111 des Entwurfs). Auf die Details\r\nwird verwiesen.\r\na) Recht der Wirtschaft\r\nBei der Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht handelt es sich\r\num eine Regelung, die dem Inhalt nach dem Recht der Wirtschaft zuzuordnen ist, und nicht dem\r\nHaushaltsrecht. Zum Recht der Wirtschaft gehört ein Regelungsgegenstand dann, wenn ein Zusammenhang\r\nbesteht mit der Erzeugung, Herstellung und Verteilung von Gütern des wirtschaftlichen\r\nBedarfs (vgl. BVerfGE 8, 143, 149). Bei der Nachhaltigkeitsberichterstattung geht es letztendlich um\r\ndie Erreichung des in der UN-Agenda 2030 genannten Ziels, nachhaltige Konsum- und Produktionsmuster\r\nsicherzustellen. Ausnahmen von der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung sind ebenfalls\r\ndem Recht der Wirtschaft zuzuordnen.\r\nb) Abgrenzung zum öffentlichen Haushaltsrecht\r\nDie Nachhaltigkeitsberichterstattung ist dagegen nicht dem Recht der öffentlichen Haushalte zuzuordnen.\r\nDies gilt u. E. ebenso für die Lageberichterstattung. Der Lagebericht stellt ein rechtlich und\r\nfunktional eigenständiges Rechnungslegungsinstrument der jährlichen Pflichtpublizität von Unternehmen\r\nneben dem Jahresabschluss dar. Er enthält eine umfassende, dem Umfang und der KomSeite\r\n7 von 8\r\nplexität der Geschäftstätigkeit entsprechende Analyse des Geschäftsverlaufs und der Lage der Gesellschaft.\r\nAufgrund des Zusammenhangs mit dem Jahresabschluss liegt es anscheinend nahe, den\r\nLagebericht von Gesellschaften mit Beteiligung von Gebietskörperschaften in den Haushaltsordnungen\r\ndes Bundes bzw. der Bundesländer zu regeln. Im Kern geht es beim Lagebericht aber nicht\r\num Haushaltsrecht, sondern um Publizitätspflichten von Unternehmen. Dem entspricht es auch,\r\ndass das Haushaltsgrundsätzegesetz keine Vorgaben zum Lagebericht enthält.\r\nWas den Nachhaltigkeitsbericht als Erweiterung des Lageberichts angeht, so ist offensichtlich, dass\r\nein solcher Bericht erst recht nicht dem Recht der öffentlichen Haushalte zuzuordnen ist. Dies\r\nmacht die bisherige Bezeichnung „nichtfinanzielle Erklärung“ deutlich: Um Finanzen, und damit\r\nauch um öffentliche Finanzwirtschaft, geht es hier nicht.\r\nc) Kein Eingriff in die Zuständigkeit der Bundesländer\r\nDie Ergänzung bezweckt, die 1:1-Umsetzung der Richtlinie sicherzustellen. Zwar adressiert der Gesetzentwurf\r\n(insbesondere) mit den großen Kapitalgesellschaften und weiteren kapitalmarktorientierten\r\nUnternehmen ausdrücklich nur die Unternehmen, die auch die umzusetzende Richtlinie verpflichtet.\r\nAufgrund von Landesregelungen zur Lageberichterstattung würde aber quasi automatisch\r\naufgrund der Verknüpfung der Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung mit der Lageberichterstattung\r\nim Umsetzungsgesetz eine Vielzahl kleinerer öffentlicher Unternehmen mitverpflichtet.\r\nIn einer Gesamtschau würde der Entwurf des § 289b HGB ohne die oben beschriebene Ergänzung\r\nerheblichen Anpassungsbedarf auf Ebene der Länder und Kommunen auslösen. Diese müssten Landesgesetze\r\nanpassen sowie interne Unternehmensvorgaben, wenn sie nicht die Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nakzeptieren möchten. Dieser Anpassungsprozess würde sämtliche\r\nBundesländer beschäftigen sowie sämtliche Kommunen, die in den Bundesländern mit entsprechenden\r\nkommunalrechtlichen Vorgaben Beteiligungen in Privatrechtsform halten.\r\nDie oben dargestellte Ergänzung würde dagegen die Rechtslage in den Bundesländern bezüglich\r\nkleinerer öffentlicher Unternehmen nicht ändern. Die Länder und Kommunen könnten vielmehr bei\r\nBedarf im konkreten Einzelfall festlegen, dass auch kleinere Unternehmen zur Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nangehalten werden. Für Länder und Kommunen würde durch die Ergänzung somit\r\ndeutlicher Mehraufwand verhindert. Dies würde nach diesseitigem Kenntnisstand auch seitens der\r\nBundesländer begrüßt.\r\nDazu passt, dass der Bund im Entwurf zu § 65 BHO bereits festgelegt hat, dass für Bundesunternehmen,\r\ndie nicht unmittelbar eine Verpflichtung nach § 289b HGB trifft, nicht automatisch eine Pflicht\r\nzur Nachhaltigkeitsberichterstattung eingeführt werden soll. Diese Regelung sollte nun aber so ausgestaltet\r\nwerden, dass auch Länder und Gemeinden davon profitieren. Den Ländern bliebe dann\r\nlediglich die Aufgabe, zu prüfen, ob noch eine gesonderte Anpassung des Landesrechts im Hinblick\r\nauf Unternehmen in öffentlich-rechtlicher Rechtsform erforderlich ist.\r\nLetztendlich könnten die Länder eine abweichende Regelung treffen und auch kleinere Unternehmen\r\nmit öffentlicher Beteiligung zur Nachhaltigkeitsberichterstattung anhalten. Bereits aus diesem\r\nGrund liegt kein Eingriff in die Zuständigkeit der Länder nach Art. 83 ff. GG vor.\r\nSeite 8 von 8\r\nd) Ergebnis\r\nIm Ergebnis verfügt der Bund für die vorgeschlagene Ergänzung über die Gesetzgebungskompetenz\r\nnach Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 GG. Bei Platzierung einer Regelung im Handelsgesetzbuch anstelle in der\r\nBundeshaushaltsordnung besteht keinerlei Verknüpfung zum Haushaltsrecht und damit auch kein\r\nAnlass, eine Gesetzgebungskompetenz nach Art. 109 Abs. 4 GG anzunehmen. Ein Eingriff in die\r\nKompetenz der Länder, welcher zu einer anderen Beurteilung der Gesetzgebungskompetenz des\r\nBundes führen könnte, ist nicht ersichtlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nVorschläge aus der Praxis beim Bürokratieabbau umsetzen!\r\nNeue Bürokratiewelle durch CSRD-Umsetzung abwenden /\r\nViertes Bürokratieentlastungsgesetz nutzen\r\nSehr geehrte Damen und Herren Abgeordnete,\r\nKlagen über zu viel Bürokratie und Überregulierung gibt es derzeit viele. Die Politik\r\nund die Bundesregierung betonen regelmäßig die Bedeutung dieses Themas und\r\nmöchten hier abhelfen.\r\nAuch wir setzen uns für den Abbau von Bürokratie ein. Der VKU hat zuletzt eine Reihe\r\nkonkreter Hinweise aus der unternehmerischen Praxis zum Abbau von\r\nadministrativen Vorgaben, die u. E. keinen Mehrwert generieren, in der VKUStellungnahme\r\nzum Vierten Bürokratieentlastungsgesetz zusammengestellt.\r\nWährend wir dankend anerkennen, dass manche dieser Vorschläge inzwischen im\r\nRahmen anderer Gesetzgebungsverfahren Berücksichtigung gefunden haben,\r\nstellen wir mit Bedauern fest, dass die aktuelle Formulierungshilfe vom 12.06.2024\r\nweit hinter ihren Möglichkeiten zurückbleibt.\r\nUmsetzung der CSRD lässt enormen vermeidbaren Aufwand befürchten\r\nIm Hinblick auf unseren wohl gewichtigsten Hinweis zur Umsetzung der Richtlinie\r\n(EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen\r\n(CSRD-Richtlinie) möchten wir Sie bitten, sich gegenüber der Bundesregierung für\r\nunser Anliegen einzusetzen. Hier bedarf es dringend einer punktuellen Ergänzung,\r\num nicht quasi versehentlich auch eine Vielzahl kleiner Unternehmen zu\r\nverpflichten. Es wäre daher wichtig, wenn diese Ergänzung noch im\r\nRegierungsentwurf, der für den 03.07.2024 angekündigt wurde, berücksichtigt\r\nwerden könnte.\r\nAn die Mitglieder des\r\nRechtsausschusses im Deutschen Bundestag\r\nPer E-Mail\r\n19.06.2024\r\n2 / 3\r\nCSRD-Richtlinie richtet sich nur an große Unternehmen\r\nDie Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung betrifft nach der zugrundeliegenden\r\nEU-Richtlinie große oder börsennotierte Kapitalgesellschaften. Die sehr komplexen\r\nVorgaben sind ausdrücklich nur für die Anwendung durch diese großen\r\nUnternehmen vorgesehen.\r\nÜberschießende Umsetzung der Richtlinie in Deutschland zu erwarten\r\nIn Deutschland müsste allerdings nach aktueller Gesetzeslage auch eine mindestens\r\nvierstellige Zahl von kleinen und mittelgroßen Unternehmen mit Beteiligung von\r\nBund, Ländern oder Kommunen die neuen CSRD-Vorgaben umsetzen. Dazu kommt\r\nes, weil Vorgaben des Haushaltsrechts und des Kommunalrechts in den Abschnitt\r\ndes Handelsgesetzbuchs (HGB) verweisen, der die Vorgaben über die\r\nLageberichterstattung enthält und künftig auch die Vorgaben über die\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD.\r\nDurch diese zufällige Konstellation droht eine deutlich überschießende Umsetzung\r\nder CSRD („Gold-Plating“). Kleinen und mittelgroßen Unternehmen droht ein\r\nimmenser Aufwand durch Anwendung von überkomplexen Regeln, die u. a. die\r\nAufstellung eines Nachhaltigkeitsberichts mit mehr als 1000 zu prüfenden\r\nKennzahlen erfordern.\r\nNur „Reparatur“ auf Bundesebene hilft allen betroffenen kleinen Unternehmen\r\nEine Anpassung der maßgeblichen Landesvorgaben ist vor Inkrafttreten des CSRDUmsetzungsgesetzes\r\nzum Jahreswechsel kaum noch machbar, in einigen\r\nBundesländern sogar ausgeschlossen. Dies liegt auch daran, dass einige\r\nBundesländer vor Anpassung des Landesrechts auf den Bundesgesetzgeber warten.\r\nUm für die Vielzahl kleiner und mittelgroßer Unternehmen mit öffentlicher\r\nBeteiligung keine neue Bürokratie von ganz erheblichen Ausmaß zu schaffen und um\r\nzugleich für Rechts- und Planungssicherheit zu sorgen, bitten wir Sie, jetzt auf\r\nBundesebene eine Lösung durch eine punktuelle Ergänzung des Handelsgesetzbuchs\r\nim Rahmen des CSRD-Umsetzungsgesetzes zu schaffen.\r\nEinfache Lösung durch punktuelle Ergänzung des HGB vermeidet riesigen Aufwand\r\nIn unserer gemeinsamen Stellungnahme mit den kommunalen Spitzenverbänden\r\nhaben wir folgenden Anpassungsvorschlag formuliert:\r\n3 / 3\r\nArtikel 1, § 289b HGB wird um folgenden Absatz 7 ergänzt:\r\n(7) 1Ist eine Kapitalgesellschaft aufgrund der Beteiligung einer\r\nGebietskörperschaft zur Aufstellung und Prüfung des Lageberichts in\r\nentsprechender Anwendung der Vorschriften des Dritten Buchs des\r\nHandelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften verpflichtet, so\r\nrichtet sich die Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen\r\nNachhaltigkeitsbericht nach Absatz 1 für Kleinstkapitalgesellschaften,\r\nkleine und mittelgroße Kapitalgesellschaften allein nach dem\r\nGesellschaftsvertrag, soweit nicht gesetzliche Vorschriften unmittelbar\r\nanwendbar sind. 2Eine Regelung in einem Gesellschaftsvertrag im Sinne\r\nvon Satz 1, die lediglich die Aufstellung und Prüfung des Lageberichts\r\nnach den in Satz 1 genannten Vorschriften vorgibt, begründet keine\r\nPflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen\r\nNachhaltigkeitsbericht.\r\nKleine und mittelgroße öffentliche Unternehmen würden so nicht mehr zur\r\nAnwendung der CSRD verpflichtet. Für Bundesländer, Kommunen und die\r\nbetroffenen Unternehmen würde ein Aufwand in exorbitanter Höhe eingespart. Die\r\nMitwirkungsbefugnisse des Bundesrates würden sich durch die Anpassung auch\r\nnicht ändern."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008272","regulatoryProjectTitle":"Verringerung der Bürokratie und Sicherung der Beschaffung im Vergabetransformationspaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4d/e0/399679/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220035.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88\r\nProzent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute\r\nund morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: https://www.vku.de/vku-positionen/\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Transformation des Vergaberechts\r\nBerlin, 01.11.2024\r\n2 / 10\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf eines Gesetzes zur Trans-formation des Vergaberechts (Vergaberechtstransformationsgesetz – VergRTransfG) des Bun-desministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Stellung zu nehmen.\r\nWir bitten darum, unsere Hinweise und Anregungen zu berücksichtigen.\r\nAngesichts der sehr kurzen Stellungnahmefrist können wir nicht auf alle Aspekte in hinreichen-dem Maß eingehen. Wir verweisen daher auch auf die weitergehenden Details in der aktuellen Stellungnahme der kommunalen Spitzenverbände, die wir ausdrücklich unterstützen. Wir behal-ten uns zudem weitere Anmerkungen im weiteren Gesetzgebungsverfahren vor.\r\nDie von Ihnen erwünschte „Formatvorlage VTP“ ist als Anlage beigefügt.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer VKU vertritt mehr als 1500 kommunale Unternehmen, die vor allem in den Bereichen der Energieversorgung, der Trinkwasserversorgung und der Abwasserbeseitigung, der Abfallwirt-schaft sowie der Telekommunikation tätig sind.\r\nDie im VKU organisierten Unternehmen sind im absoluten Regelfall Auftraggeber im Sinne des § 98 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) und wenden bei der Vergabe von Aufträgen, deren Auftragswerte die Schwellenwerte gemäß § 106 GWB übersteigen, die Vorga-ben des GWB und der Sektorenverordnung (SektVO) bzw. der Vergabeverordnung (VgV) und ge-gebenenfalls die Vorgaben der Vergabe- und Vertrags-ordnung für Bauleistungen - Teil A (VOB/A) an. Bei Vergaben von Aufträgen im sog. Unterschwellenbereich müssen kommunale Unterneh-men die Landesvorgaben beachten.\r\nDie mit dem Vergabetransformationspaket beabsichtigte stärkere Einbeziehung sozialer, ökolo-gischer und innovativer Kriterien in die Vergabeverfahren hat daher weitgehende Auswirkungen auf die Art und Weise der Beschaffung in kommunalen Unternehmen.\r\nGrundsätzliche Positionen des VKU\r\nFür die Kommunen und die kommunalen Unternehmen hat die Umsetzung von Nachhaltigkeits-zielen einen zentralen Stellenwert. Der VKU unterstützt daher das im Koalitionsvertrag veran-kerte Ziel, die öffentliche Beschaffung und Vergabe wirtschaftlich, sozial, ökologisch, mittel-standsfreundlich und innovativ auszurichten und zugleich die öffentlichen Vergabeverfahren zu vereinfachen, zu professionalisieren, zu digitalisieren und zu beschleunigen.\r\nEine Stärkung der vorgenannten Aspekte darf aber nicht im Konflikt mit dem eigentlichen Zweck von Vergabeverfahren, der erfolgreichen Durchführung der erforderlichen Beschaffung der Auf-traggeber, stehen.\r\n3 /10\r\nEtwaige Weiterentwicklungen von Vergabekriterien müssen somit folgende Grundsätze einhal-ten:\r\nVergabeverfahren werden vereinfacht.\r\nPotenzielle Bieter werden ermutigt, ein Angebot abzugeben – und nicht durch neue Vor-gaben abgeschreckt.\r\nDie Wirtschaftlichkeit der Beschaffung der öffentlichen Hand wird gesteigert – und nicht in Folge eines Rückgangs der Angebote gefährdet.\r\nUm die ambitionierten Ziele zu erreichen, ohne weiteren Aufwand für Bieter sowie Auftraggeber zu verursachen, empfehlen wir dringend, die Berücksichtigung sozialer, ökologischer und inno-vativer Kriterien optional auszugestalten, und nicht obligatorisch.\r\nDenn letztendlich können die jeweiligen Auftraggeber am besten einschätzen, ob bei einem be-stimmten Beschaffungsvorgang entsprechende soziale, ökologische und innovative Ziele zu an-gemessenem Aufwand erreicht werden können.\r\nObligatorische Vorgaben gehören in die Fachgesetze außerhalb des Vergaberechts.\r\nVor diesem Hintergrund\r\nlehnen wir die verpflichtende Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien – so wie im Entwurf des § 120a GWB formuliert – ab,\r\nbegrüßen wir Erleichterungen bei der Verfahrenswahl\r\nsowie die Ergänzung des Anwendungsbereichs bei öffentlich-öffentlicher Zusammenarbeit gem. § 108 GWB\r\nund halten zudem etliche Regelungsvorschläge für nicht erforderlich.\r\n4 /10\r\nStellungnahme\r\nIn der Stellungnahme nehmen wir nur auf die für die Kommunalwirtschaft wesentlichen Aspekte Bezug. Eine Vielzahl weiterer Anmerkungen haben wir in der anliegenden Formatvorlage zum VTP des Ministeriums tabellarisch aufgeführt.\r\nZu den Änderungen des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen\r\nI. Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien, § 120a GWB\r\nDer VKU empfiehlt dringend, die Berücksichtigung sozialer, ökologischer und innovativer Krite-rien optional auszugestalten. Die Aufnahme von „Soll-Vorgaben“ dürfte den Verfahrensaufwand erhöhen, aber vermutlich nicht die Erreichung von sozialen oder ökologischen Zielen merklich verbessern. Besonders problematisch, weil unklar, dürfte die Vorgabe in Absatz 1 Satz 3 sein, nach welcher die Kriterien zum Wert des Auftragsgegenstandes und zu den konkreten Beschaf-fungszielen verhältnismäßig sein müssen. Diese Vorgabe dürfte den Grundsatz, dass nur ein so-ziales oder ökologisches Kriterium erfüllt werden muss, nahezu vollständig entwerten.\r\nDie neuen Regelungen, insbesondere das vorgenannte Gebot der Verhältnismäßigkeit der anzu-wendenden sozialen und ökologischen Kriterien zum Auftragsgegenstand und zu den Beschaf-fungszielen, dürften ganz erhebliche neue Rechtsunsicherheiten verursachen. In Verbindung mit dem vergaberechtlichen Bieterschutz dürfte nahezu jede öffentliche Vergabe rechtlich angreif-bar werden. Statt der gewünschten Beschleunigung der Verfahren wären Rechtsstreitigkeiten vorprogrammiert, die die Verfahren verlangsamen und die Handlungsfähigkeit der öffentlichen Hand insgesamt bedrohen.\r\nAuch im Interesse der kleineren und mittelständischen Unternehmen sollte keine weitere Ver-komplizierung von Vergabeverfahren erfolgen. Für diese Unternehmen stellen die Vorgaben des § 120a GWB im Ergebnis zusätzlichen Aufwand dar, die die Teilnahme am Vergabeverfahren er-schweren; für die Auftraggeber dürfte damit ein weiterer Rückgang von Angeboten gerade von KMU zu erwarten sein.\r\nDie verfassungsrechtlichen Bedenken, die die kommunalen Spitzenverbände in der aktuellen Stellungnahme aufzeigen, teilen wir ausdrücklich.\r\nSchlussendlich möchten wir darauf hinweisen, dass auch die EU eine umfassende Reform des Vergaberechts anstrebt. Diese Reform wird auch Auswirkungen auf die Einbeziehung sozialer und ökologischer Kriterien haben. Die Einführung eines § 120a GWB sollte diese Reform auf EU-Ebene daher abwarten, um nicht in absehbarer Zeit eine erneute Anpassung dieser Vorgaben vornehmen zu müssen. Letzteres wäre keine nachhaltige Gesetzgebung.\r\nDass für kommunale Unternehmen die sozial und ökologisch nachhaltige Beschaffung ein wich-tiges Thema ist, zeigt die Tatsache, dass immer mehr kommunale Unternehmen mit einem\r\n5 /10\r\n„Lieferanten-Code-of-Conduct“ arbeiten, zu dessen Inhalten sich die Bieter bekennen müssen. Damit werden soziale und ökologische Aspekte als entsprechend gewürdigt angesehen.\r\nII. Anwendungsbereich bei öffentlich-öffentlicher Zusammenarbeit, § 108 GWB\r\nDie Ergänzungen des § 108 GWB halten wir für sachgerecht. Das gilt insbesondere für die wich-tige Klarstellung im Entwurf zu § 108 Abs. 4 Satz 2 GWB, nach welchem In-House-Vergaben sowie Kooperationen auch in denjenigen Fällen möglich sind, in denen mehrere öffentliche Auftragge-ber eine juristische Person gemeinsam kontrollieren, die Kontrollbeziehungen aber nur mittelbar bzw. invers oder in einer „Schwesterkonstellation“ vorliegen.\r\nAuch die Klarstellung durch den neuen § 108 Abs. 4 S. 3 GWB-E, nach welcher auch die Kammern, die nicht unter die Definition eines öffentlichen Auftraggebers fallen, in die Strukturen der öf-fentlich-öffentlichen Zusammenarbeit eingebunden werden können, ist sachgerecht. Eine An-merkung haben wir zur Gesetzesbegründung zum Entwurf des § 108 Abs. 4 S. 3 GWB: Kammern fallen aufgrund der mitgliedschaftlichen Finanzierung nicht unter den Begriff des öffentlichen Auftraggebers gem. § 99 Nr. 2 GWB, sondern weil es (außerdem) an einer Leitung bzw. Aufsicht seitens der Gebietskörperschaften fehlt. Öffentliche Auftraggeber im Sinne des § 99 Nr. 2 GWB, die selbst für ihre Finanzierung sorgen, sind nichts Ungewöhnliches, wie die Beispiele kommuna-ler Ver- oder Entsorgungsgesellschaften zeigen, die sich ebenfalls „mitgliedschaftlich“, z. B. über Nutzungsgebühren, finanzieren.\r\nIII. Sektorentätigkeiten, § 102 GWB\r\n1. Neuregelungen für den Postsektor\r\nDer VKU lehnt die Ergänzung von Regelungen für einen Sektor Postdienstleistungen ab.\r\nDie Hinzunahme eines gesamten Sektors deutet eine bedeutende Regelungsänderung an. Das ist aber nicht der Fall. Es gibt in Deutschland für diese Regelung keinen einzigen Anwendungsfall. Die Ergänzung des § 102 Abs. 7 GWB sowie die Folgeänderungen sind rein theoretischer Natur, verlängern den Gesetzeswortlaut unnötig um komplexe Vorgaben und dürften allenfalls zu Fra-gen bei den Anwendern führen.\r\nWichtig und praxisrelevant wären dagegen Klarstellungen zu anderen Tätigkeiten im Zusammen-hang mit der Energieversorgung, wie nachfolgend unter Ziffer 2 ff. dargestellt.\r\n2. Hinweis auf Wasserstoffversorgung\r\nKommunale Unternehmen werden künftig Schritt für Schritt ihr Engagement im Bereich der Was-serstoffversorgung erhöhen. Im Gegenzug dürfte die Gasversorgung auf lange Sicht schrittweise zurückgefahren werden. Dieser Prozess ist jedenfalls als ein Ziel im Rahmen der Transformation der Energieversorgungssysteme vorgesehen.\r\nEs wäre daher wichtig, Rechtssicherheit zu schaffen, dass auch die Wasserstoffversorgung eine Sektorentätigkeit im Bereich von Gas und Wärme gemäß § 102 Abs. 3 GWB darstellt. Diese\r\n6 /10\r\nKlarstellung würde entsprechende Beschaffungen, die dem Erreichen von Klimaschutzzielen die-nen, erleichtern.\r\nWünschenswert ist eine Klarstellung im Gesetzestext. Wir schlagen vor, nach § 102 Absatz 2 Satz folgenden neuen Satz 2 einzufügen:\r\n„Wasserstoff ist ein Gas im Sinne von Satz 1.“\r\nAuch bei der anstehenden Reform des europäischen Vergaberechts sollte eine Klarstellung zu diesem Einzelaspekt vorgenommen werden.\r\n3. Hinweis auf Elektromobilität\r\nKommunen und kommunale Unternehmen investieren in Ladeinfrastruktur für Elektromobilität. Erfolgen Beschaffungen in diesem Zusammenhang durch Energieversorgungsunternehmen, dann sollten diese Beschaffungen nach Sektorenvergaberecht erfolgen. Denn auch die Versor-gung von Elektromobilen stellt eine Versorgung der Allgemeinheit dar, jedenfalls wenn die Lade-punkte allgemein öffentlich zugänglich sind.\r\nEine entsprechende Verlautbarung des Bundesministeriums wäre daher sehr hilfreich.\r\n4. Hinweis zur Einspeisung von EEG-Strom\r\nDie Einspeisung von Elektrizität in ein Netz zur Versorgung der Allgemeinheit stellt gem. § 102 Abs. 2 Nr. 2 GWB eine Sektorentätigkeit dar. Diese Vorgabe gilt u. E. auch für solche öffentlichen Auftraggeber, die in Stromerzeugungsanlagen betreiben, die nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) finanziell gefördert werden, ansonsten aber keine Tätigkeiten im Bereich der Ener-gieversorgung durchführen.\r\nDie Frage, ob auch Kommunen, die in EEG-Anlagen investieren und diese Anlagen betreiben, das Sektorenvergaberecht nutzen können, ist bislang nicht rechtssicher beantwortet. Die Frage drängt sich aber gerade bei Kooperationen von kommunalen Energieversorgern mit anderen kommunalen Auftraggebern auf. Eine Klarstellung erleichtert entsprechende Investitionen von Kommunen und kommunalen Kooperationen mit Stadtwerken wie auch mit Privaten.\r\nEine entsprechende Verlautbarung des Bundesministeriums wäre auch hier sehr hilfreich.\r\nIV. Erstreckung der Ausnahme für „Wesentliche Sicherheitsinteressen“ gemäß § 107 Abs. 2 GWB auf kritische Anlagen\r\nDas Fragen der Cybersicherheit und die Abwehr entsprechender terroristischer Gefahren zu den sicherheitspolitischen Herausforderungen der Bundesrepublik Deutschland gehören, ist unbe-stritten. Nicht umsonst werden im Moment mit dem „NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheits-stärkungsgesetz“ insbesondere das BSI-Gesetz (BSIG) überarbeitet und mit dem „Kritis-Dachge-setz“ erstmals die physische Sicherheit von kritischen Anlagen adressiert.\r\nEntsprechend des Anstiegs der diesbezüglichen Gefahren sollte eine Anpassung des Vergabe-rechts, konkret der Ausnahme für Beschaffungen im Zusammenhang mit wesentlichen\r\n7 /10\r\nSicherheitsinteressen im Sinne des § 107 Abs. 2 GWB, erfolgen. Konkret sollten Beschaffungen von Betreibern kritischer Anlagen in den Anwendungsbereich der Ausnahme aufgenommen wer-den.\r\nDenn entsprechende Sicherheitsfragen betreffen nicht nur die militärischen und zivilen Sicher-heitsbehörden, sondern auch die Betreiber sog. kritischer Anlagen. Kommunale Unternehmen, die entsprechende kritische Anlagen verantworten, sind insbesondere die Betreiber von Netzen der Strom-, Gas- und Trinkwasserversorgung. Diese Netzbetreiber stehen im Hinblick auf die Be-wältigung umfassender Herausforderungen im Bereich der IT-Sicherheit in engem Austausch mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Denn auch hier besteht die Not-wendigkeit, kurzfristig und effektiv auf sicherheitsrelevante Entwicklungen im Bereich der Cyber-sicherheit reagieren zu können. Zukünftig wird insbesondere für den physischen Schutz auch der enge Kontakt mit dem Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK) notwen-dig sein. Der Schutz kritischer Anlagen vor hybriden Bedrohungen und Cyberangriffen ist somit letztendlich eine Aufgabe der nationalen Sicherheit.\r\nDie kontinuierlich zunehmende Zahl der Cyberangriffe auf die kritischen Anlagen, insbesondere die Stromnetze, sind bei einem erfolgreichen Angriff und einem dadurch verursachten Ausfall der Energie- oder Wasserversorgung zweifellos geeignet, schwerwiegende Störungen der öffent-lichen Sicherheit und Ordnung zu verursachen, die einer Krise im Sinne des Art. 1 Nr. 10 der Richtlinie 2009/81/EG über die Koordinierung der Verfahren zur Vergabe bestimmter Bau-, Lie-fer- und Dienstleistungsaufträge in den Bereichen Verteidigung und Sicherheit gleichstehen. Glei-ches gilt für physische Angriffe auf kritische Anlagen.\r\nVor diesem Hintergrund ist es geboten, den Entwurf zu § 107 Abs. 2 S. 3 GWB zu ergänzen und nach lit. a) folgende Ergänzung als lit. b) einzufügen. Der bisherige lit. b) würde dann zu lit. c).\r\nb) für die Betreiber kritischer Anlagen gemäß §§ 28 Abs. 7; 2 Nr. 22 des Gesetzes über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI-Gesetz -– BSIG-RegE) zum Zwecke der Erfüllung der Anforderungen an die Sicherheit der Informationstechnik bestimmt sind, oder\r\nWir gehen selbstverständlich davon aus, dass es sich um eine eng auszulegende Ausnahmerege-lung handelt und in jedem Einzelfall das besonders hohe Maß an Vertraulichkeit darzulegen ist. Angesichts der oft kurzfristig entstehenden sicherheitsrelevanten Herausforderungen und der Erforderlichkeit schneller, effektiver und robuster Reaktionen zur Gefahrenabwehr ist es aus un-serer Sicht aber sowohl sachgerecht als auch notwendig, den Betreibern kritischer Anlagen diese vergaberechtliche Ausnahmeregel grundsätzlich zu eröffnen.\r\n8 /10\r\nZur Einführung der Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zur Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien bei der Vergabe öffentlicher Aufträge\r\nDer VKU spricht sich gegen die Einführung des § 120a GWB aus. Wir würden zudem hinterfragen, ob die Allgemeine Verwaltungsvorschrift zur Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien bei der Vergabe öffentlicher Aufträge (AVV Sozial und umweltbezogen nachhaltige Be-schaffung) das richtige Regelungsinstrument ist, um insbesondere privatrechtlich organisierte Unternehmen der Kommunen zu regeln. Es bestehen verfassungsrechtliche Bedenken im Hin-blick auf die Anforderungen gem. Art. 84 Abs. 2 und Art. 86 des Grundgesetzes.\r\nZudem darf bezweifelt werden, dass derart kleinteilige Regelungen das geeignete Instrument sind, um die Ziele des Gesetzentwurfs zu erreichen.\r\nZu den Änderungen der Unterschwellenvergabeordnung (UVgO)\r\nI. Persönlicher Anwendungsbereich\r\nBei der UVgO handelt es sich um eine „Verfahrensordnung“ ohne eigene Rechtsqualität, die in den Bundesländern nur durch deren „Anwendungsbefehl“ rechtlich verbindlich wird. Die Länder regeln typischerweise den Anwendungsbereich des jeweiligen Landesvergaberechts selbst. Da-her erscheint es nicht zweckmäßig den Kreis der betroffenen Auftraggeber durch Verweis auf § 99 Nr. 1 – 3 GWB vorzugeben.\r\nII. Sachlicher Anwendungsbereich\r\nWichtig wäre es dagegen, eine Aussage zu treffen zur Anwendbarkeit der UVgO auf Aufträge in den Sektoren sowie in dem Bereich Verteidigung und Sicherheit und auch für Konzessionen. Eine klare Aussage wäre wünschenswert, nach welcher diese Aufträge bzw. Konzessionen nicht in den sachlichen Anwendungsbereich der UVgO fallen.\r\nSollten die Bundesländer einem grundsätzlichen Ausschluss der Sektorenaufträge nicht zustim-men, dann müssten jedenfalls auch die besonderen Ausnahmen und Erleichterungen, die das GWB für die Auftragsvergabe in den Sektoren kennt, für entsprechend anwendbar erklärt wer-den. Der Entwurf zu § 1 Abs. 3 UvGO sollte folgendermaßen ergänzt werden:\r\nSoweit die Verfahrensordnung auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Sektorenauftraggeber zum Zweck der Ausübung einer Sektorentätigkeit angewen-det wird, sind die §§ 136 – 142 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen entsprechend anzuwenden.\r\nDer VKU spricht sich grundsätzlich gegen die Anwendbarkeit der UVgO im Unterschwellenbe-reich aus. Sollte die UVgO allerdings in einzelnen Bundesländern auch bei Sektorenvergaben an-wendbar sein, muss klar sein, dass die spezifischen Ausnahmen für Sektorenaufträgen auch im Unterschwellenbereich gelten. Eine strengere Behandlung der Auftragsvergaben im Unter-schwellenbereich als im Oberschwellenbereich wäre systemwidrig und sollte vermieden werden.\r\n9 /10\r\nIII. Verfahrenserleichterungen\r\nWir sehen es als eine sehr hilfreiche Vereinfachung an, dass Auftraggeber bei Vergaben im Un-terschwellenbereich frei zwischen Öffentlicher Ausschreibung, Beschränkter Ausschreibung mit Teilnahmewettbewerb und Verhandlungsvergabe mit Teilnahmewettbewerb wählen können.\r\nAuch begrüßen wir, dass für die Beschränkte Ausschreibung ohne Teilnahmewettbewerb und die Verhandlungsvergabe ohne Teilnahmewettbewerb künftig weniger strenge Voraussetzungen und deutlich höhere Wertgrenzen gelten sollen.\r\nAuch die neu eingefügte Verhandlungsvergabe mit Bekanntmachung, die generell ohne Teilnah-mewettbewerb durchgeführt wird, sehen wir positiv.\r\nDie Anhebung der Wertgrenzen für Direktaufträge halten wir ebenfalls für sinnvoll. Wir plädieren jedoch dafür, die Wertgrenze für Direktaufträge gem. § 14 Abs. 1 UVgO auf 100.000 Euro (netto) anzuheben und schließen uns damit der Sichtweise des Bundesministeriums der Finanzen an. Eine höhere Wertgrenze im Rahmen des § 14 UVgO könnte zudem die Vorschläge zu den neuen Verfahren der §§ 14a – 14c UVgO (Direktaufträge auf Online-Marktplätzen, Direktaufträge für Innovationen sowie Vergabeerleichterungen in besonderen Krisensituationen), die grundsätzlich sinnvoll sind, mit ihren komplexen Tatbestandsvoraussetzungen allerdings wenig praktikabel er-scheinen, überflüssig machen.\r\nIV. Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien\r\nDer VKU setzt sich für eine Berücksichtigung sozialer und umweltbezogener Kriterien nach Ein-schätzung der Auftraggeber im jeweils konkreten Fall ein. Wir lehnen daher sowohl die neue Vorgabe zu einer verpflichtenden Berücksichtigung gem. § 120a GWB ab als auch die entspre-chende Vorgabe in § 22a UVgO. Die Anwendbarkeit der AVV Sozial und umweltbezogen nachhal-tige Beschaffung sehen wir aus verfassungsrechtlichen wie auch aus Gründen der Zweckmäßig-keit kritisch. Auch die weiteren Vorgaben in der UVgO, die auf § 120a GWB bzw. § 22a UVgO Bezug nehmen, sehen wir kritisch.\r\nAnlage:\r\n- BMWK IB3 – Formatvorlage zum VTP"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008272","regulatoryProjectTitle":"Verringerung der Bürokratie und Sicherung der Beschaffung im Vergabetransformationspaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c4/b1/502469/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310292.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Frühzeitig auf EU-Ebene aktiv werden\r\n• Für die dezentralen Strukturen in Deutschland und die\r\nEntscheidungshoheit der Mitgliedstaaten werben\r\n• Goldplating vermeiden und EU-Vorgaben nicht über das\r\nnotwendige Maß hinaus verschärfen\r\nFrühzeitig auf EU-Ebene für deutsche Interessen eintreten\r\nAktuelle Herausforderungen wie geopolitische Spannungen und\r\nwirtschaftliche Unsicherheiten erfordern einmal mehr ein starkes\r\nDeutschland für ein starkes Europa. Es ist unerlässlich, dass sich die\r\ndeutsche Bundesregierung frühzeitig auf europäischer Ebene\r\neinbringt, strategische Weichenstellungen mitgestaltet und wichtige\r\nEntscheidungen prägt. Eine stärkere Präsenz Deutschlands ist\r\nerforderlich, um zur Lösung gemeinsamer Herausforderungen\r\nbeizutragen, nicht zuletzt um Stabilität, Wohlstand und\r\nLebensqualität in Europa zu sichern. Nur durch ein geeintes und\r\nstarkes Europa können wir den globalen Herausforderungen effektiv\r\nbegegnen und unsere gemeinsamen Ziele erreichen.\r\nDezentrale Strukturen für ein leistungsfähiges Europa\r\nwahren\r\nDie nachhaltige Leistungserbringung der kommunalen Unternehmen\r\nist Voraussetzung für die Entwicklung und Wettbewerbsfähigkeit\r\nDeutschlands und damit Europas. In Deutschland genießt die\r\nKommunalwirtschaft nicht nur hohes Vertrauen in der Bevölkerung.\r\nGerade in den Krisen der vergangenen Jahre, von der Pandemie bis\r\nzur Energiekrise, haben sich die dezentralen Strukturen der\r\nDaseinsvorsorge als besonders krisenresilient erwiesen. Damit\r\nkommunale Unternehmen auch künftig Gesellschaft und Wirtschaft\r\nsicher mit Energie, Wasser und Telekommunikation versorgen und\r\nAbwasser und Abfall verlässlich und sicher entsorgen können,\r\nmüssen die Organisationsstrukturen den Mitgliedstaaten\r\nüberlassen bleiben. Die Mitgliedstaaten und ihre lokalen Behörden\r\nsind am besten geeignet und demokratisch legitimiert, die\r\nErbringung von Dienstleistungen der Daseinsvorsorge festzulegen.\r\nDiskussionen über zu kleinteilige Strukturen in den Bereichen\r\nEnergie-, Wasser- und Abfallwirtschaft sehen wir kritisch. Das gilt\r\nauch für die Diskussionen über große, grenzübergreifende\r\nTelekommunikationsunternehmen, um die Position der EU im\r\nweltweiten Wettbewerb zu stärken. Dies schwächt die lokale Ebene\r\nund die Rolle kommunaler Unternehmen als leistungsfähige digitale\r\nInfrastrukturbetreiber vor Ort: im ländlichen und urbanen Raum.\r\nBürokratieabbau konsequent vorantreiben und\r\nGoldplating vermeiden\r\nDie neue EU-Kommission hat sich das wichtige Ziel gesetzt, den\r\nadministrativen Aufwand für Unternehmen massiv und schnell zu\r\nreduzieren – im Sinne der Wettbewerbsfähigkeit. Für kommunale\r\nUnternehmen hat die Umsetzung von Nachhaltigkeitszielen einen\r\nzentralen Stellenwert. Mit den bisherigen Vorgaben zur\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung ist für sie allerdings ein enormer\r\nadministrativer und finanzieller Aufwand verbunden. Angesichts der\r\nerheblichen Dokumentations-, Berichts- und Transparenzpflichten,\r\ndie auch kommunale Unternehmen bewältigen müssen, sollten die\r\nVorgaben klar und leicht umsetzbar sein.\r\nDie neue Bundesregierung sollte zum einen im Ministerrat für die\r\nvorgeschlagenen Erleichterungen und für eine schnelle\r\nEntscheidungsfindung eintreten. Zum anderen muss auf nationaler\r\nEbene die Pflicht zur Anwendung der bisherigen Vorgaben\r\naufgeschoben werden, bis eine neue Fassung vorliegt. Anschließend\r\nmüssen die Erleichterungen konsequent auf nationaler Ebene\r\nEuropa\r\nEine starke deutsche Stimme für ein starkes und\r\nwettbewerbsfähiges Europa\r\n2\r\numgesetzt werden. Darüber hinausgehende und verschärfende\r\nnationale Vorgaben sind zu vermeiden.\r\nKMU-Entlastungen auch für kommunale KMU umsetzen\r\nRegulatorische und bürokratische Hürden insbesondere für kleine\r\nund mittlere Unternehmen (KMU) abzubauen, ist ein zentraler\r\nBaustein für ein wettbewerbsfähiges Europa. Damit auch kleine und\r\nmittlere kommunale Unternehmen weiterhin zur\r\nWettbewerbsfähigkeit und Krisenresilienz Europas beitragen\r\nkönnen, müssen auch ihre Ressourcen zielgerichtet eingesetzt\r\nwerden. Dafür müssen die europäischen Regeln angepasst werden.\r\nGemäß der Legaldefinition der EU-Kommission für KMU sowie\r\nAnhang I der Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO)\r\nwerden Unternehmen, die hinsichtlich ihrer Größe als KMU zu\r\nbehandeln wären, bislang nicht als KMU gewertet, wenn sie sich\r\n(un)mittelbar mit mehr als 25 Prozent im öffentlichen Eigentum\r\nbefinden. So profitieren sie in der Praxis bisher nicht von\r\nzielgerichteten Erleichterungen, insbesondere in Bezug auf\r\nBürokratieabbau, die für Unternehmen ihrer Größe vorgesehen sind.\r\nDas führt zu einer Benachteiligung, vor allem dort, wo sie mit\r\nprivaten Unternehmen im Wettbewerb stehen. Diese\r\nBenachteiligung würde durch die geplante Einführung ergänzender\r\nErleichterungen für „Midcap“-Unternehmen sogar verstärkt. Häufig\r\nsteht ihnen außerdem eine Vielzahl von Förder- und\r\nFinanzierungsmaßnahmen nicht zur Verfügung, auch weil die KMUDefinition\r\nimmer weitere Verbreitung findet – sowohl in der\r\neuropäischen und nationalen Gesetzgebung als auch bei Fragen der\r\nFinanzierung. Deswegen muss die Ungleichbehandlung öffentlicher\r\nUnternehmen durch Artikel 3 Absatz 4 der KMU-Definition und\r\nAnhang I der AGVO aufgehoben werden.\r\nVergaberecht entschlacken und Zielkonflikte vermeiden\r\nIm Zuge des Bürokratieabbaus sollten auch das Vergaberecht\r\nentschlackt und öffentliche Vergabeverfahren praktikabel gestaltet\r\nwerden. Dazu müssen die Schwellenwerte für die Anwendung des\r\nVergaberechts angehoben werden. Zusätzliche strategische\r\nKriterien verpflichtend zu verankern, um grüne Leitmärkte zu\r\nschaffen, steht dem Ziel der Entschlackung diametral entgegen. In\r\nder Praxis führt dies bereits jetzt zu einem Rückgang der Bieter in\r\nVergabeverfahren und wird den dringend benötigten\r\nInfrastrukturausbau erheblich hemmen.\r\nStattdessen sollten strategische Kriterien optional ausgestaltet\r\nbleiben – umso mehr in Bereichen mit wettbewerblichem Rahmen\r\nwie der Energieversorgung. Würden Nachhaltigkeitskriterien (nur)\r\nüber das Vergaberecht verpflichtend eingeführt, müsste die Vielzahl\r\nkleiner, mittelgroßer und teils auch größerer kommunaler\r\nUnternehmen Nachhaltigkeitskriterien beachten, die privaten\r\nWettbewerber hingegen nicht. Das hat negative Auswirkungen auf\r\ndie Auswahl der möglichen Beschaffungsgegenstände, die Zahl der\r\nBieter und verursacht Mehrkosten.\r\nAngelehnt an den Vorschlag im Bericht von Enrico Letta,\r\nKooperationen oder Zusammenschlüsse zu fördern, sollte darüber\r\nhinaus die bisherige Ausnahmeregelung für die interkommunale\r\nZusammenarbeit gewahrt und geschärft werden. Deutschland ist\r\ngekennzeichnet durch eine starke kommunale Ebene mit großen wie\r\nkleinen Gebietskörperschaften und weiteren öffentlich-rechtlichen\r\nOrganisationsformen, die sich in vielen Fällen gegenseitig\r\nunterstützen. Das bedeutet in der Praxis erhebliche Erleichterungen\r\nund sollte grundsätzlich „vergabefrei“ möglich sein.\r\nSystemwechsel im Beihilferecht herbeiführen\r\nUm die wirtschaftliche Stagnationsphase durch einen massiven\r\nHochlauf von Investitionen zu überwinden, bedarf es im\r\neuropäischen Beihilferecht eines umfangreichen Neustarts. Die\r\nbeihilferechtliche Kontrollpolitik der EU-Kommission sollte sich dazu\r\nkünftig wieder auf ihren Kern beschränken – gravierende\r\nVerzerrungen des grenzüberschreitenden Handels und damit des\r\neuropäischen Binnenmarktes zu verhindern. Dafür braucht es auf\r\nallen Ebenen staatlicher Investitions- und Betriebskostenzuschüsse\r\nmöglichst hohe Bagatellgrenzen, unterhalb derer keine\r\nbeihilferechtliche Prüfung erfolgen muss.\r\nStaatliche Investitionsanreize zur Herstellung von Waren,\r\nProdukten und Erbringung von Dienstleistungen, die z.B. eine\r\nausschließlich lokale oder regionale Nachfrage decken, sollten per\r\ndefinitionem als beihilfefrei eingestuft werden. Insbesondere im\r\nBereich der Investitionen in das Energiesystem zur Erreichung der\r\nKlimaziele, zur schnellen Verringerung der Importabhängigkeit bei\r\nfossilen Energieträgern und damit für einen echten Clean Industrial\r\nDeal geht es oft um staatliche Anreize, um Investitionen zu\r\nermöglichen, die eingesetzten Mittel zu hebeln und\r\nEndkundenpreise bezahlbar zu halten. Insbesondere Wärme ist\r\nmindestens in der öffentlichen Versorgung ein zutiefst lokales\r\nProdukt, bei dem eine Binnenmarktrelevanz von vorneherein\r\nausgeschlossen ist. Staatliche Zuschüsse zur Errichtung von Anlagen\r\nzur Erzeugung von Wärme sowie für Infrastrukturen für den\r\nWärmetransport wie Fernwärmeleitungen sollten folglich nicht dem\r\neuropäischen Beihilferecht unterliegen.\r\nDas gilt auch für andere Bereiche, die ausschließlich lokale oder\r\nregionale Nachfrage decken, z.B. Maßnahmen der Wasser- und\r\nAbwasserwirtschaft, soweit regional begrenzt, auch mit Blick auf die\r\nanstehenden Aufgaben der Klimaanpassung, oder der\r\nAbfallwirtschaft, wo es um hohe Investitionen in die unterirdische\r\nSpeicherung (CCS) und die Wiedernutzung von Kohlenstoff (CCU) als\r\nwichtige Bausteine zur Stabilisierung des globalen Klimas geht."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008273","regulatoryProjectTitle":"Praktikable Ausgestaaltung des notariellen Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/eb/321226/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260237.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 / 2\r\n\r\nMögliche Ausweitung der notariellen Online-Verfahren im\r\nGesellschaftsrecht/\r\nIhr Schreiben vom 08.05.2024\r\ndas Bundesjustizministerium hatte angesichts der Prüfung der Ausweitung\r\nnotarieller Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht um Beantwortung der folgenden\r\nFragen gebeten:\r\n(1) Wie sind Ihre bisherigen Erfahrungen mit dem notariellen Online-Verfahren?\r\nWas sind die Gründe dafür, wenn das notarielle Online-Verfahren bisher\r\nnicht genutzt wurde?\r\n(2) Besteht in der Praxis ein Bedürfnis dafür, das notarielle Online-Verfahren\r\nkünftig für weitere gesellschafts- und registerrechtliche Sachverhalte nutzen\r\nzu können, und, wenn ja, für welche?\r\nzu 1:\r\nBislang gibt es nur wenige Erfahrungen mit entsprechenden Online-Verfahren.\r\nBei einem Großteil der Beurkundungen und Beglaubigungen ist die räumliche\r\nDistanz für die Beteiligten überschaubar, so dass der Schritt, erstmals ein Online-\r\nVerfahren zu wählen, verhältnismäßig wenige Vorteile bietet. Für die verbleibenden\r\nVerfahren, bei denen aufgrund der räumlichen Distanz der Beteiligten ein Online-\r\nVerfahren sinnvoll erscheint, dürfte es dann wiederum an der erforderlichen\r\n„Einübung“ fehlen, die davon abhält, die neuen Verfahren zu nutzen.\r\n03.06.2024\r\n2/2\r\nZudem ist in diesem Zusammenhang zu beachten, dass die Anforderungen an die\r\nDurchführung von Online-Verfahren die Beteiligten in vielen Fällen davon abhalten\r\nwerden. Notwendig ist nach unserem Kenntnisstand, dass sämtliche\r\nVerfahrensbeteiligte sich durch ein elektronisches Ausweisdokument\r\nauthentifizieren können, z. B. durch einen elektronischen Personalausweis.\r\nElektronische Ausweisdokumente haben sich in Deutschland aber noch nicht\r\ndurchgesetzt; in vielen Fallgestaltungen, in denen ein notarielles Online-Verfahren\r\nzweckmäßig erscheint, können es die Beteiligten mangels Vorliegen elektronischer\r\nAusweisdokument somit nicht nutzen.\r\nDieses Hindernis kann man abbauen, indem auch andere Online-\r\nAuthentifizierungsmöglichkeiten zugelassen werden, z. B. die Identitätsfeststellung\r\ndurch Videogespräch mit einem Dienstleister, so wie es auch bei anderen\r\nBehördendienstleistungen im Internet möglich ist.\r\nDie Anforderungen an notarielle Online-Verfahren müssen letztendlich so\r\nausgestaltet werden, dass auch Nutzer, die erstmalig damit befasst sind, in der Lage\r\nsind, die Vorgaben einzuhalten.\r\nZu 2:\r\nSinnvoll erscheint es, die notariellen Online-Verfahren künftig auch für folgende\r\ngesellschafts- und registerrechtliche Sachverhalte nutzbar zu machen:\r\n- Löschungen von Dienstbarkeiten, z.B. beim Verkauf von Teilgrundstücken,\r\ndie von der relevanten Dienstbarkeit nicht (mehr) betroffen sind,\r\n- Anteilserwerbe und\r\n- Vorgänge nach dem Umwandlungsgesetz."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008273","regulatoryProjectTitle":"Praktikable Ausgestaaltung des notariellen Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ba/f1/399681/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220032.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 / 2\r\n\r\nDatenschutzerklärung des VKU e.V.\r\nIn Bezug auf die Verarbeitung Ihrer\r\npersonenbezogenen Daten\r\nverweisen wir auf unsere\r\nAllgemeine Datenschutzerklärung,\r\nabrufbar unter\r\n. Dort erhalten\r\nSie auch Hinweise zu Ihren\r\nBetroffenenrechten. Alternativ\r\nsenden wir Ihnen die\r\nDatenschutzerklärung auch\r\npostalisch zu.\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter\r\nInteressenvertreter und wird im\r\nLobbyregister des Bundes unter der\r\nRegisternummer: R000098 geführt.\r\nDer VKU betreibt\r\nInteressenvertretung auf der\r\nGrundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und\r\nInteressenvertreter im Rahmen des\r\nLobbyregistergesetzes“.\r\nMögliche Ausweitung der notariellen Online-Verfahren im\r\nGesellschaftsrecht/\r\nIhr Schreiben vom 08.05.2024\r\nSehr geehrte Frau ,\r\nsehr geehrte Damen und Herren,\r\ndas Bundesjustizministerium hatte angesichts der Prüfung der Ausweitung\r\nnotarieller Online-Verfahren im Gesellschaftsrecht um Beantwortung der folgenden\r\nFragen gebeten:\r\n(1) Wie sind Ihre bisherigen Erfahrungen mit dem notariellen Online-Verfahren?\r\nWas sind die Gründe dafür, wenn das notarielle Online-Verfahren bisher\r\nnicht genutzt wurde?\r\n(2) Besteht in der Praxis ein Bedürfnis dafür, das notarielle Online-Verfahren\r\nkünftig für weitere gesellschafts- und registerrechtliche Sachverhalte nutzen\r\nzu können, und, wenn ja, für welche?\r\nzu 1:\r\nBislang gibt es nur wenige Erfahrungen mit entsprechenden Online-Verfahren.\r\nBei einem Großteil der Beurkundungen und Beglaubigungen ist die räumliche\r\nDistanz für die Beteiligten überschaubar, so dass der Schritt, erstmals ein Online-\r\nVerfahren zu wählen, verhältnismäßig wenige Vorteile bietet. Für die verbleibenden\r\nVerfahren, bei denen aufgrund der räumlichen Distanz der Beteiligten ein Online-\r\nVerfahren sinnvoll erscheint, dürfte es dann wiederum an der erforderlichen\r\n„Einübung“ fehlen, die davon abhält, die neuen Verfahren zu nutzen.\r\nBundesministerium der Justiz\r\n03.06.2024\r\n2/2\r\nZudem ist in diesem Zusammenhang zu beachten, dass die Anforderungen an die\r\nDurchführung von Online-Verfahren die Beteiligten in vielen Fällen davon abhalten\r\nwerden. Notwendig ist nach unserem Kenntnisstand, dass sämtliche\r\nVerfahrensbeteiligte sich durch ein elektronisches Ausweisdokument\r\nauthentifizieren können, z. B. durch einen elektronischen Personalausweis.\r\nElektronische Ausweisdokumente haben sich in Deutschland aber noch nicht\r\ndurchgesetzt; in vielen Fallgestaltungen, in denen ein notarielles Online-Verfahren\r\nzweckmäßig erscheint, können es die Beteiligten mangels Vorliegen elektronischer\r\nAusweisdokument somit nicht nutzen.\r\nDieses Hindernis kann man abbauen, indem auch andere Online-\r\nAuthentifizierungsmöglichkeiten zugelassen werden, z. B. die Identitätsfeststellung\r\ndurch Videogespräch mit einem Dienstleister, so wie es auch bei anderen\r\nBehördendienstleistungen im Internet möglich ist.\r\nDie Anforderungen an notarielle Online-Verfahren müssen letztendlich so\r\nausgestaltet werden, dass auch Nutzer, die erstmalig damit befasst sind, in der Lage\r\nsind, die Vorgaben einzuhalten.\r\nZu 2:\r\nSinnvoll erscheint es, die notariellen Online-Verfahren künftig auch für folgende\r\ngesellschafts- und registerrechtliche Sachverhalte nutzbar zu machen:\r\n- Löschungen von Dienstbarkeiten, z.B. beim Verkauf von Teilgrundstücken,\r\ndie von der relevanten Dienstbarkeit nicht (mehr) betroffen sind,\r\n- Anteilserwerbe und\r\n- Vorgänge nach dem Umwandlungsgesetz."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. 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Der Gesetzesentwurf sieht eine Streichung der Steuerbefreiung für\r\nStrom aus Klär-, De-ponie- und Biogas vor, was ad hoc zu erheblichen\r\nSteigerungen von bis zu 2 % bei den Abwasser- und Abfallentsorgungsentgelten\r\nführen würde. Wir bitten Sie, sich im Gesetzgebungsverfahren dafür einzusetzen,\r\ndass für Strom aus Klär-, Deponie- und Biogas Stromsteuer maximal in Höhe des\r\neuropäischen Mindeststeuersatzes von 0,5 Cent je Megawattstunde anfällt.\r\nDie Steuerbefreiung für Strom aus Klär-, Deponie- und Biogas ist in § 9 Absatz 1 Nr.\r\n1 Stromsteuergesetz geregelt. Befreit ist Strom, der unter anderem aus\r\nBiomasse erzeugt und selber verbraucht wird. Klär-, Deponie- und Biogas gelten im\r\nStromsteu-errecht als Biomasse. Aufgrund beihilferechtlicher Vorgaben ist es\r\nzukünftig erfor-derlich, dass diese Steuerbefreiung angepasst wird. Dies kann aber\r\nauch umgesetzt werden, indem zukünftig die betroffenen Abwasser- und\r\nAbfallentsorger 0,5 Cent je Megawattstunde Stromsteuer für den aus Klär-,\r\nDeponie- und Biogas eigenerzeug-ten und vor Ort verbrauchten Strom entrichten.\r\nHierfür müssten die betroffenen Be-triebe jährlich ein Formblatt ausfüllen. Der in\r\nder Gesetzesbegründung enthaltene Hinweis auf einen vermeintlich hohen\r\nbürokratischen Aufwand, der mit der Weiter-gewährung der Steuerbefreiung\r\neinhergehen soll, überzeugt daher nicht.\r\nVKU  Invalidenstraße 91  10115 Berlin\r\n07.06.2024\r\n2/2\r\nDurch die Streichung dieser Steuerbefreiung würden die Abwasserentgelte ad hoc\r\num bis zu 2 % steigen und zukünftig noch weiter steigen. Der Energieverbrauch der\r\nAbwasserentsorgungsbetriebe wird perspektivisch durch regulatorische Maßnahmen\r\nzunehmen. Beispielsweise sei hier das Inkrafttreten der Verordnung zur Neuordnung\r\nder Klarschlämmverwertung zum 03.06.2024 genannt. Nach dieser Verordnung\r\nmüssen betroffene Abwasserentsorger Phosphor aus Klärschlamm zurückgewinnen.\r\nDie Bundesregierung geht davon aus, dass der Energieverbrauch der betroffenen\r\nBetriebe durch die Phosphor-Rückgewinnung um bis zu 30 % steigen kann.\r\nDer Wegfall der Stromsteuerbefreiung für Strom aus Klär, Deponie- und Biogas\r\nwürde in diesem Fall zu einer weiteren erheblichen Steigerung der Abwasserpreise\r\nführen, da der Mehrverbrauch versteuert werden müsste. Daher sollte die Streichung\r\nder Steuerbefreiung auch unterlassen werden, um ein Inflationsrisiko nicht zu\r\nerhöhen.\r\nSchließlich wird in der Gesetzesbegründung ausgeführt, dass das Stromsteuerrecht\r\nnicht das richtige Gesetz für ökologisch sinnvolle Subventionen sei. Dass die in Rede\r\nstehende Steuerbefreiung ökologisch sinnvoll ist, wird also nicht bezweifelt. Da dem\r\nStrom- und Energiesteuerrecht, entgegen den Ausführungen in der Gesetzesbegründung\r\nsehr wohl eine Lenkungsfunktion zukommen muss, bitten wir Sie um Unterstützung\r\nfür unser Anliegen, die Stromsteuerbefreiung für Strom aus Klär-, Deponieund\r\nBiogas nicht abzuschaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008274","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung der Energiewende bei Gestaltung der Energiesteuern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/da/e8/452200/Stellungnahme-Gutachten-SG2502030014.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten\r\neinverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nZum Gesetzesentwurf: Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nBerlin, 01.10.2024\r\n2 / 4\r\nEinleitung\r\nDer VKU ist zur Anhörung beim Finanzausschuss des Deutschen Bundestages zum „Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht“ als Sachverständiger eingeladen. Wir danken für die Einladung und die Möglichkeit zur Stellungnahme zu dem Gesetzesentwurf.\r\nDas Energie- und das Stromsteuergesetz besitzen eine hohe Relevanz für viele kommunale Unternehmen, die in den Bereichen Energie-/Stromversorgung, Wasserversorgung, Abwasser- und Abfallentsorgung tätig sind.\r\nWir begrüßen die neuen Regelungen für Stromentnahmen im Zusammenhang mit der E-Mobilität. Aus Sicht der kommunalen Energieversorgungsunternehmen sind diese Regelungen eine erhebliche Vereinfachung in Bezug auf die stromsteuerliche Behandlung von Ladevorgängen im Rahmen der E-Mobilität.\r\nFür die Mitgliedsunternehmen des VKU ist wohl der wichtigste Punkt der Wegfall der Steuerbefreiung für Strom aus Klär-, Deponiegas und Biomasse nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG. Richtig ist, dass wegen der in 2024 geänderten Regelung Art. 44 AGVO die Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG an europarechtliche Vorgaben angepasst werden muss. Eine vollständige Streichung dieser Begünstigung ist allerdings weder europarechtlich noch aus Gründen der Bürokratievereinfachung geboten.\r\n3 / 4\r\nStellungnahme\r\nWir bitten die Mitglieder des Finanzausschusses, dem Bundestag zu empfehlen, dass für Strom aus Klär-, Deponie- und Biogas Stromsteuer maximal in Höhe des europäischen Mindeststeuersatzes von 0,5 Cent je Megawattstunde anfällt, um Wirtschaft und Letztverbraucher nicht zusätzlich zu belasten und Inflationsrisiken nicht zu erhöhen.\r\n1. Abwasserentgelte würden sonst steigen\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehene Streichung der Steuerbefreiung für Strom aus Klär-, Deponie- und Biogas würde bei den betroffenen Betrieben ad hoc zu erheblichen Steigerungen von bis zu 2 % bei den Abwasserentsorgungsgebühren bzw. -entgelten führen. Der Energieverbrauch der Abwasserentsorgungsbetriebe wird zudem durch regulatorische Maßnahmen perspektivisch zunehmen, so dass sich die Problematik noch verschärfen wird; kommunale Abwasserbetriebe werden aufgrund gesetzlicher Vorgaben (EU-Kommunalabwasserrichtlinie) ihre Stromerzeugungskapazitäten aus- bzw. aufbauen und zeitgleich in energieintensive Behandlungstechniken investieren müssen. Die nun geplante Abschaffung der Steuerbefreiung wird der Zielsetzung dieser Vorgaben zuwiderlaufen. Energieintensivere Behandlungstechniken werden außerdem zu einem höheren Stromverbrauch führen, der zukünftig wiederum zu einer weiteren, erheblichen Steigerung der Abwasserpreise führen würde.\r\n2. Kein bürokratischer Mehraufwand\r\nEine solche Steuerentlastung würde zu keinem hohen bürokratischen Aufwand führen. Die vom Wegfall der Steuerbefreiung betroffenen Abwasser- und Abfallentsorgungsbetriebe müssten in Zukunft eine Steueranmeldung für den selbst erzeugten und vor Ort verbrauchten Strom abgegeben. Mit der Abgabe der Steueranmeldung könnten die betroffenen Betriebe die vom VKU vorgeschlagene Entlastung gemeinsam beantragen. Diese Entlastung könnte sich beispielsweise an der Entlastung für Unternehmen nach § 9b StromStG orientieren. Diese umfasst 4 Seiten, wovon die letzten beiden Seiten lediglich Erläuterungen sind.\r\n3. Keine zusätzliche Belastung des Haushalts\r\nDie Entlastung würde den Haushalt nicht zusätzlich belasten. Es handelt sich bei dem Wegfall der Steuerbefreiung nach § 2 Nr. 7 StromStG iVm § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG nicht um eine fiskalische Maßnahme, sondern um eine Anpassung an EU-Recht. Da somit keine Mehreinnahmen mit der Anpassung von § 2 Nr. 7 i.V.m. § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG im StromStG bezweckt sind, wäre eine Entlastung für aus Faulgasen erzeugten Strom haushaltsneutral.\r\n4 / 4\r\n4. Mehr Bürokratie durch widersprechende Regelungen\r\nSchließlich ist es wenig überzeugend, wenn insbesondere Klärgas nach anderen europarechtlichen Gesetzen als Erneuerbare Energie qualifiziert wird, aufgrund der veralteten, aus 2003 stammenden Energiesteuerrichtlinie (RL 2003/96/EG) jedoch anders behandelt wird. Hierzu wird auf die Begründung des Beschlusses des Bundesrats verwiesen (BR Drs. 232/42(B))."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nVerordnung zur Anpassung der Stromgrundversorgungsverordnung\r\nund der Gasgrundversorgungsverordnung\r\nzur befristeten Verlängerung der Regelung zur Aussetzung\r\nder monatlichen Ratenzahlungsvereinbarungen\r\nwährend der Dauer einer Abwendungsvereinbarung\r\nEntwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz mit Bearbeitungsstand vom 08.04.2024\r\n(11:08 Uhr)\r\nBerlin, 12.04.2024\r\nSeite 2 von 6\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft\r\nund Klimaschutz für eine Verordnung zur Anpassung der Stromgrundversorgungsverordnung\r\nund der Gasgrundversorgungsverordnung zur befristeten Verlängerung der Regelung zur\r\nAussetzung der monatlichen Ratenzahlungsvereinbarungen während der Dauer einer Abwendungsvereinbarung\r\nStellung nehmen zu können.\r\nDa es sich um einen noch nicht innerhalb der Bundesregierung abgestimmten Entwurf handelt,\r\nbehält sich der VKU ausdrücklich vor, auch nach Ablauf der zum 12.04.2024 gesetzten Stellungnahmefrist\r\nweitere Anmerkungen zum Verordnungsentwurf zu äußern.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie geplanten Änderungen der Strom- und Gasgrundversorgungsverordnungen (StromGVV /\r\nGasGVV) betreffen eine Vielzahl der im VKU vertretenen kommunalen Unternehmen in ihrer\r\nEigenschaft als örtliche Strom- und / oder Gasgrundversorger.\r\nPosition des VKU\r\nDer VKU lehnt die vorgesehene befristete Weitergeltung der §§ 19 Abs. 5 Satz 9 Strom- und\r\nGasGVV bis zum Ablauf des 30.04.2025 ab.\r\nBegründung\r\nAusweislich der Verordnungsbegründung soll die vom BMWK im Einvernehmen mit dem BMUV\r\ngemäß § 118b Abs. 10 EnWG bis zum 31.12.2023 durchzuführende Evaluierung der praktischen\r\nAnwendung der bis zum Ablauf des 30.04.2024 befristeten Regelungen der §§ 19 Abs. 5 Satz 9\r\nStrom- und GasGVV und die Notwendigkeit einer Weitergeltung über den 30.04.2024 hinaus\r\nergeben haben, dass noch kein ausreichender Beobachtungszeitraum nebst Datengrundlage\r\nbestehe, um die Wirkung der Regelung abschließend zu beurteilen. Insbesondere sei laut Begründung\r\neine weitergehende Überprüfung der praktischen Anwendung der zunächst bis\r\n30.04.2024 befristeten Regelung nicht möglich gewesen.\r\nDiese pauschalen Aussagen sind aus Sicht des VKU weder nachvollziehbar noch werden sie in\r\nder Verordnungsbegründung näher belegt. Insbesondere fehlt jede nähere, kritische Auseinandersetzung\r\nmit den u.a. vom VKU gelieferten Daten und Erkenntnissen über die praktische\r\nAnwendung und Auswirkungen des seit Januar 2023 gestärkten Instruments der Abwendungsvereinbarung\r\nzur Verhinderung von Unterbrechungen der Strom- und Gasversorgung\r\nwegen Zahlungsrückständen.\r\nAuf Bitte des BMWK vom 19.01.2024 hatte der VKU nämlich gemeinsam und in Abstimmung\r\nmit dem BDEW fristgemäß am 26.01.2024 einen vom BMWK gestellten Katalog von insgesamt\r\n15 Fragen zur praktischen Umsetzung und Bedeutung von § 118b EnWG und §§ 19 Abs. 5 Satz\r\n9 Strom- und GasGVV beantwortet. Grundlage dieser Antworten war eine gezielte, bundesweite\r\nVerbändeabfrage von Energielieferanten / Grundversorgern aller Größenordnungen und\r\nunterschiedlicher Regionen. Diese Fragen und Antworten sind am Ende der Stellungnahme vollständig\r\nwiedergegeben.\r\nSeite 3 von 6\r\nDer Vollständigkeit halber sei hier noch ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die Verbraucherzentrale\r\nBundesverband (vzbv) diese Fragen ebenfalls vom BMWK erhalten hat. Ob, und wenn\r\nja, wie, diese von der vzbv beantwortet worden sind, ist allerdings nicht bekannt. Demgegenüber\r\nhat die vzbv (und das BMUV) die VKU-/BDEW-Antworten zur Kenntnis erhalten. Die damit\r\nverbundene Intransparenz im Vorfeld des nunmehrigen Verordnungsentwurfs und der vorherigen\r\nEvaluation von BMWK (und BMUV) wird hiermit ausdrücklich gerügt und erweckt den\r\nbegründeten Verdacht eines nicht sachlich-objektiven Verfahrens.\r\nDie Beantwortung der Fragen durch VKU / BDEW hat zu dem Ergebnis geführt, dass die bis zum\r\nAblauf des 30.04.2024 befristeten Regelungen des § 118b EnWG (Befristete Sonderregelungen\r\nfür Energielieferverträge mit Haushaltskunden außerhalb der Grundversorgung bei Versorgungsunterbrechungen\r\nwegen Nichtzahlung) und des §§ 19 Abs. 5 Satz 9 Strom- und GasGVV\r\n(maximal dreimonatige Aussetzung von Ratenzahlungsvereinbarungen) weniger praktische Relevanz\r\nhaben als vom Gesetzgeber erhofft.\r\nAußerhalb der Grundversorgung wird im Regelfall bei Zahlungsrückständen gekündigt, nicht die\r\nVersorgung unterbrochen. Auch in der Grundversorgung hat sich die Abwendungsvereinbarung\r\nnicht wirklich bewährt. Hierauf beruhende Ratenzahlungsvereinbarungen werden zwar geschlossen,\r\naber oftmals nur kurzfristig von den Kunden bedient, so dass hierdurch die Versorgungsunterbrechungen\r\nnur zeitlich verzögert würden, hingegen nicht vermieden.\r\nDurchschnittlich werden (teilweise je nach Unternehmen bis zu deutlich über) 50 % in ein bis\r\ndrei Monaten nach Abschluss der Abwendungsvereinbarungen abgebrochen. Die Zahl der Abbrüche\r\ndirekt nach dem Abschluss der Vereinbarung und im Laufe der Ratenvereinbarung ist\r\nungefähr gleich. Insgesamt liegt die Zahl der Abbrüche in der vollen Laufzeit der Vereinbarung\r\nsehr deutlich über der Hälfte.\r\nVon der maximal dreimonatigen Stundungsoption gemäß §§ 19 Abs. 5 Satz 9 Strom- und Gas-\r\nGVV wird von den betroffenen Kunden so gut wie kein Gebrauch gemacht. Dies ist auch erklärbar,\r\nda – wie vorstehend ausgeführt - mehr als die Hälfte der Kunden die Vereinbarung\r\nabbrechen. Es wird also eher ein Abbruch als eine Stundung genutzt.\r\nDie Einführung von § 118b EnWG und die Änderungen von §§ 19 Strom- und GasGVV haben\r\nkeine signifikanten Auswirkungen auf die Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen. Sie haben\r\nnur zur Folge, dass Versorgungsunterbrechungen zeitverzögert unter gleichzeitigem Anstieg\r\nder Zahlungsrückstände erfolgen.\r\nInsoweit ist daher sachlich nicht nachvollziehbar, wieso laut Begründung eine Verlängerung der\r\nRegelung im Einzelfall Verbraucher vor den Auswirkungen von hohen Energiepreisen und daraus\r\nresultierenden Energieschulden schützen kann.\r\nEiner weiteren, bis zum Ablauf des 30.04.2025 befristeten Fortführung der §§ 19 Abs. 5 Satz\r\n9 Strom- und GasGVV bedarf es vielmehr mangels praktischer Bewährung nicht.\r\nSeite 4 von 6\r\nVKU-Ansprechpartner\r\nAndreas Seifert\r\nStv. Abteilungsleiter Recht, Finanzen und Steuern | Bereichsleiter Recht\r\nTelefon: 030.58580-132\r\nMail: seifert@vku.de\r\nBMWK-Fragen vom 19.01.2024 und VKU-/BDEW-Antworten vom 26.01.2024\r\n1. In welcher Häufigkeit kommt es zum Abschluss einer Abwendungsvereinbarung? War\r\neine Veränderung nach Einführung der neuen Regelungen erkennbar?\r\nEine Veränderung war dahingehend zu bemerken, dass weniger bislang übliche Ratenvereinbarungen\r\nabgeschlossen wurden, da mehr Kunden die neu eingeführten Abwendungsvereinbarungen\r\nbeantragt haben. Dabei wurden die Vereinbarungen sowohl auf\r\nKundenwunsch als auch auf Vorschlag des Energieversorgers abgeschlossen.\r\n2. Welche Laufzeit haben die Abwendungsvereinbarungen im Durchschnitt, seitdem die\r\nneuen Regelungen in Kraft sind?\r\nDie durchschnittliche Laufzeit liegt zwischen 6 und 12 Monaten, auch in Anhängigkeit\r\nvon der Höhe der Ausstände (geringere Ausstände von wenigen hundert Euro eher 6\r\nMonate). Bei proaktivem Antrag der Kunden sind auch längere Vereinbarungen möglich.\r\n3. Wie hoch sind die durchschnittlichen Schuldenbeträge im Rahmen einer Abwendungsvereinbarung?\r\nWie hoch sind Schulden ggf. aus Altverträgen?\r\nDie durchschnittlichen Zahlungsrückstände aus laufenden Energielieferverträgen im\r\nRahmen einer Abwendungsvereinbarung liegen zwischen 500 und 1500 Euro. Für Restschulden\r\naus beendeten Altverträgen gibt es keine repräsentativen Durchschnittswerte.\r\n4. Erfolgen Sperren häufiger aufgrund von Nichtzahlung der Abschlagszahlungen\r\noder hoher Nachzahlungen mit der Jahresabrechnung?\r\nIn der Tendenz erfolgen Sperren deutlich häufiger aufgrund der Nichtzahlung von Abschlagszahlungen.\r\n5. Wie häufig kommt es zu einem Abbruch der Abwendungsvereinbarung und lässt sich\r\nausmachen, in welchem Abschnitt während der Laufzeit der Abwendungsvereinbarung\r\ndies geschieht?\r\nDurchschnittlich werden (teilweise je nach Unternehmen bis zu deutlich über) 50% in\r\nein bis drei Monaten nach Abschluss der Abwendungsvereinbarungen abgebrochen.\r\nDie Zahl der Abbrüche direkt nach dem Abschluss der Vereinbarung und im Laufe der\r\nRatenvereinbarung ist ungefähr gleich. Insgesamt liegt die Zahl der Abbrüche in der\r\nvollen Laufzeit der Vereinbarung sehr deutlich über der Hälfte.\r\nSeite 5 von 6\r\n6. Gibt es Standards zur Form einer Abwendungsvereinbarung?\r\nJa, wobei die Ratenzahlungsvereinbarung individuell ausgestaltet wird.\r\n7. In wie vielen Fällen führte eine Abwendungsvereinbarung zu einer Verhinderung einer\r\nEnergiesperre (prozentual)? Wie gestaltete sich dies vor und nach der Einführung\r\nder neuen Regelungen? Wie stellte sich dies im Vergleich der Verträge der Grundversorgung\r\nund außerhalb der Grundversorgung dar (nach Einführung der neuen Regelungen)?\r\nWelche weiteren Maßnahmen führen zu einer Verhinderung von Energiesperren?\r\nDie Auswirkungen der Abwendungsvereinbarung können nicht genau prozentual beziffert\r\nwerden, da neben der Einführung der Abwendungsvereinbarung regelmäßig noch\r\nweitere, lokal- und bundesländerspezifische Maßnahmen (oft in Zusammenarbeit mit\r\nden EVU) zur Minimierung von Energiesperrungen getroffen wurden.\r\nDie Einführung von § 118b EnWG und die Änderungen von §§ 19 Strom- und GasVV\r\nhatten jedoch keine signifikanten Auswirkungen.\r\nDie kommunalen Grundversorger bieten Abwendungsvereinbarungen regelmäßig in\r\nund außerhalb der Grundversorgung an.\r\nEs werden insbesondere die in § 118b Abs. 5 Satz 2 Nrn. 1 – 4 EnWG, §§ 19 Abs. 3 Satz\r\n2 Nrn. 1 – 4 Strom- und GasGVV genannten Möglichkeiten sowie individuelle Handlungsspielräume\r\nund Kulanzregelungen zur Verhinderung von Energiesperren genutzt.\r\n8. Wird die dreimonatige Stundungsoption für Abwendungsvereinbarungen genutzt?\r\nHiervon wird von den betroffenen Kunden so gut wie kein Gebrauch gemacht. Dies ist\r\nauch erklärbar, da (siehe vorherige Fragen) mehr als die Hälfte der Kunden die Vereinbarung\r\nabbrechen. Es wird also eher ein Abbruch als eine Stundung genutzt.\r\n9. Werden Abwendungsvereinbarungen auch außerhalb der Grundversorgung abgeschlossen?\r\nIn welcher Häufigkeit kommt dies vor?\r\nDie Grundversorger bieten Abwendungsvereinbarungen regelmäßig in und außerhalb\r\nder Grundversorgung an.\r\n10. Gibt es eine Veränderung im Zahlungsverhalten der Betroffenen? Wie haben sich die\r\nZahlen der Zahlungsverzüge entwickelt?\r\nDas Zahlungsverhalten hat sich nicht wesentlich verändert. Die Mahnungen wegen Zahlungsverzug\r\nhaben etwas zugenommen, ebenso das Forderungsvolumen.\r\n11. Wie lange dauert es im Durchschnitt, bis eine Energiesperre aufgehoben wird?\r\nEin Durchschnittswert ist in diesem Fall schwer anzugeben. Insgesamt lässt sich aber\r\nsagen, dass die Mehrheit der Energiesperrungen binnen einer Woche wieder aufgehoben\r\nwird. Teilweise dauern die Sperrungen aber auch Wochen, in Ausnahmefällen auch\r\nMonate.\r\nSeite 6 von 6\r\n12. Gibt es eine Zusammenarbeit mit Sozialämtern, um frühzeitig auf Überschuldungsprobleme\r\naufmerksam zu machen?\r\nIm Regelfall gibt es Kooperationen zwischen den örtlichen Energieversorgern mit den\r\nSozialbehörden, Jobcentern, caritativen Trägern und Verbrauchervereinigungen.\r\n13. Führten die längeren Laufeiten der Abwendungsvereinbarungen dazu, dass sich mehr\r\nBetroffene um Sozialleistungen kümmern konnten?\r\nHier lässt sich kein direkter Zusammenhang ableiten.\r\n14. Welche weiteren Maßnahmen treffen Energieversorgungsunternehmen, um Energiesperren\r\nzu verhindern?\r\nEs werden insbesondere die in § 118b Abs. 5 Satz 2 Nrn. 1 – 4 EnWG, §§ 19 Abs. 3 Satz\r\n2 Nrn. 1 – 4 Strom- und GasGVV genannten Möglichkeiten sowie individuelle Handlungsspielräume\r\nund Kulanzregelungen genutzt. Zusätzlich wird meist eine individuelle\r\nAnsprache verstärkt und werden z.B. neue Zahlungswege angeboten (Zahlkarten etc.).\r\nWesentlich ist häufig die Kooperation mit Wohlfahrts- und Transferleistungsträgern.\r\n15. Wie hoch ist der Beratungsbedarf bei den Verbraucherzentralen zur Verhinderung\r\nvon Energiesperren? Wie ist die Entwicklung im Zeitverlauf? Gab es in der letzten\r\nHeizperiode mehr Versorgungsunterbrechungen bzw. Beratungen dazu als während\r\nder vorhergegangenen Heizperiode?\r\nDiese Fragen können von Energieversorgern mangels näherer Kenntnis nicht beantwortet\r\nwerden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008277","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung des Ausbaus von Gigabitnetzen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/32/83/399683/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220026.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf der Bundesregierung für ein\r\nGesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von\r\nTelekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nBerlin, 20. September 2024\r\n2 / 23\r\nDer VKU hat sich mit seiner Stellungnahme vom 10. Oktober 2023 in das Beteiligungsver-fahren eingebracht, welches das Bundesministerium für Digitales und Verkehr zu seinem Referentenentwurf für ein Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunika-tionsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz) auf der Grundlage von § 47 der Ge-meinsamen Geschäftsordnung der Bundesministerien durchführte. Aufgrund der gegen-über dem Referentenentwurf vorgenommenen Änderungen im Gesetzentwurf, den das Bundeskabinett am 24. Juli 2024 beschlossen hat, und inhaltlicher Präzisierungen, die der Verband als erforderlich erachtet, hat der VKU seine Stellungnahme dem nunmehr vorlie-genden Gesetzentwurf der Bundesregierung angepasst.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDem VKU gehören rund 250 kommunale Unternehmen an, die sich im Glasfaserausbau in Deutschland engagieren und ihren Fokus auf die ganzheitliche Erschließung von Gebieten mit Glasfasernetzen legen. Kommunale Unternehmen sind bei sich vor Ort verankert und auch vorrangig in den Kommunen und Regionen bei sich vor Ort tätig. Deren Wohlergehen fühlen sie sich unter anderem durch die Schaffung zukunftsfähiger digitaler Infrastruktu-ren verpflichtet. So tragen kommunale Unternehmen maßgeblich zur Gleichwertigkeit der Lebensverhältnisse in Stadt und Land bei. Die Anschlussraten kommunaler Unternehmen liegen deutlich über dem Branchendurchschnitt.\r\nDer vom Bundeskabinett verabschiedete Gesetzentwurf für ein TK-Netzausbau-Beschleu-nigungs-Gesetz betrifft ein wichtiges Tätigkeitsfeld kommunaler Unternehmen. Diese er-richten und betreiben flächendeckende Glasfasernetze für die Breite der Wirtschaft und Gesellschaft, zumal der offene Netzzugang (Open Access) einen Marktstandard der Kom-munalwirtschaft darstellt. Zudem erfolgt deren Glasfaserausbau überwiegend mit Eigen-mitteln. Um vor allem ländliche Gebiete mit schnellem Internet zu erschließen, greifen kommunale Unternehmen ebenfalls auf Förderung zurück. Sie schließen überdies Mobil-funkantennen an ihre Glasfasernetze an und wirken im Mobilfunkbereich als Dienstean-bieter.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt das Anliegen der Bundesregierung, den Glasfaserausbau in Deutschland zu beschleunigen. Denn in Anbetracht der gegenwärtigen Rahmenbedingungen ist das in der Gigabitstrategie der Bundesregierung definierte übergeordnete Ziel ambitioniert, für ein modernes Deutschland bis zum Jahre 2030 für eine flächendeckende energie- und res-sourceneffiziente Versorgung mit Glasfaseranschlüssen bis ins Haus überall dort zu sor-gen, wo Menschen leben, arbeiten und unterwegs sind – auch in ländlichen Gebieten. Wie dringend der Handlungsbedarf zur Verbesserung der Rahmenbedingungen des Glasfaser-ausbaus ist, veranschaulicht die VKU-Mitgliederumfrage von April/Mai 2024 in der Sparte\r\n3 / 23\r\n„Telekommunikation“, demnach 83 Prozent der antwortenden kommunalen Unternehmen\r\nnicht glauben, dass unter den gegebenen Rahmenbedingungen das Ziel des bundesweiten\r\nGlasfaserausbaus bis zum Jahre 2030 erreicht werden kann. Dabei qualifizieren die\r\nUmfrageergebnisse die kommunalen Unternehmen als zuverlässige glasfaserausbauende\r\nMarktakteure.\r\nUm den Glasfaserausbau in Deutschland wirksamer zu beschleunigen, schlägt der VKU vor\r\nallem die nachstehenden Änderungen am Gesetzentwurf vor:\r\nDas „überragende öffentliche Interesse“ im Zusammenhang mit der Legung und\r\nÄnderung von Telekommunikationslinien zum Ausbau öffentlicher Telekommunikationsnetze\r\nist gleichfalls auf naturschutzrechtliche Prüfverfahren anzuwenden\r\n(§ 1 TKG-E).\r\nDie Migration von Kupfer auf Glas muss möglichst zeitnah und diskriminierungsfrei\r\nerfolgen und durch Änderungen in § 34 TKG gesichert sein, wobei die Bundesnetzagentur\r\ndie wesentlichen Bedingungen der Migration (Migrationskonzept)\r\nbinnen eines Jahres nach Inkrafttreten des Gesetzes festzulegen hat.\r\nDas Problem des strategischen Doppelausbaus ist durch Änderungen in § 50 TKG\r\neinzudämmen, indem ein Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht bei Missbrauch\r\nseiner Stellung verpflichtet wird, seine Glasfaserausbauvorhaben im Rahmen\r\neines sanktionsbewehrten Regimes anzukündigen (Ausbauliste) und tatsächlich\r\numzusetzen.\r\nDie Änderungen beim Minderungsrecht in § 57 TKG-E sind zu streichen. Für die\r\nvorgesehenen Änderungen mangelt es an einer sachlichen Begründung, weshalb\r\nder Koalitionsvertrag im Bund dem Wortlaut nach einen pauschalierten Mindestminderungsanspruch\r\nauch mitnichten vorsieht.\r\nIn § 72 TKG ist klarzustellen, dass es sich im Zusammenhang mit dem Glasfaserbereitstellungsentgelt\r\num Nettobeträge handelt, ergänzt um die Prüfung einer\r\nAnpassung des Glasfaserbereitstellungsentgeltes an die sich ständig ändernden\r\nRahmenbedingungen.\r\nDer Schutz kritischer Infrastrukturen bedarf angesichts mannigfaltiger Gefahren\r\ndurch Cyberangriffe, Sabotage und Spionage bei der gesetzlichen Verankerung\r\ndes Gigabit-Grundbuches dringend eines deutlich höheren Stellenwertes. An die\r\nStelle räumlich verstandener Zentralität von Informationen als Instrument einer\r\nVerfahrensbeschleunigung muss verstärkt die bereits vorhandene sowohl resiliente\r\nals auch hochleistungsfähige Konnektivität dezentraler Speicherorte treten.\r\nDaher sind die §§ 78, 79 und 86 TKG-E signifikant zu überarbeiten.\r\nZum Schutz vor Rechtsunsicherheit muss in § 155 TKG eine ausreichende und bestimmte\r\ngesetzliche Grundlage für die Festlegung von Vorleistungspreisen für\r\nden Zugang Dritter zu dem geförderten Netz geschaffen werden.\r\n4 / 23\r\nUm doppelte Datenabfragen bei den Unternehmen zu vermeiden, ist eine Mehrfachverwendung\r\nerhobener Daten durch die Bundesnetzagentur, wie in § 203a\r\nTKG-E vorgesehen, grundsätzlich zu begrüßen. Zu prüfen ist allerdings ein diesbezüglicher\r\nEinwilligungsvorbehalt. Bei der Datenbereitstellung für Dritte oder für\r\ndie Öffentlichkeit muss zudem eine regelhafte Aggregation der Daten vorgesehen\r\nwerden und die Bundesnetzagentur muss von sich aus prüfen, ob sie bei einem\r\nUnternehmen eine Datenerhebung noch vornehmen muss oder ihr die Daten bereits\r\nvorliegen.\r\nDa der Geltungsbereich des § 208a TKG-E sehr weit reicht, sollte auf den neuen\r\nParagrafen, sofern keine grundlegende Überarbeitung erfolgt, vorerst verzichtet\r\nwerden. Die weitere Information der Öffentlichkeit bleibt aber ein wichtiges Anliegen.\r\n5 / 23\r\nStellungnahme\r\nZu § 1 TKG-E (Zweck des Gesetzes, Anwendungsbereich) und § 231 TKG-E\r\n(Evaluierung)\r\nDie vorgesehene Gesetzesänderung, der zufolge die Legung und Änderung von Telekommunikationslinien\r\nzum Ausbau öffentlicher Telekommunikationsnetze fortan im „überragenden\r\nöffentlichen Interesse“ liegt, lässt einen spürbaren Beitrag zur Beschleunigung des\r\nGlasfaserausbaus in Deutschland erwarten. Die Neugewichtung der Schutzgüter in Genehmigungsverfahren\r\nentspräche dem Erfordernis, zukunftsfähige Telekommunikationsinfrastrukturen\r\nzeitnah zu errichten und zu betreiben, um Deutschland im internationalen\r\nStandortwettbewerb attraktiver zu positionieren und den wachsenden Datenbedarfen\r\nder Menschen weiterhin genügen zu können. Der Glasfaserausbau dient dabei\r\neiner zukunftsgerichteten öffentlichen Daseinsvorsorge.\r\nDie Einschränkungen der Geltung des überragenden öffentlichen Interesses für den Glasfaserausbau\r\nsind vor diesem Hintergrund nicht gänzlich nachvollziehbar. Zum einen sollte\r\ndas überragende öffentliche Interesse bei naturschutzrechtlichen Prüfungen umfänglich\r\ngelten. Zum anderen stimmt die Befristung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 zwar\r\nmit dem übergeordneten Ziel der Gigabitstrategie der Bundesregierung überein, bis dahin\r\nsowohl bundesweit als auch flächendeckend für Glasfaseranschlüsse bis ins Haus zu sorgen.\r\nOb dieses Ziel am Ende jedoch zu halten ist und damit letztlich die Befristung, lässt\r\nsich schon jetzt angesichts der mannigfaltigen Herausforderungen wie strukturell knappe\r\nTiefbaukapazitäten, Fach- und Arbeitskräftemangel, strategischer Doppelausbau durch\r\ndas marktbeherrschende Unternehmen und Inflation arg bezweifeln. Nahrung bekommt\r\ndieser Zweifel durch eine VKU-Mitgliederumfrage in der Telekommunikationssparte von\r\nApril/Mai 20241, wonach mehr als vier von fünf kommunalen Unternehmen glauben, dass\r\ndie Bundesregierung ihr Ziel eines flächendeckenden Glasfaserausbaus in Deutschland bis\r\nzum Jahre 2030 unter den aktuellen Rahmenbedingungen nicht erreichen kann. Für die\r\nKompromissfindung ist die Befristung bis Ende 2030 jedoch akzeptabel.\r\nDie intendierte Evaluierung der vorgesehenen Regelung zum überragenden öffentlichen\r\nInteresse drei Jahre nach dem Inkrafttreten des TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetzes\r\nwürde den sowohl angestrebten als auch erforderlichen Glasfaserausbau in Deutschland\r\nangesichts der Kenntnislage weiter verzögern, soweit die Norm auch als Prüfauftrag\r\nverstanden werden kann, ob das überragende öffentliche Interesse ab dem 1. Januar 2031\r\nauf naturschutzrechtliche Prüfverfahren für den flächendeckenden Glasfaserausbau auszuweiten\r\nist. Ihre vollständige Wirkung entfaltet die Evaluierung hingegen, wenn bereits\r\njetzt das überragende öffentliche Interesse bei naturschutzrechtlichen Prüfverfahren\r\nfür den flächendeckenden Glasfaserausbau Anwendung findet, sodass eine Evaluierung\r\n1 www.vku.de/themen/infrastruktur-und-dienstleistungen/artikel/strategischer-doppelausbauvon-\r\nglasfasernetzen-behindert-kommunale-unternehmen-weiterhin/ (letzter Abruf am\r\n20.09.2024).\r\n6 / 23\r\nin drei Jahren nach dem Inkrafttreten des TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetzes\r\nvorgesehen ist, ob naturschutzrechtliche Prüfverfahren vom überragenden öffentlichen\r\nInteresse wieder auszunehmen sind. In jedem Fall wäre eine Beteiligung der betroffenen\r\nUnternehmen und Behörden im Sinne einer möglichst ganzheitlichen Evaluierung geboten.\r\nZu § 34 TKG – Migration von herkömmlichen Infrastrukturen\r\nDer VKU setzt sich für eine schnelle und diskriminierungsfreie Migration von Kupfer auf\r\nGlas ein. Dieser Technologiewechsel ist notwendig, weil das Kupferinternet bereits heute\r\nvielfach an Leistungsgrenzen stößt, während die transportierten Datenmengen durch die\r\nfortschreitende Digitalisierung von Wirtschaft und Gesellschaft immer weiter zunehmen.\r\nInnerhalb der letzten zehn Jahre hat sich das Datenvolumen in den deutschen Festnetzen\r\n(ohne IPTV-Nutzung) mehr als verzwölffacht, wie die Bundesnetzagentur in ihrem Tätigkeitsbericht\r\n2022/2023 zur Telekommunikation konstatiert. Währenddessen steigen die\r\nAnforderungen an die Bandbreiten und Stabilität der Festnetzanschlüsse durch die vielen,\r\noft simultan arbeitenden digitalen Anwendungen beispielsweise im Homeoffice, Internet\r\nder Dinge oder in der Telemedizin. Zudem betont das im August 2022 veröffentlichte Strategiepapier\r\nder Bundesnetzagentur zur Resilienz der Telekommunikationsnetze die Relevanz\r\neiner zuverlässigen Verfügbarkeit von Telekommunikationsdiensten vor allem in Katastrophen-\r\nund Krisenfällen. Für diese Herausforderungen ist die Glasfasertechnologie,\r\nanders als Kupfernetze, gewappnet.\r\nUmso wichtiger ist eine möglichst zeitnahe diskriminierungsfreie Migration der Datenverkehre\r\nvon den Kupfernetzen auf Glasfasernetze bundesweit. Dafür ist essenziell, ein strategisches\r\nAbschaltverhalten des marktmächtigen Unternehmens im Bereich der Kupfernetze\r\nzulasten eines nachhaltig wettbewerbsorientierten Endkundenmarktes und der\r\nEndnutzerinteressen zu verhindern. Hierauf weist auch die Europäische Kommission in\r\nihrem Weißbuch vom 21. Februar 2024 zur Zukunft der digitalen Infrastrukturen hin. Dieses\r\nstrategische Abschaltverhalten könne sich ihr zufolge prozedural vor allem in der Wahl\r\neines bestimmten Zeitpunktes und Ablaufes der Migration manifestieren. Als Ergebnis eines\r\nstrategischen Verhaltens würde die den Wettbewerb schwächende marktbeherrschende\r\nStellung des Unternehmens aus der Kupfer- in die Glasfaserwelt übertragen, indem\r\ndas Unternehmen seine Kupfernetze ausschließlich dort abschaltet, wo es selbst\r\nüber ein Glasfasernetz verfügt, und zuvor nur auf dieses Glasfasernetz migriert hat. Dieses\r\nSzenario betrachtet der VKU unter anderem vor dem Hintergrund als real, dass die Kupfernetze\r\ndes marktmächtigen Unternehmens bereits abgeschrieben sind und somit einen\r\ngrundsätzlich besonderen betriebswirtschaftlichen Anreiz für den Weiterbetrieb besitzen,\r\nsolange bis das Unternehmen selbst ein Glasfasernetz errichtet hat, obwohl es längst ein\r\nanderes gibt. Für ihren Glasfaserausbau benötigen kommunale Unternehmen jedoch\r\nRechts- und Planungssicherheit – beides Werte an sich, die mit Diskriminierungsfreiheit\r\neinhergehen.\r\n7 / 23\r\nDiskriminierungsfreiheit bedeutet, dass die Migration von den Kupfernetzen des marktmächtigen\r\nUnternehmens zu Glasfasernetzen kommunaler Unternehmen zu denselben\r\nBedingungen erfolgt wie jene zu den Glasfasernetzen des marktbeherrschenden Unternehmens\r\nselbst. Kommunale Unternehmen haben vielerorts schon Glasfasernetze errichtet,\r\nwo das marktmächtige Unternehmen nur über Kupfernetze verfügt. Eine diskriminierungsfreie\r\nMigration trüge vor diesem Hintergrund spürbar zu einem lebendigeren Wettbewerb\r\nauf dem Endkundenmarkt zugunsten der Endnutzerinteressen bei und würde\r\nüber eine erhöhte Netzauslastung den betriebswirtschaftlichen Anreiz auch kommunaler\r\nUnternehmen zum weiteren eigenwirtschaftlichen Glasfaserausbau vor allem im ländlichen\r\nRaum über das bereits bestehende Maß hinaus stärken. Somit müssten weniger\r\nstaatliche Fördergelder beantragt werden, was im Sinne der Grundsätze der Wirtschaftlichkeit\r\nund Sparsamkeit bei der Haushaltsaufstellung des Staates ist. Eine diskriminierungsfreie\r\nAbschaltpraxis der Kupfernetze würde auch zeitlich dem Ziel eines flächendeckenden\r\nGlasfaserausbaus zugutekommen, indem diskriminierende Verzögerungen bei\r\nder Abschaltung zulasten kommunaler Unternehmen vermieden und der weitere Glasfaserausbau\r\ndurch eine noch bessere Auslastung der vorhandenen Netze gefördert wird.\r\nDiskriminierungsfreiheit ist vor allem auch vorgeschrieben. Denn die Bundesnetzagentur\r\nund andere nach dem Telekommunikationsgesetz (TKG) zuständigen Behörden müssen\r\nbei der Verfolgung der Regulierungsziele, darunter „die Sicherstellung eines chancengleichen\r\nWettbewerbs und die Förderung nachhaltig wettbewerbsorientierter Märkte der Telekommunikation\r\nim Bereich der Telekommunikationsdienste und -netze – einschließlich\r\neines effizienten infrastrukturbasierten Wettbewerbs – sowie der zugehörigen Einrichtungen\r\nund Dienste, auch in der Fläche“ (§ 2 Absatz 2 Nummer 2 TKG), objektive, transparente,\r\nnichtdiskriminierende und verhältnismäßige Regulierungsgrundsätze anwenden,\r\nindem sie unter anderem „gewährleisten, dass Betreiber von Telekommunikationsnetzen\r\nund Anbieter von Telekommunikationsdiensten unter vergleichbaren Umständen nicht\r\ndiskriminiert werden“ (§ 2 Absatz 3 Nummer 2 TKG).\r\nVor diesem Hintergrund muss das vom marktmächtigen Unternehmen für die Migration\r\nund Abschaltung gemäß § 34 TKG vorzulegende Konzept so ausgestaltet sein, dass auch\r\nandere Betreiber von Glasfasernetzen darin Berücksichtigung finden. Einen Vorrang der\r\nMigration von den Kupfernetzen des marktmächtigen Unternehmens auf seine eigenen\r\nGlasfasernetze darf es nicht geben. Dies entspräche einer Absage an den Wettbewerb und\r\nden zügigen flächendeckenden Glasfaserausbau. Ziel muss eine angemessene Verteilung\r\nder Datenströme auf alle vorhandenen Glasfasernetze sein. Getreu der Maxime: „Migration\r\npari passu“ – gleiche Spielregeln für die Abschaltung, unabhängig vom Träger des\r\nNetzes.\r\nZu begrüßen wäre dafür die Möglichkeit des Erlasses einer Verwaltungsvorschrift durch\r\ndie Bundesnetzagentur zur Regelung der wesentlichen Rahmenbedingungen der Migration\r\n(Migrationskonzept). Diese sollten idealerweise auf mit den Marktteilnehmern abgestimmten\r\nund standardisierten Prozessen und technischen Vorgaben beruhen. Ein Initiativrecht\r\nder Bundesnetzagentur im Rahmen der §§ 17 und 34 TKG ist zu prüfen.\r\n8 / 23\r\nIm äußersten Fall müssten auch andere Unternehmen im Besitz eines Glasfasernetzes,\r\ndas zu den Kupfernetzen des marktmächtigen Unternehmens parallel verläuft, die Migration\r\nüber einen Schiedsrichter herbeiführen können. Dem Schiedsrichter müsste dafür\r\ndie Einleitung, Überwachung und im Äußersten der Vollzug der Migration obliegen.\r\nSoweit sich der Glasfaseranbieter konkret zu fairem Open Access verpflichtet, hätte die\r\nBundesnetzagentur die Migration dadurch zu unterstützen, dass sie die Vorleistungspflichten\r\nvom marktbeherrschenden Unternehmen auf den freiwillig übernehmenden\r\nGlasfaseranbieter überträgt.\r\nAls Minimallösung schlägt der VKU die Aufnahme folgender Änderungen in den Gesetzentwurf\r\nzum TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz vor:\r\nZu ergänzender Absatz 1a in § 34 TKG:\r\n„(1a) Die Bundesnetzagentur legt bis spätestens ein Jahr nach in Kraft treten dieses Gesetzes\r\nnach Anhörung der betroffenen Verbände und der Unternehmen durch eine Rechtsverordnung\r\nRahmenvorschriften fest, um die wesentlichen Bedingungen der Migration (Migrationskonzept)\r\nzu regeln.“\r\nZu ergänzender Satz 2 in § 34 Absatz 2 TKG:\r\n„Im Rahmen der Anzeige nach Satz 1 muss das Unternehmen das Migrationskonzept umsetzen.“\r\nZu ergänzende Sätze 5 und 6 in § 34 Absatz 4 TKG:\r\n„Die Bundesnetzagentur stellt das Vorliegen einer diskriminierungsfreien Migration des\r\nUnternehmens mit beträchtlicher Marktmacht auch in sonstigen Gebieten, in denen andere\r\nUnternehmen ein Netz mit sehr hoher Kapazität errichtet haben, sicher, wenn diese\r\nUnternehmen angemessene Bedingungen für die Migration erfüllen und eine Migration\r\nerbitten. Im Rahmen ihrer Festlegung setzt die Bundesnetzagentur das Migrationskonzept\r\num.“\r\nBei alledem sollte die Bundesnetzagentur im Rahmen von § 34 TKG allerdings schon heute\r\ndie Abschaltung eines Kupfernetzes verweigern können, wenn das marktbeherrschende\r\nUnternehmen – im Sinne der Rechts- und Planungssicherheit vor seinem ersten Antrag –\r\nkeine Verpflichtung zu einer überregionalen diskriminierungsfreien Abschaltung eingeht.\r\nDie Migration betreffend ist jedenfalls darauf zu achten, dass sämtliche Akteure auf dem\r\nGlasfasermarkt grundsätzlich über die gleichen Wettbewerbschancen verfügen. Darüber\r\nhinaus sollte der Migrationsprozess gesamtheitlich und unter Beteiligung der betroffenen\r\nVorleistungsnachfrager sowie der alternativen Glasfasernetzbetreiber entwickelt werden,\r\nwie dies bereits im Gigabitforum der Bundesnetzagentur angegangen wird.\r\n9 / 23\r\nZu § 50 TKG – Missbräuchliches Verhalten eines Unternehmens mit beträchtlicher\r\nMarktmacht\r\nDer Gesetzentwurf verzichtet auf eine Novellierung des Paragrafen 50 TKG. Gleichwohl\r\nist an diesem Ort eine Regelung zu verankern, die dem strategischen Doppelausbau von\r\nGlasfasernetzen durch das Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht endlich wirksam\r\nentgegentritt. Dieser Doppelausbau ist volkswirtschaftlich schädlich, weil er Investitionen\r\nanderer Unternehmen in den Glasfaserausbau verhindert. Das Ziel der Bundesregierung,\r\nbis zum Jahre 2030 einen flächendeckenden Glasfaserausbau vorweisen zu können,\r\nwird unter anderem durch den Doppelausbau ernsthaft gefährdet.\r\nDer strategische Doppelausbau des marktbeherrschenden Unternehmens drückt sich vor\r\nallem in der (bloß) öffentlichen Ankündigung eines Ausbauvorhabens oder auch in einem\r\ntatsächlichen Ausbau lediglich in lukrativen Gebieten aus, die beim erstausbauenden Unternehmen\r\noft Bestandteil eines größeren, flächendeckenden Glasfaserausbaus sind. Dies\r\nbetrifft insbesondere kommunale Unternehmen insofern, als diese die lukrativen Gebiete\r\nim Rahmen von Mischkalkulationen für die Erschließung betriebswirtschaftlich weniger\r\nattraktiver Gebiete benötigen. Bei solchen betriebswirtschaftlich weniger attraktiven Gebieten\r\nhandelt es sich aufgrund ihrer geringeren Endnutzerdichte vornehmlich um ländliche\r\nGegenden.\r\nLaut einer VKU-Umfrage, die der Verband von April bis Mai 2024 unter seinen Mitgliedern\r\nin der Telekommunikationssparte durchgeführt hat, ist der (angekündigte) Doppelausbau\r\ndurch das marktbeherrschende Unternehmen ein sehr bedeutsames, anhaltendes Problem\r\nfür erstausbauende kommunale Unternehmen. Die häufigste Folge des (angekündigten)\r\nDoppelausbaus ist eine spürbare Beeinträchtigung des Business Case der kommunalen\r\nUnternehmen, wodurch ihnen Kapital für den zukünftigen Glasfaserausbau entzogen\r\nwird. So gab über die Hälfte der Unternehmen eine spürbare Beeinträchtigung ihres Business\r\nCase an (57 Prozent). Zugleich führt der (angekündigte) Doppelausbau bei den kommunalen\r\nUnternehmen sehr häufig zu einer spürbaren Verunsicherung hinsichtlich ihrer\r\nweiteren Ausbauplanungen (49 Prozent). Von den antwortenden kommunalen Unternehmen,\r\ndie mit einem (angekündigten) Doppelausbau durch das Unternehmen mit beträchtlicher\r\nMarktmacht konfrontiert waren, hat jedes fünfte sein Ausbauvorhaben sogar ganz\r\noder teilweise aufgeben.\r\nVolkswirtschaftlich ist der (angekündigte) Doppelausbau durch das marktbeherrschende\r\nUnternehmen umso unverständlicher, als die kommunalen Unternehmen laut angeführter\r\nUmfrage auf ihren betroffenen, zum Großteil in Planung oder im Bau befindlichen Netzen\r\nim Regelfall einen offenen Netzzugang, d. h. Open Access, anbieten (52 Prozent) oder\r\nein solches Angebot planen (36 Prozent). Werden auch jene Glasfasernetze kommunaler\r\nUnternehmen berücksichtigt, die von einem (angekündigten) Doppelausbau nicht betroffen\r\nsind, zeigt sich noch deutlicher, dass Open Access für kommunale Unternehmen\r\nMarktstandard ist: So bieten laut der Umfrage 68 Prozent der kommunalen Unternehmen\r\n10 / 23\r\nschon heute einen offenen und diskriminierungsfreien Netzzugang an, während 22 Prozent\r\nein solches Angebot innerhalb der nächsten drei Jahre planen. Dies ist ein ausgesprochen\r\nstarkes Signal kommunaler Unternehmen für fairen Wettbewerb und zeigt, dass sich\r\nvor allem die Nachfrage nach Open Access verbessern muss, wenn Open Access im Markt\r\ngestärkt werden soll. Dies ist ein unterstützenswertes Ziel im Koalitionsvertrag im Bund.\r\nUm den strategischen Doppelausbau durch das marktbeherrschende Unternehmen einzudämmen,\r\nsetzt sich der VKU für eine sogenannte „Ausbauliste“ ein. Demnach müsste\r\ndas marktbeherrschende Unternehmen seine Glasfaserausbauvorhaben in Deutschland\r\nmindestens zwölf Monate im Voraus der Bundesnetzagentur ankündigen. Das Ergebnis\r\nwäre eine Liste mit Ausbauvorhaben, die nichtöffentlich wäre. Erst nach Ablauf von zwölf\r\nMonaten dürfte das marktbeherrschende Unternehmen mit dem Glasfaserausbau in den\r\nangemeldeten Gebieten beginnen, was die öffentliche Ausbauankündigung inkludiert. So\r\nließe sich vermeiden, dass das marktbeherrschende Unternehmen von seinen originären\r\nAusbauplanungen abweicht und auf den Ausbau eines anderen Unternehmens kurzfristig\r\nmit einem (angekündigten) Doppelausbau reagiert.\r\nEin Verstoß des marktbeherrschenden Unternehmens gegen die Ausbauliste muss sanktionsbewehrt\r\nsein. Sollten daher Ausbaumaßnahmen durch das marktbeherrschende\r\nUnternehmen in Gebieten erfolgen, die es nicht in der Ausbauliste aufgeführt hat, und\r\nkonfligieren die Ausbaumaßnahmen mit Ausbauaktivitäten eines oder mehrerer anderer\r\nUnternehmen, könnte das marktbeherrschende Unternehmen eine für das Zielgebiet\r\ngültige Ausbausperre erhalten, die aus VKU-Sicht mindestens 24 Monate betragen\r\nsollte.\r\nUm Meldungen des marktbeherrschenden Unternehmens in der Ausbauliste „auf Vorrat“\r\nebenso zu vermeiden wie ein Auf-Zeit-Spielen nach Ablauf der Hinterlegungsfrist,\r\nmuss regelmäßig überprüft werden, ob das Unternehmen seine in der Ausbauliste aufgeführten\r\nAusbauprojekte wirklich umsetzt. Dafür sollte das Unternehmen binnen drei\r\nMonaten nach Ablauf der zwölf Monate mit der Projektumsetzung beginnen und diese\r\nbinnen 24 Monaten abschließen. Andernfalls sollte auch an dieser Stelle eine Ausbausperre\r\nvon mindestens 24 Monaten für das marktbeherrschende Unternehmen im Zielgebiet\r\ngreifen.\r\nZur Umsetzung der Ausbauliste schlägt der VKU eine Anpassung von § 50 TKG zum missbräuchlichen\r\nVerhalten eines Unternehmens mit beträchtlicher Marktmacht vor, bei der\r\ndie Änderungen den nachstehenden Grundzügen folgen:\r\n1. Ein Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung liegt vor, wenn die Bundesnetzagentur\r\nKenntnis einer regelhaften Anzahl von Einzelfällen erlangt, in denen\r\nein Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht einen strategischen Doppelausbau\r\nvon Glasfasernetzen ankündigt oder baulich vollzieht. Als strategisch gilt das\r\nVerhalten, sobald die Ausbauankündigung oder der bauliche Vollzug der Ausbauankündigung\r\nin einem zeitlichen Zusammenhang mit der öffentlich bekannten\r\nAusbauplanung eines Wettbewerbers erfolgt.\r\n11 / 23\r\n2. Zudem muss die Möglichkeit geschaffen werden, dass die Bundesnetzagentur\r\nverpflichtet ist, auf begründeten Antrag hin ein Missbrauchsverfahren zu eröffnen.\r\nBislang entscheidet die Bundesnetzagentur im Grunde selbst, wie tiefgehend\r\nsie ein als missbräuchlich angezeigtes Verhalten prüft.\r\n3. Erfährt die Bundesnetzagentur Tatsachen, die auf einen Missbrauch einer marktbeherrschenden\r\nStellung (zum Beispiel aufgrund von mehr als fünf strategischen\r\nÜberbaufällen) hindeuten, soll das marktbeherrschende Unternehmen zur Eintragung\r\nseiner Glasfaserausbauvorhaben in die beschriebene Ausbauliste verpflichtet\r\nwerden. Die Sanktionierung im Zusammenhang mit der Ausbausperre liegt\r\nim Ermessen der Bundesnetzagentur.\r\nAus diesem Grunde werden folgende Änderungen in § 50 TKG vorgeschlagen:\r\nAm Ende von Nummer 1 und 2 in § 50 Absatz 2 TKG ist das jeweilige „oder“ durch ein\r\nKomma zu ersetzen.\r\nZu ergänzende Nummer 3 in § 50 Absatz 2 TKG:\r\n„3. das Unternehmen regelhaft die Errichtung eines Netzes mit sehr hoher Kapazität in\r\nTeilen von Gebieten durchführt oder öffentlich ankündigt, in denen ein oder mehrere andere\r\nUnternehmen ein Netz mit sehr hoher Kapazität vor Kurzem errichtet haben oder öffentlich\r\nverlautbart haben, ein solches Netz in absehbarer Zeit zu errichten.\r\nZu ergänzender Halbsatz nach „Werden der Bundesnetzagentur Tatsachen bekannt\r\noder bekannt gemacht, die die Annahme rechtfertigen, dass ein Missbrauch nach Absatz\r\n1 vorliegt,“ in § 50 Absatz 3 Satz 1 TKG:\r\n„oder stellt ein anderes Unternehmen einen Antrag, der einen Missbrauch nach Absatz 1\r\nhinreichend begründet,“\r\nZu ergänzender Absatz 4a in § 50 TKG:\r\n„(4a) Wenn die Bundesnetzagentur im Rahmen der Überprüfung nach Absatz 3 zu der Entscheidung\r\ngelangt, dass ein Missbrauch durch ein Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht\r\nim Sinne des Absatzes 2 Nummer 3 vorliegt, verpflichtet sie das Unternehmen, den\r\nBeginn von Maßnahmen zur Vorbereitung und Durchführung der Errichtung von Netzen\r\nmit sehr hoher Kapazität mindestens zwölf Monate im Voraus der Bundesnetzagentur anzukündigen.\r\nDafür muss das Unternehmen möglichst adressgenaue Angaben machen. Die\r\nBundesnetzagentur kann einen vorzeitigen Beginn der Maßnahmen und Maßnahmen zur\r\nRealisierung eines unangekündigten Ausbauprojekts untersagen. Dasselbe gilt, wenn das\r\n12 / 23\r\nUnternehmen die angekündigten Maßnahmen nicht innerhalb von 24 Monaten nach Ankündigung\r\nbei der Bundesnetzagentur abgeschlossen hat. Ankündigungen bei der Bundesnetzagentur\r\nkann das Unternehmen zurücknehmen.“\r\nZu § 57 TKG-E – Minderung\r\nMit dem Gesetzentwurf soll eine pauschalierte Mindestminderung des vertraglich vereinbarten\r\nEntgeltes bei einer vom Telekommunikationsvertrag abweichenden Leistungsunterschreitung\r\neingeführt werden. Konkret soll das vertraglich vereinbarte Entgelt durch\r\neine Ergänzung des Satzes 2 in § 57 Absatz 4 TKG mindestens um zehn Prozent herabgesetzt\r\nwerden. Dagegen setzt das TKG bislang auf einen Minderungsanspruch, der sich konsequent\r\nnach dem Verhältnis bemisst, in dem die tatsächliche Leistung von der vertraglich\r\nvereinbarten Leistung abweicht.\r\nNach der Ansicht des VKU ist an der Bestandsregelung zur Minderung bei einer Vertragsabweichung\r\nfestzuhalten, weshalb die geplanten Änderungen zu streichen sind. Der gegenwärtige\r\nMinderungsanspruch, demzufolge das vertraglich vereinbarte Entgelt in dem\r\nVerhältnis herabzusetzen ist, in dem die tatsächliche Leistung von der vertraglich vereinbarten\r\nLeistung abweicht, ist weiterhin verhältnismäßig. Informationen über grundlegende\r\nProbleme bei der Anwendung des gegenwärtigen Minderungsrechts liegen nicht\r\nvor. Damit fehlt bislang eine sachliche Begründung für dessen Ausweitung. Vielmehr sind\r\nauf der Internetseite der Bundesnetzagentur2 bereits frühzeitig nach dem Inkrafttreten\r\nder TKG-Novelle, die das Minderungsrecht zum 1. Dezember 2021 eingeführt hat, sowie\r\nunter Mitwirkung der Branchenverbände Berechnungsmethoden zur Minderungshöhe\r\ntransparent publiziert worden, die in der Branche Anwendung finden.\r\nDie Begründung im Gesetzentwurf für die Ausweitung des Minderungsrechts erscheint\r\nangesichts dieser Erläuterungen unschlüssig. Denn gemäß der Begründung werde mit der\r\nEinführung des Mindestminderungsbetrages eine Zusage aus dem Koalitionsvertrag im\r\nBund erfüllt, der zufolge der Verbraucherschutz bei zugesicherten Bandbreiten nach dem\r\nWillen der Unterzeichnerinnen und Unterzeichner gestärkt werde. Vollständig führt der\r\nKoalitionsvertrag auf Seite 13 aber aus: „Wir stärken den Verbraucherschutz bei zugesicherten\r\nBandbreiten, nötigenfalls durch pauschalierte Schadensersatzansprüche.“ Doch\r\ndie Begründung im Gesetzentwurf verzichtet darauf, darzulegen, worauf die Notwendigkeit\r\ndes beabsichtigten Mindestminderungsbetrages beruht, die der Koalitionsvertrag\r\ndurch die Verwendung des Adverbs „nötigenfalls“ zur Voraussetzung pauschalierter Schadensersatzansprüche\r\nerklärt.\r\nVerbraucherschutz ist ein wichtiges Instrument für eine funktionierende Marktwirtschaft.\r\nGleichzeitig muss der Verbraucherschutz verhältnismäßig sein. Kommunale Unternehmen\r\n2 www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/TK/InternetTelefon/Stoerung/Minderungshoehe/\r\nstart.html (letzter Abruf am 20.09.2024).\r\n13 / 23\r\njedenfalls sind bei der Errichtung und dem Betrieb von Glasfasernetzen von höchster Qualität\r\nsehr engagiert und sehen es als Selbstverständlichkeit, ihre Leistungszusagen gegenüber\r\nihren Kundinnen und Kunden auch zukünftig verlässlich einzuhalten.\r\nZu § 72 TKG-E – Glasfaserbereitstellungsentgelt\r\nDie Regelung im Gesetzentwurf entspricht der VKU-Forderung nach Rechtssicherheit,\r\nweil die Möglichkeit zur Erhebung eines Entgeltes für die technische Einrichtung eines\r\nphysischen Zuganges zur gebäudeinternen Glasfaserinfrastruktur nunmehr ausdrücklich\r\nvorgesehen ist. Zwar ist auch ohne die im Gesetzentwurf angestrebte Ermöglichung\r\neines solchen Entgeltes anzunehmen, dass die in § 72 Absatz 6 Satz 1 TKG vorgeschriebene\r\nunentgeltliche Zugangsgewährung zur gebäudeinternen Glasfasernetzinfrastruktur\r\ndie technische Einrichtung nicht einschließt. Da die neue Regelung aber mindestens\r\nRechtsklarheit schafft, die den Ausbau und Betrieb gebäudeinterner Glasfasernetzinfrastrukturen\r\nstärken dürfte, ist sie zu begrüßen.\r\nDie Regelung reduziert das Investitionsrisiko des Infrastrukturbetreibers, weil dieser eine\r\nzuverlässige Prognose der zu erwartenden Anzahl von Zugangsgewährungen über den gesamten\r\nBetriebszeitraum hinweg nicht immer treffen und somit auch nicht immer hinreichend\r\nkalkulieren kann. Auch die Bezugnahme auf Wohneinheiten im neuen Satz 3 vermag\r\ndas Kostenrisiko des Betreibers der gebäudeinternen Glasfasernetzinfrastruktur stärker\r\neinzugrenzen als die unspezifischere Bezugnahme auf Endnutzerinnen und Endnutzer\r\nim Referentenentwurf für ein TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz. Da sich das Entgelt\r\nfür die technische Einrichtung eines physischen Zuganges aus einem B2B-Geschäft ergibt,\r\nsind Mieterinnen und Mieter zudem davor geschützt, die Kosten über die Nebenkostenabrechnung\r\ntragen zu müssen.\r\nPlanungssicherheit brauchen kommunale Unternehmen aber auch mit Blick auf die Höhe\r\ndes Glasfaserbereitstellungsentgeltes. Sie kalkulieren aufgrund des Vorsteuerabzuges für\r\ngewöhnlich mit Nettobeträgen. Dementsprechend würde eine Klarstellung in § 72 Absatz\r\n2 Satz 2 und 4 TKG, dass es sich um Nettobeträge handelt, Kostenrisiken aufseiten\r\nkommunaler Unternehmen in Anbetracht grundsätzlich volatiler Steuersätze minimieren.\r\nBislang handelt es sich um Bruttobeträge.\r\nDer gesetzgeberischen Absicht beim Telekommunikationsgesetz folgend, mit dem Glasfaserbereitstellungsentgelt\r\ndie Erhebung eines Kostenbeitrages, jedoch keine Kostenerstattung\r\nfür den Ausbau gebäudeinterner Glasfaserinfrastruktur zu ermöglichen, ist der gemäß\r\n§ 72 Absatz 2 Satz 2 TKG höchstens umlagefähige Gesamtbetrag von 540 Euro pro\r\nWohneinheit dennoch zu hinterfragen. Die Preissteigerungen der letzten Jahre beispielsweise\r\nim Zuge der gesamtwirtschaftlichen Inflation wirken sich auch auf den Ausbau gebäudeinterner\r\nGlasfaserinfrastruktur aus. In Zukunft sollte daher eine etwaige Dynamik\r\ndurch die Einführung einer Indexierung oder eines ähnlichen Mechanismus berücksichtigt\r\nwerden können. Zur Entlastung der Mieterinnen und Mieter ist in diesem Kontext die\r\n14 / 23\r\nVerlängerung des höchstens neunjährigen Umlagezeitraumes in § 72 Absatz 2 Satz 3 TKG\r\nzu überprüfen. Hiervon bleibt grundsätzlich die Frage unberührt, ob die allgemeine Umsetzung\r\ndes Kostendeckungsprinzips, das laut der Gesetzesbegründung zu § 72 Absatz 6\r\nSatz 3 TKG beim Entgelt für die technische Einrichtung eines physischen Zuganges greifen\r\nsoll, den Ausbau gebäudeinterner Glasfaserinfrastrukturen perspektivisch nicht\r\nstärker befördern würde als ein Kostendeckungsbeitrag.\r\nZu § 78 TKG-E – Aufgaben der zentralen Informationsstelle des Bundes\r\nDurch die Überarbeitung von Teil 5 des TKG beabsichtigt der Gesetzentwurf, das von der\r\nzentralen Informationsstelle (ZIS) des Bundes errichtete und geführte „Gigabit-Grundbuch“,\r\ndas in der Praxis schon die in Teil 5 des TKG normierten einzelnen Informationsportale\r\nzu einem einheitlichen Informationsportal zusammenführt, gesetzlich zu verankern.\r\nDabei soll das Gigabit-Grundbuch als zentrale Datendrehscheibe zur Beschleunigung\r\ndes Glasfaser- und Mobilfunkausbaus in Deutschland dienen. Schon im Dezember 2022\r\nhatte der Bund das Gigabit-Grundbuch begonnen und in ihm mehrere Informationsportale\r\nzum Glasfaser- und Mobilfunkausbau gebündelt. Jetzt sollen der Informationsumfang,\r\ndie Informationserhebung und die Informationsbereitstellung für alle Informationsportale\r\nstrukturiert und übersichtlich geregelt werden. Zugleich beabsichtigt der Gesetzentwurf,\r\nunter Wahrung öffentlicher Sicherheitsinteressen wie auch von Betriebs- und\r\nGeschäftsgeheimnissen die Vorgaben der zu liefernden Informationen nach Teil 5 des TKG\r\nzu überarbeiten und durch eine erweiterte Verordnungsermächtigung zum Erlass einheitlicher\r\nDatenlieferungs- und Nutzungsbestimmungen (siehe § 86 TKG-E) zu spezifizieren.\r\nDas Ansinnen einer Beschleunigung des Glasfaser- und Mobilfunkausbaus durch eine verbesserte\r\nBereitstellung dafür relevanter Daten unterstützt der VKU. Dabei erscheint eine\r\nzentrale Anlaufstelle für Informationsnachfrager zweckdienlich. In diesem Zuge weist der\r\nVKU allerdings auch auf die hohe Bedeutung der vom Gigabit-Grundbuch erfassten Daten\r\nfür das Funktionieren des Gemeinwesens hin. Dies betrifft insbesondere Infrastrukturdaten\r\n(siehe § 79 TKG-E). Der VKU plädiert daher für einen Kompromiss zwischen Zentralität\r\nund Dezentralität, der die Datenverantwortlichkeit der Betreiber kritischer Infrastrukturen\r\nstärker als bisher wahrt, indem die betreffenden Datensätze möglichst bei\r\nden Betreibern selbst verbleiben. Denn die zentrale Speicherung einer Fülle von Datensätzen\r\nzur Infrastruktur in ganz Deutschland an einem einzigen Ort, dem Gigabit-Grundbuch,\r\nmacht eben diesen Ort zu einem attraktiven Ziel für Cyberangriffe und vermutlich\r\nauch Spionage und Sabotage.\r\nDie Annahme solcher Gefahren erscheint begründet. Bundesinnenministerin Nancy Faeser\r\nappellierte laut der Pressemitteilung des Bundesamtes für Verfassungsschutz vom 18.\r\nJuni 2024 bei der Vorstellung des aktuellen Verfassungsschutzberichtes 2023 am gleichen\r\nTage: „Höchste Sensibilität und höchste Schutzvorkehrungen brauchen wir in allen Bereichen:\r\nin Institutionen genauso wie in Unternehmen, insbesondere im Bereich der kritischen\r\nInfrastruktur.“ Laut des Verfassungsschutzberichtes gehen die Gefahren sowohl\r\n15 / 23\r\nvon ausländischen als auch inländischen Akteuren aus, wobei die Gefahren selbst wiederum\r\nmannigfaltig sind. Insbesondere spiele der andauernde Angriffskrieg Russlands gegen\r\ndie Ukraine eine Rolle, mit dem intensivierte Spionageaktivitäten einhergehen würden.\r\nAuch bestehe die hohe Gefahr staatlich gesteuerter Sabotagehandlungen, vor allem gegen\r\nkritische Infrastrukturen wie jene der Informations- und Kommunikationstechnik.\r\nLinks- und rechtsextremistische Gruppierungen sind als Tätergruppen ebenfalls aufgefallen.\r\nFür all diese Tätergruppen sind Informationen über kritische Infrastrukturen wie Glasfaserlinien\r\nwertvoll. Deutsche staatliche Stellen stünden mit im Fokus von Cyberangriffen;\r\nseit Jahren steige die Bedrohung durch Cyberangriffe staatlicher Akteure.\r\nMindestens wenn der gewählte Weg einer zentralen Datenspeicherung weitergegangen\r\nwird, ist darauf zu achten, dass die Zuständigkeiten für die Datenverwaltung unter Bezug\r\nauf § 78 Absatz 2 TKG-E nicht zerfasern. Denn mit einer etwaigen Ausdifferenzierung\r\nder Zuständigkeiten lässt sich eine Zunahme der Vulnerabilität des Systems infolge zunehmender\r\nKomplexität durchaus annehmen. Um einer solchen Entwicklung vorzubeugen,\r\nist Absatz 2 dahingehend zu ändern, dass das Bundesministerium für Digitales und Verkehr\r\ndie Aufgaben des ZIS ausschließlich an die Bundesnetzagentur ganz oder teilweise\r\nübertragen kann. Gegebenenfalls ließe sich in der Folge Absatz 3 ersatzlos streichen.\r\nDarüber hinaus sollte bereits das TKG im Sinne der Rechtssicherheit klären, wie die Nutzungsbestimmungen\r\nder ZIS-Informationen aussehen, anstatt dies über eine Rechtsverordnung\r\nnach § 86 Satz 1 Nummer 2 TKG zu regeln. Eine möglichst weitgehende gesetzliche\r\nPräzisierung benötigt ebenso das Datenschutz- und Datensicherheitskonzept nach\r\ndem neuen § 78 Absatz 5 TKG. Dabei müssen sowohl die Nutzungsbestimmungen als\r\nauch das Datenschutz- und Datensicherheitskonzept hohen Sicherheitsstandards genügen,\r\ndie im Rahmen einer Abwägung zwischen Transparenz und Sicherheit im Zweifel\r\nstets zugunsten der Sicherheit ausfallen. Die zentrale Bündelung der Informationen kann\r\nAusbauplanungen kommunaler Unternehmen, soweit absehbar, allenfalls als zweitbeste\r\nLösung nach einer dezentralen erleichtern, wenn öffentliche Sicherheitsinteressen sowie\r\nBetriebs- und Geschäftsgeheimnisse wirklich strikt gewahrt werden.\r\nZu § 79 TKG-E – Informationen über Infrastruktur\r\nDie dezentrale Datenspeicherung besitzt eine hohe Bedeutung für die Gewährleistung eines\r\nangemessen hohen Schutzniveaus für Informationen über kritische Infrastrukturen.\r\nDiesem Umstand trägt jedoch weder die bisherige Gesetzeslage noch der Gesetzentwurf\r\nausreichend Rechnung. Stattdessen setzen beide auf die zentrale Erfassung hochsensibler\r\nInformationen zu kritischen Infrastrukturen wie die geografische Lage von Netzzugangspunkten\r\n(z. B. Rechenzentren), die über den Infrastrukturatlas als einem der durch das\r\nGigabit-Grundbuch gebündelten Geoinformationssysteme zur Einsichtnahme bereitstehen.\r\nVor diesem Hintergrund fordert der VKU eine grundlegende Überarbeitung von § 79\r\nTKG.\r\n16 / 23\r\nDie zentrale Datenspeicherung ist das passende Instrument für Informationen, die für das\r\nFunktionieren des Gemeinwesens unkritisch sind. Ansonsten schafft sie unnötig einen zusätzlichen\r\nneuralgischen Angriffspunkt für Cyberangriffe, Spione und Saboteure, von denen\r\neine sehr ernstzunehmende und wachsende Gefahr ausgeht (siehe auch die VKU-Bewertung\r\nzu § 78 TKG-E). Die Daten zu kritischer Infrastruktur werden notwendigerweise\r\nschon heute und zukünftig ohnehin dezentral bei den Eigentümern und Betreibern kritischer\r\nInfrastruktur unter strengen Sicherheitsvorkehrungen erhoben und verarbeitet. In\r\nseiner jetzigen Form trägt § 79 TKG deswegen nicht zur Steigerung der Resilienz kritischer\r\nInfrastruktur bei. Stattdessen ist dringend an das Strategiepapier „Resilienz der Telekommunikationsnetze“\r\nder Bundesnetzagentur von August 2022 anzuknüpfen, demnach zwischen\r\nNetzbetreibern, Verbänden und Behörden Konsens besteht, dass die Resilienz der\r\nTelekommunikationsnetze in Bezug auf diverse Bedrohungsszenarien und die aktuelle geopolitische\r\nLage weiter gestärkt werden sollte.\r\nEine gute Datenverfügbarkeit ist sehr wohl wichtig für einen schnellen Glasfaser- und Mobilfunkausbau\r\nin Deutschland. Dafür ist aber eine grundlegende Weiterentwicklung des\r\nGigabit-Grundbuches, zumindest mit Blick auf den Infrastrukturatlas, zu einer bundesweiten\r\nzentralen Vermittlungsplattform für berechtigte Informationsnachfrager geboten,\r\nüber die diese anlassbezogen bei den passenden Eigentümern bzw. Betreibern kritischer\r\nInfrastruktur die gewünschten Informationen abfragen können. Dadurch wäre es möglich,\r\nTransparenz und Sicherheit in ein ausgewogenes Verhältnis zueinander zu setzen. An die\r\nStelle räumlich verstandener Zentralität von Informationen als Instrument einer Verfahrensbeschleunigung\r\nmuss verstärkt die bereits vorhandene sowohl resiliente als auch\r\nhochleistungsfähige Konnektivität dezentraler Speicherorte treten: Räumlich wären die\r\nSpeicherorte getrennt voneinander, durch die digitale Konnektivität wären sie im Grunde\r\nEins – dank eines weiterentwickelten Gigabit-Grundbuches. Die gleichwertige Berücksichtigung\r\nder Bedarfe kleinerer und mittlerer Eigentümer und Betreiber kritischer Infrastruktur\r\nmit den Bedarfen der größeren ist bei jeder Konzeptumsetzung zudem unerlässlich.\r\nIn Anbetracht vorgenannter Feststellungen fordert der VKU, in dem § 79 TKG-E die Übermittlungspflicht\r\nvon Eigentümern und Betreibern öffentlicher Versorgungsnetze, die\r\nüber Einrichtungen verfügen, die für den Ausbau von Telekommunikationsnetzen genutzt\r\nwerden können, (Absatz 2) sowie von Eigentümern und Betreibern sonstiger physischer\r\nInfrastrukturen, die für die Errichtung und Anbindung drahtloser Zugangspunkte\r\ngeeignet sind und deren Mitnutzung nach Maßgabe des § 154 TKG-E zulässig ist, (Absatz\r\n3) so zu ändern, dass „Informationen insbesondere über Art, gegenwärtige Nutzung sowie\r\ntatsächliche Verfügbarkeit und geografische Lage des Standortes und der Leitungswege\r\ndieser Einrichtungen“ von ihr ausgenommen sind. Dies müsste durch eine ersatzlose\r\nStreichung der jeweiligen Passage in den Absätzen 2 und 3 erfolgen. In der Konsequenz\r\nbliebe die Übermittlungspflicht für die Kontaktdaten der Eigentümer und Betreiber\r\nan die ZIS bestehen.\r\nDaran anknüpfend wäre in den Absätzen 2 und 3 festzulegen, dass die von einem Auskunftsersuchen\r\nfür eine gebietsbezogene Übersicht über Einrichtungen, die für den Ausbau\r\nvon Telekommunikationsnetzen genutzt werden können, adressierten Eigentümer\r\n17 / 23\r\nund Betreiber die „Informationen insbesondere über Art, gegenwärtige Nutzung sowie\r\ntatsächliche Verfügbarkeit und geografische Lage des Standortes und der Leitungswege\r\ndieser Einrichtungen“ dem Anfragenden nach Maßgabe der Datenlieferungsbestimmungen\r\nder aufgrund des § 86 Satz 1 Nummer 1 TKG-E erlassenen Rechtsverordnung\r\nübermitteln müssen.\r\nDer russische Angriffskrieg auf die Ukraine hat bekanntlich zu einer sicherheitspolitischen\r\nZeitenwende geführt. Die Bundeswehr drückt dies wie folgt aus: „Wir sind zwar nicht im\r\nKrieg, aber wir sind auch schon lange nicht mehr im Frieden. Wir sind in einer Phase dazwischen.“\r\n3 Hierbei stehen die kritischen Infrastrukturen in Deutschland in einem besonderen\r\nFokus und wurden bereits sehr öffentlichkeitswirksam angegriffen (Anschläge auf\r\ndie „Nord Stream“-Pipelines, auf die Strecken der Deutschen Bahn und auf Strommasten\r\ndes Tesla-Fabrikgeländes in Brandenburg, mögliche Anschläge auf die Trinkwasserversorgung\r\nvon Bundeswehrliegenschaften etc.). Vor diesem Hintergrund will das Bundesministerium\r\ndes Innern und für Heimat den bestmöglichen Schutz von kritischen Infrastrukturen\r\nsicherstellen und arbeitet an einem KRITIS-Dachgesetz.4 Ganz maßgeblich für den\r\nSchutz von kritischen Infrastrukturen ist allerdings zunächst, dass die Informationen über\r\nderen Lage nicht mit einfachsten Mitteln öffentlich abgerufen werden können. Die besondere\r\nund sich geänderte Gefährdungslage muss deshalb Auswirkungen darauf haben, welche\r\nInformationen über kritische Infrastrukturen öffentlich abgerufen werden können.\r\nDies wird durch § 79 Absatz 4 Nummer 3 TKG-E noch nicht hinreichend berücksichtigt.\r\nPositiv ist allerdings zunächst, dass der letzte Halbsatz des bisherigen § 79 Absatz 3 Nummer\r\n3 TKG gestrichten werden soll („…und für die Funktionsfähigkeit der Kritischen Infrastruktur\r\nmaßgeblich sind…“). Dieser Halbsatz hat den Schutz der kritischen Infrastrukturen\r\nohne ersichtlichen Grund beschränkt. Die Streichung dieses Halbsatzes wird deshalb\r\nausdrücklich begrüßt.\r\nGleichwohl darf das Gesetz hier nicht stehenbleiben, sofern keine umfassendere Überarbeitung\r\nvon § 79 TKG im eingangs geschilderten Sinne durchgeführt wird, sondern es\r\nmüssen weitere Anpassungen vorgenommen werden, um den überragenden Schutz der\r\nkritischen Infrastrukturen sicherzustellen. Vor diesem Hintergrund sollte Absatz 4 Nummer\r\n3 wie folgt gefasst werden:\r\n(4) Die zentrale Informationsstelle des Bundes nimmt nach den Absätzen 2 und 3\r\nerhaltene Informationen nicht in die Übersicht nach Absatz 1 auf, soweit konkrete\r\nAnhaltspunkte dafür vorliegen, dass\r\n[…]\r\n3 www.bundeswehr.de/de/aktuelles/meldungen/nachgefragt-schutz-sicherheit-deutschlands-\r\n5694358 (letzter Abruf am 20.09.2024).\r\n4 www.bmi.bund.de/SharedDocs/schwerpunkte/DE/ukr-2023/sicherheit_ukr_meldung.html (letzter\r\nAbruf am 20.09.2024).\r\n18 / 23\r\nNr. 3 Teile einer Infrastruktur betroffen sind, die durch Gesetz oder aufgrund eines\r\nGesetzes als Kritische Infrastruktur Anlage bestimmt worden und nachweislich\r\nbesonders schutzbedürftig sind, oder […]“\r\nZunächst muss eine sprachliche Anpassung erfolgen, da zukünftig die kritischen Infrastrukturen\r\nals kritische Anlagen bezeichnet werden (vgl. § 2 Nummer 3, § 4 Absatz 1 des\r\nReferentenentwurfes zum KRITIS-Dachgesetz vom 21.12.2023 und § 2 Nummer 22 des\r\nRegierungsentwurfes zum NIS2-Umsetzungsgesetz vom 23.07.2024). Überdies ist es überflüssig,\r\ndass eine besondere Schutzbedürftigkeit einer kritischen Anlage festgestellt werden\r\nmuss. Die besondere Schutzbedürftigkeit der Anlage wurde bereits dadurch festgestellt,\r\ndass diese über die (BSI-)Kritisverordnung als kritische Anlage definiert wurde. Es\r\nverbleibt zudem vollkommen unklar, wann eine kritische Anlage „nachweislich besonders\r\nschutzbedürftig“ sein würde und wann nicht. Es wird dringend angeraten, sich mit dem\r\nBundesministerium des Innern und für Heimat abzustimmen, damit das KRITIS-Dachgesetz\r\nnicht durch zu weitreichende Offenlegungspflichten konterkariert wird.\r\nWiederum ist die Änderung an § 79 Absatz 3 Nummer 4 TKG zu unterstützen, wonach\r\ndie ZIS laut § 79 Absatz 4 Nummer 4 TKG-E von einer Aufnahme erhaltener Informationen\r\nin die Übersicht nach Absatz 1 absieht, soweit konkrete Anhaltspunkte dafür vorliegen,\r\ndass Teile öffentlicher Versorgungsnetze oder sonstiger physischer Infrastrukturen\r\nbetroffen sind, die zur Verwirklichung einer sicheren Behördenkommunikation genutzt\r\nwerden – nunmehr unabhängig davon, ob diese Nutzung durch den Bund\r\nund/oder einzelne oder mehrere Länder erfolgt. Hiermit trägt der Gesetzentwurf dem\r\nföderalen Charakter der Bundesrepublik gebührend Rechnung und verzichtet auf eine\r\nNutzungsbegrenzung auf den Bund. Der Referentenentwurf hatte diese Änderung noch\r\nnicht vorgesehen.\r\nInsbesondere auch in Anbetracht der im Gesetzentwurf angestrebten Änderungen der\r\nAusnahmetatbestände in den Nummern 3 und 4 ist der ebenfalls nach dem Gesetzentwurf\r\nvorgesehene Satz 3 in Absatz 4 wichtig, demzufolge weitergehende, d. h. nicht in\r\ndie Übersicht nach Absatz 1 aufzunehmende Informationen unverzüglich zu löschen\r\nsind. Durch die Änderungen bei den Ausnahmetatbeständen müssen auch Änderungen\r\nim bereits existierenden Datenbestand folgen. Doch auch allgemein besteht kein Grund,\r\nDaten weiterhin zu speichern, die nicht zur Veröffentlichung verwendet werden können.\r\nHiervon bleibt die Forderung des VKU unberührt, überhaupt auf eine Meldepflicht für Informationen,\r\ndie diese Ausnahmetatbestände erfüllen, im Rahmen einer dezentralen Datenspeicherung\r\nzu verzichten.\r\nFerner stellen öffentlich verfügbare Daten zu kritischen Anlagen, die externe Akteure systematisch\r\naus pflichtgemäß veröffentlichten Daten und weiteren Quellen zusammentragen\r\nund onlinestellen, ein erhebliches Risiko dar. Elemente der Infrastruktur sind auf diese\r\nWeise für die allgemeine Öffentlichkeit im Internet zugänglich; vulnerable Punkte können\r\nmit wenigen Fachkenntnissen identifiziert werden. Zum Beispiel sammeln Open-Source-\r\nPlattformen entsprechende Informationen mit Schwarmintelligenz und vervollständigen\r\nso schrittweise ein strukturiertes Abbild kritischer Anlagen. Im TKG oder im Rahmen des\r\n19 / 23\r\nsich aktuell gleichzeitig in der Erarbeitung befindlichen KRITIS-Dachgesetzes sollte eine\r\nMöglichkeit geschaffen werden, gegen solche Veröffentlichungen von Daten zu kritischen\r\nAnlagen durch Dritte vorzugehen. Dies bedeutet, dass der Eigner der jeweiligen\r\nkritischen Anlage ein Recht auf Löschung der Daten haben muss. Auch müssen Betreiber\r\nkritischer Anlagen ein Auskunftsrecht gegenüber Dritten wie Open-Source-Plattformen\r\nerhalten, woher die veröffentlichten Daten stammen.\r\nZu § 86 TKG-E – Verordnungsermächtigung\r\nDie Schaffung einer zentralen Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einheitlicher Datenlieferungs-\r\nund Nutzungsbestimmungen ist grundsätzlich zu begrüßen. Diese hilft, die\r\nUmsetzung der Meldepflichten an die ZIS klar zu strukturieren und dergestalt Mehrfachmeldungen\r\nzu vermeiden.\r\nFür den Fall allerdings, dass der Gesetzgeber an der Meldepflicht von Informationen\r\ninsbesondere über Art, gegenwärtige Nutzung sowie tatsächliche Verfügbarkeit und geografische\r\nLage des Standortes und der Leitungswege einer Einrichtung gemäß § 79 Absätze\r\n2 und 3 TKG-E festhalten will, müssen die Datenlieferungs- und Nutzungsbestimmungen\r\nderart ausgestaltet werden, dass eine Veröffentlichung der Informationen unbedingt\r\nunterbleibt, soweit sie den Ausnahmetatbeständen in § 79 Absatz 4 Nummer 1\r\nbis 4 TKG-E entsprechen.\r\nDes Weiteren ist es angesichts der sich weiter verschärfenden sicherheitspolitischen Lage\r\n(siehe auch die VKU-Bewertungen zu den §§ 78 und 79 TKG-E) geboten, zusätzlich das\r\nBundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) in das Verordnungsgebungsverfahren\r\neinzubinden, um das grundsätzlich berechtigte Interesse an der Transparenz von Informationen\r\nfür den Glasfaser- und Mobilfunkausbau aus sicherheitspolitischer Perspektive\r\numfassender zu beleuchten. Kritische Infrastruktur ist für das Funktionieren des Gemeinwesens\r\nessenziell und die ZIS daher auch ein attraktives Ziel für Aggressoren aus dem\r\nIn- und Ausland. Der VKU fordert deshalb konkret, dass das Bundesministerium für Digitales\r\nund Verkehr bei der Festlegung der Datenlieferungs- und Nutzungsbestimmungen\r\ndas Einvernehmen nicht nur mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz,\r\nsondern auch mit dem BMI herstellen muss.\r\n20 / 23\r\nZu § 155 TKG – Offener Netzzugang zu öffentlich geförderten Telekommunikationsnetzen\r\nund Telekommunikationslinien, Verbindlichkeit von\r\nAusbauzusagen in der Förderung\r\nIn § 5 Absatz 4 Satz 1 und in § 8 Absatz 4 Satz 1 der überarbeiteten Rahmenregelung der\r\nBundesrepublik Deutschland zur Unterstützung des flächendeckenden Aufbaus von Gigabitnetzen\r\n(Gigabit-Rahmenregelung) avisiert der Bund, unter Beteiligung der Bundesnetzagentur\r\ndie Bedingungen und Preise für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu\r\ndem geförderten Netz verbindlich festzulegen. Nach der Planung des Bundesministeriums\r\nfür Digitales und Verkehr sollen die Preise bereits im aktuellen Förderaufruf angewendet\r\nwerden. Hierfür fehlt dem Bund aber die gesetzliche Grundlage.\r\nDie Festsetzung von Preisen bildet auch im Förderkontext ein zu rechtfertigender Eingriff\r\nin den Markt. Bisher hat die Beschlusskammer 11 der Bundesnetzagentur auf Beschwerde\r\nim Einzelfall Preise nach § 149 TKG festgelegt. Hingegen stellt eine Festlegung für alle betroffenen\r\nMarktteilnehmer durch den Bund einen wesentlich schwerwiegenderen Eingriff\r\ndar. Deswegen gilt im Sinne der Wesentlichkeitstheorie der Parlamentsvorbehalt.\r\nAuch wenn der VKU staatliche Preisfestsetzungen prinzipiell kritisch sieht und damit eine\r\nVorabfestlegung von Vorleistungspreisen für den Zugang Dritter zu dem geförderten Netz,\r\nvor allem da Zugangsnachfrager und Zugangsanbieter bisher recht gut zueinanderfinden,\r\nist in Anbetracht mindestens des politischen Willens eine gesetzliche Kompetenzregelung\r\nzur Vorabfestlegung von Vorleistungspreisen im Telekommunikationsgesetz vorzusehen.\r\nAndernfalls droht im Zusammenhang mit den Förderausschreibungen Rechtsunsicherheit,\r\nda diese gemäß § 5 Absatz 4 Satz 2 der Gigabit-Rahmenregelung die Vorleistungspreise\r\nenthalten müssen.\r\n§ 155 Absatz 4 Satz 1 TKG ermächtigt die Bundesnetzagentur zwar zum Erlass von Grundsätzen\r\nzu Art, Umfang und Bedingungen des offenen Netzzugangs nach Absatz 1. Weder\r\nwird die Vorabfestlegung von Vorleistungspreisen allerdings von der augenscheinlich am\r\nnächsten liegenden Annahme erfasst, dass Preise unter „Bedingungen“ subsumiert werden\r\nkönnen, noch lässt sich die konkrete Preisfestlegung als „Grundsatz“ begreifen. Auch\r\neine systematische Auslegung führt zu dem Ergebnis, dass die Preisfestlegung bisher nicht\r\nzulässig wäre, denn eine Preisfestsetzung kennt das Telekommunikationsgesetz lediglich\r\ngegenüber einem marktmächtigen Unternehmen oder bei Marktversagen im Rahmen von\r\nStreitbeilegungsverfahren im Einzelfall. Die Vorabfestlegung von Vorleistungspreisen\r\nstellt auch in dieser Hinsicht einen tiefen und unbegründeten Eingriff in die unternehmerische\r\nHandlungsfreiheit dar.\r\n21 / 23\r\nSollte das Bundesministerium für Digitales und Verkehr ohne gesetzliche Grundlage verbindliche\r\nVorleistungspreise in Bescheiden festlegen, besteht die ernstzunehmende Gefahr\r\nder Rechtswidrigkeit. Unter anderem den Telekommunikationsunternehmen, die gefördert\r\nausbauen wollen, mangelt es an Rechts- und Planungssicherheit. Hinzu kommt,\r\ndass auch der Rechtsschutz erschwert wird, weil die festgelegten Preise nur inzident geprüft\r\nwerden könnten.\r\nDaher regt der VKU dringend an, eine ausreichende und bestimmte gesetzliche Grundlage\r\nzu schaffen, damit die Festlegung von Vorleistungspreisen für den Zugang Dritter\r\nzu dem geförderten Netz kein Einfallstor für Klageverfahren darstellt, die den Breitbandausbau\r\nhemmen, statt zu beschleunigen. Daher schlägt der VKU die Ergänzung von „einschließlich\r\nPreise“ in § 155 Absatz 4 Satz 1 hinter „Grundsätze zu Art, Umfang und Bedingungen“\r\nzur Prüfung vor.\r\nZu § 203a TKG-E – Veröffentlichung und Nutzung von Daten\r\nDer VKU begrüßt den Ansatz der Bundesnetzagentur, doppelte Informationsabfragen\r\nzu vermeiden, indem sie bereits erhobene Daten ebenfalls zur Erfüllung anderer gesetzlicher\r\nAufgaben verwendet. Wiederkehrend berichten kommunale Unternehmen von\r\neinem hohen Maß an Bürokratie, die die zahlreichen Datenabfragen der Bundesnetzagentur\r\nbei ihnen verursachen und damit insbesondere Personal binden. Deshalb ist die Vermeidung\r\ndoppelter Datenabfragen eine zentrale VKU-Forderung auch schon der vergangenen\r\nJahre.\r\nGleichwohl empfiehlt der VKU zu prüfen, ob die Datenverarbeitung innerhalb der Bundesnetzagentur\r\nnach den Regeln des neuen § 203a praktikabel unter einen Einwilligungsvorbehalt\r\nder Datenlieferanten gestellt werden kann, um bei den betroffenen Unternehmen\r\nden Eindruck zu vermeiden, dass die Daten willkürlich miteinander kombiniert werden.\r\nBei einer angemessenen Ausgestaltung der Data Unit, in der sowohl die Bundesnetzagentur\r\nals auch die betroffenen Unternehmen eine Übersicht über die Daten vorfinden, die\r\nauch zur Erfüllung anderer gesetzlicher Aufgaben der Bundesnetzagentur verwendet werden\r\nkönnen, würde dem Transparenzgebot jedoch entsprochen. Die Data Unit darf aber\r\nnicht dazu führen, dass die Unternehmen am Ende in die Pflicht genommen werden, zu\r\nkontrollieren, ob sie auf die Übersendung von Daten verzichten können, weil diese bereits\r\nvorliegen. Dies muss vielmehr automatisiert durch die Bundesnetzagentur geschehen.\r\nSo entsteht keine Bürokratie an einem anderen Ort.\r\n22 / 23\r\nDarüber hinaus ist bei der Datenbereitstellung für Dritte oder die Öffentlichkeit im Gesetz\r\neine regelhafte Aggregation der Daten sicherzustellen, um unternehmensbezogene Daten\r\nbesser vor einer Veröffentlichung zu schützen, die eine unter Umständen unrechtmäßige\r\nRückverfolgbarkeit zulässt.\r\nZu § 208a TKG-E – Information der Öffentlichkeit\r\nDie Arbeit der Bundesnetzagentur und somit auch der Telekommunikationsmarkt müssen\r\nfür die Öffentlichkeit hinreichend transparent sein, zumal unter „der“ Öffentlichkeit auch\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher sowie Unternehmen zu verstehen sind, die unterschiedlichste\r\nRechte, Pflichten und legitime Anliegen haben. Transparenz kann beispielsweise\r\ninsbesondere unlauteren Wettbewerb verhindern. Deshalb ist das grundlegende\r\nPrinzip des § 208a TKG-E zu unterstützen.\r\nLediglich die weitreichende Schrankenlosigkeit des §208a TKG-E irritiert, zumal konkret\r\nein öffentliches Interesse an richtigen Informationen existiert. Es bedarf deshalb substanzieller\r\nNachbesserungen mit dem Ziel einer Klärung, unter welchen Voraussetzungen eine\r\nerweiterte Information durch die Bundesnetzagentur erfolgt. Angesichts der Möglichkeit,\r\ndass der Paragraf am Ende mehr Schaden anrichtet, als dass er hilft, müsste auf ihn vorerst\r\nverzichtet werden.\r\n23 / 23\r\nBei Rückfragen oder Anmerkungen stehen Ihnen gerne zur Verfügung:\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Umso wichtiger ist es, Nachhaltigkeit,\r\nwirtschaftliche Stabilität und Wettbewerbsfähigkeit in mögliche\r\nneue Regulierungen des Telekommunikationssektors\r\neinzubeziehen. Dazu hat die Kommission eine erste Bewertung des\r\nTelekommunikationssektors in einem Weißbuch vorgelegt und\r\nnimmt dabei auch eine globale Perspektive ein. Das Ergebnis ist eine\r\nnegative Bewertung des heutigen europäischen Telekommunikationsmarkts,\r\ndie den Eindruck hinterlässt, dass die Kommission einige\r\nwenige europäische Champions fördern möchte, um die Position der\r\nEU im weltweiten Wettbewerb zu stärken.\r\nDiese Fokussierung auf europäische Champions erlaubt kein vollständiges\r\nBild der Marktlagen auf nationaler und – besonders für\r\nDeutschland relevant – regionaler und lokaler Ebene, ohne die der\r\nAufbau leistungsfähiger digitaler Infrastrukturen nicht gelingen kann.\r\nDenn nur durch die richtigen Rahmenbedingungen, die die Belange\r\nkommunaler Unternehmen berücksichtigen, können Rechtsakte wie\r\nein möglicher zukünftiger Digital Networks Act sicherstellen, dass die\r\nZiele der Digitalen Dekade rechtzeitig, nachhaltig und sowohl im\r\nländlichen als auch im urbanen Raum erreicht werden. Dafür setzt\r\nsich der Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) ein.\r\nBedeutung des Weißbuchs für kommunale\r\nUnternehmen\r\nEine europäische Vision für die Zukunft von Telekommunikationsdiensten\r\nund -dienstleistern ist erforderlich, um die Ziele der europäischen\r\nDigitalen Dekade zu erreichen. Dabei spielen kommunale\r\nUnternehmen wegen ihrer Verankerung vor Ort eine Schlüsselrolle.\r\nDigitale Daseinsvorsorge\r\nKommunale Unternehmen bauen leistungsstarke digitale Infrastrukturen\r\naus. Dazu zählen:\r\n• Glasfasernetze für zukunftsfähiges Internet,\r\n• eigene Rechenzentren für eine sichere Datenbereitstellung\r\nkritischer Infrastrukturen,\r\n• Infrastrukturen für die Smart City und Smart Region wie z. B.\r\nLoRaWAN;\r\n• Intelligente Messsysteme, die beispielsweise ein KI-gesteuertes\r\nEnergiemanagement ermöglichen.\r\nKommunale Unternehmen leisten dadurch einen bedeutenden Beitrag\r\nzur flächendeckenden Versorgung mit zukunftsfähiger Infrastruktur.\r\nKommunale Glasfaseranbieter\r\nDer flächendeckende Glasfaserausbau ist eine wichtige Voraussetzung\r\nfür eine nachhaltige und verlässliche digitale Daseinsvorsorge in\r\nStädten und Gemeinden. Schnelles und leistungsstarkes Internet in\r\nStadt und Land ist eine Voraussetzung für einen wettbewerbsfähigen\r\nWirtschaftsstandort sowie für lebenswerte Städte und Regionen. Dabei\r\ngehören kommunale Unternehmen zu den Pionieren des Glasfaserausbaus\r\nin Deutschland und treiben diesen insbesondere im ländlichen\r\nRaum voran.\r\nPositionspapier\r\nzum Weißbuch der EU-Kommission\r\nHow to master Europe’s digital infrastructure needs?\r\nBrüssel, 28. Juni 2024\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt\r\nüber 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche Unternehmen\r\nin den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft\r\nsowie Telekommunikation. Mehr als 200 davon sind\r\nim Breitbandausbau tätig.\r\nDabei engagiert sich eine wachsende Anzahl von Mitgliedsunternehmen\r\nim Breitbandausbau: 206 Unternehmen investierten\r\nallein im Jahr 2022 über 822 Millionen Euro. Zudem bieten\r\nsie den Mobilfunkunternehmen den Anschluss von Mobilfunkantennen\r\nan das Glasfasernetz an.\r\n2\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung\r\nauf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen\r\ndes Lobbyregistergesetzes“\r\nEU Transparency Register: 1420587986-32\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung der Stellungnahme einverstanden.\r\nAls Inhaber von Glasfaserinfrastrukturen bieten kommunale Unternehmen\r\nOpen Access und damit einen offenen und diskriminierungsfreien\r\nZugang für andere Telekommunikationsunternehmen zu ihren\r\nGlasfasernetzen an. Dies liegt in ihrem eigenen Interesse – Infrastrukturinhaber\r\nprofitieren von einer höheren Auslastung ihrer Netze.\r\nNach Überzeugung des VKU sollte der Wettbewerb auf dem Netz\r\nstatt zwischen Netzen stattfinden. Dies ist nicht nur die nachhaltigste\r\nLösung, indem vorhandene Infrastruktur maximal effizient genutzt\r\nwird, sondern vereint aus Sicht des VKU auch die die Interessen von\r\nInhabenden und Nachfragenden digitaler Infrastruktur.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nEntwicklungstrend und Herausforderungen digitaler\r\nInfrastrukturen\r\nFehleinschätzung des europäischen Telekommunikationsmarktes\r\nDas Weißbuch zieht einen globalen Rahmen, um lokale und regionale\r\nProbleme zu lösen. Vergleiche mit den Vereinigten Staaten, Japan\r\nund Südkorea sind notwendig, um ein Gesamtbild der Wettbewerbsfähigkeit\r\ndes europäischen Telekommunikationsmarktes zu gewinnen.\r\nSie sind aber fehl am Platz, wenn es darum geht, den Glasfaserausbau\r\nin den unterschiedlichen Regionen Europas zu\r\nbeschleunigen. Zum Beispiel genießen dank der Vielzahl an Anbietern\r\neuropäische Kunden erschwingliche Preise und eine Vielzahl an\r\ninnovativen Diensten. Der durchschnittliche Umsatz pro Nutzer\r\n(ARPU) als Maßstab für die finanzielle Situation des Sektors der elektronischen\r\nKommunikation in der EU wird fälschlicherweise hervorgehoben\r\n– ebenso wie die Bedeutung der privaten Investoren überzeichnet\r\nwird. Im Weißbuch wird hierzu die Behauptung aufgestellt,\r\ndass die Attraktivität des europäischen Marktes für elektronische\r\nKommunikation für Investoren durch seine Fragmentierung und damit\r\ndurch das Fehlen von Vermögenswerten mit ausreichender\r\nGröße bzw. Skalierung beeinträchtigt würde. Ohne Begründung\r\ndroht diese Aussage zu einem Dogma zu werden. Aus Sicht des VKU\r\nwird die Rolle kommunaler Unternehmen, die sich für die digitale Daseinsvorsorge\r\nengagieren und massive Investitionen in diesem Bereich\r\ntätigen, hier vollkommen übersehen. Investitionen in den Ausbau\r\ndigitaler Infrastrukturen sind nicht skalierbar, insbesondere im\r\nHinblick auf die hohen Tiefbaukosten in Deutschland. Vielmehr ist für\r\nden ersten Spatenstich die regionale Verankerung zentral – sowie ein\r\nschneller und ressourceneffizienter Bau. Diesbezüglich setzen viele\r\nkommunale Unternehmen auf Open Access und hierbei insbesondere\r\nauf Bitstrom-Zugang. Für einen Digital Networks Act ist die Berücksichtigung\r\nnationaler Gegebenheiten und alternativer Anbieter\r\nbesonders in der Glasfaserwelt unverzichtbar.\r\nKritisch ist, dass das Weißbuch keine dezidierten Maßnahmen zur\r\nVersorgung der ländlichen Gebiete vorsieht. Ein Großteil der vorgesehenen\r\nMaßnahmen hat keinen unmittelbaren Bezug zu einem Ausbau\r\nvon Breitbandinfrastruktur in dünn besiedelten Gebieten. Das\r\nWeißbuch weist zwar auf die Konnektivitätsziele der Digitalen Dekade\r\nund die Gefahr, diese nicht zu erreichen, hin. Allerdings werden\r\ndie in Folge dringend notwendigen zielgerichteten Maßnahmen (z.B.\r\neine Anpassung der Europäischen Förderung oder eine Anpassung\r\nder Beihilfevorschriften) anschließend nicht weiter diskutiert. Dies ist\r\nauch mit Blick die horizontale Wirkung der Ziele des Art. 174 AEUV\r\n(insb. dort Abs. 3) und die 2021 veröffentlichte langfristige Vision für\r\nländliche Gebiete der Europäischen Kommission nicht nachvollziehbar.\r\nSäule I: Schaffung des „3C-Netzes“ – „Connected\r\nCollaborative Computing“\r\nMulti-Vendor-Strategie mit Schwerpunkt Interoperabilität\r\nDie Sicherheit der Netzinfrastruktur ist für Betreiber kritischer Infrastrukturen\r\nbesonders wichtig. Diese kann mittels einer austarierten\r\nMulti-Vendor-Strategie erhöht werden, um die Abhängigkeit der Unternehmen\r\nvon einer kleinen Anzahl von Lieferanten zu verringern.\r\nBei Hard- und Software ist Europa aus VKU-Sicht vollständig abgehängt.\r\nEs gibt nahezu keinen relevanten Anbieter aus Europa. Sogar\r\nder größte europäische Stadtwerke-Anbieter, SAP, ist mit einer\r\nMarktkapitalisierung von ca. 200 Milliarden im weltweiten Vergleich\r\nein kleiner Marktteilnehmer. Bei physischen Infrastrukturen sind regionale\r\nund kommunale Ansätze sinnvoll und bieten Mehrwerte (z.B.\r\nRisikominimierung und lokale Wertschöpfung). Bei Software funktioniert\r\nein fragmentierter Ansatz nicht: Hier gewinnt letztendlich\r\nGröße. Umso wichtiger ist es für kommunale Unternehmen, Kooperation\r\nim Bereich der Software-(entwicklung) zu priorisieren und die\r\naktuell vorhandenen Hürden zu minimieren.\r\nAus VKU-Sicht ist von entscheidender Bedeutung, diesbezüglich Innovation\r\nin Europa zu stärken. So kann die Abhängigkeit von Lieferanten\r\naus dem Nicht-EU-Ausland im Sinne einer größeren europäischen\r\nSouveränität minimiert werden. Es bedarf einer gesunden\r\nAnzahl von Wettbewerbern in Europa, die sich auf einen technischen\r\nStandard verständigen. Die Interoperabilität verschiedener Systemlösungen,\r\nseitens der Soft- oder Hardware, kann der flexiblen\r\nNutzung und auch der technologischen Weiterentwicklung zuträglich\r\nsein. Auch eine verstärke Nutzung von Open-Source-Lösungen kann\r\ndie digitale Souveränität Europas unterstützen.\r\nDezentralität steigert die Resilienz kritischer Infrastrukturen. Durch\r\ndezentrale Datenhaltung wird das Risiko von Angriffen stark gestreut.\r\nZudem können Daten durch in der Fläche verteilte Rechenzentren\r\nund regionale Internetknoten räumlich getrennt voneinander\r\ntransportiert, repliziert und gespeichert werden. Gleichzeitig\r\nkann sich die Latenz beim Datenverkehr verringern und somit die\r\ntechnische Leistungsfähigkeit IP-basierter Produkte erhöhen.\r\nSäule II: Vollendung des digitalen Binnenmarktes\r\n3\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung\r\nauf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen\r\ndes Lobbyregistergesetzes“\r\nEU Transparency Register: 1420587986-32\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung der Stellungnahme einverstanden.\r\nFrequenzvergabe mit Fokus auf Wettbewerb\r\nDer VKU setzt sich für eine Frequenzverwaltung mit einem Level-\r\nPlaying-Field und einer effizienten Frequenzzuteilung auf nationaler\r\nEbene ein. Die Kommission betont hier allerdings nicht den Wettbewerb\r\ninnerhalb des Binnenmarktes. Stattdessen fokussiert das Weißbuch\r\nerneut zu stark die globale Wettbewerbsfähigkeit der EU als Gesamtheit.\r\nIn dieser Hinsicht betont der VKU zwei Kernanliegen:\r\n1. Die etablierten Mobilfunknetzbetreiber sind auch im Glasfaserausbau\r\ntätig. Sie bieten dabei Bündelprodukte an, die Mobilfunkund\r\nFestnetzangebote kombinieren. Da die Netzbetreiber ihre modernen\r\nMobilfunkdienste Zugangsnachfragern faktisch vorenthalten\r\n(etwa durch unattraktive Preise und/oder verminderte Produktqualität),\r\nwerden Wettbewerber beim Glasfaserausbau mangels Replizierbarkeit\r\nähnlich attraktiver Bündelprodukte strukturell benachteiligt.\r\nFolglich müsste ein diskriminierungsfreier Zugang zu\r\nMobilfunkprodukten durch eine umfassende MVNO- und Diensteanbieterverpflichtung\r\nder etablierten Mobilfunknetzbetreiber geschaffen\r\nwerden, um unfaire Wettbewerbsvorteile zu vermeiden. Das\r\nheißt: Jeder geeignete Zugangsnachfrager muss Mobilfunkkapazitäten\r\nzu gleichen Konditionen einkaufen können, um als netzunabhängiger\r\nMobilfunkanbieter aktiv werden zu können. In diesem Zusammenhang\r\nbleibt zu unterstreichen, dass der Wettbewerb als\r\nVergabekriterium in Frequenzzuteilungsverfahren von Bedeutung\r\nbleibt und nicht hinter die Flächenversorgung als alleiniges Ziel zurücktritt.\r\nWettbewerb ist dabei auch als Vorleistungswettbewerb zu\r\nverstehen. Wichtig ist, dass der Mobilfunkmarkt für Anfragen alternativer\r\nAnbieter offen ist.\r\n2. Daten werden in Innenräumen fast ausschließlich über die WLANInfrastruktur\r\ntransportiert. Diesem Umstand gilt es durch die Freigabe\r\ndes gesamten 6-GHz-Bandes zu entsprechen, um das Leistungspotenzial\r\nvon Glasfasernetzen auch in Anbetracht immer neuer Innovationen\r\nbei Wi-Fi-Routern auszuschöpfen. Geringfügige Aktivitäten\r\nvon Mobilfunknetzbetreibern im oberen Bereich des 6-GHz-Bandes\r\nkönnen hierbei nicht als Rechtfertigung dienen, diesen Frequenzbereich\r\nfür den Mobilfunk zu reservieren.\r\nDiskriminierungsfreier Ausstieg aus Kupfernetzen\r\nGlasfaser bildet das Rückgrat einer zukunftsfähigen, leistungsfähigen\r\nInfrastruktur. Nur mit dieser Technologie lassen sich die steigenden\r\nDatenvolumina bewältigen. Deswegen und im Sinne der Nachhaltigkeit\r\nist das Bestreben der Kommission zu begrüßen, die Kupfernetze\r\nmöglichst zeitnah abzuschalten. Der VKU empfiehlt allerdings, auf die\r\nFestlegung einer Jahreszahl für die Abschaltung der Kupfernetze vorerst\r\nzu verzichten. Schließlich schreitet der Glasfaserausbau in den\r\nMitgliedstaaten unterschiedlich schnell voran.\r\nDer VKU unterstützt die Kommission in ihrem Anliegen, strategisches\r\nAbschaltverhalten marktmächtiger Unternehmen im Rahmen der\r\nKupfer-Glas-Migration zu verhindern. Laut Weißbuch sollen die nationalen\r\nRegulierungsbehörden sicherstellen, dass marktmächtigen\r\nUnternehmen bei der Abschaltung der Kupfernetze kein Spielraum\r\nfür strategisches Verhalten bleibt. Der Wechsel von Kupfer auf Glas\r\nmuss diskriminierungsfrei (etwa in zeitlicher Hinsicht oder auch mit\r\nBlick auf verbleibende Kupfernetzauslastung) auch auf das Glasfasernetz\r\nalternativer Betreiber, wie kommunale Unternehmen, möglich\r\nsein. Ansonsten besteht die konkrete Gefahr, dass Marktmacht von\r\nder Kupferwelt in die Glasfaserwelt übertragen wird. Eine Abschaltung\r\ndes Kupfernetzes sollte aus Sicht des VKU erfolgen, sobald ein\r\ngeeignetes Glasfasernetz in einem Abschaltgebiet existiert. Diskriminierungsfreie\r\nVoraussetzungen für die Abschaltung stellen sicher,\r\ndass der Monopolist auf dem Kupfernetz dieses nicht nur zugunsten\r\ndes Wechsels auf seine eigenen Glasfaserinfrastrukturen abschaltet.\r\nOhne diskriminierungsfreie Abschaltbedingungen drohen eine massive\r\nSchwächung des Wettbewerbs zulasten der Verbraucherinnen\r\nund Verbraucher. Diesbezüglich sind auch die Leitlinien der Gigabitempfehlung\r\nC(2024) 523, die im Weißbuch erwähnt werden,\r\ngroßteils positiv zu bewerten und an dieser Stelle zu erwähnen. Gezielte\r\nPreisanhebungen der Kupferinfrastruktur, um diese unattraktiver\r\nzu gestalten, sollten aber dennoch unterbleiben. Denn die Vorleistungsnachfrager\r\nkönnten Bestandsverträge mit Verbrauchern\r\nmöglicherweise nicht rechtzeitig anpassen, sodass sie die Zusatzkosten\r\nselbst tragen müssten und kein Anreiz für die Verbraucher zum\r\nWechsel auf das bereits parallel errichtete Glasfasernetz geschaffen\r\nwürde. Die erhöhten Preise würden die Investitionskraft der alternativen\r\nGlasfaser ausbauenden Unternehmen, die gleichzeitig Vorleistungen\r\nin der Kupferwelt einkaufen, vielmehr potentiell drücken.\r\nNationalen Besonderheiten Rechnung tragen\r\nAnstatt Überlegungen anzustellen, die telekommunikationsspezifische\r\nRegulierung einzuschränken und im Sinne des Wettbewerbs zu\r\neinem marktorientierten Umfeld überzugehen, ist es aus Sicht des\r\nVKU vielmehr nötig, den Auswirkungen des volkswirtschaftlich\r\nschädlichen strategischen Doppelausbaus von Glasfasernetzen durch\r\nein marktbeherrschendes Unternehmen gebührende Aufmerksamkeit\r\nzu widmen. Der Vorschlag der Kommission, keine Märkte für\r\neine Vorabregulierung zu empfehlen und stattdessen auf den Drei-\r\nKriterien-Test (Art. 67 Abs. 1 EKEK) zu setzen, ist deswegen mit Blick\r\nauf Deutschland unzureichend. Nur mit einer angemessenen exante-\r\nRegulierung kann Marktmacht aufgebrochen und Wettbewerb\r\ngeschützt werden.\r\nKeine politisch getriebene Marktkonsolidierung\r\nDer Ansatz der Kommission, den europäischen Telekommunikationsmarkt\r\nauf EU-Ebene zu „konsolidieren“, ist äußerst kritisch zu betrachten.\r\nDie Kommission nennt keine Gründe, warum eine politisch\r\ngetriebene Konsolidierung erforderlich wäre, lässt jedoch erkennen,\r\ndass sie eine solche für erstrebenswert hält. Unter Berücksichtigung\r\n4\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung\r\nauf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen\r\ndes Lobbyregistergesetzes“\r\nEU Transparency Register: 1420587986-32\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung der Stellungnahme einverstanden.\r\nder Schlüsselrolle, die gerade kommunalen Unternehmen für den flächendeckenden\r\nAusbau von Glasfaserinfrastruktur zukommt, verwundert\r\ndies. Eine politisch getriebene Konsolidierung zulasten eines\r\nvitalen Wettbewerbes würde aller Voraussicht nach außerdem zu erhöhten\r\nKosten für Verbrauchern führen. Eine Konsolidierung sollte\r\nsich aus Sicht des VKU allenfalls aus dem Markt selbst ergeben, anstatt\r\npolitisch getrieben zu werden, um weitläufige volkswirtschaftliche\r\nSchäden zu vermeiden.\r\nKeine Fair-Share-Regelung\r\nDer Vorschlag der Kommission, den Anwendungsbereich und die\r\nZiele des derzeitigen Rechtsrahmens zu erweitern und die wirtschaftlichen\r\nAuswirkungen auf alle Akteure zu bewerten, sollte nicht zu einer\r\nsogenannten Fair-Share-Regelung führen. Die Netzneutralität\r\nstellt ein hohes Gut dar. Eine Kostenbeteiligung großer Datenemittenten\r\nan den Ausgaben für den Glasfaserausbau wäre allenfalls\r\ndenkbar, wenn auch die kommunalen Telekommunikationsunternehmen\r\nals eine treibende Kraft des Glasfaserausbaus in der Fläche\r\nan den Einnahmen angemessen beteiligt werden.\r\nKein Universaldienst auf EU-Ebene\r\nDer Anspruch eines jeden Bürgers auf einen angemessenen Internetzugangsdienst\r\nist wichtig für die Gleichwertigkeit der Lebensverhältnisse\r\nin Stadt und Land. Wichtig ist aber auch, kritischen Fällen durch\r\neinen optimalen Glasfaserausbau in der Fläche vorzubeugen. Dieser\r\nbedarf u.a. des Instruments der Voucherförderung zum Anschluss\r\nvon Wohneinheiten in wirtschaftlich weniger attraktiven Gebieten.\r\nWichtig ist, dass solche Voucher einen Glasfaserausbau direkt ins Gebäude\r\nfördern. Allerdings sind die Ausbaukosten in den Mitgliedstaaten\r\nteils sehr unterschiedlich. Deswegen sollten keine kleinteiligen\r\nVorgaben auf EU-Ebene bezüglich des Universaldienstes getätigt\r\nwerden.\r\nFörderung der Nachhaltigkeit durch die EU-Taxonomie\r\nModerne Glasfasernetze zeichnen sich durch eine deutlich bessere\r\nCO2-Bilanz als Kupfer- oder Kabelnetze aus. Auch das Abschalten\r\nüberflüssiger Parallelinfrastrukturen und das Wiederverwerten von\r\nKupferkabeln kommen der Umwelt zugute. Nachhaltige Investitionen\r\nvon glasfaserausbauenden Unternehmen sollten deswegen in\r\nder EU-Taxonomie berücksichtigt werden. Ohne digitale Lösungen\r\ngibt es keine grüne Transformation. Dafür benötigen kommunale Unternehmen\r\nfinanzielle Anreize und Förderungen, die maßgeblich auf\r\nEU-Ebene bestimmt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008283","regulatoryProjectTitle":"Praxisgerechte Anpassung der Schadstofflisten für Grund- und Oberflächenwasser","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7b/0a/321232/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260251.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Position der Verbände zur\r\nÜberwachungsmethodik für Phosphor und Stickstoff -\r\nAbschaffung der qualifizierten Stichprobe / 2h-Mischprobe -\r\nFür eine Frachtreduktion im Jahresmittel auf Basis von 24h-Mischproben\r\nDie auf europäischer Ebene am 10. April 2024 vom Parlament verabschiedete Novellierung der EU-Kommunalabwasserrichtlinie sieht unter anderem neue und anspruchsvollere Vorgaben für die Elimination von Stickstoff (N) und Phosphor (P) vor, die in deutsches Recht umgesetzt werden müssen.\r\nFür Phosphor sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 0,5 mg/l Pges für Anlagen größer 150.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 90%) und 0,7 mg/l Pges für Anlagen größer 10.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 87,5%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind bislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 2 mg/l Pges und von Anlagen der Größenklasse fünf 1 mg/l Pges einzuhalten. Europarechtlich geregelte Eliminationsraten finden in Deutschland keine Anwendung.\r\nFür Stickstoff sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 8 mg/l Nges für Anlagen größer 150.000 EW und 10 mg/l Nges für Anlagen größer 10.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 80%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind bislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 18 mg/l Nanorg und von Anlagen der Größenklasse fünf 13 mg/l Nanorg einzuhalten (Eliminationsraten finden keine Anwendung).\r\nWährend die europarechtlich vorgegebene Überwachung durch 24h-Mischproben auf Basis von Jahresmittelwerten erfolgt, nutzt einzig Deutschland eine von den europarechtlichen Regelungen abweichende Überwachung auf Basis der qualifizierten Stichprobe bzw. eine 2h-Mischprobe auf Basis einer 4 aus 5 Regel.\r\nZur Sicherstellung einer Vergleichbarkeit der Anforderungen in Europa, zur Angleichung der Anforderungen an die Vorgaben im Gewässerschutz und zur Vereinfachung der behördlichen Überwachung sollte die Überwachungsmethodik zur Einhaltung der Vorgaben für Stickstoff (Nges) und Phosphor (Pges) jetzt vereinheitlicht werden. Dies bedeutet, dass die qualifizierte Stichprobe abgeschafft wird. Es ist Zeit, den deutschen Sonderweg aus nachfolgenden Gründen zu beenden.\r\n1.\r\nDie qualifizierte Stichprobe hat vor allem einen vollzugsunterstützenden Hintergrund, führt aber nicht zu mehr Gewässerschutz, denn entscheidend für den Gewässerschutz ist die eutrophierungsrelevante Nährstoffbelastung im Mittel eines längeren Zeitraums. Konsequenterweise sieht die deutsche Oberflächengewässerverordnung auch Jahresmittelwerte für die Einordnung des Gewässerzustands vor.\r\n Die 1:1-Übernahme der europäischen Überwachungsmethodik führt zur Angleichung an die Anforderungen im Gewässer.\r\n2.\r\nDie deutsche Überwachung mithilfe von Kurzzeitproben und einem stark sanktionierenden ordnungs- und strafrechtlichen Überwachungssystem führt sowohl bei der Auslegung von biologischen Reinigungsstufen (z.B. höheres Beckenvolumen) wie auch im Betrieb (z.B. höherer Strom- und Fällmittelbedarf und gewässerbelastende Salzfracht) zu einem deutlich erhöhten finanziellen Aufwand und mehr Ressourcenverbrauch, ohne damit mehr Gewässerschutz zu erreichen.\r\n Die 1:1-Übernahme der europäischen Überwachungsmethodik führt zu mehr Ressourceneffizienz.\r\n3.\r\nDie Überwachung durch behördliche Probenahme vor Ort hat einen erheblichen Personalaufwand zur Folge, der in Zeiten des Fachkräftemangels nur begrenzt dauerhaft sichergestellt werden kann, ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht wird, da in allen Bundesländern die Betreiber zu umfangreicher eigener, qualitativ hochwertiger Selbst- oder Eigenüberwachung verpflichtet sind.\r\n Die 1:1-Übernahme der europäischen Überwachungsmethodik führt zu deutlich reduziertem Personalaufwand bei den Überwachungsbehörden.\r\n4.\r\nEine von den europäischen Vorgaben abweichende Überwachungsmethodik wirft wie bereits bei der ersten Kommunalabwasser-RL aus dem Jahr 1991 die Frage der Vergleichbarkeit der europäischen mit den deutschen Konzentrationsanforderungen auf. Das seinerzeit zur Beantwortung dieser Frage von Prof. Pöpel und Prof. Lehn erstellte wissenschaftliche Gutachten hatte bereits konstatiert, dass eine direkte Übertragung der Konzentrationswerte als Ablaufanforderungen bei großen Anlagen nicht möglich ist. Insofern müsste bei Festhalten an der deutschen Überwachungsmethodik mit qualifizierten Stichproben erneut ein solcher Nachweis der Vergleichbarkeit geführt werden und für Deutschland abweichende konzentrationsbezogene Ablaufwerte festgelegt werden.\r\n Die 1:1-Übernahme der europäischen Überwachungsmethodik führt zu direkter Vergleichbarkeit in Europa.\r\n5.\r\nDie deutsche, mit dem Abwasserabgabengesetz und der Abwasserabgabe verknüpfte Überwachungsmethodik führt regelmäßig zu überproportional hoher Abwasserabgabe bei nur geringfügigen Störungen, beispielsweise in der Nachklärung, ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht würde (sog. „Raketen“).\r\nDie 1:1-Übernahme der europäischen Überwachungsmethodik ermöglicht eine direkte und verursachergerechte Bemessung der Abwasserabgabe auf Basis von Jahresfrachten (Messlösung).\r\nMit der anstehenden Umsetzung der neuen EU-Kommunalabwasserrichtlinie sollte in Deutschland auch eine Anpassung an die europäische Überwachungsmethodik realisiert werden. Nur hierdurch können die immer knapper werdenden Ressourcen bestmöglich genutzt und zugleich ein Optimum für den Gewässerschutz erreicht werden.\r\nStand: 07.06.2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008285","regulatoryProjectTitle":"Erweiterte Herstellerverantwortung in der Abwasserbehandlung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/86/a0/453822/Stellungnahme-Gutachten-SG2502070006.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Welche Kosten entstehen aus der neuen EU Kommunalabwasserrichtlinie\r\nfür die kommunale Abwasserwirtschaft?\r\nVerband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nJuli 2024\r\nErweiterte Herstellerverantwortung\r\nund Kosten der Viertbehandlung 2\r\nJuli 2024\r\nEinführung einer Erweiterten Herstellerverantwortung\r\nfür Arzneimittel und Körperpflegeprodukte\r\nArtikel 9 & 10 Kommunalabwasserrichtlinie\r\nVerursacher müssen zahlen:\r\ndurch\r\nHerstellerverantwortung müssen mind. 80 Prozent\r\nder vollen Kosten für Ausbau und Betrieb von 4.\r\nReinigungsstufen getragen werden;\r\nFokus\r\nauf Arzneimittel und Körperpflegeprodukte mit\r\nnationalen Systemen zur Umsetzung\r\nAuch\r\nFirst Mover sollen bei Betriebskosten und\r\nanteiligen Investitionskosten (Abschreibungen)\r\nberücksichtigt werden 3 Juli 2024\r\nHerstellerverantwortung: Umsetzung bis 31.12.2027\r\nIV\r\nOrganisation für\r\nHerstellerverantwortung\r\nHersteller Arzneimittelund\r\nKosmetikprodukte\r\nAbwasserentsorger\r\nErmittlung von Herstellern\r\nund Inverkehrbringern\r\nmind. 80 % der\r\nGesamtkosten zur Erfüllung der\r\nAnforderungen nach Art. 8\r\nAnforderungen an die Reduzierung\r\nvon Spurenstoffen und\r\nNachweis der Erfüllung\r\nÜberwachung und\r\nDurchsetzungsrahmen;\r\nfinanzielle Absicherung 4\r\nJuli 2024\r\n2045\r\n2039\r\n2036\r\n2033\r\nAusbauziele zur Reduzierung von\r\nSpurenstoffen (Viertbehandlung)\r\n20 %\r\n60 %\r\n100 %\r\nKläranlagen ab 150.000 EW\r\n10 %\r\n60 %\r\n100 %\r\nEinleitungen aus Gemeinden\r\nin sensitiven Gebieten mit\r\n10.000 EW 150.000 EW\r\n30 %\r\nUmsetzungspfad Viertbehandlung nach Artikel 8 5 Juli 2024\r\nWelche Anlagen sind\r\nbetroffen?\r\nBestandsaufnahme und\r\nFolgenabschätzung\r\nWelche Kosten sind durch\r\nAusbau und Betrieb zu\r\nerwarten?\r\nWie verteilen sich die Kosten\r\nim Zeitverlauf?6\r\nJuli 2024\r\nmüssen\r\nfür Viertbehandlung\r\nertüchtigt werden\r\nwenn 20 % der Anlagen zw . 10.000\r\nund 150.000 EW in Risikogebieten\r\n570\r\nKläranlagen in D\r\nkosten\r\nAusbau und Betrieb der\r\nViertbehandlung bis 2045 in\r\nDeutschland\r\n8,7 Mrd. Euro\r\nsteigen\r\ndie Kosten bis 2045\r\nallmählich an. Danach fallen\r\nzunächst weiterhin\r\nBetriebskosten an.\r\nBis auf 864 Mio. Euro\r\npro Jahr\r\nKernergebnisse auf einen Blick"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Gesundheit (BMG)","shortTitle":"BMG","url":"https://www.bundesgesundheitsministerium.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008285","regulatoryProjectTitle":"Erweiterte Herstellerverantwortung in der Abwasserbehandlung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/8e/453824/Stellungnahme-Gutachten-SG2502070007.pdf","pdfPageCount":26,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"VERBAND\r\nKOMMUNALER\r\nUNTERNEHMEN\r\nEU KOMMUNAL\r\nABWASSERRICHTLINIE\r\nKosten der Viertbehandlung zur\r\nFinanzierung durch eine erweiterte\r\nHerstellerverantwortung\r\nVorgehensweise und\r\nmethodischer Aufbau\r\nJuni 2024 | ©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie neue EU Kommunalabwasserrichtlinie setzt strengere\r\nAnforderungen an die Abwasserbehandlung und stärkt das\r\nVerursacherprinzip\r\n\r\nEine Viertbehandlung wird abhängig von der Größe der Anlage und der Empfindlichkeit\r\ndes Gebiets , in dem die Einleitung erfolgt, zeitlich abgestuft für bestimmte Kläranlagen\r\nvorgeschrieben . Die genauen Anforderungen zur Reduzierung von Spurenstoffen werden\r\ndurch die Kommunalabwasserrichtlinie vorgegeben.\r\n\r\nHersteller von Arzneimitteln und Körperpflegeprodukten müssen sich an den Kosten der\r\nViertbehandlung beteiligen (erweiterte Herstellerverantwortung). Mindestens 80 Prozent\r\nder vollen Kosten für den Ausbau und den Betrieb der Viertbehandlung sind durch die\r\nerweiterte Herstellerverantwortung abzudecken.\r\n\r\nBetriebskosten und Teile der Investitionskosten sollten auch für die bei Inkrafttreten der\r\nRichtlinie bereits bestehenden Viertbehandlungen (\"First Mover \") abgedeckt werden.\r\n3\r\nAusgangssituation\r\nunser Fokusthema\r\nAUSGANGSLAGE & ZIELSETZUNG\r\nRevision der\r\nEuropäischen\r\nKommunal\r\nabwasserrichtlinie\r\nStärkung des\r\nVerursacherprinzips\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie finanziellen Auswirkungen potenzieller Umsetzungsszenarien\r\nwerden als Grundlage für die politische Beratung dargestellt\r\n4\r\nZielsetzung\r\nSZENARIOANALYSE\r\nIdentifikation von Szenarien zur Umsetzung der EU\r\nKommunalabwasserrichtlinie hinsichtlich Kosten und Zeit\r\nzum Ausbau und Betrieb der Viertbehandlung\r\nFINANZMODELL\r\nErmittlung finanzieller Auswirkungen von zu erwartenden\r\nAusbaupfaden entsprechend der Szenarioanalyse als Grundlage für\r\ndie Umsetzung der erweiterten Herstellerverantwortung\r\n€\r\nAUSGANGSLAGE & ZIELSETZUNG\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie\r\nClusterung der Kläranlagen in Größenklassen erfolgt anhand\r\nder Vorgaben aus der Kommunalabwasserrichtlinie\r\n6\r\nClusterung\r\nder Kläranlagen in Deutschland*\r\nGrößenklassen der Kläranlagen\r\n\r\nFür die weitere Betrachtung sind\r\ngemäß Artikel 8 KARL nur die\r\nAnlagen > 10.000 EW relevant\r\n\r\nDie Anzahl der Anlagen in den\r\nunterschiedlichen Größenklassen\r\nwurde anhand öffentlich\r\nzugänglicher Daten ermittelt\r\n\r\nFür die weitere Betrachtung wird\r\nzwischen den beiden Größenklassen\r\n10.000 150.000 EW und > 150.000\r\nEW zu unterscheiden sein\r\n\r\nIn die Ermittlung der Ausbaukosten\r\nim Finanzmodell ist die\r\ndurchschnittliche Ausbaugröße der\r\nAnlagen als Input Parameter\r\nerforderlich\r\nAusbaugröße\r\nAnzahl\r\nDurchschnittliche\r\nAnlagengröße [Tm³]\r\n> 200.000 EW\r\n111\r\n27.474\r\n150.000\r\n200.000 EW 45\r\n8.095\r\n100.000\r\n150.000 EW 80\r\n6.667\r\n35.000\r\n100.000 EW 601\r\n3.356\r\n10.000\r\n35.000 EW 1.390\r\n1.271\r\nAusbaugröße (\r\nnach Artikel 8 KARL Anzahl\r\nGewichtete durchschnittliche\r\nAnlagengröße [Tm³]\r\n10.000\r\n150.000 EW 2.071\r\n2.084\r\n> 150.000 EW\r\n156\r\n21.834\r\nGrößenklassen: Anzahl und durchschnittliche Ausbaugröße\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nGRUNDLAGENERMITTLUNG UND DEFINITION VON SZENARIEN\r\n*www.kommunales abwasser.de ,\r\nherausgegeben vom Bundesumweltamt, Daten aus 2020©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie Kommunalabwasserrichtlinie gibt den Zielrahmen für die Viertbehandlung vor:\r\nBis 2045 muss die Umsetzung stufenweise bis zum Endausbau erfolgen\r\n7\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nAnlagenanzahl mit 4. Reinigungsstufe\r\n62\r\n94\r\n156\r\n124\r\n249\r\n414\r\n41\r\n31\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045\r\n72\r\n186\r\n343\r\n570\r\n10.000 bis 150.000 EW\r\n> 150.000 EW\r\nListengebiete\r\nAnnahme: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nGRUNDLAGENERMITTLUNG UND DEFINITION VON SZENARIEN\r\nInkrafttreten\r\nder EU KA\r\nRichtlinie*\r\n8 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n11 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n14 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n20 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000\r\nEW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2025\r\n* Bereits umgerüstete\r\nAnlagen bisher nicht\r\nberücksichtigt\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000\r\nEW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000\r\nEW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen\r\naus Kläranlagen >\r\n150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden\r\nmit 10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\nAusbauziele\r\ngemäß Trilog\r\n\r\n2033 zuerst 20% der\r\nGroßanlagen >150T EW\r\nund 10% aller Anlagen\r\n10T 150T EW in Listen\r\ngebieten, insgesamt 72\r\nAnlagen\r\n\r\nIm Endausbau alle\r\nAnlagen >150T EW und\r\nalle Gemeinden >10T\r\nEW in Listengebieten,\r\ninsgesamt 570 Anlagen©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie Umsetzung der vierten Reinigungsstufe kann im Wesentlichen durch drei\r\nHauptverfahrenstechniken erfolgen\r\n8\r\nMit einer sogenannten 4. Reinigungsstufe können Spurenstoffe in Kläranlagen weitestgehend beseitigt werden\r\nOzonung\r\nMembranfiltration\r\n\r\nFür die Kalkulation der Umsetzungsszenarien wird eine Verteilung der Hauptverfahrenstechniken in erster Näherung von:\r\n40% GAK/PAK Filter; 40% Ozonung und 20% Membranfiltration angesetzt\r\n\r\nEine Unterscheidung für die Größenklassen in Bezug auf die Verfahrenstechniken wird vorerst nicht angenommen, Kombinationen w erd en vernachlässigt,\r\nKostenunsicherheit der Membranfiltration ist deutlich höher als die der anderen Verfahren\r\n\r\nDas Rechenmodell folgt einem technologieoffenen Ansatz und orientiert sich nicht ausschließlich an den bereits in Betrieb befindlichen Verfahren\r\n\r\nDie getroffenen Annahmen zur Verteilung der Verfahrenstechniken werden hinsichtlich der Auswirkungen auf die Umsetzungskosten in einer\r\nSensitivitätsanalyse überprüft\r\nQuelle: Kläranlage Böblingen\r\nSindelfingen; PAK\r\nPulveraktivkohleverfahren (PAK) /\r\nVerfahren mit granulierter Aktivkohle (GAK)\r\nQuelle: Kläranlage Eriskirch,\r\nOzontank Quelle: Gruppenklärwerk Nordkanal\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nGRUNDLAGENERMITTLUNG UND DEFINITION VON SZENARIEN©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nIm zweiten Schritt erfolgt die Erstellung eines parametrierbaren Finanz\r\nmodells zur Analyse und Bewertung der ausgewählten Szenarien\r\n10\r\nBewertung von Szenarien und Plausibilisierung\r\nFINANCING PERIOD\r\nNAVIGATIO\r\nN\r\nTABLE OF CONTENT\r\nTOTAL USES\r\nEQUITY\r\nDEBT\r\nTIMELINE\r\nBeginning of Period\r\nmonthly\r\n01.10.201\r\n9\r\n01.11.201\r\n9\r\n01.12.201\r\n9\r\n01.01.202\r\n0 01.02.2020\r\nEnd of Period\r\n31.10.201\r\n9\r\n30.11.201\r\n9\r\n31.12.201\r\n9\r\n31.01.202\r\n0 29.02.2020\r\nFinancing months counter\r\ncounter\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\nModel semesters counter\r\ncounter\r\n1\r\n1\r\n1\r\n1\r\n1\r\nNumber of days in a period\r\ndays\r\n31\r\n30\r\n31\r\n31\r\n29\r\nTOTAL USES\r\nTotal Uses Required\r\n000 €\r\n8.860\r\nTotal Uses\r\n000 €\r\n8.860\r\n150\r\n0\r\n1.107\r\n1.109\r\n1.111\r\nEQUITY\r\nTotal Funding Requirement to be funded by equity\r\n000 €\r\n1.260\r\n21\r\n0\r\n157\r\n158\r\n158\r\nTotal Equity Balance\r\nEquity Beginning of Period\r\n000 €\r\n-\r\n21\r\n21\r\n179\r\n337\r\nEquity Injection upfront\r\n000 €\r\n0\r\n-\r\n-\r\n-\r\n-\r\n-\r\nEquity Injection pro\r\nrata 000 €\r\n0\r\n21\r\n0\r\n157\r\n158\r\n158\r\nTotal Equity Injection\r\n000 €\r\n1.260\r\n21\r\n0\r\n157\r\n158\r\n158\r\nEquity End of Period\r\n000 €\r\n0\r\n21\r\n21\r\n179\r\n337\r\n495\r\nEquity Used Amount\r\n000 €\r\n1.260\r\nCheck Equity Used Amount = Equity Injection Amount\r\nCheck\r\nWAHR\r\nCheck Equity Gearing = 14%\r\nCheck\r\nWAHR\r\nEquity Breakdown\r\nShare Capital Balance\r\nShare Capital Outstanding Beginning of Period\r\n000 €\r\n-\r\n13\r\n13\r\n108\r\n203\r\nShare Capital Injection\r\n000 €\r\n760\r\n13\r\n0\r\n95\r\n95\r\n95\r\nShare Capital Outstanding End of Period\r\n000 €\r\n0\r\n13\r\n13\r\n108\r\n203\r\n298\r\nShareholders' Loan Balance\r\nShareholders' Loan Outstanding Beginning of Period\r\n000 €\r\n-\r\n8\r\n8\r\n71\r\n134\r\nShareholders' Loan Drawdown\r\n000 €\r\n500\r\n8\r\n0\r\n62\r\n63\r\n63\r\nShareholders' Loan Outstanding End of Period\r\n000 €\r\n0\r\n8\r\n8\r\n71\r\n134\r\n196\r\nCheck Shareholders' Loan Committed Amount = Shareholders' Loan\r\nUsed Amount Check\r\nWAHR\r\nDEBT\r\nTotal Funding Requirement to be funded by debt\r\n000 €\r\n7.600\r\n129\r\n0\r\n949\r\n951\r\n953\r\nTotal Debt Balance\r\nOutstanding Beginning of Period\r\n000 €\r\n41.514\r\n-\r\n129\r\n129\r\n1.078\r\n2.029\r\nTerm Loan Drawdown\r\n000 €\r\n7.600\r\n129\r\n0\r\n949\r\n951\r\n953\r\nOutstanding End of Period\r\n000 €\r\n0\r\n129\r\n129\r\n1.078\r\n2.029\r\n2.982\r\nCheck Debt Gearing = 86%\r\nCheck\r\nWAHR\r\nDebt Breakdown\r\nErstellung eines Finanzmodells\r\nDas Modell dient der Darstellung der\r\nfinanziellen Auswirkungen der\r\nunterschiedlichen Umsetzungsszenarien.\r\nEs bietet die Möglichkeit zur\r\nSzenarienvariation und berücksichtigt alle relevanten\r\ntechnischen/kaufmännischen Bewertungsparameter.\r\nInputparameter\r\n\r\ntechnische Inputparameter (3 Technologievarianten)\r\n\r\nInvestitions und Betriebskosten\r\n\r\nFinanzierung\r\n\r\nSonstige Planungsparameter (bspw. Inflation)\r\nSzenariobetrachtung\r\nDas definierte Szenario wird mit Hilfe des Finanzmodells individuell parametriert und\r\nbewertet. Ergebnis ist die Bewertung hinsichtlich der finanziellen Auswirkungen als\r\nBasis für die weitere politische Beratung und Meinungsbildung.\r\nPlausibilisierung\r\nDie\r\nErgebnisse der Bewertung wurden mit den Gremien des VKU diskutiert und\r\nplausibilisiert\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDas definierte Umsetzungsszenario wird in dem Finanzmodell mit definierten Parametern und\r\nKostenfaktoren verknüpft, um die finanziellen Auswirkungen zu ermitteln\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 11\r\nWesentliche Eingangsparameter für das Finanzmodell (1/2)\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\nBetrachtungszeitraum\r\n2025\r\n2046, d.h.:\r\n\r\nalle Investitionsausgaben für den erstmaligen Ausbau der Viertbehandlung sind getätigt worden,\r\nReinvestitionen werden nicht betrachtet\r\n\r\nBetriebskosten werden nicht über die gesamte Lebensdauer der Anlagen betrachtet;\r\nab 2047 Fortführung der Werte aus 2046 zzgl. Inflation im Modell möglich\r\n\r\nFinanzierungskosten werden nicht über die gesamte Finanzierungsdauer betrachtet,\r\nab 2046 auslaufende Finanzierung und somit sinkende Finanzierungskosten p.a. (ohne Betrachtung\r\nvon Reinvestitionen)\r\nAnzahl Anlagen, Analgengrößen\r\nTechnologieverteilung\r\n\r\nQuelle ist www.kommunales abwasser.de , herausgegeben vom Bundesumweltamt, Daten aus 2020\r\n\r\nAnteil GAK/PAK 40%, Ozonung 40%, Membranfiltration 20%, basierend auf internen\r\nExpertenschätzungen©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDas definierte Umsetzungsszenario wird in dem Finanzmodell mit definierten Parametern und\r\nKostenfaktoren verknüpft, um die finanziellen Auswirkungen zu ermitteln\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 12\r\nWesentliche Eingangsparameter für das Finanzmodell (2/2)\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\nKapitalkosten\r\n\r\nBerücksichtigt werden sowohl Eigenkapital als auch Fremdkapitalkosten somit 100% Finanzierung\r\nmit einem Mischzinssatz (EK und FK) von 5% unterstellt\r\n\r\nFinanzierungsdauer beträgt 10 Jahre\r\nIndexierung von spezifischen\r\nAusgaben/\r\nKosten auf 2023\r\n\r\nErzeugerpreisindex gewerblicher Produkte des Statistischen Bundesamtes angewendet (Index = 146)\r\nInflationierung bis 2045\r\n\r\nbis 2027 Prognose zum Verbraucherpreisindex der Deutschen Bundesbank angewendet\r\n\r\nab 2028 Wert aus 2027 fortgeführt (2,2% p.a.)\r\nSpezifische Investitionsausgaben (CAPEX) und\r\nspezifische Betriebskosten (OPEX)\r\n\r\nAusgaben/ Kosten für die Technologien PAK/GAK sowie Ozonung basieren auf dem Abschlussbericht\r\nzum Forschungsvorhaben „Volkswirtschaftlicher Nutzen der Ertüchtigung kommunaler Kläranlagen zur\r\nElimination von organischen Spurenstoffen, Arzneimitteln, Industriechemikalien, bakteriologisch\r\nrelevanten Keimen und Viren (TP 9)\" aus dem Jahr 2013\r\n\r\nAusgaben/ Kosten der Membranfiltration basieren auf internen Expertenschätzungen auf Basis von\r\nDWA Berichten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie spezifischen CAPEX und OPEX pro m\r\n3 werden nach Technologieart und Anlagengröße ermittelt\r\noder geschätzt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 13\r\nSpezifische CAPEX und OPEX*\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n2,6\r\n0,8\r\n0,7\r\n1,3\r\n0,8\r\n0,5\r\n0,5\r\n2,8\r\n1,8\r\n1,5\r\n1,1\r\n0,7\r\n0,0\r\n0,5\r\n1,0\r\n1,5\r\n2,0\r\n2,5\r\n3,0\r\n10\r\n35\r\nTh. EW\r\n1,2\r\n35\r\n100\r\nTh. EW\r\n100\r\n150\r\nTh. EW\r\n150\r\n200\r\nTh. EW\r\n0,4\r\n0,2\r\n> 200 Th.EW\r\nPAK/GAK\r\nOzonung\r\nMembranfiltration\r\nSpezifische CAPEX, TEUR/Tm\r\n3\r\n0,09\r\n0,07\r\n0,06\r\n0,06\r\n0,05\r\n0,07\r\n0,04\r\n0,03\r\n0,40\r\n0,35\r\n0,25\r\n0,20\r\n0,15\r\n0,00\r\n0,05\r\n0,10\r\n0,15\r\n0,20\r\n0,25\r\n0,30\r\n0,35\r\n0,40\r\n10\r\n35\r\nTh. EW\r\n35\r\n100\r\nTh. EW\r\n0,03\r\n100\r\n150\r\nTh. EW\r\n150\r\n200\r\nTh. EW\r\n0,02\r\n> 200 Th.EW\r\nPAK/GAK\r\nOzonung\r\nMembran\r\nfiltration\r\nSpezifische OPEX, TEUR/Tm\r\n3\r\n*Abschlussbericht zum Forschungsvorhaben „Volkswirtschaftlicher Nutzen der Ertüchtigung kommunaler Kläranlagen zur Eliminatio\r\nn\r\nvon organischen Spurenstoffen, Arzneimitteln, Industriechemikalien, bakteriologisch relevanten Keimen und Viren (TP 9)\"©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie stufenweise Ausrüstung der betroffenen Anlagen in Deutschland ist mit jährlichen Ausgaben\r\nverbunden, die bis 2046 kontinuierlich auf 864 Mio. EUR p.a. in der Endausbaustufe ansteigen\r\n15\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung CAPEX, OPEX, Finanzierungskosten p.a. in Mio. EUR\r\n2025\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n58\r\n72\r\n84\r\n95\r\n107\r\n118\r\n130\r\n141\r\n334\r\n376\r\n420\r\n526\r\n579\r\n634\r\n622\r\n668\r\n2037\r\n764\r\n813\r\n864\r\n589\r\n2036\r\n2035\r\n2034\r\n2033\r\n2032\r\n2031\r\n2030\r\n2029\r\n2025\r\n2028\r\n2027\r\n2026\r\n2038\r\n2046\r\n2045\r\n2044\r\n2043\r\n2042\r\n2041\r\n2040\r\n2039\r\n715\r\nOPEX in Mio. EUR p.a.\r\nFinanzierungskosten in Mio. EUR p.a.\r\nCAPEX in Mio. EUR p.a.\r\nListengebiete\r\nAnnahme: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n* Bereits umgerüstete Anlagen\r\nbisher nicht berücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie kumulierten Ausgaben für die vorgesehene Umsetzung der Viertbehandlung belaufen sich bis\r\n2046 auf insgesamt ca. 8,7 Mrd. €\r\n16\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung OPEX, Abschreibungen, Finanzierungskosten in Mio. EUR KUMULIERT\r\nInkrafttreten der\r\nEU KA Richtlinie*\r\n8 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n11 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n14 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n20 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2025\r\n80\r\n839\r\n1.111\r\n3.912\r\n1.246\r\n2.220\r\n3.964\r\n2033\r\n506\r\n223\r\n2036\r\n517\r\n347\r\n176\r\n2046\r\n2039\r\n809\r\n1.939\r\n3.678\r\n8.715\r\nCAPEX, Mio. EUR\r\nFinanzierungskosten, Mio. EUR\r\nOPEX, Mio. EUR\r\nListengebiete\r\nAnnahme FMC: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n* Bereits umgerüstete Anlagen\r\nbisher nicht berücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\naus dem Jahr 2013©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nFolgende wesentlichen Ergebnisse ergeben sich in Zusammenfassung der Analyse 1:\r\nInvestitionskosten bei Ausbau / Betriebskosten wiederkehrend\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 17\r\nFazit\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\nDie\r\nstufenweise Ausrüstung der Anlagen ist mit jährlichen Ausgaben verbunden, die bis 2046 kontinuierlich auf 864 Mio. EUR\r\np.a. ansteigen. Dabei gehen die Investitionskosten zum Zeitpunkt des Ausbaus der jeweiligen Anlagen in voller Höhe in die\r\nBerechnung ein. Bis 2045 sind alle (Erst --)Investitionen getätigt. Betriebskosten fallen kontinuierlich an und wachsen im Zeitver lauf\r\ndurch die zunehmende Anzahl in Betrieb befindlicher Anlagen. Insgesamt belaufen sich die Kosten für Ausbau und Betrieb bis\r\n2046 auf 8,7 Mrd. Euro.\r\nDie damit für die Anlagenbetreiber verbundenen\r\nInvestitionen, Betriebs und Finanzierungskosten wurden mit Hilfe eines\r\nFinanzmodells unter Betrachtung der relevanten Kostengrößen ermittelt. Ab dem im Jahr 2045 erreichten Zielausbau fallen für\r\ndie 4. Reinigungsstufe weiterhin die jährlichen Lebenszeitkosten an. Darüber hinaus entstehen voraussichtlich für die ersten\r\nAnlagen Reinvestitionskosten.\r\nMit der Kommunalabwasserrichtlinie ist ein\r\nstufenweiser Ausbau der Kläranlagen vorgesehen, bei dem bis 2045 alle Anlagen\r\n>150.000 EW (156 Anlagen in D) und alle Gemeinden zwischen 10.000 EW und 150.000 EW in Listengebieten* (518 Anlagen in D)\r\nmit einer Viertbehandlung ausgerüstet werden müssen; unter Annahmen, dass 20% der Anlagen in Listengebieten liegen, sind\r\ndamit in Deutschland insgesamt ca. 647 Anlagen betroffen.\r\n* Annahme Listengebiete: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie stufenweise Ausrüstung der betroffenen Anlagen in Deutschland ist mit jährlichen Aufwänden\r\nverbunden, die bis 2046 kontinuierlich auf 748 Mio. EUR p.a. in der Endausbaustufe ansteigen\r\n19\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung OPEX, Abschreibungen, Finanzierungskosten p.a. in Mio. EUR\r\n2025\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2035\r\n2036\r\n2038\r\n2039\r\n2040\r\n2041\r\n2042\r\n2043\r\n2044\r\n2045\r\n2037\r\n2025\r\n2026\r\n2027\r\n2028\r\n2029\r\n2030\r\n2031\r\n28\r\n40\r\n53\r\n65\r\n78\r\n91\r\n112\r\n159\r\n208\r\n259\r\n318\r\n14\r\n436\r\n487\r\n539\r\n593\r\n647\r\n703\r\n2046\r\n2032\r\n2033\r\n2034\r\n748\r\n378\r\nOPEX in Mio. EUR p.a.\r\nAbschreibungen in Mio. EUR p.a.\r\nFinanzierungskosten in Mio. EUR p.a.\r\nListengebiete\r\nAnnahme: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n* Bereits umgerüstete Anlagen\r\nbisher nicht berücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie kumulierten jährlichen Kosten für die gemäß Trilog vorgesehene Umsetzung der vierten\r\nReinigungsstufe belaufen sich bis 2046 auf insgesamt ca. 6 Mrd. €\r\n20\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung OPEX, Abschreibungen, Finanzierungskosten in Mio. EUR KUMULIERT\r\nInkrafttreten der\r\nEU KA Richtlinie*\r\n8 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n11 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n14 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n20 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2025\r\n80\r\n839\r\n1.208\r\n517\r\n1.111\r\n3.912\r\n2036\r\n2033\r\n223\r\n158\r\n68\r\n176\r\n346\r\n347\r\n2039\r\n2046\r\n371\r\n851\r\n1.804\r\n5.959\r\nOPEX, Mio. EUR\r\nAbschreibungen, Mio. EUR\r\nFinanzierungskosten, Mio. EUR\r\nListengebiete\r\nAnnahme FMC: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n* Bereits umgerüstete Anlagen\r\nbisher nicht berücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nUm die Auswirkung des Anteils der Anlagen in Listengebieten (Basisannahme 20%) auf die\r\nGesamtkosten darzustellen, wurden zwei Varianten mit Anteilen von 10% bzw. 30% berechnet\r\n21\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nVariation der Annahme zu den Listengebieten (10%, 30%)\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n10%\r\nder Anlagen 10 150 T EW\r\nin Listengebieten\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2046\r\n371\r\n851\r\n1.804\r\n5.959\r\n20%\r\nder Anlagen 10 150 T EW\r\nin Listengebieten (Basisszenario)\r\n30%\r\nder Anlagen 10 150 T EW\r\nin Listengebieten\r\nOPEX, Mio. EUR, kumuliert\r\nAbschreibungen, Mio. EUR, kumuliert\r\nFinanzierungskosten, Mio. EUR, kumuliert\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2046\r\n327\r\n737\r\n1.518\r\n4.885\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2046\r\n416\r\n966\r\n2.091\r\n7.031\r\n+ ca. 1 Mrd. EUR\r\n+ ca. 1 Mrd. EUR©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nFolgende wesentlichen Ergebnisse ergeben sich in Zusammenfassung der Analyse 2a:\r\nKontinuierliche Abschreibung und Betriebskosten\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 22\r\nFazit\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\nDurch die stufenweise Ausrüstung der Anlagen steigen die\r\nAbschreibungen des Anlagevermögens und die Betriebskosten im\r\nZeitverlauf allmählich an. Die jährlichen Aufwendungen beginnen auf einem niedrigen Niveau und steigen bis 2046 auf 748 Mio.\r\nEuro p.a. an. Bis 2045 sind alle (Erst --)Investitionen getätigt. Insgesamt belaufen sich die über die Jahre bis 2046 kumulierten\r\nKosten für Abschreibungen und Betrieb auf ca. 6 Mrd. Euro. Der jährliche Mittelbedarf verbleibt über das Jahr 2046 real auf\r\ndem bis dahin erreichten Niveau.\r\nDie damit für die Anlagenbetreiber verbundenen\r\nInvestitionen, Betriebs und Finanzierungskosten wurden mit Hilfe eines\r\nFinanzmodells unter Betrachtung der relevanten Kostengrößen ermittelt. Ab dem im Jahr 2045 erreichten Zielausbau fallen für\r\ndie 4. Reinigungsstufe weiterhin die jährlichen Lebenszeitkosten an. Darüber hinaus entstehen voraussichtlich für die ersten\r\nAnlagen Reinvestitionskosten.\r\nMit der Kommunalabwasserrichtlinie ist ein\r\nstufenweiser Ausbau der Kläranlagen vorgesehen, bei dem bis 2045 alle Anlagen\r\n>150.000 EW (156 Anlagen in D) und alle Gemeinden zwischen 10.000 EW und 150.000 EW in Listengebieten* (518 Anlagen in D)\r\nmit einer Viertbehandlung ausgerüstet werden müssen; unter Annahmen, dass 20% der Anlagen in Listengebieten liegen, sind\r\ndamit in Deutschland insgesamt ca. 647 Anlagen betroffen.\r\n* Annahme Listengebiete: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie stufenweise Ausrüstung der betroffenen Anlagen in Deutschland ist mit jährlichen Aufwänden\r\nverbunden, die bis 2046 kontinuierlich auf 748 Mio. EUR p.a. in der Endausbaustufe ansteigen\r\n24\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung OPEX, Abschreibungen, Finanzierungskosten p.a. in Mio. EUR\r\n2025\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2039\r\n2037\r\n2036\r\n2035\r\n2034\r\n2033\r\n2032\r\n2031\r\n2030\r\n2029\r\n2028\r\n2027\r\n2026\r\n2038\r\n2046\r\n2045\r\n2044\r\n2043\r\n2042\r\n2041\r\n2040\r\n54\r\n60\r\n65\r\n71\r\n76\r\n84\r\n89\r\n105\r\n2025\r\n202\r\n255\r\n315\r\n375\r\n434\r\n486\r\n538\r\n592\r\n646\r\n702\r\n748\r\n48\r\n153\r\nOPEX in Mio. EUR p.a.\r\nAbschreibungen in Mio. EUR p.a.\r\nFinanzierungskosten in Mio. EUR p.a.\r\nListengebiete\r\nAnnahme: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n* v\r\non bereits umgerüsteter\r\nAnlagen (s. BT Drs . 20/11035)\r\nwurden Kostenschätzungen\r\nberücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nDie kumulierten jährlichen Kosten für die gemäß Trilog vorgesehene Umsetzung der vierten\r\nReinigungsstufe belaufen sich bis 2046 auf insgesamt ca. 6 Mrd. €\r\n25\r\nUmsetzungsszenario gemäß Artikel 8 KARL\r\nErmittlung OPEX, Abschreibungen, Finanzierungskosten in Mio. EUR KUMULIERT\r\nInkrafttreten der\r\nEU KA Richtlinie*\r\n8 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n11 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n14 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n20 Jahre nach\r\nInkrafttreten\r\n2033\r\n2036\r\n2039\r\n2045/2046\r\n\r\n20% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n10% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n2025\r\n86\r\n822\r\n1.225\r\n620\r\n1.215\r\n4.015\r\n326\r\n99\r\n2033\r\n186\r\n167\r\n2036\r\n371\r\n331\r\n2039\r\n2046\r\n511\r\n973\r\n1.917\r\n6.062\r\nOPEX, Mio. EUR\r\nAbschreibungen, Mio. EUR\r\nFinanzierungskosten, Mio. EUR\r\nListengebiete\r\nAnnahme FMC: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten\r\n*\r\nvon bereits umgerüsteter\r\nAnlagen (s. BT Drs . 20/11035)\r\nwurden Kostenschätzungen\r\nberücksichtigt\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\n\r\n40% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n30% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n60% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n60% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten\r\n\r\n100% der Einleitungen aus\r\nKläranlagen > 150.000 EW\r\n\r\n100% aller Gemeinden mit\r\n10.000 150.000 EW in\r\nListengebieten©\r\nFichtner Management Consulting AG\r\nFolgende wesentlichen Ergebnisse ergeben sich in Zusammenfassung der Analyse 2b:\r\nKontinuierliche Abschreibung und Betriebskosten inkl. „First Mover\r\nVKU – Kommunalabwasserrichtlinie – Haltepunkt 2 26\r\nFazit\r\nFINANZIELLE BEWERTUNG\r\nDurch die stufenweise Ausrüstung der Anlagen steigen die\r\nAbschreibungen des Anlagevermögens und die Betriebskosten im\r\nZeitverlauf allmählich an. Bereits in Betrieb befindliche Anlagen („First Mover “) werden ab Einführung der erweiterten\r\nHerstellerverantwortung mit den anfallenden Abschreibungen und Betriebskosten mit in die Modellrechnung einbezogen. Dadurch\r\nfallen die jährlichen Aufwendungen zu Beginn des Betrachtungszeitraumes höher aus. Insgesamt bleiben die Kosten bis 2046 mit\r\n6.1 Mrd. Euro nahezu gleich.\r\nDie damit für die Anlagenbetreiber verbundenen\r\nInvestitionen, Betriebs und Finanzierungskosten wurden mit Hilfe eines\r\nFinanzmodells unter Betrachtung der relevanten Kostengrößen ermittelt. Ab dem im Jahr 2045 erreichten Zielausbau fallen für\r\ndie 4. Reinigungsstufe weiterhin die jährlichen Lebenszeitkosten an. Darüber hinaus entstehen voraussichtlich für die ersten\r\nAnlagen Reinvestitionskosten.\r\nMit der Kommunalabwasserrichtlinie ist ein\r\nstufenweiser Ausbau der Kläranlagen vorgesehen, bei dem bis 2045 alle Anlagen\r\n>150.000 EW (156 Anlagen in D) und alle Gemeinden zwischen 10.000 EW und 150.000 EW in Listengebieten* (518 Anlagen in D)\r\nmit einer Viertbehandlung ausgerüstet werden müssen; unter Annahmen, dass 20% der Anlagen in Listengebieten liegen, sind\r\ndamit in Deutschland insgesamt ca. 647 Anlagen betroffen.\r\n* Annahme Listengebiete: 20% der Anlagen befinden sich in Listengebieten"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Gesundheit (BMG)","shortTitle":"BMG","url":"https://www.bundesgesundheitsministerium.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. 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Auf dem Weg dahin ist es gelungen, einen wichtigen und tragfähigen po-litischen Kompromiss zu erzielen: Sowohl die Gebührenzahler und -zahlerinnen für die Abwasserentsorgung als auch die Hersteller von Kosmetik- und Pharmaprodukten wer-den verpflichtet, einen angemessenen Anteil zum verbesserten Gewässerschutz beizu-steuern. Die Bundesregierung muss dieses Ergebnis nun am 5. November durch ihre Zustimmung im Ministerrat final absichern. Der Anwendungsbereich der Kommunalabwasserrichtlinie wird durch die aktuelle No-velle deutlich ausgeweitet. Sie umfasst neben Regelungen zur Niederschlagswasserbe-handlung und Energieneutralität insbesondere auch neue Anforderungen an die Ab-wasserbehandlung. Für bestimmte Kläranlagen werden sowohl ambitioniertere Vorga-ben für die dritte - als auch die verpflichtende Einführung einer vierten Reinigungsstufe vorgesehen. Diese Viertbehandlung dient der Elimination von Spurenstoffen im Abwas-ser, die zu einem ganz überwiegenden Anteil auf Produkte der Pharma- und Kosmetik-industrie zurückgehen. Es ist deshalb ein wichtiger Schritt, dass sich diese Branchen zu 80 Prozent an den Kosten der Viertbehandlung beteiligen, während alle verbleibenden Kosten aus der Umsetzung der Richtlinie auch weiterhin bei den Kundinnen und Kun-den der Abwasserentsorgung landen. Diese erweiterte Herstellerverantwortung entspricht nicht nur dem Verursacherprinzip im europäischen Primärrecht, sondern ist auch eine Forderung in der Nationalen Was-serstrategie der Bundesregierung aus dem vergangenen Jahr. Sie entlastet die Abwas-sergebührenzahlerinnen und -zahler und setzt Anreize, in alternative, weniger gewäs-serbelastende Produkte zu investieren.\r\n2/2\r\nNach einer im Auftrag des VKU erstellten Studie werden sich die Kosten für den Ausbau und Betrieb der Viertbehandlung für die kommunale Abwasserwirtschaft bis zum Jahr 2045 auf etwa 8,7 Milliarden Euro belaufen. Auf die Pharma- und Kosmetikindustrie würden davon weniger als sieben Milliarden Euro entfallen. Die Kostenschätzung des VKU liegt damit deutlich unter den von der Pharmabranche transportierten Zahlen. Wichtig ist zudem: die Kosten werden nicht sofort in vollem Umfang anfallen. Da der Ausbau nach den Vorgaben der Richtlinie zeitlich gestaffelt erfolgen soll, werden die ausbaupflichtigen Anlagen erst nach und nach in Betrieb gehen. Die Kosten für Investi-tionen und Betrieb werden daher zu Beginn der Umsetzung niedriger sein und erst über die Zeit moderat zunehmen.\r\nDie heimischen Hersteller von Pharma- und Kosmetikprodukten werden durch die er-weiterte Herstellerverantwortung auch nicht benachteiligt. Denn verpflichtet werden unabhängig von ihrem Sitz oder ihrer Produktionsstätte alle Hersteller, die entspre-chende Produkte im europäischen Binnenmarkt in den Verkehr bringen.\r\nVor diesem Hintergrund stellt die Neufassung der Kommunalabwasserrichtlinie einen Meilenstein im europäischen Gewässerschutz dar. Wir bitten Sie, sich als Bundesregie-rung für die dabei gefundenen und gut austarierten Kompromisse einzusetzen und dem vorliegenden Richtlinientext im Ministerrat zuzustimmen.\r\nGerne stehen wir Ihnen für ein Gespräch zur Kommunalabwasserrichtlinie jederzeit zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Gesundheit (BMG)","shortTitle":"BMG","url":"https://www.bundesgesundheitsministerium.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Dies ist nicht nur\r\neine Frage der Quantität, sondern auch der Qualität.\r\nDie Qualität des Rohwassers hängt entscheidend von den lokalen\r\nbzw. regionalen Besonderheiten ab und von den genutzten Ressourcen.\r\nLandwirtschaftliche Bewirtschaftung, industrielle Ansiedlungen,\r\ngeologische Bedingungen und der Mensch wirken auf die natürlichen\r\nWasserressourcen ein. Die Trinkwasserverordnung legt für Stoffe im\r\nTrinkwasser strenge qualitative Vorgaben fest. Um diese einzuhalten,\r\nmüssen die kommunalen Wasserversorger das Rohwasser unterschiedlich\r\nstark aufbereiten. Welche Aufbereitung erforderlich ist,\r\nhängt entscheidend von der Beeinflussung des Rohwassers ab. Um\r\nmöglichst naturbelassenes Wasser zur Trinkwasserversorgung nutzen\r\nzu können, muss dafür Sorge getragen werden, dass schon das\r\nRohwasser so wenig wie möglich mit Schad- und Nährstoffen\r\nbelastet ist. Daher ist es wichtig, dass die Schutzanforderungen bei\r\nden Rohwasserressourcen, die zur Trinkwassergewinnung genutzt\r\nwerden, überprüft und eingehalten werden.\r\nAber die Folgen der Klimakrise werden in Deutschland zunehmend\r\nspürbar – auch bei unseren Wasserressourcen. Durch die Klimakrise\r\nwird es in Mitteleuropa insgesamt trockener, so der Sechste Sachstandsbericht\r\ndes Weltklimarats IPCC. Es gilt als sicher, dass heiße\r\nTemperaturextreme häufiger und intensiver werden. Daher müssen\r\nwir weitere Maßnahmen ergreifen, um die langfristige Verfügbarkeit\r\nund Qualität der Wasserressourcen in Deutschland zu sichern.\r\n3,33\r\nMilliarden Kubikmeter\r\n(62,5 Prozent)\r\nGrundwasser zur\r\nWasserversorgung genutzt\r\nQuelle: DESTATIS 2024\r\nVKU Position\r\nSchutz der Wasserressourcen für die\r\nöffentliche Wasserversorgung\r\n2\r\nSpurenstoffe wirksam und frühzeitig reduzieren –\r\nSpurenstoffdialog fortsetzen\r\nWir nutzen viele verschiedene Spurenstoffe in unserem Alltag. Sie\r\nfinden sich in Medikamenten sowie Wasch-, Reinigungs- und Pflanzenschutzmitteln.\r\nDiese Stoffe finden wir auch im Wasserkreislauf\r\nwieder. Um unsere Wasserressourcen bestmöglich zu schützen, müssen\r\nwir mit diesen Stoffen verantwortungsvoll umgehen und sie frühzeitig\r\nvermeiden, beziehungsweise zumindest reduzieren. Als eine\r\nMaßnahme zur Reduktion ist die Kennzeichnungspflicht für Produkte\r\nund damit die Information und Sensibilisierung der Verbraucher\r\nwesentlich. Für die Arzneimittel müssen dafür die Hemmnisse\r\nim Arzneimittelgesetz und den europäischen Regelungen abgeschafft\r\nwerden.\r\nDer Spurenstoffdialog muss mit dem Ziel des Gewässerschutzes fortgesetzt\r\nwerden; genauso sind aber auch ordnungsrechtliche Maßnahmen\r\nnotwendig..\r\nPFAS auf EU-Ebene verbieten – Herstellerverantwortung\r\numsetzen\r\nPer- und polyfluorierte Chemikalien (PFAS), sogenannte Ewigkeitschemikalien,\r\nbelasten schon heute Böden und Trinkwasser. Weil\r\nstrengere Trinkwassergrenzwerte die komplexe und komplizierte\r\nProblematik allein nicht lösen können, muss die PFAS-Vermeidung\r\ndirekt an der Eintragsquelle ansetzen, beispielsweise über ein\r\nschnelles PFAS-Verbot auf EU-Ebene. Denn je mehr PFAS eingesetzt\r\nwird, desto größer die Verunreinigung unserer Wasserressourcen\r\nund desto schwieriger die Trinkwassergewinnung.\r\nAllerdings träfe ein PFAS-Verbot auch viele Schlüsseltechnologien,\r\ndie wir für den Umbau des Energiesystems brauchen, um CO2 zu vermeiden.\r\nDeshalb muss ein Verbot mit angemessenen Übergangsfristen,\r\nBestandsanlagenschutz und Ausnahmeregelungen einher gehen.\r\nAber der Kurs muss klar sein: Überall dort, wo sich der PFASEinsatz\r\nheute schon vermeiden lässt, muss es schnellstmöglich ordnungsrechtliche\r\nVorgaben geben. Das gilt etwa für den Einsatz von\r\nPFAS-haltigen Kältemitteln, die durch natürliche Kältemittel zu ersetzen\r\nsind.\r\nDarüber hinaus ist es aber unbedingt notwendig, die Hersteller –\r\nauch finanziell - in die Verantwortung zu nehmen. Die Weichen dafür\r\nmüssen die Politik in Brüssel und Berlin jetzt stellen. Kurzfristig\r\nbrauchen Wasserversorger technische und finanzielle Mittel, um die\r\nEinträge aus der Vergangenheit bestmöglich beseitigen zu können.\r\nAllerdings stoßen die bisher zur Verfügung stehenden technischen\r\nMittel auch an ihre Grenzen. Deshalb geht es um ein grundsätzliches\r\nUmsteuern. Eine konsequente Herstellerverantwortung setzt die\r\nrichtigen Anreize für Veränderungen. Ansonsten bleiben die Wasserversorger\r\nder Reparaturbetrieb und die Wasserkundinnen und -\r\nkunden müssen zahlen.\r\nReduktionsziele für Pflanzenschutzmittel verbindlich\r\nfestlegen – EU-Zulassungsverfahren anpassen\r\nDie teilweise in einigen Regionen zunehmenden Einträge von Pflanzenschutzmitteln\r\nund ihren Abbauprodukten bereiten der kommunalen\r\nWasserwirtschaft große Sorgen. Deswegen sollten der Schutz\r\nder Trinkwasserressourcen vor solchen Einträgen noch stärker in den\r\nBlick zu nehmen.\r\nDer VKU fordert, dass Deutschland verbindliche und konkrete Reduktionsziele\r\nfür Pflanzenschutzmittel auf nationaler Ebene festgelegt\r\nund umsetzt. Der Nationale Aktionsplan Pflanzenschutzmittel muss\r\nmehr sein als eine Absichtserklärung. Seit Jahren werden die Ziele\r\nweitgehend verfehlt. Wir können sie nur dann erreichen, wenn es\r\nkonkrete rechtliche Vorgaben zur Anwendung von Pflanzenschutzmitteln\r\ngibt. Zudem sollte sich die Bundesregierung für eine Wiederaufnahme\r\nder Verhandlungen einer EU-Verordnung über die nachhaltige\r\nVerwendung von Pflanzenschutzmitteln (SUR) einsetzen.\r\nDabei sollte die Anwendung chemischer Pflanzenschutzmittel auch\r\nin Trinkwassereinzugsgebieten weitgehend eingeschränkt werden,\r\nnicht nur in sensiblen Gebieten wie städtischen Grünflächen und Naturschutzgebieten.\r\nIm Unterschied dazu sollte die Anwendung der\r\nfür den Ökolandbau zugelassenen Naturstoffe einschließlich mineralischer\r\nStoffe weiterhin ermöglicht werden.\r\nDas EU-Zulassungsverfahren gehört dringend reformiert. In diesem\r\nZusammenhang sollte die bei der letzten Novelle eingeführte Vorgabe\r\nder Zulassung von Pflanzenschutzmitteln über eine zonale Zulassung\r\nangepasst oder ganz abgeschafft werden, sofern keine Einschränkungen\r\nfür den Schutz von Gewässern zur Trinkwasserversorgung\r\nvorgenommen werden können. Die Annahme und\r\nGrundlage der Zonen, dass umweltbezogene und klimatische Randbedingungen\r\nin den betroffenen Mitgliedstaaten ähnlich sind, ist\r\nnicht belastbar. Es sollte vielmehr in den Händen der Mitgliedstaaten\r\nliegen, in Kenntnis der jeweiligen naturräumlichen Randbedingungen\r\nüber die Pflanzenschutzmittelzulassung zu entscheiden.\r\n© Arzneimittel_seen0001_stock_adobe_com_NL\r\n3\r\nEU-Nitratrichtlinie konsequent umsetzen –\r\nDüngerecht schnell verabschieden\r\nDer aktuelle Nitratbericht Deutschlands aus dem Jahr 2024 zeigt,\r\ndass es immer noch keine Entspannung bei den Nitrat-Einträgen in\r\nunsere Gewässer gibt. Wir müssen also weitere Maßnahmen ergreifen,\r\num unser Grundwasser als wichtigste Trinkwasserressource\r\nbesser vor Nitrat zu schützen. Wir appellieren daher an Bund und\r\nLänder, die Novelle des Düngegesetz endlich zu verabschieden - weniger\r\nNitrat, mehr Gewässerschutz.\r\nDas Gesetz enthält auch die wichtige Nährstoffbilanz (ehemals Stoffstrombilanz).\r\nNur mit einem solchen Steuerungsinstrument kann es\r\ngelingen, unsere Trinkwasserressourcen auch langfristig zu schützen.\r\nDie Bilanz würde erstmals eine valide Datengrundlage liefern, auf der\r\nauch die geplante Erleichterung für landwirtschaftliche Betriebe, die\r\ngewässerschonend arbeiten, aufsetzen könnte. Das Düngegesetz\r\nbietet damit auch eine Chance, Landwirtschaft und Gewässerschutz\r\nbesser zu vereinen. Allen Beteiligten sollte klar sein, dass es darum\r\ngeht, die EU-Nitratrichtlinie weiterhin konsequent umzusetzen, um\r\nunser Grundwasser besser zu schützen.\r\nVorrangs der öffentlichen Wasserversorgung\r\nim Vollzug sicherstellen\r\nNeben dem sorgsamen Umgang mit Wasser ist auch ein besseres\r\nWissen darüber, wer wann und in welchem Umfang auf die Ressource\r\nzugreift, notwendig. Der genehmigungsfreie Zugriff muss dafür\r\nso weit wie möglich eingeschränkt werden. Bei Bewirtschaftungsentscheidungen\r\nund damit bei der Erteilung, Ausgestaltung und\r\nRechtsqualität von Wasserrechten genießt die öffentliche Wasserversorgung\r\nverfassungsrechtlich verankerten Vorrang gegenüber\r\nkonkurrierenden Ansprüchen. Dies gilt es bei der Gewichtung unterschiedlicher\r\nNutzungsinteressen in behördlichen Ermessensentscheidungen\r\numzusetzen.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008287","regulatoryProjectTitle":"Sicherung des Investitions- und Finanzierungsbedarf für wasserwirtschaftliche Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7f/57/502473/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310300.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Um was es geht\r\n• Wer in Deutschland über öffentliche Infrastrukturen\r\nspricht, muss auch über Wasserver- und Abwasserentsorgung\r\nsprechen. Das Sondervermögen\r\nInfrastruktur Bund/Länder/Kommunen muss deshalb\r\nauch die Wasser- und Abwasserinfrastruktur umfassen.\r\n• 800 Milliarden Euro müssen die kommunalen Wasserversorger\r\nund Abwasserentsorger in den kommenden 20\r\nJahren investieren, um die notwendigen Erneuerungsmaßnahmen\r\ndurchzuführen und die Infrastruktur an den\r\nKlimawandel anzupassen.\r\n• Der Investitionsbedarf wurde im Rahmen einer Studie im\r\nAuftrag des VKU ermittelt. Die Erhöhung der Investitionen\r\nvon derzeit 10 auf etwa 40 Milliarden Euro pro\r\nJahr wird notwendig, um die hohe Qualität der Wasserver-\r\nund Abwasserentsorgung langfristig zu sichern und\r\ndie Infrastruktur resilienter zu machen.\r\nSteigende Investitionen für eine zukunftsfeste\r\nWasserwirtschaft\r\nWasser- und Abwasserwirtschaft in Deutschland stehen für eine sichere,\r\nqualitativ hochwertige und bezahlbare Dienstleistung zu jeder\r\nZeit an jedem Ort. Sie sind Grundlage für gute Wirtschafts- und\r\nWohnstandorte. Eine funktionierende und resiliente Infrastruktur ist\r\ndafür unerlässlich. Diese ist ein häufig unterschätzter Vermögenswert\r\nder Bürgerinnen und Bürger – ein Schatz unter der Straße.\r\nDas Funktionieren der Infrastruktur wird als Selbstverständlichkeit\r\nangesehen, stellt aber eine zunehmende Herausforderung dar.\r\nGroße Teile der Leitungs- und Kanalnetze wurden Mitte des letzten\r\nJahrhunderts errichtet, einige Bestände sind sogar deutlich älter als\r\n100 Jahre. Auch wenn diese nach wie vor funktionieren und die Unternehmen\r\nseit jeher kontinuierlich am Erhalt und der Erneuerung\r\nder Anlagen und Netze arbeiten, stehen wir in den nächsten Jahren\r\nvor einem neuen Investitionszyklus. Viele Anlagen, Leitungen und Kanäle\r\nerreichen das Ende der Nutzungsdauer. Zudem werden Anpassungen\r\naufgrund des Klimawandels und der Bevölkerungsentwicklung\r\nnotwendig. Strengere gesetzliche Anforderungen führen zu\r\neinem zusätzlichen Investitionsbedarf.\r\nKommunale Wasserwirtschaft\r\nWachsender Investitionsbedarf in eine\r\nzukunftsfeste (Ab-)Wasserwirtschaft\r\n2\r\nBereits heute betragen die Investitionen in die Wasser- und Abwasserwirtschaft\r\netwa 10 Milliarden Euro pro Jahr. Doch die Prognose ist\r\nklar: Die Investitionen müssen in den nächsten Jahren deutlich steigen,\r\num die Wasserver- und Abwasserentsorgung in der gewohnten\r\nQualität langfristig zu sichern. Für die kommenden 20 Jahre rechnen\r\nwir mit einer Vervierfachung des durchschnittlichen Investitionsvolumens.\r\nAus 10 Milliarden werden dann im Schnitt 40 Milliarden Euro\r\npro Jahr. Davon entfallen etwa ein Drittel auf die Trinkwasserversorgung,\r\nzwei Drittel auf die Abwasserentsorgung. Insgesamt verteilt\r\nsich ein etwas größerer Teil der Investitionen auf die ersten 10 Jahre.\r\n450 Milliarden Euro entfallen auf den Zeitraum von 2025 bis 2034.\r\nDanach ist ein Peak überschritten und die Investitionen gehen zwischen\r\n2035 und 2044 auf etwa 350 Milliarden Euro zurück.\r\nInfrastrukturinvestitionen sind besonders in der Wasserwirtschaft\r\ngenerationenübergreifend. Das liegt an den langen Nutzungsdauern\r\nvon 80 bis teilweise über 100 Jahren. Wer in diesen Zeiträumen plant,\r\ndenkt bei Investitionen nie nur an den Erhalt des Status quo, sondern\r\nimmer auch an die Anpassung an veränderte Rahmenbedingungen.\r\nUnd diese sind heute besonders dynamisch, wie uns der immer stärker\r\nspürbare Klimawandel in den vergangenen Jahren gezeigt hat.\r\nDie Entwicklungen sind für die Wasserwirtschaft herausfordernd. Investitionen\r\nmüssen beschleunigt werden, um die Ver- und Entsorgung\r\nzu sichern und sie resilienter zu machen. Eine trennscharfe Abgrenzung\r\nvon Erhalt und Anpassung ist deshalb schwierig. Beides\r\ngeht Hand in Hand. Aktuell treten vielen Anpassungsmaßnahmen\r\naufgrund der sich schnell verändernden Rahmenbedingungen stärker\r\nin den Vordergrund. Wir gehen daher von einem zusätzlichen\r\nAufwand an Investitionen insbesondere durch erforderliche Anpassungen\r\nan den Klimawandel von etwa 10 bis 15 Prozent der Gesamtinvestitionssumme\r\naus.\r\nDie genannten Zahlen sind ohne weitere Einordnung schwer greifbar.\r\nBezogen auf die Bevölkerung in Deutschland wird die Wasserwirtschaft\r\nin den kommenden 20 Jahren Investitionen von etwa 10.000\r\nEuro pro Kopf tätigen müssen. Die Kosten werden aber von allen Nutzern\r\nder Infrastruktur getragen werden; das heißt, Wirtschaft, öffentliche\r\nEinrichtungen und private Haushalte tragen gemeinsam zur Refinanzierung\r\nder Infrastruktur bei. Nicht alle Kosten landen am Ende\r\nbeim privaten Verbraucher. Wichtig dabei ist: Investitionen landen\r\nnicht 1 zu 1 in den Gebühren und Preisen! Die Investitionen, die die\r\nWasserwirtschaft tätigt, werden über die Nutzungsdauer der Anlagen\r\nund Netze abgeschrieben. Der Gebührenzahler trägt mit seiner\r\nWasser- und Abwasserrechnung also jedes Jahr einen Teil der anfangs\r\ndurch die Unternehmen getätigten Investitionen. So werden\r\ndie Kosten über die Nutzungsdauer gerecht verteilt, teilweise über\r\nmehrere Generationen. Erst wenn eine Leitung oder ein Kanal am\r\nEnde seiner Nutzungsdauer ist, wurden die gesamten Investitionen\r\ndurch die Nutzer refinanziert.\r\nDennoch: Zur Wahrheit gehört auch, durch den anstehenden Aufwuchs\r\nder erforderlichen Investitionen werden auch die Entgelte für\r\nWasser und Abwasser steigen. Mehr Gesamtinvestitionen werden\r\nsich allmählich auch in höheren jährlichen Kosten für Abschreibungen\r\nund Kapital niederschlagen und sich deutlich auf die Entgelte\r\nauswirken.\r\nWas braucht es jetzt, um die Herausforderungen\r\nzu meistern?\r\n1. Politische und öffentliche Akzeptanz\r\nDie Investitionsoffensive hat begonnen und muss jetzt weiter verstetigt\r\nwerden. Die Wasserver- und Abwasserentsorgung funktioniert\r\nheute zuverlässig und sicher. Damit das so bleibt, müssen wir\r\njetzt aktiv werden und die Kosten dafür aufbringen. Bahnstrecken\r\nfür mehrere Monate zu sperren mag lästig sein. Die Wasserversorgung\r\nfür mehr als einige Stunden zu unterbrechen, ist für uns unvorstellbar\r\nund sollte es auch bleiben! Das gilt aufgrund der gesundheitlichen\r\nFolgen noch mehr für die Abwasserentsorgung.\r\n2. Förderung und Kostendämpfung\r\nWasser und Abwasser sind essenziell und müssen bezahlbar bleiben.\r\nDort, wo Entgelte aufgrund der Entwicklungen die Grenze der\r\nBezahlbarkeit überschreiten, braucht es finanzielle Unterstützung.\r\nHier sind Mittel aus dem Sondervermögen Infrastruktur erforderlich.\r\nDie Wasserwirtschaft darf nicht mit immer neuen und strengeren\r\nAnforderungen belastet werden, die die Kosten zusätzlich in die\r\nHöhe treiben. Alle hilfreichen Maßnahmen zur Kostensenkung und\r\nEntgeltdämpfung müssen ergriffen werden: zu denken ist dabei z.B.\r\n3\r\nan die europarechtlich mögliche Absenkung der Mehrwertsteuer für\r\nTrinkwasser bis auf Null bei Beibehaltung des Vorsteuerabzugs, die\r\nMittel aus dem Wasserentnahmeentgelt sowie der Abwasserabgabe\r\ndurch Verrechnungsmodelle für die Infrastrukturfinanzierung\r\nnutzbar zu machen, eine konsequente Umsetzung des Verursacherprinzips\r\ndurch die Etablierung der Herstellerverantwortung auch im\r\nBereich der Trinkwasserversorgung und die Erleichterung der interkommunalen\r\nZusammenarbeit.\r\n3. Langer Atem\r\nPlanung und Bau von Infrastruktur sind langfristig. Politik muss für\r\ndie Unternehmen die Voraussetzungen schaffen, Investitionen\r\nschneller umsetzen zu können. Dafür braucht es beschleunigte Planungs-\r\nund Genehmigungsverfahren. Und es braucht eine Investitionssicherheit,\r\nauf die sich auch die Bauwirtschaft durch die Bereitstellung\r\nder erforderlichen Kapazitäten einstellen kann. Aber auch\r\ndann ist es ein Projekt, das uns die nächsten 20 Jahre und darüber\r\nhinaus begleiten wird. Es braucht also keine Schnellschüsse, sondern\r\nstrategische wie politische Weitsicht auf Ebene von Bund,\r\nLändern und Kommunen und über Legislaturperioden hinweg. Das\r\nauf 10 Jahre angelegte Sondervermögen Infrastruktur ist dafür ein\r\nguter Baustein."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Unsere Ziele:\r\n• Spurenstoffe wirksam und frühzeitig reduzieren –\r\nSpurenstoffdialog fortsetzen.\r\n• PFAS auf EU-Ebene verbieten – Herstellerverantwortung\r\numsetzen.\r\n• Reduktionsziele für Pflanzenschutzmittel verbindlich\r\nfestlegen – EU-Zulassungsverfahren anpassen.\r\n• EU-Nitratrichtlinie konsequent umsetzen – Düngerecht\r\nschnell verabschieden.\r\n• Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung bei\r\nNutzungskonkurrenzen sicherstellen\r\nÖffentliche Wasserversorgung jederzeit, an jedem Ort, in hoher Qualität\r\nund zu angemessenen Preisen; das ist eine Selbstverständlichkeit\r\nin Deutschland und muss es auch bleiben. Dafür müssen ausreichende\r\nWasserressourcen zur Verfügung stehen. Dies ist nicht nur\r\neine Frage der Quantität, sondern auch der Qualität.\r\nDie Qualität des Rohwassers hängt entscheidend von den lokalen\r\nbzw. regionalen Besonderheiten ab und von den genutzten Ressourcen.\r\nLandwirtschaftliche Bewirtschaftung, industrielle Ansiedlungen,\r\ngeologische Bedingungen und der Mensch wirken auf die natürlichen\r\nWasserressourcen ein. Die Trinkwasserverordnung legt für Stoffe im\r\nTrinkwasser strenge qualitative Vorgaben fest. Um diese einzuhalten,\r\nmüssen die kommunalen Wasserversorger das Rohwasser unterschiedlich\r\nstark aufbereiten. Welche Aufbereitung erforderlich ist,\r\nhängt entscheidend von der Beeinflussung des Rohwassers ab. Um\r\nmöglichst naturbelassenes Wasser zur Trinkwasserversorgung nutzen\r\nzu können, muss dafür Sorge getragen werden, dass schon das\r\nRohwasser so wenig wie möglich mit Schad- und Nährstoffen\r\nbelastet ist. Daher ist es wichtig, dass die Schutzanforderungen bei\r\nden Rohwasserressourcen, die zur Trinkwassergewinnung genutzt\r\nwerden, überprüft und eingehalten werden.\r\nAber die Folgen der Klimakrise werden in Deutschland zunehmend\r\nspürbar – auch bei unseren Wasserressourcen. Durch die Klimakrise\r\nwird es in Mitteleuropa insgesamt trockener, so der Sechste Sachstandsbericht\r\ndes Weltklimarats IPCC. Es gilt als sicher, dass heiße\r\nTemperaturextreme häufiger und intensiver werden. Daher müssen\r\nwir weitere Maßnahmen ergreifen, um die langfristige Verfügbarkeit\r\nund Qualität der Wasserressourcen in Deutschland zu sichern.\r\n3,33\r\nMilliarden Kubikmeter\r\n(62,5 Prozent)\r\nGrundwasser zur\r\nWasserversorgung genutzt\r\nQuelle: DESTATIS 2024\r\nVKU Position\r\nSchutz der Wasserressourcen für die\r\nöffentliche Wasserversorgung\r\n2\r\nSpurenstoffe wirksam und frühzeitig reduzieren –\r\nSpurenstoffdialog fortsetzen\r\nWir nutzen viele verschiedene Spurenstoffe in unserem Alltag. Sie\r\nfinden sich in Medikamenten sowie Wasch-, Reinigungs- und Pflanzenschutzmitteln.\r\nDiese Stoffe finden wir auch im Wasserkreislauf\r\nwieder. Um unsere Wasserressourcen bestmöglich zu schützen, müssen\r\nwir mit diesen Stoffen verantwortungsvoll umgehen und sie frühzeitig\r\nvermeiden, beziehungsweise zumindest reduzieren. Als eine\r\nMaßnahme zur Reduktion ist die Kennzeichnungspflicht für Produkte\r\nund damit die Information und Sensibilisierung der Verbraucher\r\nwesentlich. Für die Arzneimittel müssen dafür die Hemmnisse\r\nim Arzneimittelgesetz und den europäischen Regelungen abgeschafft\r\nwerden.\r\nDer Spurenstoffdialog muss mit dem Ziel des Gewässerschutzes fortgesetzt\r\nwerden; genauso sind aber auch ordnungsrechtliche Maßnahmen\r\nnotwendig..\r\nPFAS auf EU-Ebene verbieten – Herstellerverantwortung\r\numsetzen\r\nPer- und polyfluorierte Chemikalien (PFAS), sogenannte Ewigkeitschemikalien,\r\nbelasten schon heute Böden und Trinkwasser. Weil\r\nstrengere Trinkwassergrenzwerte die komplexe und komplizierte\r\nProblematik allein nicht lösen können, muss die PFAS-Vermeidung\r\ndirekt an der Eintragsquelle ansetzen, beispielsweise über ein\r\nschnelles PFAS-Verbot auf EU-Ebene. Denn je mehr PFAS eingesetzt\r\nwird, desto größer die Verunreinigung unserer Wasserressourcen\r\nund desto schwieriger die Trinkwassergewinnung.\r\nAllerdings träfe ein PFAS-Verbot auch viele Schlüsseltechnologien,\r\ndie wir für den Umbau des Energiesystems brauchen, um CO2 zu vermeiden.\r\nDeshalb muss ein Verbot mit angemessenen Übergangsfristen,\r\nBestandsanlagenschutz und Ausnahmeregelungen einher gehen.\r\nAber der Kurs muss klar sein: Überall dort, wo sich der PFASEinsatz\r\nheute schon vermeiden lässt, muss es schnellstmöglich ordnungsrechtliche\r\nVorgaben geben. Das gilt etwa für den Einsatz von\r\nPFAS-haltigen Kältemitteln, die durch natürliche Kältemittel zu ersetzen\r\nsind.\r\nDarüber hinaus ist es aber unbedingt notwendig, die Hersteller –\r\nauch finanziell - in die Verantwortung zu nehmen. Die Weichen dafür\r\nmüssen die Politik in Brüssel und Berlin jetzt stellen. Kurzfristig\r\nbrauchen Wasserversorger technische und finanzielle Mittel, um die\r\nEinträge aus der Vergangenheit bestmöglich beseitigen zu können.\r\nAllerdings stoßen die bisher zur Verfügung stehenden technischen\r\nMittel auch an ihre Grenzen. Deshalb geht es um ein grundsätzliches\r\nUmsteuern. Eine konsequente Herstellerverantwortung setzt die\r\nrichtigen Anreize für Veränderungen. Ansonsten bleiben die Wasserversorger\r\nder Reparaturbetrieb und die Wasserkundinnen und -\r\nkunden müssen zahlen.\r\nReduktionsziele für Pflanzenschutzmittel verbindlich\r\nfestlegen – EU-Zulassungsverfahren anpassen\r\nDie teilweise in einigen Regionen zunehmenden Einträge von Pflanzenschutzmitteln\r\nund ihren Abbauprodukten bereiten der kommunalen\r\nWasserwirtschaft große Sorgen. Deswegen sollten der Schutz\r\nder Trinkwasserressourcen vor solchen Einträgen noch stärker in den\r\nBlick zu nehmen.\r\nDer VKU fordert, dass Deutschland verbindliche und konkrete Reduktionsziele\r\nfür Pflanzenschutzmittel auf nationaler Ebene festgelegt\r\nund umsetzt. Der Nationale Aktionsplan Pflanzenschutzmittel muss\r\nmehr sein als eine Absichtserklärung. Seit Jahren werden die Ziele\r\nweitgehend verfehlt. Wir können sie nur dann erreichen, wenn es\r\nkonkrete rechtliche Vorgaben zur Anwendung von Pflanzenschutzmitteln\r\ngibt. Zudem sollte sich die Bundesregierung für eine Wiederaufnahme\r\nder Verhandlungen einer EU-Verordnung über die nachhaltige\r\nVerwendung von Pflanzenschutzmitteln (SUR) einsetzen.\r\nDabei sollte die Anwendung chemischer Pflanzenschutzmittel auch\r\nin Trinkwassereinzugsgebieten weitgehend eingeschränkt werden,\r\nnicht nur in sensiblen Gebieten wie städtischen Grünflächen und Naturschutzgebieten.\r\nIm Unterschied dazu sollte die Anwendung der\r\nfür den Ökolandbau zugelassenen Naturstoffe einschließlich mineralischer\r\nStoffe weiterhin ermöglicht werden.\r\nDas EU-Zulassungsverfahren gehört dringend reformiert. In diesem\r\nZusammenhang sollte die bei der letzten Novelle eingeführte Vorgabe\r\nder Zulassung von Pflanzenschutzmitteln über eine zonale Zulassung\r\nangepasst oder ganz abgeschafft werden, sofern keine Einschränkungen\r\nfür den Schutz von Gewässern zur Trinkwasserversorgung\r\nvorgenommen werden können. Die Annahme und\r\nGrundlage der Zonen, dass umweltbezogene und klimatische Randbedingungen\r\nin den betroffenen Mitgliedstaaten ähnlich sind, ist\r\nnicht belastbar. Es sollte vielmehr in den Händen der Mitgliedstaaten\r\nliegen, in Kenntnis der jeweiligen naturräumlichen Randbedingungen\r\nüber die Pflanzenschutzmittelzulassung zu entscheiden.\r\n© Arzneimittel_seen0001_stock_adobe_com_NL\r\n3\r\nEU-Nitratrichtlinie konsequent umsetzen –\r\nDüngerecht schnell verabschieden\r\nDer aktuelle Nitratbericht Deutschlands aus dem Jahr 2024 zeigt,\r\ndass es immer noch keine Entspannung bei den Nitrat-Einträgen in\r\nunsere Gewässer gibt. Wir müssen also weitere Maßnahmen ergreifen,\r\num unser Grundwasser als wichtigste Trinkwasserressource\r\nbesser vor Nitrat zu schützen. Wir appellieren daher an Bund und\r\nLänder, die Novelle des Düngegesetz endlich zu verabschieden - weniger\r\nNitrat, mehr Gewässerschutz.\r\nDas Gesetz enthält auch die wichtige Nährstoffbilanz (ehemals Stoffstrombilanz).\r\nNur mit einem solchen Steuerungsinstrument kann es\r\ngelingen, unsere Trinkwasserressourcen auch langfristig zu schützen.\r\nDie Bilanz würde erstmals eine valide Datengrundlage liefern, auf der\r\nauch die geplante Erleichterung für landwirtschaftliche Betriebe, die\r\ngewässerschonend arbeiten, aufsetzen könnte. Das Düngegesetz\r\nbietet damit auch eine Chance, Landwirtschaft und Gewässerschutz\r\nbesser zu vereinen. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro\r\nJahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur\r\nÄnderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG-E)\r\nvom 28.02.2024\r\nBerlin, 28.03.2024\r\n2 / 16\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf des Bundesministeriums\r\nfür Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz zum Dritten\r\nGesetzes zur Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG-E-E) vom 28.02.2022 Stellung\r\nzu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nNicht nur in den südlichen Ländern Europas, sondern auch in einigen Regionen Deutschlands\r\nist in den letzten Jahren der Druck auf die Wasserressourcen in den heißen Sommermonaten\r\ngestiegen. Um dieser Entwicklung gerade in der Landwirtschaft entgegenzuwirken,\r\nhat die EU in 2020 die Verordnung über Mindestanforderungen an die Wasserwiederverwendung\r\n(Verordnung (EU) 2020/741) verabschiedet. Nach einer zweijährigen\r\nFrist gilt die EU-Verordnung zur Abwasserwiederverwendung seit Juni 2023 in den Mitgliedstaaten\r\nund somit auch in Deutschland unmittelbar.\r\nDie Schaffung eines konkreten Regelungsvorschlags erfolgt nunmehr durch die Ergänzung\r\ndes Wasserhaushaltsgesetzes. Abwasserwiederverwendung ist auch in Deutschland mit\r\nBlick auf die Auswirkungen des Klimawandels ein wichtiges Thema. Die zu schaffenden\r\nnationalen Regelungen müssen diese grundsätzlich unbürokratisch ermöglichen, dabei\r\naber auch den Schutz der Trinkwasserressourcen gewährleisten. Mit seinem Positionspapier\r\nhat sich der VKU bereits frühzeitig für die Interessen der kommunalen Wasserwirtschaft\r\nin die Diskussion eingebracht.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDie Kernpositionen der VKU-Stellungnahme sind:\r\nIm Sinne des Schutzes der Trinkwasserressourcen fordert der VKU, neben den\r\nSchutzzonen I und II auch die Schutzzone III der Wasserschutzgebiete vom Anwendungsbereich\r\nder Abwasserwiederverwendung grundsätzlich auszunehmen.\r\nFür Trinkwassergewinnungen ohne Schutzgebiet ist ebenfalls eine entsprechende\r\nRegelung zu treffen. Darüber hinaus sollten Vorranggebiete für die zukünftige\r\nTrinkwassergewinnung vom Anwendungsbereich ausgeschlossen oder\r\neiner Prüfung möglicher Auswirkungen auf das Grundwasser und eine Trinkwassergewinnung\r\nunterzogen werden.\r\nAus Sicht des VKU bedarf es einer klaren Abgrenzung der Wasseraufbereitung\r\nzur Abwasserwiederverwendung von der kommunalen Abwasserbeseitigung\r\nsowohl technisch als auch bilanziell. Denn die Kosten für die Abwasserwiederverwendung\r\nkönnen nicht über Gebühren auf die Bürger umgelegt werden, sondern\r\nmüssen durch den Endutzer des wiederverwendeten Wassers bezahlt werden.\r\n3 / 16\r\nDer § 54 Absatz 2 Satz 3 WHG-E schafft hierfür grundsätzlich die erforderliche Regelung.\r\nEs bedarf jedoch einer weiteren Klarstellung insbesondere vor dem Hintergrund\r\nder Gebührenerhebung. Wegen der unterschiedlichen Kostenzuordnung\r\nsollte jedoch noch klarer geregelt werden, welche Anforderungen an die\r\nWasseraufbereitung, Speicherung, Verteilung und Wiederverwendung gestellt\r\nund wie diese von den Anforderungen an die Abwasserbeseitigung getrennt werden.\r\nBestenfalls sollte ein „Übergabepunkt“ definiert werden, an dem die Abwassereigenschaft\r\nim Vorgang der Wasseraufbereitung und damit auch die Zuständigkeit\r\ndes Anlagenbetreibers endet. Dafür sollten zumindest wesentliche Begriffsbestimmungen\r\naus der Verordnung (EU) 2020/741 im WHG-E aufgenommen\r\nwerden.\r\nMit zunehmendem Druck auf die Wasserressourcen wird die Abwasserwiederverwendung\r\nauch in anderen Geltungs- und Anwendungsbereichen, wie der industriellen\r\nNutzung oder der Bewässerung von Grünflächen, an Relevanz gewinnen\r\nwird. Daher plädiert der VKU dafür, diese Bereiche bereits im vorliegenden Gesetzentwurf\r\nzu berücksichtigen und die Beschränkung auf die landwirtschaftliche\r\nNutzung aus allen entsprechenden Vorschriften zu streichen.\r\nDer Risikomanagementplan ist die zentrale Bewertungsgrundlage im Genehmigungsverfahren.\r\nDaher sieht der VKU es als problematisch an, dass der Umfang\r\nund die Anforderungen an einen solchen Risikomanagementplan derzeit noch\r\nnicht näher definiert werden. Die vorgesehene alleinige Übertragung dieser Aufgabe\r\nauf den Anlagenerrichter oder -betreiber lehnt der VKU ab. Es wäre interessengerechter\r\nund zielführender, die Erstellung des Risikomanagementplanes\r\nbei der zuständigen Behörde anzusiedeln und den beteiligten Personen entsprechend\r\nihren Betroffenheiten Auskunfts- und Mitwirkungspflichten aufzuerlegen.\r\nDer Risikomanagementplan muss im Rahmen einer Durchführungsverordnung so\r\nausgestaltet werden, dass der Aufwand und damit die bürokratischen Mehrkosten\r\nfür die Betreiber der Wasseraufbereitung minimiert werden.\r\nBetreiber von Abwasseranlagen werden vielfach als ein finanzwirtschaftlich gesondertes\r\nUnternehmen ohne Gewinnerzielungsabsicht als Eigenbetrieb geführt,\r\nwas eine Zuordnung in den Normbereich Wirtschaft grundsätzlich ausschließt.\r\nDies muss entsprechend angepasst werden. Unabhängig davon sieht der VKU den\r\nErfüllungsaufwand bei den Betreibern der Abwasserwiederverwendung und bei\r\nden zuständigen Behörden als deutlich zu niedrig angesetzt.\r\n4 / 16\r\nStellungnahme\r\nZu § 54 Absatz 2 Satz 2 i.V.m. § 3 WHG-E: Klare Abgrenzung der Abwasserwiederverwendung\r\nvon der Abwasserbeseitigung\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Ausnahme von Behandlung, Speicherung, Transport und Wiederverwendung des Abwassers\r\nnach der EU-Verordnung 2020/741 von der Abwasserbeseitigung durch Ergänzung\r\nvon § 54 Abs. 2 Satz 3 WHG-E ist grundsätzlich zu begrüßen. Denn die gewerbliche\r\nAbwasserwiederverwendung sollte von der kommunalen Abwasserbeseitigung sowohl\r\ntechnisch als auch bilanziell klar getrennt werden. Damit erfolgt eine wichtige Differenzierung\r\nder Wasseraufbereitung von der kommunalen Abwasserbeseitigung. Wegen der\r\nunterschiedlichen Kostenzuordnung sollte jedoch noch klarer geregelt werden, welche\r\nAnforderungen an die Wasseraufbereitung, Speicherung, Verteilung und Wiederverwendung\r\ngestellt und wie diese von den Anforderungen an die Abwasserbeseitigung getrennt\r\nwerden. Bestenfalls sollte ein „Übergabepunkt“ definiert werden, an dem die Abwassereigenschaft\r\nim Vorgang der Wasseraufbereitung und damit auch die Zuständigkeit des\r\nAnlagenbetreibers endet. Zudem ist insbesondere auch die Aufnahme von wesentliche\r\nBegriffen wie „aufbereitetes Wasser“, „Endnutzer“ und „Abwasseraufbereitungseinrichtung“\r\nauf Basis der Verordnung (EU) 2020/741 in § 54 WHG erforderlich.\r\nBegründung:\r\nDie Trennung der Abwasserwiederverwendung von der kommunalen Abwasserbeseitigung\r\nist essenziell für die Umsetzung der Abwasserwiederverwendung bei den Abwasserbetrieben.\r\nVor allem die Schnittstelle zwischen der kommunalen Abwasserbehandlung\r\nund der gewerblichen Wasseraufbereitung zur Abwasserwiederverwendung muss sowohl\r\naus technischen als auch aus finanziellen Gründen klar definiert sein. Da die Aufbereitung\r\nzur Abwasserwiederverwendung im Anschluss an die bestehende Abwasserbehandlungsanlage\r\nerfolgen wird, muss es für den Betreiber möglich sein, die mit der Abwasserbehandlung\r\nverbundenen Kosten ohne großen Aufwand von den Kosten für die gewerbliche\r\nNutzung klar zu differenzieren und ausschließlich die Kosten der erweiterten Wasseraufbereitung\r\nauf den entsprechenden Endnutzer des gereinigten Abwassers umzulegen.\r\nLaut Referentenentwurf (S.14, zu Nummer 3) soll eine anteilige Gebührenerhebung aufgeteilt\r\nzwischen Abwasserbeseitigung und Abwasseraufbereitung für Bewässerungszwecke\r\nmöglich sein. Es wird jedoch keine klar definierte Grenze zwischen der üblichen (kommunalen)\r\nAbwasserbeseitigung und der Wasseraufbereitung für Bewässerungszwecke\r\ngezogen. Maßnahmen im Rahmen der üblichen Abwasserbeseitigung entsprechen dem\r\nStand der Technik, der Abwasserverordnung (AbwV) und dienen somit dem Gewässerschutz.\r\nDiese Maßnahmen werden nach Kommunalabwassergesetz (KAG) über die Gebühren\r\nan die Bürgerinnen und Bürger weiterverrechnet. Sie werden damit über das Abwasserentgelt\r\nvom Einleitenden getragen.\r\n5 / 16\r\nDie zusätzlichen Kosten der Wasseraufbereitung für die Wiederverwendung zur landwirtschaftlichen\r\nBewässerung sind dagegen von dem Endnutzer, der in Art. 3 Nr. 2 der Verordnung\r\n(EU) 2020/741 als „Person, die aufbereitetes Wasser für die landwirtschaftliche\r\nBewässerung nutzt“, definiert wird, zu tragen. Sie können nicht auf die Allgemeinheit der\r\nEinleitenden umgelegt werden. In dem Gesetzentwurf sollte diese Kostenfolge konkret\r\ngeregelt werden. Dies gilt im Besonderen, da es sich bei der Wiederverwendung nach der\r\nderzeitigen Ausgestaltung um eine freiwillige Maßnahme handelt und daher die damit\r\nverbundene Kostenbelastung von vornherein klar definiert sein sollte.\r\nDabei ist unklar, inwieweit werden Maßnahmen zur Aufbereitung für Bewässerungszwecke,\r\ndie weitergehen als die gesetzlichen Vorgaben zur Abwasserbeseitigung dem Gewässerschutz\r\nzugeordnet und nicht mehr nach Referentenentwurf (S. 14, zu Nummer 3) zu\r\nder Ausschlussregelung von der Abwasserbeseitigung gezählt werden. Die Abgrenzung erscheint\r\nnicht praktikabel, insbesondere, da Anlagen mehreren Zwecken dienen werden\r\nund eine klare Abgrenzung schwer sein wird. Wegen der unterschiedlichen Kostenzuordnung\r\nsollte darüber hinaus klar geregelt werden, welche Anforderungen an die Wasseraufbereitung,\r\nSpeicherung, Verteilung und Wiederverwendung gestellt und wie diese von\r\nden Anforderungen an die Abwasserbeseitigung getrennt werden. Bestenfalls sollte ein\r\n„Übergabepunkt“ definiert werden, an dem die Abwassereigenschaft im Vorgang der\r\nWasseraufbereitung und damit auch die Zuständigkeit des Anlagenbetreibers endet.\r\nAuch der Zusammenhang mit den zu erwartenden Pflichten aus der Kommunalabwasserrichtlinie\r\nbleibt unklar. Ein „Nebeneinander“ erscheint aus Sicht des VKU nicht praktikabel.\r\nDabei stellt sich die Frage, was die Konsequenzen sind, wenn zukünftig eine vierte\r\nReinigungsstufe begründet in den Regelungen der Kommunalabwasserrichtlinie notwendig\r\nist. Werden die Betriebskosten und die restliche Finanzierung der Anlage dann anteilig\r\nzwischen den Herstellern (begründet in der Herstellerverantwortung aus der kommenden\r\nKommunalabwasserrichtlinie), den Gebührenzahlern und den Landwirten (da die Anlage\r\nauch zur Aufbereitung für die Bewässerung dient) aufgeteilt? Die Problematik, dass mehrere\r\nVerordnungen, Richtlinien oder Gesetze dieselben Anlagen bedingen, jedoch unterschiedliche\r\nAbrechnungsmodelle vorschlagen, macht es unpraktikabel und nahezu unmöglich\r\neine korrekte Gebührenabrechnung zu erstellen.\r\nDie Nachfrage nach Abwasser zur Aufbereitung ist zudem nicht abschätzbar und könnte\r\nje nach Niederschlag von Jahr zu Jahr stark schwanken. Da die zur Aufbereitung benötigten\r\nAnlagen aber vermutlich verschiedenen Zwecken dienen werden, ist eine Kalkulation\r\nsowohl der Gebühren als auch der Preise erheblichen Unsicherheiten ausgesetzt, die insbesondere\r\naus Gebührensicht zu großen Problemen führen können.\r\n6 / 16\r\nWenn das aufbereitete Abwasser bereits den Anforderungen an die Bewässerung entsprechen\r\nsollte und keine weiteren Ausgaben entstehen sollten, welcher Betrag soll dann\r\nden Landwirten oder anderen Abnehmern in Rechnung gestellt werden? Als öffentliche\r\nUnternehmen unterliegt zahlreiche Abwasserbetriebe dem Schenkungsverbot, sie dürfen\r\naber auch keinen Gewinn erwirtschaften. Welchen Wert hat das Abwasser, das den kommunalen\r\nBetrieben laut Anschluss und Benutzungszwang zur Verfügung gestellt werden\r\nmuss nach der Reinigung?\r\nFür den Fall, dass ein Betreiber aufgrund eines Bedarfs eine Anlage zur Wasserwiederverwendung\r\nerrichtet hat, wäre es problematisch, wenn \"Endnutzer\" aus diversen Gründen\r\nabspringen und keiner mehr das aufbereitete (Ab-)Wasser benötigt. Unklar ist, wer dann\r\ndie Kosten, die beim Betreiber der Anlage für den Unterhalt anfallen, trägt.\r\nLaut Erwägungsgrund 7 der EU-Verordnung 2020/741 ist zu definieren, inwiefern der Einsatz\r\nvon wiederaufbereitetem Abwasser sinnvoll und kosteneffizient ist. Die Definition\r\nwird nur teilweise im Referentenentwurf unter § 61a und § 61b WHG-E wieder gespiegelt.\r\nBisher mangelt es jedoch an einer Auslegung zur Kosteneffizienz im Referentenentwurf.\r\nIn diesem Zusammenhang ist zu berücksichtigen, dass eine solche Abgrenzung zwischen\r\nkommunaler Abwasserbeseitigung und Wasserwiederverwendung zu Bewässerungszwecken\r\ndazu führt, dass die Landwirtschaft als Endnutzer alleine für die Kosten der Wasserwiederverwendung\r\nvon der Aufbereitung bis zur Verteilung und Überwachung aufkommen\r\nmüsste. Dies kann die Wirtschaftlichkeit der Wasserwiederverwendung für die Landwirtschaft\r\ndeutlich reduzieren bis sogar gänzlich in Frage stellen. Es sollten daher die sozialen,\r\nökologischen und wirtschaftlichen Auswirkungen einer Wasserwiederverwendung\r\nein stärkeres Gewicht bekommen und der übergeordnete Nutzen für das Gemeinwesen\r\n(u. a. Klimaresilienz) bedacht werden.\r\n§ 54 Absatz 2 Satz 3 (neu) WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(2) Abwasserbeseitigung umfasst das Sammeln, Fortleiten, Behandeln, Einleiten, Versickern,\r\nVerregnen und Verrieseln von Abwasser sowie das Entwässern von Klärschlamm in\r\nZusammenhang mit der Abwasserbeseitigung. […]\r\nNicht zur Abwasserbeseitigung gehört die Behandlung zusätzliche Aufbereitung von kommunalem\r\nAbwasser, soweit sie nach der Behandlung gemäß Anhang 1 der Abwasserverordnung\r\nausschließlich zur Erfüllung der Anforderungen an die Qualität von aufbereitetem\r\nAbwasser nach der Verordnung (EU) 2020/741 des Europäischen Parlaments und des Rates\r\nvom 25.5.2020 über Mindestanforderungen an die Wasserwiederverwendung (ABl. L\r\n177 vom 5.6.2020, S. 32) und der Rechtsverordnung nach § 61e erforderlich ist, die Speicherung\r\nund der Transport des aufbereiteten Abwassers vor und nach dieser Behandlung\r\n7 / 16\r\nAufbereitung sowie die anschließende Wiederverwendung des aufbereiteten Abwassers\r\nzu Bewässerungszwecken.\r\n§ 54 WHG-E sollten wie folgt ergänzt werden:\r\n…\r\n7. Endnutzer\r\neine natürliche oder juristische Person, ungeachtet dessen, ob es sich dabei um eine öffentliche\r\noder eine private Stelle handelt, die aufbereitetes Abwasser für die landwirtschaftliche\r\nBewässerung nutzt;\r\n8. aufbereitetes Abwasser\r\nkommunales Abwasser, das gemäß den Anforderungen von Anhang 1 der Abwasserverordnung\r\nbehandelt wurde und in einer Aufbereitungseinrichtung gemäß Abschnitt 2a\r\nweiterbehandelt wurde;\r\n9. Aufbereitungseinrichtung\r\neine kommunale Abwasserbehandlungsanlage oder andere Einrichtung zur Aufbereitung\r\nvon kommunalem Abwasser, die die Anforderungen von Anhang 1 der Abwasserverordnung\r\nerfüllt, um Abwasser zu erzeugen, das für einen in Abschnitt 2a aufgeführten\r\nVerwendungszweck geeignet ist;\r\n10. Abwasserwiederverwendungssystem\r\ndie Infrastruktur oder die sonstigen technischen Elemente, die für die Erzeugung von,\r\nVersorgung mit und Verwendung von aufbereitetem Abwasser erforderlich sind. Es umfasst\r\nalle Elemente ab einem Übergabepunkt am Ablauf der kommunalen Kläranlage\r\nbis zu der Stelle an der Zulaufstelle der kommunalen Abwasserbehandlungsanlage bis\r\nzu der Stelle, an der aufbereitetes Abwasser für die landwirtschaftliche Bewässerung\r\nverwendet wird, einschließlich gegebenenfalls Verteilungs- und Speicherinfrastruktur.\r\nZu den §§ 61a ff WHG-E: Freiwilligkeit der Wasserwiederverwendung für\r\nKläranlagenbetreiber klarstellen\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer VKU fordert eine Klarstellung der Verpflichtung und Entscheidungsspielräume für\r\nKläranlagenbetreiber. Dabei sollte insbesondere klar geregelt sein, dass der Betreiber der\r\nKläranlage nicht verpflichtet ist, das Abwasser aufzubereiten, wenn eine entsprechende\r\nNachfrage vorhanden ist, und die Entscheidung über Aufbereitung und Abgabe bei dem\r\nBetreiber liegt\r\n8 / 16\r\nBegründung:\r\nEs ist nicht klar, inwiefern kommunale Betreiber von Kläranlagen nach dem Referentenentwurf\r\nverpflichtet sind, Abwasser, soweit es den Mindestanforderungen der EU-Verordnung\r\n2020/741 Anhang I für Bewässerungszwecke entspricht, abzugeben bzw. es dahingehend\r\naufzubereiten. Dabei sollte insbesondere klar geregelt sein, dass der Betreiber\r\nder Kläranlage nicht verpflichtet ist, das Abwasser aufzubereiten, wenn eine entsprechende\r\nNachfrage vorhanden ist und die Entscheidung über Aufbereitung und Abgabe bei\r\ndem Betreiber liegt. In Bezug auf die Ablehnung der Aufbereitung sollten betriebliche Aspekte,\r\nNachhaltigkeit, Klimaschutz und Wirtschaftlichkeit berücksichtigt werden. Insgesamt\r\nwäre eine Klarstellung der Verpflichtung und Entscheidungsspielräume für Kläranlagenbetreiber\r\nnotwendig.\r\nZu den §§ 61a ff WHG-E: Geltungs- und Anwendungsbereich auf industrielle\r\nund urbane Nutzung erweitern\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Referentenentwurf ist zum Teil in Bezug auf den Geltungs- und Anwendungsbereich\r\nder Abwasserwiederverwendung unklar formuliert. § 54 Absatz 2 Satz 2 WHG-E nimmt\r\ndie Aufbereitung zum Zwecke der „Bewässerung“ (insgesamt) von der Abwasserbeseitigung\r\naus. §§ 61 ff WHG-E verweisen jedoch nur noch auf die „landwirtschaftliche Bewässerung“\r\nfür den Geltungsbereich und die Genehmigung. Eine Ausweitung des Anwendungsbereiches\r\nauf die industrielle Nutzung sowie auch die Bewässerung im urbanen Bereich\r\nwäre aus Sicht des VKU jedoch wünschenswert. Die Nennung „Landwirtschaft“ in\r\nBezug auf die Bewässerung als weitere Konkretisierung des Anwendungsbereichs sollte\r\ndaher aus dem Abschnitt 2a (§§ 61a ff WHG-E) insgesamt gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nDie EU-Verordnung 2020/741 räumt bereits grundsätzlich die Möglichkeit ein, den Geltungs-\r\nund Anwendungsbereich auf andere Bereiche wie die Wiederverwendung von\r\nWasser für industrielle Zwecke sowie für Zwecke im Zusammenhang mit Freizeit und Umwelt\r\nauszuweiten. Sie sieht sogar vor, dass die Mitgliedstaaten eine Prüfung weiterer Anwendungsbereiche\r\nvornehmen. Gerade eine Bewässerung von Grünflächen durch aufbereitetes\r\nAbwasser wäre mit den stofflichen Mindestanforderungen der EU-Verordnung\r\n(EU) 2020/741 sowie der vorgeschriebenen Berücksichtigung von Trinkwassereinzugsgebieten\r\nnach § 61c Absatz 2 leicht vereinbar und würde kein erhöhtes Risiko für die erklärten\r\nSchutzziele bedeuten. Ein grundsätzliches Interesse an aufbereitetem Abwasser für\r\nindustrielle Zwecke, aber auch für die Bewässerung von urbanen Grünflächen besteht bereits.\r\nEine Berücksichtigung dieser Anwendungsbereiche würde hier Rechts- und Planungssicherheit\r\nschaffen. Somit würden frühzeitig die Weichen gestellt werden, um bei\r\nentsprechendem Bedarf dem wachsenden Druck auf die Wasserressourcen entgegenwirken\r\nzu können.\r\n9 / 16\r\n§ 61a Absatz 1 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) …\r\nIn den Gebieten nach Satz 1 ist die Wiederverwendung von Abwasser einschließlich aufbereitetem\r\nAbwasser zur landwirtschaftlichen Bewässerung nicht zulässig.\r\nZu §§ 61a und c WHG-E: Ausnahme für Schutzgebiete vom Anwendungsbereich\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Ausnahme der Schutzzonen I und II der Wasserschutzgebiete vom Anwendungsbereich\r\nsowie die Möglichkeit der Länder, die Ausnahme auf weitere Flussgebietseinheiten\r\nzu erweitern, ist grundsätzlich zu begrüßen. Zum vorsorgenden Schutz der Trinkwasserressourcen\r\nist es jedoch erforderlich, auch die Schutzzone III sowie die Einzugs- und Vorranggebiete\r\nder Trinkwasserversorgung vom Anwendungsbereich auszuschließen. Die besondere\r\nBerücksichtigung der Trinkwassereinzugsgebiete nach § 2 Nummer 1 der Trinkwassereinzugsgebieteverordnung\r\nin Bezug auf die Erteilung der Einleitungserlaubnis für\r\ndas gereinigte Abwasser unterstützt der VKU daher ausdrücklich.\r\nBegründung:\r\nDer Schutz der Trinkwasserressourcen (aktuell genutzte und vorgehaltene) muss oberstes\r\nZiel bei der Umsetzung der EU-Verordnung zur Abwasserwiederverwendung sein. Die\r\nAusnahme der Schutzzonen I und II sind aber nicht ausreichend, um das aufbereitete Abwasser\r\nvon den Trinkwasserressourcen zu trennen. Gerade in Fällen, in denen landwirtschaftliche\r\nFlächen, auf denen aufbereitetes Abwasser aufgebracht wird, nah an der\r\nTrinkwassergewinnung liegen, können zu stofflichen Belastungen führen. Durch eine Erweiterung\r\nder Ausnahmen um die Schutzzone III kann der Schutz der Ressourcen und die\r\nQualität des Trinkwassers besser genüge getan. Auch für Trinkwassergewinnungen ohne\r\nSchutzgebiet ist analog der Vorschrift in § 13a Abs. 1 WHG-E eine entsprechende Vorgabe\r\nzu treffen. Darüber hinaus sollten Vorranggebiete für die zukünftige Trinkwassergewinnung\r\nvom Anwendungsbereich ausgeschlossen oder zumindest einer Prüfung möglicher\r\nAuswirkungen auf das Grundwasser und eine Trinkwassergewinnung unterzogen werden.\r\nLetztere nehmen in der Nationalen Wasserstrategie des Bundes eine wichtige Rolle ein\r\nund sollten auch in diesem Zusammenhang einen besonderen Schutzstatus erfahren. Die\r\nvorgesehene besondere Berücksichtigung der Trinkwassereinzugsgebiete in Bezug auf die\r\nErteilung der Einleitungserlaubnis ist aus Sicht des Trinkwasserschutzes hier nicht ausreichend.\r\n§ 61a Absatz 1 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n10 / 16\r\n(1) Die Bestimmungen der Verordnung (EU) 2020/741 und dieses Abschnitts gelten nicht\r\nin den folgenden Gebieten:\r\n1. Schutzzonen I und, II und III von festgesetzten Wasserschutzgebieten und Heilquellenschutzgebieten\r\nsowie einem Einzugsgebiet einer Wasserentnahmestelle für die öffentliche\r\nWasserversorgung,\r\n2. Flussgebietseinheiten oder Teilen davon, die von den Ländern gemäß Absatz 2 festgesetzt\r\nworden sind.\r\nIn den Gebieten nach Satz 1 ist die Wiederverwendung von Abwasser einschließlich aufbereitetem\r\nAbwasser zur landwirtschaftlichen Bewässerung nicht zulässig.\r\nZu § 61b Absatz 1 und 5 WHG-E: Zuständige Genehmigungsbehörden\r\nRegelungsvorschlag:\r\nAus Sicht des VKU ist die im Gesetzentwurf vorgesehene Zuständigkeit der Genehmigungsbehörde\r\nund die Vorgabe zur Herstellung des Einvernehmens der zahlreichen verschiedenen\r\nBehörden als nicht praxistauglich. Dadurch würde die Erteilung einer Genehmigung\r\nsehr bürokratisch und einen langen Zeitraum in Anspruch nehmen. Wir schlagen\r\nstattdessen die Einführung des Einvernehmens mit den anderen Behörden über ein Konsultationsverfahren\r\nvor.\r\nBegründung:\r\nIm § 61b Abs. 1 WHG-E wird die Zuständigkeit der Genehmigung der Landesbehörde zugeordnet.\r\nNach hiesiger Auffassung und Praxis ist beispielweise in Niedersachsen die Untere\r\nWasserbehörde für die Genehmigung zuständig. Eine Neuordnung ohne Betrachtung\r\nder weiteren Handlungsfelder und des damit verknüpften Abstimmungsbedarfes erscheint\r\nmir übereilt. Dazu zählen auch die Vorgaben in § 61b Abs. 5 WHG-E, nachdem ein\r\nEinvernehmen von insgesamt mindestens sieben verschiedenen Behörden herbeizuführen\r\nist. Aus Sicht des VKU erscheint dies nicht praxistauglich, um die Genehmigung für\r\neine Wasserwiederverwendung zeitnah erzielen zu können. Der VKU plädiert vielmehr\r\ndafür, stattdessen ein Konsultationsverfahren einzuführen. Das bedeutet eine Beteiligung\r\nder entsprechenden Stellen und ein Abwägen der eingehenden Bedenken und Einwände\r\nfür das Treffen einer Entscheidung. Damit würde ein Benehmen, aber kein Einvernehmen\r\nhergestellt werden.\r\n§ 61b Absatz 1 und 5 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Die Aufbereitung, Speicherung und Verteilung von Abwasser zur landwirtschaftlichen\r\nBewässerung sowie wesentliche Änderungen dieser Tätigkeiten bedürfen der Genehmigung\r\nder zuständigen LandesbBehörde.\r\n11 / 16\r\n[…]\r\n(5) Zur Erteilung der Genehmigung ist das Einvernehmen Benehmen mit den folgenden\r\nBehörden herzustellen, soweit diese Behörden nicht selbst für die Erteilung der Genehmigung\r\nzuständig sind:\r\n1. der zuständigen Wasserbehörde,\r\n2. der für den Gesundheitsschutz zuständigen Behörde,\r\n3. der für den Verbraucherschutz zuständigen Behörde,\r\n4. der für den Natur- und Bodenschutz zuständigen Behörde,\r\n5. den für die Lebens- und Futtermittelüberwachung sowie -hygiene zuständigen Behörden,\r\n6. der für den Schutz der Pflanzengesundheit zuständigen Behörde und\r\n7. der für die Landwirtschaft zuständigen Behörde.\r\nZu § 61b Absatz 3 WHG-E: Vorrang der Mindestwasserführung\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer VKU begrüßt es, dass der Einleitung von gereinigtem Abwasser in oberirdische Gewässer\r\nzum Erhalt der Mindestwasserführung nach § 33 WHG-E der Vorrang vor der Abwasserwiederverwendung\r\nzum Zwecke der Bewässerung eingeräumt wird. Als kritisch zu\r\nbewerten ist jedoch, dass der § 61b Absatz 3 Nr. 2 WHG-E zur Mindestwasserführung als\r\neine strikte Regelung ohne Ermessenspielraum der Behörde formuliert ist. Der VKU\r\nschlägt stattdessen vor, die Formulierung in eine „Kann-Regelung“ anzupassen.\r\nBegründung:\r\nDurch die klare Priorisierung der Mindestwasserführung vor der Bewässerung im Genehmigungsverfahren\r\nwird einer etwaigen Nutzungskonkurrenz vorgebeugt. Denn insbesondere\r\nbei zunehmenden und längeren Dürrephasen im Zuge des Klimawandels können Einleitungen\r\nvon gereinigtem Abwasser in Oberflächenwasser für eine wesentliche Stabilisierung\r\ndes Wasserhaushalts sorgen. Doch gerade bei kleineren Kläranlagen im ländlichen\r\nRaum mit kleinen, aber nach Wasserrahmenrichtlinie berichtspflichtigen Vorflutern kann\r\ndie Wiederverwendung des gereinigten Abwassers auch eine gute Option sein, die Qualität\r\nder Gewässer durch Nicht-Einleitung zu verbessern. Durch die Formulierung in § 61b\r\nAbsatz 3 Nr. 2 besteht jedoch kein diesbezüglicher Ermessenspielraum der zuständigen\r\nBehörde. Der VKU schlägt daher vor, eine “Kann -Regelung\" aufzunehmen, um das Ermessen\r\nzwischen Ableitungsqualität und Quantität in die Hände der zuständigen Behörde zu\r\nlegen. Dadurch würde die klare Priorisierung der Mindestwasserführung bei gleichzeitiger\r\nlokaler Flexibilisierung geschaffen und die Akzeptanz für die Abwasserwiederverwendung\r\ngesteigert werden.\r\n12 / 16\r\nIm Sinne des Gewässerschutzes müssen die Auswirkungen, die durch eine Verminderung\r\nder eingeleiteten Abwassermenge in den Vorfluter (Mindestabflussmenge in den Sommermonaten)\r\nhervorgerufen werden, bewertet werden. Diese Bewertung kann in direktem\r\nZusammenhang mit dem Erwägungsgrund 7 der EU-Verordnung 2020/741 „… Der\r\nZweck dieser Verordnung über die Wasserwiederverwendung ist es, den Einsatz der Wasserwiederverwendung\r\nzu erleichtern, wo das sinnvoll und kosteneffizient ist …“ gesetzt\r\nwerden. Dabei ist jedoch die Frage, wie eine Abwägung, ob die Abwasserentnahme zur\r\nWasserwiederverwendung auch sinnvoll für den Gewässerschutz ist, erfolgen kann.\r\nGleichzeitig steht die Nutzung zu Bewässerungszwecken in Konkurrenz zur Wasserkraftnutzung.\r\nWasser, das zur Bewässerung zur Verfügung gestellt wird, fehlt in der Folge zur\r\nEnergieerzeugung. Dieser Konflikt wird im Gegensatz zur Thematik Mindestwasserführung\r\nim Referentenentwurf nicht behandelt.\r\n§ 61b Absatz 3 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(3) Eine Genehmigung nach Absatz 1 ist zu versagen, wenn\r\n1. das aufbereitete, gespeicherte oder zu verteilende Abwasser nicht den in Anhang I Abschnitt\r\n2 der Verordnung (EU) 2020/741 festgelegten Mindestanforderungen oder den in\r\nder aufgrund von § 61e erlassenen Rechtsverordnung festgelegten zusätzlichen Anforderungen\r\nentspricht oder\r\nEine Genehmigung nach Absatz 1 ist zu kann versagten werden, wenn\r\n2. durch die Wiederverwendung des aufbereiteten Abwassers zur landwirtschaftlichen Bewässerung\r\nan Stelle seiner Einleitung in ein oberirdisches Gewässer die Mindestwasserführung\r\nnach § 33 in dem betroffenen oberirdischen Gewässer und in anderen hiermit verbundenen\r\nGewässern nicht erhalten bleibt.\r\nZu § 61b Absatz 2, 6 und 7 WHG-E: Risikomanagementplan als Bewertungsgrundlage\r\nder Genehmigung– Keine Übertragung behördlicher Aufgaben\r\nauf die kommunalen Abwasserentsorger\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Risikomanagementplan ist die zentrale Bewertungsgrundlage im Genehmigungsverfahren.\r\nDaher sieht der VKU es als problematisch an, dass der Umfang und die Anforderungen\r\nan einen solchen Risikomanagementplan derzeit noch nicht näher definiert werden.\r\nDie vorgesehene alleinige Übertragung dieser Aufgabe auf den Anlagenerrichter o13\r\n/ 16\r\nder -betreiber lehnt der VKU ab. Es wäre interessengerechter und zielführender, die Erstellung\r\ndes Risikomanagementplanes bei der zuständigen Behörde anzusiedeln und den\r\nbeteiligten Personen entsprechend ihren Betroffenheiten Auskunfts- und Mitwirkungspflichten\r\naufzuerlegen. Um weiteren Aufwand für die Anlagenbetreiber zu vermeiden,\r\nsollte in Bezug auf die Überwachung an die in § 61 WHG-E geregelte Selbstüberwachung\r\nsowie die dazu ergangenen landesrechtlichen Regelungen angeknüpft werden. Im Rahmen\r\nder geplanten Durchführungsverordnung gemäß § 61e i.V.m. § 23 sollte daher zeitnah\r\nInhalt und Umfang des Risikomanagementplans und der Überwachung konkret ausgestaltet\r\nwerden.\r\nBegründung:\r\nDer Gesetzentwurf sieht in § 61b das Erfordernis einer Aufbereitungsgenehmigung vor,\r\ndie von dem Anlagenerrichter oder -betreiber beantragt werden kann. Das Genehmigungsverfahren\r\nsoll weitestgehend den allgemeinen verwaltungsrechtlichen Vorgaben\r\nentsprechen. In § 61b Abs. 2 WHG-E-E ist allerdings vorgesehen, dass dem Antrag auf Genehmigung\r\nein Risikomanagementplan nach Art. 5 der Verordnung (EU) 2020/741 beizufügen\r\nist. Der Gesetzentwurf legt dem Antragsteller damit die Verpflichtung zur Erstellung\r\neines Risikomanagementplans auf und geht damit über die Verordnung (EU) 2020/741\r\nhinaus. Denn nach Art. 5 Abs. 2 der Verordnung hat der Anlagenbetreiber den Risikomanagementplan\r\nlediglich vorzubereiten.\r\nDer wesentliche Inhalt des Risikomanagementplans wird im Anhang II der Verordnung\r\n(EU) 2020/741 geregelt. Er umfasst insbesondere eine Beschreibung der gesamten Wasserwiederverwendungsschritte\r\nsowie eine Ermittlung aller daran beteiligten Personen\r\neinschließlich einer Aufgaben- und Zuständigkeitsbeschreibung. Hinzukommt eine umfangreiche\r\nGefahren- und Risikobewertung. Bei der Risikobewertung sind umfassende\r\nEU-Richtlinien-Vorgaben zu berücksichtigen.\r\nDie Erfüllung dieser Vorgaben wäre für den Anlagenbetreiber mit erheblichem Zeit- und\r\nKostenaufwand verbunden. Da dem Anlagenbetreiber die geforderten Informationen\r\nnicht in Gänze vorliegen, wäre er mithin zu umfassender Ermittlungstätigkeit verpflichtet.\r\nZudem müsste der Anlagenbetreiber dem Endnutzer Verpflichtungen, wie etwa spezifische\r\nBewässerungstechniken und eine Beschilderung der Bewässerungsfläche, auferlegen.\r\nDies würde nicht nur die Verantwortlichkeit, sondern auch die Befugnisse des Anlagenbetreibers\r\nüberschreiten und die Aufgaben der Genehmigungs- und Überwachungsbehörde\r\nauf den Anlagenbetreiber übertragen. Es wäre interessengerechter und zielführender,\r\ndie Erstellung des Risikomanagementplanes bei der zuständigen Behörde anzusiedeln\r\nund den beteiligten Personen entsprechend ihren Betroffenheiten Auskunfts- und\r\nMitwirkungspflichten aufzuerlegen.\r\n14 / 16\r\nDer für den Anlagenbetreiber mit der Vorlage eines Risikomanagementplans verbundene\r\nAufwand könnte zudem den Anreiz für die freiwillige Aufbereitung und Wiederverwendung\r\nmindern und damit den Gesetzeszweck konterkarieren. Dass der Entwurf den für\r\nden Anlagenbetreiber mit der Erstellung des Risikomanagementplans verbundenen Aufwand\r\nnicht zutreffend bewertet, zeigt sich im Übrigen auch dadurch, dass der Erfüllungsaufwand\r\nfür die Wirtschaft vom Gesetzgeber lediglich als „geringfügig“ eingestuft wird.\r\nDer Gesetzentwurf lässt den zuständigen Landesbehörden zudem großen Spielraum im\r\nHinblick auf die Anforderungen und den Umfang des Risikomanagementplans. Insbesondere\r\nAnforderungen an die Überwachung und Berichtspflicht, welche über die EU-Verordnung\r\n2020/741 hinausgehen, liegen ausschließlich im Ermessensspielraum der Behörden.\r\nDarüber hinaus können die zuständigen Behörden im Rahmen des Genehmigungsverfahrens\r\nweitere Inhalts- und Nebenbestimmungen festlegen. Dies birgt die Gefahr,\r\ndass in verschiedenen Bundesländern unterschiedliche Anforderungen an die Risikomanagementpläne\r\nund Auflagen für die Betreiber festgelegt werden.\r\nDer Gesetzentwurf enthält des Weiteren keine genauen Regelungen zur Überwachung.\r\nAuch der Anhang II der Verordnung spricht nur allgemein von „angemessenen Qualitätskontrollen“\r\nund „Umweltüberwachungssystemen“. Um weiteren Aufwand für die Anlagenbetreiber\r\nzu vermeiden, sollte hier an die in § 61 WHG-E geregelte Selbstüberwachung\r\nsowie die dazu ergangenen landesrechtlichen Regelungen angeknüpft werden.\r\nZu § 61e WHG-E: Mindestanforderungen an die Wiederverwendung -\r\nBöden und Grundwasserkörper als Schutzziele berücksichtigen\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer VKU begrüßt es, dass durch die Rechtsverordnung gemäß § 61e i.V.m. § 23 WHG-E\r\nMindestanforderungen, insbesondere zum Schutz von Boden und Grundwasser, festgelegt\r\nwerden sollen. Aus Sicht des VKU wäre es jedoch wünschenswert, auch in dem vorliegenden\r\nGesetzentwurf bereits Mindestanforderungen wie die Bodenschutzverordnung\r\n(BBodSchV) festzulegen.\r\nBegründung:\r\nBöden und Grundwasserressourcen sollten als Schutzziele bereits im Gesetzentwurf berücksichtigt\r\nwerden. Dies ist wesentlich, um die Akzeptanz für die Abwasserwiederverwendung\r\nzu steigern und eine sichere Umsetzung zu ermöglichen. Gerade mit Blick auf\r\nmögliche weitere Anwendungsbereiche ist es nötig, ein solides regulatorisches Grundgerüst\r\nzu schaffen, um Rechts- und Planungssicherheit für Betreiber der Abwasserwiederverwendung\r\nund zuständige Behörden zu schaffen.\r\nDer Gesetzentwurf eröffnet in § 61e WHG-E-E die Möglichkeit, in einer Rechtsverordnung\r\ndie Mindestanforderungen des Anhangs I der Verordnung (EU) 2020/741 durch zusätzli15\r\n/ 16\r\nche Anforderungen an das wiederverwendete Wasser zu ergänzen. Dies ist nicht ausreichend.\r\nDenn die Mindestanforderungen des Anhangs I der Verordnung (EU) 2020/741\r\nbeinhalten keine ausreichende Berücksichtigung von Schadstoffen sowie von persistenten\r\nSubstanzen. Es ist deshalb eine nationale gesetzliche Fixierung der Mindestqualitätsanforderungen\r\nan das wiederverwendete Wasser erforderlich. Vorstehendes zeigt zudem,\r\ndass der räumliche Geltungsbereich zwingend entsprechend den Darlegungen in Ziffer\r\n1.) zu begrenzen ist.\r\nZum Erfüllungsaufwand\r\nVKU Position:\r\nBetreiber von Abwasseranlagen werden vielfach als ein finanzwirtschaftlich gesondertes\r\nUnternehmen ohne Gewinnerzielungsabsicht als Eigenbetrieb geführt, was eine Zuordnung\r\nin den Normbereich Wirtschaft grundsätzlich ausschließt. Dies muss entsprechend\r\nangepasst werden. Unabhängig davon sieht der VKU den Erfüllungsaufwand bei den Betreibern\r\nder Abwasserwiederverwendung und bei den zuständigen Behörden als deutlich\r\nzu niedrig angesetzt.\r\nBegründung:\r\nLaut Referentenentwurf (S.11 Vorgabe 4.2.1) soll der Kläranlagenbetreiber, sofern er Abwasser\r\nzur landwirtschaftlichen Bewässerung aufbereitet, der Wirtschaft zugeordnet\r\nwerden. An dieser Stelle mangelt es mit Blick auf die Finanzierung an der Sachgerechtigkeit.\r\nRegelmäßig werden die Betreiber von Abwasseranlagen als ein finanzwirtschaftlich\r\ngesondertes Unternehmen ohne Gewinnerzielungsabsicht als Eigenbetrieb geführt. Dies\r\nschließt eine Zuordnung in den Normbereich Wirtschaft grundsätzlich aus. Die Abwasserbeseitigung\r\nist eine hoheitliche Aufgabe, die von Gemeinden gemäß §56 WHG durchgeführt\r\nwird. Eine Zuordnung zur Wirtschaft, auch nur in Teilbereichen, ist auch deshalb\r\nnicht wünschenswert, weil dies steuerrechtliche Nachteile zur Folge hätte.\r\nDer Gesetzentwurf erweckt den Anschein, dass bei der Berechnung des Erfüllungsaufwandes\r\nfür Behörden lediglich die unter § 61d festgelegten Informationspflichten berücksichtigt\r\nwurden. Die §§ 61b und e sehen jedoch eine ganze Reihe weiterer Aufgaben bei den\r\nBehörden auf Landesebene vor. So soll die federführende Behörde für die Erteilung der\r\nGenehmigung das Einvernehmen mit bis zu sieben weiteren Behörden herstellen (§ 61b\r\nAbsatz 5). Zudem soll sie, falls erforderlich, weitere Nebenbestimmungen an den Risikomanagementplan\r\nstellen (§ 61b Absatz 6) und ergänzende Mindestanforderungen zum\r\nSchutz von Gesundheit von Menschen, Tieren und Pflanzen sowie der Umwelt, insbesondere\r\nvon Boden und Grundwasser, festlegen (§ 61e). Um diesen Aufgaben gerecht zu werden,\r\nmuss die zuständige Behörde entsprechende personelle Kapazitäten haben. Ansonsten\r\nbesteht die Gefahr, dass Genehmigungsanträge nicht zeitnah bearbeitet werden können.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Bis zum Jahr 2029 (Anlagen über\r\n100.000 EW) bzw. 2032 (Anlagen zwischen 50.000 und\r\n100.000 EW) müssen Betreiber von Kläranlagen und die Betreiber\r\nvon Klärschlammverbrennungsanlagen die Rückgewinnung\r\nvon Phosphor aus Klärschlamm, beziehungsweise\r\nder Klärschlammasche sicherstellen. Die Pflicht zur Rückgewinnung\r\nbesteht, sobald der Phosphorgehalt in der Klärschlammtrockenmasse\r\n2 Prozent oder mehr beträgt . Wird\r\nder Schlamm direkt behandelt, muss der Phosphor bis unter\r\n2 Prozent abgereichert werden, um der Verordnung zu\r\ngenügen. Wird die Klärschlammasche behandelt, müssen\r\n80 Prozent des in der Asche enthaltenen Phosphors\r\nwiedergewonnen werden . Die AbfKlärV umfasst auch die\r\nPflicht, dass die Kläranlagenbetreiber bereits bis zum Ablauf\r\ndes Jahres 2023 der zuständigen Behörde ein Konzept vorlegen,\r\naus dem hervorgeht, in welcher Weise (mit welchem\r\nVerfahren) der Phosphor zurückgewonnen werden soll.\r\nDas Bundesumweltministerium hat im Mai 2024 Verbände,\r\nBetreiber und Länder zu einem „Branchendialog Phosphor‐\r\nRückgewinnung aus Klärschlamm“ in Berlin eingeladen.\r\nDer Dialog beruht auf einer Bitte der Umweltministerkonferenz\r\nvom Dezember 2023. Der VKU hatte sich intensiv für\r\neine zeitnahe Durchführung des Dialogs eingesetzt und gemeinsam\r\nmit den kommunalen Spitzenverbänden auf die\r\nseit langem bekannten gebührenrechtlichen Probleme hingewiesen.\r\nUnsere 6 Punkte für\r\nPhosphor‐Rückgewinnung\r\n Wir brauchen endlich klare\r\nRahmenbedingungen\r\n Gebührenrechtliche\r\nHemmnisse lösen und\r\nFinanzierung sicherstellen\r\n Anpassung der Düngemittelverordnung\r\nerforderlich\r\n Lagerung der Asche ist langfristig\r\neine Sackgasse\r\n Verzögerungen aufgrund\r\nbauwirtschaftlicher Engpässe\r\nberücksichtigen\r\n Phosphor‐Rückgewinnung bis\r\n2029 – Flexibilisierung beim\r\nAufbau der Kapazitäten\r\nPosition\r\nPhosphor‐Rückgewinnung aus\r\nKlärschlamm\r\n2\r\nDer VKU begrüßt ausdrücklich, dass das BMUV mit dem\r\nBranchendialog zu Klärschlamm und Phosphor‐Rückgewinnung\r\nzentrale Fragen zur Umsetzung der Vorgaben der Klärschlammverordnung\r\nin einem Austauschprozess mit allen\r\nrelevanten Stakeholdern aufgreifen möchte. Gerne bringt\r\nsich die kommunale Abwasserwirtschaft in diesen Dialog\r\nmit dem Ziel ein, endlich klare Rahmenbedingungen und\r\ndamit Planungssicherheit für die Phosphorrückgewinnung\r\nin Deutschland zu erhalten. Insgesamt ist jedoch nach der\r\nderzeitigen Erfahrung davon auszugehen, dass bis 2029 die\r\nnotwendigen Kapazitäten für die Phosphor‐Rückgewinnung\r\nnoch nicht im notwendigen Umfang errichtet sein werden .\r\nAn erster Stelle müssen dafür die gebührenrechtlichen\r\nHemmnisse gelöst werden und die Investitionen in Anlagen\r\nzur P‐Rückgewinnung gesichert werden. Dazu zählt die\r\nFrage der Kostenträgerschaft über Gebühren, auch insbesondere\r\nvon solchen, die vor Inkrafttreten der Phosphor‐\r\nRückgewinnungspflicht in 2029 anfallen. Zu berücksichtigen\r\nsind hier die unterschiedlichen Betriebsformen in den entsorgungspflichtigen\r\nKörperschaften. Neben der Anpassung\r\nder Kommunalabgabengesetze der Länder ist aus Sicht des\r\nVKU eine Anschubfinanzierung über eine unbürokratische\r\nFörderung von Bund und Ländern zwingend erforderlich.\r\nNur so kann es gelingen, die hohen Investitionskosten solcher\r\nAnlagen neben den aktuell bereits bestehenden zusätzlichen\r\nKosten der kommunalen Abwasserwirtschaft für\r\ndie Verbrennung und Ertüchtigung der Abwasserbehandlung\r\nzu bewerkstelligen. Dabei muss jedoch sichergestellt\r\nsein, dass ein vorzeitiger Baubeginn förderunschädlich\r\nmöglich ist . Eine Rentabilität oder gar Einnahmemöglichkeit\r\nist bei der P‐Rückgewinnung in Anbetracht der derzeitigen\r\nRohphosphorpreise und dem verfahrenstechnischen\r\nAufwand überhaupt nicht zu realisieren. Vielmehr fehlt\r\nweiterhin ein Markt für solche Recyclate und der Anreiz, Sekundärphosphate\r\nauch einzusetzen .\r\nAußerdem brauchen wir eine Anpassung der Anforderungen\r\nin der Düngemittelverordnung, die es ermöglichen,\r\nKlärschlammaschen hoher Qualität direkt als Phosphordünger\r\nin Verkehr zu bringen . Dies wäre auch ein\r\nBeitrag zur dezentralen P‐Rückgewinnung insbesondere im\r\nländlichen Raum und bei solchen Entsorgungsgebieten, die\r\naufgrund der Gegebenheiten und der Indirekteinleiterüberwachung\r\nnur geringe Schadstoffbelastungen im Abwasserpfad\r\nhaben. Daneben sollte auch die Umsetzung weiterer\r\ndezentraler Lösungen geprüft werden, beispielsweise\r\ndie Nutzung von Karbonisaten . Insgesamt ist dabei zu gewährleisten,\r\ndass es bei der Nutzung als Dünger zu keiner\r\nSchädigung der menschlichen Gesundheit und Anreicherung\r\nin der Umwelt, insbesondere in Boden und Wasser,\r\nkommt.\r\nWir müssen leider inzwischen feststellen, dass die vorgesehene\r\nMöglichkeit zur Lagerung von Klärschlammasche und\r\neiner späteren Phosphor‐Rückgewinnung sowohl aus wirtschaftlichen\r\nals auch technischen Gesichtspunkten auf Basis\r\nderzeitiger Erfahrungen der Abwasserbetriebe bei Einhaltung\r\nder geforderten 80 %igen Rückgewinnungsquote\r\nFaultürme für das Klärwerk der Stadtentwässerung München\r\n1,67\r\nMillionen Tonnen\r\nKlärschlamm werden\r\njährlich entsorgt (2022)\r\nQuelle: DESTATIS 2023\r\nWir brauchen endlich klare Rahmenbedingungen\r\nGebührenrechtliche Hemmnisse lösen und Finanzierung\r\nsicherstellen\r\nAnpassung der Düngemittelverordnung erforderlich\r\nLagerung der Asche ist langfristig eine Sackgasse\r\n3\r\nhöchstwahrscheinlich nicht in Frage kommt . Dies stellt die\r\nkommunale Abwasserwirtschaft daher zusätzlich vor Herausforderungen,\r\nwenn es darum geht, den (wahrscheinlich\r\nab 2029 entstehenden) Übergangszeitraum bis zur Fertigstellung\r\nder erforderlichen Kapazitäten der P‐Rückgewinnung\r\nzu überbrücken.\r\nZudem sollte allen Beteiligten klar sein, dass es bereits\r\nheute starke bauwirtschaftliche Engpässe bei sämtlichen\r\nInfrastrukturmaßnahmen der Wasserwirtschaft gibt. Dies\r\nwird den Aufbau weiterer Kapazitäten, selbst bei Vorliegen\r\neiner Genehmigung für die Anlage und der Sicherung der\r\nFinanzierung, in den nächsten Jahren reduzieren und die\r\nUmsetzung damit am Ende weiter verzögern .\r\nVor diesem Hintergrund plädieren wir zum aktuellen Zeitpunkt\r\ndafür, an der Umsetzung der verpflichtenden P‐Rückgewinnung\r\nfür Anlagen über 100.000 EW ab 2029 bzw. für\r\nAnlagen über 50.000 EW ab 2032 in der Klärschlammverordnung\r\ngrundsätzlich festzuhalten. Da der Aufbau der Kapazitäten\r\nwahrscheinlich dynamisch erfolgen wird, bedarf\r\nes bei der Umsetzung insbesondere in Bezug auf die\r\n80 %ige Rückgewinnungsquote und die Fristen aber mehr\r\nFlexibilität . Aus Sicht des VKU ist es Aufgabe des Bundes\r\nhierfür entsprechende realistische gesetzliche Vorgaben\r\nvorzulegen.\r\nVerzögerungen aufgrund bauwirtschaftlicher Engpässe\r\nberücksichtigen\r\nPhosphor‐Rückgewinnung bis 2029 – Flexibilisierung\r\nbeim Aufbau der Kapazitäten\r\n80 %\r\ndes Klärschlamms aus\r\nkommunalen Kläranlagen\r\nwerden verbrannt (2022)\r\nQuelle: DESTATIS 2023\r\nKlärschlamm fällt bei der Abwasserbehandlung auf kommunalen Kläranlage an."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO₂ -Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf der Novelle des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes (KSpG) sowie zu den\r\nEckpunkten der Carbon Management-Strategie vom\r\n26.02.2024\r\nBerlin, 21. März 2024\r\nSeite 2 von 14\r\n2 / 14\r\nInhalt\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen ................................................. 3\r\nPositionen des VKU in Kürze ............................................................................................... 4\r\nStellungnahme ..................................................................................................................... 5\r\nAllgemeine Bemerkungen ............................................................................................... 5\r\nZu den Eckpunkten der Nationalen Carbon Management-Strategie (CMS) im Detail ........ 6\r\nZur Einleitung .................................................................................................................. 6\r\nZum Abschnitt 1 \"Anwendungsgebiete für CCS/CCU\" .................................................... 7\r\nZum Abschnitt 2 “Förderung von CCS/CCU\" ................................................................... 9\r\nZum Abschnitt 3 “Klimaneutralität 2045 sicherstellen\" ................................................ 11\r\nZum Abschnitt 4 “Transportinfrastruktur für CO₂” ....................................................... 12\r\nZum Abschnitt 5 “Speicherung von CO₂” ...................................................................... 13\r\nBei Rückfragen oder Anmerkungen stehen Ihnen zur Verfügung: ............................... 14\r\nSeite 3 von 14\r\n3 / 14\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu den Eckpunkten der Carbon Management-\r\nStrategie (CMS) sowie zum Referentenentwurf der Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes\r\n(KSpG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Stellung zu\r\nnehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie Unternehmen der kommunalen Versorgungs- und Entsorgungswirtschaft sind in vielfältigen\r\nBereichen der Energie-, Wasser- und Abfallwirtschaft aktiv.\r\nDabei stellen sich unseren Mitgliedsunternehmen vielfältige Herausforderungen auf dem\r\nWeg zur Klimaneutralität. Wie in vielen Studien, Prognosen und Langfristszenarien dargelegt,\r\nist ein notwendiger Baustein zur Erreichung der Klimaneutralität (und perspektivisch\r\nzur Erreichung von negativen Emissionen) die Abscheidung und Speicherung bzw. Nutzung\r\nvon Kohlendioxidemissionen (CCU/S). Neben der Industrie wird diese Technologie\r\ninsbesondere für die kommunale Abfallwirtschaft, aber auch bei der Verbrennung von\r\nKlärschlamm oder Biomasse sowie Biogas zukünftig eine wesentliche Rolle spielen.\r\nAus diesem Grund sieht der VKU sowohl die Eckpunkte der nationalen Carbon Management-\r\nStrategie (CMS) als auch die damit verbundene Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes\r\n(KSpG) grundsätzlich positiv. Jedoch befindet sich die CMS deutlich hinter\r\ndem selbst gesteckten Zeitplan der Bundesregierung. Da in dieser Legislaturperiode noch\r\nwichtige Weichen gestellt werden sollten, müssen die CMS zeitnah finalisiert und weitere\r\nLegislativvorschläge erarbeitet werden. Diese Technologien dürfen allerdings unter keinen\r\nUmständen den Schutz unserer Trinkwasserressourcen beeinträchtigen.\r\nInhaltlich sehen wir auch eine große Überschneidung mit der „Langfriststrategie Negativemissionen“\r\nsowie der „Biomassestrategie“ (NABIS) der Bundesregierung. Aus diesem\r\nGrund sollten alle Strategien konsequent aufeinander abgestimmt werden. Aus Sicht des\r\nVKU sind die Arbeiten an der „Langfriststrategie Negativemissionen“ wichtig, um zentrale\r\nFragen zum Marktdesign beantworten zu können und sicherzustellen, dass sich Negativemissionen\r\nmittelfristig verstärkt marktlich finanzieren.\r\nSeite 4 von 14\r\n4 / 14\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nGroße Zustimmung zur Bedeutung von CCU/S für die Klimaneutralität\r\nFür den VKU ist der Kampf gegen den Klimawandel bei gleichzeitiger Wahrung der\r\nkommunalen Daseinsvorsorge ein Kernanliegen seiner Arbeit. Für die Erreichung\r\nder Klimaneutralität in Deutschland wird die CO2–Speicherung (CCS) bzw. –Nutzung\r\n(CCU) insbesondere auch für die kommunale Abfallwirtschaft zentral sein.\r\nDeshalb unterstützt es der VKU ausdrücklich, dass dieses Thema nun auf bundespolitischer\r\nEbene angegangen wird. Da in dieser Legislaturperiode noch wichtige\r\nWeichen gestellt werden sollten, müssen die CMS zeitnah finalisiert und weitere\r\nLegislativvorschläge erarbeitet werden.\r\nKlarheiten über Förderung bei schwer oder nicht vermeidbaren Emissionen\r\nNotwendig ist es, diese „schwer oder nicht vermeidbaren Emissionen“ in der CMS\r\nkonsistent mit dem WPG klar zu definieren. Der Entwurf der Förderrichtlinie Bundesförderung\r\nIndustrie und Klimaschutz (FRL BIK) sieht die Einführung eines Fördermoduls\r\nzu CCU/S vor. Mit diesem Modul sollen Vorhaben der Industrie und\r\nder Abfallwirtschaft zum Einsatz oder zur Entwicklung von CCU/S gefördert werden\r\nkönnen, soweit es sich um Sektoren gemäß der CMS handelt, in denen überwiegend\r\n„schwer oder nicht vermeidbare“ CO2-Emissionen anfallen. Dabei muss\r\ngewährleistet werden, dass auch kommunale Unternehmen von der Förderung\r\nprofitieren können.\r\nWirtschaftlichkeit von CCU/S bei Gaskraftwerken fraglich\r\nAuf Basis der aktuellen Rahmenbedingungen ist eine großflächige Nutzung von\r\nCCU/S in (fossil betriebenen) Gaskraftwerken aufgrund der geringen Wirtschaftlichkeit\r\nkaum zu erwarten (hohe Investitionen, keine Förderung, geringe Vollbenutzungsstunden,\r\nbeschränkte Nutzungsdauer aufgrund des Umstiegs auf nichtfossile\r\nBrennstoffe spätestens bis 2045).\r\nSicherung der Trinkwasserversorgung muss Vorrang haben\r\nDer VKU begrüßt, dass die dauerhafte Speicherung von CO₂ im geologischen Untergrund\r\nauf dem Gebiet des deutschen Festlands (onshore) in den CMS-Eckpunkten\r\nund im Entwurf zur Änderung des KSpG nicht vorgesehen ist. Damit werden\r\netwaige Nutzungskonkurrenzen zur Wasserversorgung vermieden. Denn die Sicherheit\r\nder öffentlichen Trinkwasserversorgung und der dafür notwendige\r\nGrundwasser- und Ressourcenschutz sind für die Allgemeinheit von elementarer\r\nBedeutung. Sie müssen deshalb Vorrang vor dem Einsatz von CCS genießen.\r\nSeite 5 von 14\r\n5 / 14\r\nStellungnahme\r\nAllgemeine Bemerkungen\r\nDie Abscheidung und Speicherung oder Nutzung von Kohlendioxid sind zentrale Zukunftsaufgaben\r\neiner konsequenten Klimaschutzpolitik. Deshalb sieht es der VKU sehr positiv,\r\ndass das Thema CO₂-Abscheidung sowie die Speicherung und Nutzung des abgeschiedenen\r\nCO₂ nun auf der bundespolitischen Agenda angelangt ist. Viele andere Länder, insbesondere\r\nunsere direkten Nachbarländer (u. a. Niederlande, Dänemark, Norwegen), haben\r\nsich aufgrund der Bedeutung von CCU/S bereits frühzeitig mit diesem Thema befasst und\r\nsind Deutschland deshalb nun bei diesem Thema weit voraus.\r\nDer VKU begrüßt den Referentenentwurf zur Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes\r\nund die damit erfolgende Festlegung der Anforderungen zur Gewährleistung einer\r\ndauerhaften Speicherung von Kohlendioxid in unterirdischen Offshore-Gesteinsschichten\r\nund zum Bau einer Kohlendioxid-Transportinfrastruktur über die Erforschung, Erprobung\r\nund Demonstration von CCS-Technologien hinaus.\r\nDie weiteren Aspekte der Carbon Management-Strategie müssen ebenfalls zügig ausgearbeitet,\r\nverabschiedet und – konsistent sowohl mit dem geltenden Recht wie WPG und\r\nGEG als auch den anderen nationalen Strategien wie der „Nationalen Biomassestrategie“\r\nund der „Langfriststrategie Negativemissionen“ – in Legislativvorschläge umgesetzt werden.\r\nNoch in dieser Legislaturperiode sollten entsprechende Gesetzesinitiativen auf den\r\nWeg gebracht werden. Bei einer zu späten Veröffentlichung kann keine Umsetzung mehr\r\nin dieser Legislaturperiode erfolgen, und die Zeit drängt.\r\nDas klare Bekenntnis zur Rolle von CCU/S zum Erreichen der Klimaschutzziele und zur Klimaneutralität\r\n2045 schafft Erwartungssicherheit und ist die Grundlage für die weiteren\r\nSchritte.\r\nViele wissenschaftliche Studien verweisen auf die Bedeutung von CCU/S für die Erreichung\r\nder Klimaneutralität, insbesondere für Industrien mit unvermeidbaren Emissionen.\r\nDarüber hinaus spielt diese Technologie, zum Beispiel durch eine Nutzung bei der Verbrennung\r\nvon Biomasse (BECCU/S) und der thermischen Abfallbehandlung (WACCU/S),\r\nlangfristig eine große Bedeutung als technische Senke bei der Erzielung von Negativemissionen.\r\nAus diesem Grund müssen die Carbon Management-Strategie und die „Langfriststrategie\r\nNegativemissionen“ (LNe) sowie die „Biomassestrategie“ (NABIS) der Bundesregierung\r\nmiteinander verzahnt werden. Hierbei ist jedoch eine klare Zuordnung einzelner\r\nThemen und eine Vereinheitlichung der Begrifflichkeiten entscheidend.\r\nSeite 6 von 14\r\n6 / 14\r\nZu den Eckpunkten der Nationalen Carbon Management-Strategie\r\n(CMS) im Detail\r\nWir begrüßen die Eckpunkte der CMS ausdrücklich und werden im Folgenden auf die einzelnen\r\nKapitel detailliert eingehen. Die Eckpunkte der CMS müssen aus unserer Sicht jedoch\r\nvor allem weiter konkretisiert werden – u.a. im Hinblick auf die regulatorischen Auswirkungen.\r\nDarüber hinaus sollte bei der weiteren Ausgestaltung der CMS ein möglichst\r\nharmonisches Ineinandergreifen mit den in der europäischen Carbon Management-Strategy\r\nin Aussicht gestellten Maßnahmen gewährleistet werden (Aufbau einer CO₂-Plattform,\r\ngrenzüberschreitender CO₂-Transport, Clusterung von Anschlussnehmern etc.).\r\nZur Einleitung\r\nIn der CMS sollten dieselben Begrifflichkeiten wie in den Eckpunkten der „Langfriststrategie\r\nNegativemissionen“ verwendet und die erfassten Kategorien auch vollständig benannt\r\nwerden.\r\nÄnderungsvorschlag zur CMS, S. 2 unten/3 oben:\r\nDie Carbon Management-Strategie ist abzugrenzen von der sog. „Langfriststrategie\r\nNegativemissionen“, die sich mit den im Koalitionsvertrag genannten „unvermeidbaren\r\nRestemissionen“ und ihrem Ausgleich durch Negativemissionen beschäftigen\r\nwird. Hierfür wird die Langfriststrategie nicht nur Maßnahmen des natürlichen\r\nKlimaschutzes, sondern auch Technologien wie Direct Air Carbon Capture,\r\nUtilisation and Storage/Sequestration (DACCU/S), Waste Carbon Capture,\r\nUtilisation and Storage/Sequestration (WACCU/S), Bioenergy and Carbon Capture,\r\nUtilisation and Storage/Sequestration (BECCU/S) und Pyrogenic Carbon\r\nCapture and Storage/Biochar Carbon Removal (PyCCS/BCR) als vielversprechende\r\nNegativ-Emissions-Technologien (NET, engl. Carbon dioxide removal -\r\nCDR) in den Blick nehmen. Beide Strategien haben aber Überschneidungen, insbesondere\r\nim Hinblick auf die notwendige CO₂-Infrastruktur und CO₂-Speicherung,\r\ndie auch für DACCU/S, WACCU/S, BECCU/S und PyCCS/BCR Voraussetzung\r\nist. BECCU/S in Verbindung mit den begrenzten Potenzialen an nachhaltig verfügbarer\r\nBiomasse wird auch in der Nationalen Biomassestrategie thematisiert, die\r\nderzeit erarbeitet wird.\r\nDer VKU begrüßt, dass sich die Bundesregierung für eine ambitionierte Umsetzung der\r\neuropäischen Methan-Verordnung einsetzen will, einschließlich der Prüfung einer perspektivischen\r\nBepreisung der Vorkettenemissionen von auf dem EU-Markt platzierten\r\nfossilen Energieträgern („Methanschlupf“). Eine weitere wichtige Methanquelle, zu deren\r\nMinimierung Deutschland bereits große Anstrengungen und Erfolge aufzuweisen hat, sind\r\nSeite 7 von 14\r\n7 / 14\r\nEmissionen aus abgelagerten und deponierten nicht vorbehandelten Siedlungsabfällen.\r\nAuch diese Vorkettenemissionen sollten, wo relevant, einbezogen werden.\r\nZum Abschnitt 1 \"Anwendungsgebiete für CCS/CCU\"\r\nThermische Abfallbehandlung\r\nIn der CMS wird zurecht aufgezeigt, dass bei der thermischen Abfallbehandlung unvermeidbare\r\nEmissionen entstehen. Eine der Hauptursachen für diese Emissionen ist die Gestaltung\r\nder Produkte, die aus fossilen Ausgangsstoffen hergestellt werden und z. B. nicht\r\nhochwertig recycelbar sind. Deshalb sollte auch auf die Notwendigkeit des klimagerechten\r\nÖkodesigns explizit hingewiesen werden.\r\nÄnderungsvorschlag zur CMS, S. 3 Mitte:\r\nAuch bei der thermischen Abfallbehandlung fallen Emissionen an, die nicht vermeidbar\r\nsind – es steht Stand heute kein alternativer Verwertungsprozess für Abfall\r\nzur Verfügung, bei dem diese Emissionen vermieden werden könnten. Für\r\neine klimaneutrale Abfallwirtschaft ist also auch unter Einhaltung hoher Standards\r\nbei Abfalltrennung und Recycling sowie der Erfüllung von Abfallvermeidungszielen\r\nund Ökodesign die Anwendung von CCU/S ein elementarer Baustein\r\nfür die Erreichung von Klimaneutralität. Zugleich kann CCU/S auch in anderen Industrieprozessen\r\nzur Anwendung kommen, solange die Umstellung auf Elektrifizierung\r\noder Wasserstoff absehbar noch nicht kosteneffizient möglich ist.\r\nUm eine nachhaltige CO₂-Reduzierung zu erreichen, sind die Vermeidung, Wiederverwendung\r\nund das hochwertige Recycling von fossilen Abfällen zu bevorzugen. Dennoch werden\r\nauch zukünftig Abfälle zur thermischen Behandlung/energetischen Verwertung anfallen,\r\nweshalb viele Kommunen und kommunale Unternehmen ihre Wärmewende auf\r\nden Ausbau der Fernwärme ausrichten und hierbei die Wärmepotenziale der thermischen\r\nAbfallbehandlungsanlagen ausnutzen. Deshalb sollten auch in der thermischen Abfallbehandlung\r\n(WACCU/S) insbesondere solche Projekte incentiviert werden, bei denen die\r\nAbwärme effizient in der Fernwärme genutzt werden kann.\r\nGaskraftwerke\r\nDer VKU begrüßt die Möglichkeit, dass Verstromungsanlagen mit gasförmigen Energieträgern\r\nim Sinne der Technologieoffenheit zukünftig in Deutschland CO₂ abscheiden und an\r\ndas CO₂-Pipelinenetz angebunden werden können. Aus Sicht des VKU gibt es jedoch erhebliche\r\nZweifel an der Wirtschaftlichkeit des Betriebs von CO₂-Abscheidungsanlagen an\r\nGaskraftwerken, weshalb ein großflächiger Einsatz von CCU/S bei Gaskraftwerken nicht\r\nabsehbar ist. Gründe hierfür sind u.a.:\r\n Hohe Investitionskosten in CCU/S Anlagen an den Kraftwerken\r\nSeite 8 von 14\r\n8 / 14\r\n Geringe Vollbenutzungsstunden für fossile Gaskraftwerke lassen die Fixkosten relativ\r\nteuer werden (Zubau EE und Stromspeicher verringern Einsatzdauer von\r\nSpitzenlastkraftwerken. Zudem Zubau neuer Spitzenlastkraftwerke im Rahmen\r\nder Kraftwerksstrategie und Umrüstung von Biogasanlagen zu „Peakern“)\r\n Nur eine temporäre Nutzung der CCU/S-Anlagen, da der Betrieb über das Jahr\r\n2045 hinaus nur mit nicht-fossilen Brennstoffen fortgesetzt werden kann. Somit\r\nergäbe sich nur eine begrenzte Amortisationszeit für CCU/S-Anlagen an fossil betriebenen\r\nGaskraftwerken.\r\n Unklare, bzw. teure Netzanbindungskosten: Bereits beim Hochlauf der H2-Infrastruktur\r\nwerden die enormen Kosten sichtbar, die der Aufbau einer Pipelineinfrastruktur\r\nmit sich bringt. Diese Kosten können, insbesondere wenn es, wie für fossile\r\nKraftwerke vorgesehen, keinerlei Förderung gibt, prohibitiv wirken.\r\nUm 2045 keine fossil befeuerten Kraftwerke mehr nutzen zu müssen, ohne die Versorgungssicherheit\r\nzu gefährden, fordern wir ausdrücklich ein frühzeitiges Anreizen von gesicherten\r\nLeistungen auf Basis von klimaneutralen Brennstoffen (Kraftwerksstrategie,\r\nKWKG-Verlängerung, zulassen von Preisspitzen…) und die Etablierung eines diskutierten\r\nKapazitätsmechanismus.\r\nBECCU/S – Nutzung bei Biomasse / Biogas / …\r\nDer VKU begrüßt es, dass der Einsatz von CO₂-Abscheidung bei der energetischen Nutzung\r\nvon Biomasse mitgedacht wird und dies im Sinne der Technologieoffenheit ausdrücklich\r\nerlaubt ist. Aus unserer Sicht ist sie ein zentraler Baustein zur Erzielung negativer Emissionen\r\nund sollte deshalb förderungsfähig sein (siehe folgende Abschnitte).\r\nNegativemissionen\r\nDer VKU begrüßt, dass die Bundesregierung sich verstärkt dem Themenkomplex von Negativemissionen\r\nwidmet. Die „Langfriststrategie Negativemissionen“ und die CMS müssen\r\nzusammen gedacht werden, da Negativemissionen durch technische Senken auf\r\nCCU/S basieren und zur Zielerreichung der Klimaneutralität entscheidend sind.\r\nUm dieses Ziel zu erreichen, sollten neben den Möglichkeiten der CO₂-Vermeidung insbesondere\r\nauch alle großen punktförmigen Quellen (kontinuierlich hohe Abgasvolumenströme\r\nbei hohen CO₂-Konzentrationen) von biogenen THG-Emissionen im Fokus eines\r\nSeite 9 von 14\r\n9 / 14\r\neinheitlichen regulatorischen Rahmens stehen. Bei Punktquellen lassen sich relativ einfach\r\ngroße Emissionsmengen abscheiden, womit sich auch die CO2-Vermeidungskosten\r\nebenso erheblich unterscheiden.1\r\nZum Abschnitt 2 “Förderung von CCS/CCU\"\r\nEine Anreizung von CCU/S ist für den Markthochlauf mittelfristig zentral. Um den zielführenden\r\nHochlauf von CCU/S zu erreichen, sollten neben der konsequenten CO2-Vermeidung\r\ninsbesondere große punktförmige Quellen von nicht vermeidbaren THG-Emissionen\r\nsowie Negativemissionen im Fokus eines einheitlichen regulatorischen Rahmens und einer\r\nmöglichen Förderung stehen.\r\nDa es sich bei der energetischen Nutzung von Biomasse nicht um fossile Energieträger\r\nhandelt, sollte sie für eine CCU/S Förderung in Frage kommen. Von zentraler Bedeutung\r\nist es jedoch, einzelne Sektoren/Wertschöpfungsstufen nicht isoliert zu betrachten. Deshalb\r\nist es aufgrund der beschränkten Biomassepotenziale (vgl. erste Berichte zur Biomassestrategie\r\nder Bundesregierung), zu empfehlen, dass etwaige BECCU/S-Förderinstrumente\r\neine möglichst effiziente Brennstoffnutzung, beispielsweise in Form einer gekoppelten\r\nErzeugung von Strom und Wärme in KWK-Anlagen oder in Biomasseheizwerken,\r\nvoraussetzen müssen. Wichtig ist auch klarzustellen, dass für eine Förderung sowohl\r\nfeste, flüssige/verflüssigte und gasförmige Biomasse als auch Biomasse aus unterschiedlicher\r\nHerkunft, wie Biogas, Deponiegas und Klärgas, zulässig sind.\r\nDie gerade abgeschlossene Reform des industriellen Emissionshandels der EU (EU-EHS I),\r\nwomit die Anrechenbarkeit von CCU/S im Emissionshandel geregelt und praktische Hürden\r\nfür den Aufbau einer Transportinfrastruktur beseitigt wurden, ist ein Schritt in die\r\nrichtige Richtung. Damit sich sowohl BECCU/S als auch WACCU/S wirtschaftlich darstellen\r\nlässt, wird ein Markt(rahmen) für Negativemissionen benötigt. Wie vor allem für CCS bereits\r\nim EU-EHS I möglich, muss eine vergleichbare Finanzierungsmöglichkeit für negative\r\nEmissionen im EU-EHS I integriert werden, da diese für Investitionen erforderlich ist. Mit\r\nder Marktintegration wäre auch die Grundlage für eine Anfangsförderung über Klimaschutzverträge\r\n(Carbon Contracts for Difference, CCfD) geschaffen, da in der Markthochlaufphase\r\nKosten kompensiert werden, die die Erlöse aus dem Emissionshandel übersteigen.\r\nDie Förderbestimmungen für Klimaschutzverträge müssen so gestaltet werden, dass auch\r\nThermische Abfallbehandlungsanlagen Zugang erhalten können. Das heißt, es darf weder\r\n1 So liegen die CO₂-Konzentrationen im Abgasstrom von Thermischen Abfallbehandlungsanlagen und Biomassekraftwerken\r\nbei ca. 10 - 15 Vol.-%, bei Biomethangas produzierenden Vergärungsanlagen bei ca. 99 Vol.-%, im Vergleich\r\nzu der CO₂-Konzentration in der Erdatmosphäre von ca. 0,04 Prozent (direct air caputure). Das CO₂-Abscheidepotenzialwird\r\nallein für die deutschen TAB auf ca. 25 Mio. t/a CO₂ geschätzt.\r\nSeite 10 von 14\r\n10 / 14\r\neine zwingende Unterlegung des Zertifikaterwerbs im EU- oder nationalen Emissionshandel\r\nnoch einen generellen Ausschluss von Stromerzeugungsanlagen geben.\r\nGenerell könnten im Sinne eines marktwirtschaftlichen Carbon Managements (konsequenter\r\nZertifikatehandel, auch für Negativemissionen) die staatlich induzierten Wettbewerbsverzerrungen\r\ndurch eine Hierarchisierung von Zulässigkeit und Förderbarkeit bei\r\nder Nutzung von CCU/S verringert werden.\r\nDer hohe und im Zuge der Dekarbonisierung der Produkte immer weiter steigende biogene\r\nCO₂-Anteil im Abgas der energetischen Abfallverwertungsanlagen ermöglicht bei Anwendung\r\nvon CCU/S auch die Generierung erheblicher, laufend steigender Negativemissionen.\r\nDaher sollten sowohl die Entwicklung und Anwendung dieser Technologien als\r\nauch der Anschluss dieser Anlagen an das CO₂-Pipelinenetz besonders unterstützt werden.\r\nInsofern sollte ein klarer und einheitlicher Rahmen geschaffen werden, der CCU/S an allen\r\nschwer oder nicht vermeidbaren CO₂-Emissionsquellen ermöglicht. Mit dieser Maßnahme\r\nund der Möglichkeit der Monetarisierung von BECCU/S über den Emissionshandel\r\nließen sich große Mengen an CO₂ klimawirksam vermeiden.\r\nIm Entwurf der FRL BIK Fußnote 7 wird darauf verwiesen, dass „auf Basis“ der CMS definiert\r\nwird, welche Emissionen „schwer vermeidbar“ sind. Das sollte einerseits nicht der\r\nFRL BIK überlassen, sondern in der CMS explizit klargestellt werden. Andererseits müssen\r\ndann auch „nicht vermeidbare“ Emissionen einbezogen werden, die in der CMS immer\r\nwieder angesprochen werden. Die Definition sollte in Bezug auf die Abfall- und Klärschlammverbrennung\r\nkonsistent mit dem WPG sein. Nach Fertigstellung der CMS ist anschließend\r\nder Entwurf der FRL BIK unter Berücksichtigung der jetzigen und auch früherer\r\nStellungnahmen zu überarbeiten.\r\nÄnderungsvorschlag zur CMS, S. 4 Mitte:\r\nDer Entwurf der Förderrichtlinie Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (FRL\r\nBIK) sieht die Einführung eines Fördermoduls zu CCS/CCU vor. Mit diesem Modul\r\nsollen Vorhaben der Industrie und der Abfallwirtschaft zum Einsatz oder zur Entwicklung\r\nvon CCS und CCU gefördert werden können, soweit es sich um Sektoren\r\ngemäß der Carbon Management-Strategie handelt, in denen überwiegend schwer\r\nvermeidbare CO₂-Emissionen anfallen. Dies umfasst sowohl Investitions- als auch\r\nInnovations-, Forschungs- und Entwicklungsvorhaben sowie Anlagen zur Erzielung\r\nvon Negativemissionen. Schwer vermeidbare Emissionen in der Abfallwirtschaft\r\nsind Emissionen, die bei der energetischen Verwertung von Abfällen unter Einhaltung\r\ndes Kreislaufwirtschaftsgesetzes oder bei der thermischen Behandlung\r\ndes nicht-biogenen Anteils von Klärschlämmen gemäß Klärschlammverordnung\r\nSeite 11 von 14\r\n11 / 14\r\nentstehen. Zu den geförderten Anlagen zählen ebenfalls Einrichtungen zur Erzeugung\r\nvon Biogas, die schwer vermeidbare Abfallstoffe aus anderen Sektoren\r\nnutzen (z. B. Klärgas oder landwirtschaftliche Abfälle).\r\nZum Abschnitt 3 “Klimaneutralität 2045 sicherstellen\"\r\nAuch in der Entsorgungswirtschaft müssen Fehlinvestitionen, Entschädigungsansprüche\r\nusw. vermieden werden. Zwar wird der Anteil fossiler Abfälle und Klärschlammbestandteile\r\ndurch Ökodesign und im Zuge der Defossilisierung der Chemieindustrie immer weiter\r\nzurückgehen, aufgrund der Nutzungsdauer der Produkte werden aber vermutlich auch\r\nnach 2045 noch fossile Abfälle und Klärschlammbestandteile anfallen. Dies darf sich dann\r\naber nicht zulasten der kommunalen Wasser- oder Abfallwirtschaftsunternehmen auswirken,\r\nwelche diese Abfälle und Bestandteile nicht verursachen, sondern im Rahmen der\r\nDaseinsvorsorge entsorgen.\r\nÄnderungsvorschlag zur CMS, S. 4 unten:\r\nFür das Erreichen des Ziels Klimaneutralität 2045 ist CCU/S von schwer oder\r\nnicht vermeidbaren CO₂-Emissionen ganz wesentlich. Denn diese schwer oder\r\nnicht vermeidbaren CO₂-Emissionen entstehen an einer überschaubaren Anzahl\r\nan Punktquellen regelmäßig in großen Mengen, gleich ob biogenen oder fossilen\r\nUrsprungs. Die mindestens gleichwerte Einbeziehung von Negativemissionen\r\nin den CO₂-Emissionshandel begünstigt den Markthochlauf und schafft mittel-\r\nbis langfristig die Basis für deren Finanzierung. Erst die Einbeziehung dieser\r\nEmissionsquellen eröffnet eine Perspektive dafür, dass die CO₂-Emissionen zum\r\nEintritt in die Atmosphäre wirksam zurückgehen.\r\nÄnderungsvorschlag zur CMS, S. 5 oben:\r\nWie im Koalitionsvertrag vereinbart, wird die Bundesregierung im Dialog mit den\r\nUnternehmen Lösungen suchen, wie Betriebsgenehmigungen für Energieinfrastruktur\r\n(Kraftwerke oder Gasleitungen) mit fossilen Brennstoffen rechtssicher so\r\nerteilt werden können, dass der Betrieb über das Jahr 2045 hinaus nur mit nichtfossilen\r\nBrennstoffen fortgesetzt werden kann, ohne einen Investitionsstopp,\r\nFehlinvestitionen und Entschädigungsansprüche auszulösen. Dasselbe gilt analog\r\nfür die Infrastruktur der Abfall- und Klärschlammbehandlung. Es wird sichergestellt,\r\ndass geringe Mengen über 2045 hinaus zur Verbrennung anfallende fossile\r\nAbfälle oder Verunreinigungen nicht dazu führen, dass Abfall- oder Klärschlammverbrennungsanlagen\r\n(mit oder ohne CCU/S) ihren Betrieb einstellen\r\nmüssen.\r\nSeite 12 von 14\r\n12 / 14\r\nZum Abschnitt 4 “Transportinfrastruktur für CO₂”\r\nDer (BE)CCU/S-Markthochlauf wird nur zum Erfolg, wenn neben der Abscheidung, auch\r\ndie Transportinfrastruktur und die Senken mitgedacht werden. Frühzeitig muss ein CO₂-\r\nKernnetz geschaffen werden, das den Transport des CO₂ in den notwendigen Größenordnungen\r\nzu den Speicher- oder Nutzungsmöglichkeiten erlaubt. Das Gelingen eines privatwirtschaftlich\r\norganisierten, wirtschaftlichen Betriebs von CO₂-Pipelines ist aus VKU-Sicht\r\nunter den heutigen Annahmen fraglich. Um die Investitionsrisiken der Netzbetreiber zu\r\nreduzieren und die Netzentgelte für die ersten Nutzer zu begrenzen, könnte auf den Vorschlag\r\ndes Amortisationskontos zurückgegriffen werden, der auch bei der Wasserstoffinfrastruktur\r\nAnwendung findet. Das Risiko einer zu Beginn drohenden Ergebnislücke wird\r\ndabei durch staatliche Garantien reduziert.\r\nDennoch wird das CO₂-Pipelinenetz viel kleiner als das H2-Kernnetz (laut Antragsentwurf:\r\n9.700 km). Es ergibt sich die konkrete Fragestellung: Wie kann sichergestellt werden, dass\r\nalle interessierten Beteiligten an das CO₂-Pipelinenetz angeschlossen werden können,\r\nohne dass die Netzentgelte zu hoch werden?\r\nBisher sind für die CO₂-Emittenten keine klare Strategie hinsichtlich Transportkosten oder\r\nZeitpläne zur Umsetzung ersichtlich. Es ist von außerordentlicher Relevanz für die CO₂-,\r\nhierzu Planungssicherheit zu erhalten, auch um alternative Transportoptionen als Zwischenlösung\r\nzu prüfen. Ein Hinwirken auf eine klare, möglichst europäische Koordinierung\r\nzum Aufbau eines flächendeckenden Pipelinenetzes wäre wünschenswert.\r\nUm die entstehenden Pipelinesysteme auszulasten und ineffiziente Investitionen auszuschließen,\r\nist außerdem sicherzustellen, dass ein diskriminierungsfreier Zugang zur CO₂-\r\nTransportinfrastruktur gewährleistet ist.\r\nAls positiv erachten wir einerseits, dass der Rechtsrahmen angepasst werden soll, da nach\r\naktueller Rechtslage viele Planfeststellungsverfahren für Pipeline-Projekte in Deutschland\r\nan fehlenden und veralteten Verweisen des KSpG ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)\r\nscheitern. Andererseits sollen für die Umwidmung bestehender Gasleitungen oder den\r\nNeubau eines CO₂-Pipelinenetzes beschleunigte Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nvorgesehen werden. Bei den beschleunigten Verfahren, die gemäß den Eckpunkten angestrebt\r\nwerden, sollten dennoch jegliche Risiken sorgfältig geprüft werden.\r\nDer VKU begrüßt, dass die Bundesregierung sich entschieden hat, die entsprechende Änderung\r\ndes London-Protokolls zu ratifizieren und den CO₂-Export zu ermöglichen. Dies\r\nsollte zeitnah geschehen. Neben der Offshore-Speicherung sollte auch eine großflächige\r\nNutzung von in Deutschland abgeschiedenem CO₂ durch CCU möglich gemacht und gefördert\r\nwerden, z.B. zwecks Erzeugung von regenerativen (grünen) E-Fuels, LNG, MethaSeite\r\n13 von 14\r\n13 / 14\r\nnol und ähnlichen Anwendungen oder Recycling des Kohlenstoffs in der chemischen Industrie.\r\nDie Anforderung der “dauerhaften Bindung” in Produkten sollte dabei nicht zu\r\nrestriktiv gefasst werden, sondern den Hochlauf der Kreislaufwirtschaft unterstützen.\r\nZum Abschnitt 5 “Speicherung von CO₂”\r\nDie unterirdische Speicherung (CCS) und die Wiedernutzung von Kohlenstoff (CCU) sind\r\nwichtige Bausteine beim Klimaschutz, ohne die eine Stabilisierung des globalen Klimas\r\nnicht erreicht werden kann. Diese Prozesse dürfen allerdings unter keinen Umständen\r\nden Schutz unserer Trinkwasserressourcen beeinträchtigen. Aus diesem Grund sehen wir\r\ndie Ermöglichung von Offshore-Speicherung von CO₂ in der deutschen ausschließlichen\r\nWirtschaftszone (AWZ) als sehr positive Entwicklung an. Dies sollte einen positiven Beitrag\r\nfür einen weiteren Hochlauf der Wettbewerbssituation im Marktumfeld von CO₂ -Einspeicherung\r\nbewirken, als auch eine gewisse Unabhängigkeit von Drittländern.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf zur Änderung des ElektroG\r\nBerlin, 23.05.2024\r\n2 / 7\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf der Novelle des Elektrogesetzes\r\nStellung zu nehmen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU konzentriert sich in dieser Stellungnahme auf die folgenden drei Hauptpunkte\r\nund hat hierfür die nachfolgenden Positionen formuliert:\r\nDie vorgeschlagene Novelle sieht die neue Vorgabe vor, dass die Einsortierung der\r\nAltgeräte, insbesondere der batteriebetriebenen Altgeräte, in die Behältnisse an\r\nden eingerichteten Übergabestellen ausschließlich durch den öffentlichrechtlichen\r\nEntsorgungsträger zu erfolgen hat. Hier schlägt der VKU eine\r\ndifferenzierte Regelung vor, nämlich dass die zwingende Einsortierung von\r\nAltgeräten durch den örE, d.h. durch das Wertstoffhofpersonal, in die Behältnisse\r\nnur bei batteriebetriebenen Altgeräten der Sammelgruppen 2, 4 und 5 stattfinden\r\nmuss, während alle anderen Altgeräte auch unter Aufsicht des örE durch die\r\nBürger den jeweiligen Behältnissen zugeteilt werden können.\r\nDer Umstand, dass nach der vorgelegten Novelle der LAGA M 31 A der örE dualuse-\r\nGeräte, die aus anderen Herkunftsbereichen als privaten Haushalten\r\nstammen, in unbegrenzter Anzahl annehmen muss, macht weitere (derzeit im\r\nEntwurf der Novelle nicht enthaltene) Vorgaben im ElektroG nötig, die den örE\r\neine Bewältigung der anzunehmenden Mengen erleichtern. Vor diesem\r\nHintergrund muss es zum einen eine Abstimmungspflicht der Anlieferer mit dem\r\nörE für alle Sammelgruppen geben, sobald mehr als 20 Stück Altgeräte einer\r\nSammelgruppe abgegeben werden. Des Weiteren sollte im Gesetz klargestellt\r\nwerden, dass auch ad hoc Sammel- und Übergabestellen eingerichtet werden\r\nkönnen, sofern an einer Anfallstelle sehr viele Altgeräte anfallen, die dann gleich\r\nseitens der Hersteller von der Anfallstelle abgeholt werden können und nicht den\r\nUmweg über die Wertstoffhöfe zu gehen brauchen.\r\nDer VKU begrüßt, dass elektronische Einweg-Zigaretten nunmehr von allen\r\nVertreibern dieses Produkts unabhängig von der Größe ihrer Verkaufsfläche\r\nzurückgenommen werden müssen. Allerdings weist der VKU darauf hin, dass\r\nweiterhin große Mengen von elektronischen Einweg-Zigaretten im Restmüll\r\nlanden werden, wo sie über die weitere Entsorgungskette eine Brandgefahr\r\ndarstellen. Im Ergebnis ist ein Produktverbot für elektronische Einweg-Zigaretten\r\nangemessen.\r\n3 / 7\r\nIm Folgenden werden die vorstehend genannten Punkte eingehend erläutert und weitere Aspekte angesprochen.\r\nZu Änderung § 14 Abs. 2\r\nIn der Novelle wird vorgeschlagen, dass die Einsortierung der Altgeräte, insbesondere der batteriebetriebenen Altgeräte, in die Behältnisse nach Absatz 1 an den eingerichteten Übergabestellen ausschließlich durch den öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger zu erfolgen hat. Die bisherige Möglichkeit, dass die Einsortierung auch durch die Bürger unter Aufsicht des örE erfolgen kann, fällt weg.\r\nDer VKU kann dieser vorgeschlagenen Regelung nur teilweise zustimmen. Der VKU erkennt an, dass die Einsortierung der batteriebetriebenen Altgeräte durch das Wertstoffhofpersonal sinnvoll ist, da die Bürger oft nicht wissen, welche Altgeräte batteriebetrieben sind und welche nicht. Auch aufgrund der Brandgefahr, die von einem falschen Management von batteriebetriebenen Altgeräten ausgeht, macht hier eine Zuteilung durch das Wertstoffhofpersonal Sinn. Andere Altgeräte jedoch, u.a. sehr klobige/schwere und daher das Personal bei der Erfassung physisch belastende Geräte, wie Kühlschränke, Waschmaschinen, Geschirrspüler, Herde, PV-Module, aber auch Lampen, etc. sind demgegenüber durchaus weiterhin unter der Aufsicht des örE selbst von den Bürgern in oder vor die jeweiligen Container zu stellen bzw. zu legen. Dies ist aus Gründen der begrenzten Personalverfügbarkeit, aber auch des Arbeitsschutzes, angezeigt und steht auch einer schonenden Erfassung nicht entgegen.\r\nDaher schlägt der VKU folgende Regelung vor.\r\nDie Einsortierung der batteriebetriebenen Altgeräte der Sammelgruppen 2, 4 und 5 in die dafür vorgesehenen Behältnisse nach Abs. 1 S. 2 hat durch den öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger zu erfolgen.\r\nIn der Begründung sollte klarstellend ausgeführt werden: Andere Altgeräte (als die vorstehend genannten) können auch durch die Besitzer der Altgeräte unter Aufsicht des örE in die vorgesehenen Behältnisse einsortiert werden.\r\nZu § 3 Nr. 5 iVm § 13 Abs. 5 S. 2 ElektroG\r\nDer Entwurf der neuen LAGA M 31A weist darauf hin, dass die öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger sog. dual use Geräte in unbegrenzter Menge von Gewerbetreibenden oder Verwaltungsstellen annehmen müssen. Dies führt zu einer potenziellen Überlastung der Wertstoffhöfe, wenn zum Beispiel in großem Stil Solarparks abgebaut werden und die\r\n4 / 7\r\nBetreiber dieser Parks tausende Module – kostenlos – über die Wertstoffhöfe entsorgen wollen. Ähnliches gilt für den Austausch von Computern in Rechenzentren. Während noch nicht im Detail ausjudiziert ist, ob diese unbegrenzte Annahmepflicht von dual-use Geräten aus sonstigen Herkunftsbereichen wirklich den Vorgaben des ElektroG entspricht, muss vorsorglich die Novelle des ElektroG zum Anlass genommen werden, Regelungen aufzunehmen, die den örE ein Management sehr großer Mengen ermöglichen.\r\nZunächst ist als dringendste Maßnahme festzulegen, dass die in § 13 Abs. 5 S. 2 statuierte Abstimmungspflicht bei angelieferten Mengen von Elektroaltgeräten > 20 Stück pro Sammelgruppe auf ALLE Sammelgruppen ausgedehnt wird.\r\nSomit sollte § 13 Abs. 5 S. 2 lauten: Bei Anlieferungen von mehr als 20 Geräten einer Sammelgruppe nach § 14 Absatz 1 Satz 1 sind Anlieferungsort und -zeitpunkt vorab mit dem öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger abzustimmen.\r\nDes Weiteren sollte im Gesetz eine ausdrückliche Möglichkeit geschaffen werden, bei Anfall einer großen Zahl von Elektroaltgeräten, d.h. oberhalb der Mindestabholgrenze pro Sammelgruppe, beim Abfallerzeuger eine ad-hoc Sammel- und Übergabestelle beim Abfallerzeuger einrichten zu können, damit die einmalige Abholung dieser großen Menge an Altgeräten direkt vom Abfallerzeuger stattfinden kann. Eine Entsorgung von derart großen Mengen von Elektroaltgeräten, etwa tausender PV-Module, über den Zwischenstopp der Wertstoffhöfe würde nämlich weder logistisch noch ökologisch Sinn machen. Darüber hinaus zahlen Abfallerzeuger aus dem gewerblichen Bereich keine Gebühren für die Entsorgung von über die haushaltsüblichen Mengen hinausgehenden Mengen von Altgeräten. Die im Übrigen längst nicht von allen Gewerbetreibenden gezahlte Gebühr für die Pflichtrestmülltonne finanziert diese Kosten jedenfalls nicht. Damit ist es legitim, die Kommunen in ihrem Erfassungsaufwand etwas zu entlasten. Die von den Herstellern beauftragten Logistiker müssten im Rahmen von solchen ad-hoc Sammel- und Übergabestellen in Abstimmung mit dem Abfallerzeuger die Befüllung der Behältnisse mit den bereitgestellten Altgeräten übernehmen. Der öffentlich-rechtliche Entsorgungsträger übernimmt hierbei nur die Anmeldung dieser ad-hoc Sammelstelle sowie die Erstgestellungsanordnung sowie die Abholanordnung und ggf. Meldung an die stiftung ear (bei Optierung der betreffenden Sammelgruppe).\r\nVorschlag: es könnte ein neuer § 13 Abs. 6 geschaffen werden, der folgendermaßen lautet: Bei Anlieferungen von mehr als 20 Geräten einer Sammelgruppe nach § 14 Absatz 1 Satz 1 sind Anlieferungsort und -zeitpunkt vorab mit dem öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger abzustimmen. Sofern ein Anlieferer Altgeräte einer Sammelgruppe in einer Menge, die über die Mindestabholmenge der Sammelgruppe hinausgeht, anliefern möchte, so kann der örE bei der stiftung ear eine temporäre Sammel- und Übergabestelle\r\n5 / 7\r\nan oder nahe der Anfallstelle für die einmalige Abholung dieser Abfälle anmelden. Der örE meldet die Gestellung der Behältnisse und die Abholung an. Die Befüllung der Behältnisse obliegt den Herstellern in Abstimmung mit dem Abfallerzeuger.\r\nZu § 17 Abs. 1 a\r\nDer neue Abs. 1a zu § 17 sieht vor, dass Vertreiber, die elektronische Einweg-Zigaretten als Neugeräte im Sortiment führen (…), verpflichtet sind, elektronische Einweg-Zigaretten, die als Altgeräte anfallen, am Ort der Abgabe oder in unmittelbarer Nähe hierzu unentgeltlich zurückzunehmen; die Rücknahme darf nicht an den Kauf einer elektronischen Einweg-Zigarette geknüpft werden.\r\nZwar begrüßt der VKU grundsätzlich die Intention der Bestimmung, dass elektronische Einweg-Zigaretten von Händlern, die diese vertreiben, unabhängig von der Größe ihrer Verkaufsräume zurückgenommen werden müssen. Allerdings liegt es nahe, dass elektronische Einweg-Zigaretten weiterhin in großer Menge den Weg in die Restmülltonne finden, da eine Retournierung in den Handel vielen Konsumenten zu aufwendig erscheint. Eine lebensnahe Betrachtung kommt zu dem Ergebnis, dass elektronische Einweg-Zigaretten eben als täglich genutztes „Wegwerfprodukt“ angesehen werden und damit in der Praxis kaum in die rechtlich vorgesehenen Entsorgungswege fließen. Allein die Anzahl der auf den Markt gebrachten elektronischen Einwegzigaretten sowie der Umstand, dass die Zigaretten sehr klein sind und daher leicht „heimlich“ mit anderem Restmüll entsorgt werden können, spricht dafür, dass die Brandlast in der Entsorgungskette, die von diesem Produkt ausgeht, immer größer wird.\r\nAus diesem Grund ist ein Produktverbot für elektronische Einweg-E-Zigaretten, wie es auch von anderen EU-Mitgliedstaaten vorgeschlagen wird, der einzige Weg, um dieser Brandgefahr zu begegnen.\r\nSonstiges\r\nInformationspflichten des Handels\r\nMit Blick auf die Informationspflichten des Handels in § 18 Abs. 3 sollte ein Passus eingeführt werden, dass der jeweilige Vertreiber seine Kunden auch dahingehend informieren soll, wo die nächst gelegene kommunale Sammelstelle für Elektro- und Elektronikaltgeräte gelegen ist. Dies ist deswegen wichtig, da der einzelne Vertreiber vor Ort regelmäßig und in Einklang mit § 17 Abs. 1 und 2 nicht alle Typen von Elektro- und Elektronikaltgeräten zurücknimmt. Daher sollte der Vertreiber als Ergänzung auf die kommunale Sammelstelle verweisen.\r\n6 / 7\r\nErgänzungen zur Regelung des § 17b Abs. 4:\r\nNach § 17b Abs. 4 ElektroG hat dann, wenn die Prüfung des Betreibers der Erstbehandlungsanlage ergibt, dass sich ein Altgerät nicht für die Vorbereitung zur Wiederverwendung eignet, der Anlagenbetreiber das Altgerät dem öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger unentgeltlich wieder zu überlassen. Sinn und Zweck dieser Regelung ist es, dass Altgeräte, die nicht für die Wiederverwendung vorbereitet werden, im Rahmen der Abholkoordination nicht den Herstellern entzogen werden. Des Weiteren soll durch die Rückgabe an den örE gewährleistet werden, dass die entsprechenden Altgeräte einer ordnungsgemäßen Entsorgung zugeführt werden können (vgl. BT-Drs. 19/26971, S. 52).\r\nZugeschnitten ist § 17b Abs. 4 ElektroG auf lokale bzw. regionale Kooperationsmodelle zur Stärkung der Vorbereitung zur Wiederverwendung. Probleme kann die Regelung bei strikter Handhabung jedoch dann bereiten, wenn auf bestimmte Gerätearten spezialisierte Wiederverwendungsbetriebe bundesweit tätig sind (so z.B. für Druckerpatronen). Denn in einem solchen Fall führt die Verpflichtung zur Rücküberlassung zu einer aufwendigen Rückführungslogistik und u.U. zu einer wiederholten Anlieferung desselben Altgerätes bei derselben Erstbehandlungseinrichtung. Um solche unnötigen und umweltschädlichen Rückführungsschleifen zu vermeiden, soll das Gesetz künftig die Möglichkeit einräumen, von § 17b Abs. 4 ElektroG ausnahmsweise für einzelne Gerätearten unter bestimmten Voraussetzungen abzuweichen. Bedingungen für einen Dispens von § 17b Abs. 4 ElektroG wären die folgenden (kumulativ):\r\n•Bestehen eines bundesweiten Systems für die spezifische Rücknahme undVorbereitung zur Wiederverwendung einer bestimmten Geräteart,\r\n•Verzicht des örE auf Rücküberlassung nicht wiederverwendungstauglicherAltgeräte,\r\n•Fehlende Werthaltigkeit der betreffenden Altgeräte im Falle desRecyclings,\r\n•Gewährleistung der Behandlung der betreffenden Altgeräte in einerErstbehandlungsanlage, die für die Schadstoffentfrachtung undWertstoffseparierung zertifiziert ist (§ 21 Abs. 3 ElektroG).“\r\nAlternativ zu der vorstehend erläuterten Vorgehensweise kann auch der im Entwurf der LAGA M 31A zum Ausdruck gekommene Ansatz aufgegriffen werden, dass Altgeräte, die sich im Rahmen von § 17b als nicht wiederverwendbar herausstellen, nach Vereinbarung dem örE vor Ort überlassen werden. Insofern könnte § 17b Abs. 4 ein Satz hinzugefügt werden: „Davon abweichend können die Kooperationspartner auch mit dem örE am Sitz\r\n7 / 7\r\nder Erstbehandlungsanlage vereinbaren, dass dieser die betroffenen Altgeräte zurücknimmt.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO₂ -Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf der Bundesregierung vom\r\n30.04.2024 zur Ersten Verordnung zur Änderung der\r\nGewerbeabfallverordnung\r\nBerlin, 10. Mai 2024\r\nSeite 2 von 8\r\n2 / 8\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zum Referentenentwurf der Novelle der Ge-werbeabfallverordnung Stellung zu nehmen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDie kommunalen Entsorgungsbetriebe sind in vielfältiger Weise mit der Entsorgung von gewerblichen Siedlungsabfällen befasst und beraten gewerbliche Erzeuger und Besitzer von Siedlungsabfällen im Rahmen ihrer gesetzlichen Aufgaben (§ 46 KrWG) bei der Um-setzung ihrer Pflichten nach der Gewerbeabfallverordnung. Dabei teilt der VKU das Anlie-gen der Gewerbeabfallverordnung, die Getrennthaltung und das Recycling von gewerbli-chen Siedlungsabfällen sowie von Bau- und Abbruchabfällen weiter zu verbessern.\r\nDen öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträgern kommt hinsichtlich der gewerblichen Sied-lungsabfälle insbesondere die Aufgabe zu, die Abfälle zur Beseitigung („Restmüll“) gemäß § 17 Abs. 1 Satz 2 KrWG in Verbindung mit § 7 Abs. 2 GewAbfV getrennt von den Verwer-tungsabfällen zu erfassen und diese Abfälle einer ordnungsgemäßen und schadlosen Ent-sorgung zuzuführen. Die Trennung des Restmülls von den Verwertungsabfällen hat die wichtige ökologische Funktion, die Verwertungsabfälle von Fremd- und Störstoffen frei-zuhalten und so die Voraussetzungen für ein hochwertiges Recycling von gewerblichen Siedlungsabfällen zu schaffen.\r\nVor diesem Hintergrund begrüßen wir alle Bemühungen des Verordnungsgebers, die Trennpflichten der Gewerbeabfallverordnung stärker zu akzentuieren und den behördli-chen Vollzug zu stärken. Dabei ist die kommunale Entsorgungswirtschaft zur Erfüllung ih-rer Aufgaben darauf angewiesen, an den gewerblichen Anfallstellen eine klare Abgren-zung und Unterscheidung der einzelnen Abfallfraktionen vornehmen zu können. Hierfür bietet der Entwurf gute Anknüpfungspunkte, die an der einen oder anderen Stelle noch weiterentwickelt werden können.\r\nAuch in der Entsorgung von gewerblichen Verwertungsabfällen außerhalb ihres hoheitli-chen Zuständigkeitsbereichs ist die kommunale Entsorgungswirtschaft engagiert. Die diesbezüglichen Regelungen sollten nachvollziehbar und vollzugstauglich und in der tägli-chen Arbeit gut umsetzbar sein. Gerade bei der energetischen Verwertung von gewerbli-chen Siedlungsabfällen bedarf es eines stringenten Regelungskonzepts, das den Anlagen-betreibern keine überschießenden Maßnahmen abverlangt.\r\nSeite 3 von 8\r\n3 / 8\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nKennzeichnung von Abfallbehältern auch für Restabfälle\r\nDie in § 9a des Entwurfs vorgesehene Verpflichtung zur Kennzeichnung von Abfallbehältern\r\nist ein sinnvolles Instrument, um die getrennte Sammlung von gewerblichen\r\nSiedlungsabfällen zu stärken. Da jedoch auch die Restabfälle nach § 7\r\nAbs. 1, 2 GewAbfV eine getrennt zu sammelnde Abfallfraktion darstellen, sollte\r\nsich die Kennzeichnungspflicht insoweit auch auf die zu nutzenden Restabfallbehälter\r\nbeziehen.\r\nErweiterung der Dokumentationspflicht um Restabfälle\r\nWir begrüßen, dass mit der neuen Anlage 1 (zu § 3 Abs. 3) ein bundesweit einheitliches\r\nFormular zur Erfüllung der Dokumentationspflicht über die getrennte\r\nSammlung von Gewerbeabfällen eingeführt werden soll. In dieses Formular sollten\r\nauch die Restabfälle aufgenommen werden, da auch diese gemäß § 7 Abs. 1,\r\n2 getrennt zu sammeln und dem öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger zu\r\nüberlassen sind. Um die Grundlage für eine solche Erweiterung der Dokumentationspflicht\r\nzu schaffen, sollte auch § 7 Abs. 2 entsprechend ergänzt werden.\r\nStichprobenkontrollen bei Anlagen zur energetischen Verwertung überschießend\r\nund nicht zielführend\r\nDie Durchsetzung von Getrenntsammlungs- und Vorbehandlungspflichten muss\r\nnach unserer Überzeugung bei den Erzeugern von gewerblichen Siedlungsabfällen\r\nansetzen. Werden Abfallgemische bei thermischen Abfallbehandlungsanlagen\r\nangeliefert, ist es für deren Sortierung und Recycling regelmäßig zu spät. Vor diesem\r\nHintergrund plädieren wir für die Streichung der in § 14 vorgesehenen Stichprobenkontrollen.\r\nSollte an dieser Regelung festgehalten werden, so ist jedenfalls\r\nder Umstand abzubilden, dass gemäß § 4 Abs. 3 GewAbfV die direkte Zuführung\r\nvon gewerblichen Abfallgemischen zur energetischen Verwertung auch rechtskonform\r\nerfolgen kann.\r\nSeite 4 von 8\r\n4 / 8\r\nZu den geplanten Änderungen im Detail\r\nZu Nr. 10. der Verordnung (zu § 9a neu der GewAbfV):\r\nAnforderungen an die Kennzeichnung von Behältern zur Sammlung von Abfallfraktionen\r\nund Gemischen\r\nMit § 9a soll eine neue Pflicht zur Kennzeichnung von Abfallbehältern eingeführt werden,\r\num die getrennte Sammlung zu stärken und namentlich die Mitarbeiter in den Betrieben\r\nzu befähigen, die Abfälle den richtigen Behältern zuordnen zu können. Diese Regelung\r\nbegrüßen wir. Die neue Kennzeichnungspflicht sollte es jedoch auch erleichtern, die\r\nRestabfälle, die als Abfälle zur Beseitigung nach § 7 Abs. 1 ebenfalls getrennt gesammelt\r\nwerden müssen, von den Verwertungsabfällen getrennt zu halten. Dies setzt eine entsprechende\r\nKennzeichnung auch der Restabfallbehälter voraus, damit nicht Restabfälle in\r\ndie Behälter für Verwertungsabfälle gelangen oder umgekehrt.\r\nZudem ist zu beachten, dass „gemischte Abfälle“ im Sinne des Satzes 3 auch Beseitigungsabfälle\r\nsein können, Vorgaben für die Abfallzusammensetzung in der Gewerbeabfallverordnung\r\njedoch nur für Verwertungsgemische gemacht werden (s. § 4 Abs. 1 Satz 2 und §\r\n4 Abs. 4 Satz 2). Es sollte daher klargestellt werden, dass es sich hier um Abfallbehälter für\r\ngemischte Abfälle zur Verwertung handelt. Im Ergebnis schlagen für die Neuregelung des\r\n§ 9a folgende Fassung vor (Änderungen rot und fett markiert):\r\n§ 9a\r\nKennzeichnung von Abfallbehältern\r\nErzeuger und Besitzer, die Abfälle gemäß § 3 Absatz 1, § 7 Abs. 1 und § 8 Absatz 1 getrennt\r\nzu sammeln haben, haben die dazu verwendeten Abfallbehälter so zu kennzeichnen,\r\ndass eine ordnungsgemäße getrennte Sammlung sichergestellt wird. Dazu ist an der\r\nAußenfläche des Behälters gut sichtbar und in deutscher Sprache die in dem Behälter zu\r\nsammelnde Abfallfraktion zu bezeichnen. Abfallbehälter, in denen gemischte Abfälle zur\r\nVerwertung gesammelt werden, haben die in dem Gemisch nicht zugelassenen Abfallfraktionen\r\nzu bezeichnen.\r\nSeite 5 von 8\r\n5 / 8\r\nZu Nr. 4. b) bb) der Verordnung (zu § 3 Abs. 3 Satz 3 neu der GewAbfV)\r\nin Verbindung mit Nr. 14 und Nr. 16 der Verordnung (Anlage 1 neu der GewAbfV):\r\nEinfügen der Anlage 1 mit Vordrucken für die Dokumentation der Erfüllung der Anforderungen\r\nan die getrennte Sammlung von Abfällen\r\nDa, wie oben ausgeführt, zu einer ordnungsgemäßen Getrennthaltung gewerblicher Siedlungsabfälle\r\nauch die Trennung der Restabfälle („Abfälle zur Beseitigung“) gehört, sollte\r\ndies auch in dem neuen Formular zur Erfüllung der Dokumentationspflicht nach § 3 Abs.\r\n3 und § 7 Abs. 2 (Folgeänderung) abgebildet werden. Nur dann können sich die zuständigen\r\nÜberwachungsbehörden ein vollständiges Bild über die Erfüllung der Getrennthaltungspflichten\r\nnach der Gewerbeabfallverordnung verschaffen. Das nach Anlage 1 zu nutzende\r\nFormular sollte daher vor der tabellarischen Übersicht folgende Fassung erhalten\r\n(Änderungen rot und fett markiert):\r\nDokumentation über die Getrennte Sammlung von Gewerbeabfällen\r\nnach § 3 Absatz 3 und § 7 Abs. 2 Satz 2 Gewerbeabfallverordnung\r\n1. Angaben zum Betrieb\r\n1.1. Name\r\n1.2. Anschrift\r\n1.3. Ansprechperson (Name, Telefon, E-Mail)\r\n2. Dokumentation über die Getrenntsammlung gemäß § 3 Absatz 1 und § 7\r\nAbs. 2 GewAbfV\r\nSeite 6 von 8\r\n6 / 8\r\nIn die Tabelle selbst ist, als eine denkbare Option, nach der Zeile für „Bioabfälle (verpackt)“\r\ndie nachfolgende Zeile neu aufzunehmen (Änderungen rot und fett markiert). Dabei\r\nist in der Spalte „Name und Anschrift des Sammlers oder Beförderers“ kein Eintrag\r\nvorzunehmen, da die Restabfälle ausschließlich dem öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger\r\nzu überlassen sind und diese insoweit dann auch nicht mehr dem Anwendungsbereich\r\nder Gewerbeabfallverordnung unterliegen (§ 1 Abs. 4 Nr. 3).\r\nRestabfälle\r\n0,1\r\nEntfällt wegen Überlassung\r\nan den öffentlich-rechtlichen\r\nEntsorgungsträger\r\nZu § 7 (Pflichtrestmülltonne)\r\nDie hier vorgeschlagene Erweiterung der Dokumentationspflicht um Restabfälle sollte\r\nauch in der maßgeblichen Norm des § 7 Abs. 2 selbst verankert werden. Dabei sollte die\r\nDokumentationspflicht aus pragmatischen Gründen an § 7 Abs. 2 anknüpfen, da Absatz 2\r\ndie allgemeinere Regelung des Absatzes 1 konkretisiert und die Nutzung der „Pflichtrestmülltonne“\r\nbesser zu dokumentieren als die Erfüllung der Überlassungspflicht. Zudem\r\nschließt eine Dokumentation der Erfüllung der Pflicht nach § 7 Abs. 2 die Erfüllung der\r\nsatzungsrechtlichen Vorgaben für ein angemessenes Behältervolumen mit ein. Hierfür\r\nschlagen wir folgende Formulierung vor (Änderungen rot und fett markiert):\r\n(2) Erzeuger und Besitzer haben für die Überlassung Abfallbehälter des öffentlich-rechtlichen\r\nEntsorgungsträgers oder eines von ihm beauftragten Dritten in angemessenem\r\nUmfang nach den näheren Festlegungen des öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträgers,\r\nmindestens aber einen Behälter, zu nutzen. Erzeuger und Besitzer haben die Erfüllung\r\nder Pflicht nach Satz 1 zu dokumentieren und hierfür den Vordruck nach Anlage 1 zu\r\nverwenden.\r\nSeite 7 von 8\r\n7 / 8\r\nZu Nr. 11. der Verordnung (zu § 14 neu der GewAbfV):\r\nStichprobenkontrolle bei Anlagen zur energetischen Verwertung\r\nDie in § 14 (neu) eingeführte Verpflichtung für Betreiber von Anlagen zur energetischen\r\nVerwertung, Stichprobenkontrollen und Sichtkontrollen durchzuführen, ist aus Sicht des\r\nVKU nicht praktikabel und den Anlagenbetreibern auch nicht zumutbar. Wir sehen in dem\r\nRegelungsvorschlag die problematische Tendenz, behördliche Vollzugsaufgaben auf die\r\nAnlagenbetreiber abzuwälzen, die aber nicht wirklich etwas zur besseren Abfalltrennung\r\nund Vorbehandlung von Gewerbeabfällen beitragen können. Es bleibt nach der Regelung\r\nzudem unklar, welche Reaktion seitens des Anlagenbetreibers gegenüber dem Anlieferer\r\nder Abfälle nach einer durchgeführten Stichprobenkontrolle erfolgen und wie der Anlieferer\r\nwiederum gegenüber den Abfallerzeugern eine ggf. unterbliebene Vorbehandlung\r\nmonieren soll. Vor diesem Hintergrund plädieren wir dafür, die Neuregelung des § 14 zu\r\nstreichen.\r\nErgänzend weisen wir auf Folgendes hin: Gemäß § 3 Abs. 2 GewAbfV entfallen die Pflichten\r\nzur Getrennthaltung von Abfällen nach § 3 Abs. 1 GewAbfV, wenn die getrennte\r\nSammlung entweder technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar ist. Diese\r\nGemische sind dann einer Vorbehandlung zuzuführen. Gemäß § 4 Abs. 3 GewAbfV wiederum\r\nentfällt auch die Pflicht zur Vorbehandlung, \"soweit die Behandlung der Gemische in\r\neiner Vorbehandlungsanlage technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar\r\nist\".\r\nGemäß § 14 Abs. 2 neu GewAbfV ist bei den Stichprobenkontrollen u.a. festzustellen,\r\n\"dass keine Anhaltspunkte vorliegen, dass die Abfälle offensichtlich nicht vorbehandelt\r\nwurden\". Mit der in § 4 Abs. 3 GewAbfV getroffenen Regelung ist es jedoch zulässig, unter\r\nbestimmten Voraussetzungen Gemische unvorbehandelt in eine Anlage zur energetischen\r\nVerwertung zu verbringen. Diese Variante einer zulässigen direkten Zuführung von\r\nAbfallgemischen in die energetische Verwertung ist jedoch in der jetzigen Fassung von §\r\n14 Abs. 2 nicht abgebildet. Die Regelung sieht vielmehr in den Nummern 4 und 5 ausschließlich\r\ndie Feststellung einer durchgeführten Vorbehandlung im Sinne der Bestätigung\r\neiner rechtskonformen Entsorgung vor. Sollte daher der Verordnungsgeber dem\r\nVorschlag einer vollständigen Streichung von § 14 nicht folgen, sollte § 14 Abs. 2 Nr. 5\r\njedenfalls folgende Fassung erhalten (Änderungen rot und fett markiert):\r\n5. dass keine Anhaltspunkte vorliegen, dass die Abfälle offensichtlich entgegen § 4 Abs. 3\r\nnicht vorbehandelt wurden.\r\nEs obläge insoweit dem Anlagenbetreiber, sich vom Anlieferer bestätigen zu lassen, dass\r\ndie von diesem entsorgten gewerblichen Abfallerzeuger mit Blick auf § 4 Abs. 3 eine Vorbehandlung\r\nin zulässiger Weise unterlassen haben, sofern eine Vorbehandlung tatsächlich\r\nnicht stattgefunden hat.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf zum Gesetz zur Anpassung\r\ndes Batterierechts an die Verordnung (EU)\r\n2023/1542, Batt-EU-AnpG\r\nBerlin, 28.05.2024\r\n2 / 7\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf des Batt-EU-AnpassungsG\r\nStellung zu nehmen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU konzentriert sich in dieser Stellungnahme auf die folgenden vier Hauptpunkte\r\nund hat hierfür die nachfolgenden Positionen formuliert:\r\nDie durch das Gesetz neu begründete Pflicht der örE, alle Gerätealtbatterien\r\nsowie auch LV-Altbatterien unentgeltlich zurückzunehmen, wird vom VKU nicht\r\ngrundsätzlich in Frage gestellt. Allerdings schießt die Formulierung in § 15 über\r\ndas Ziel hinaus, denn die Bestimmung enthält hier keine Einschränkung der\r\nAnnahmepflicht der örE auf Altbatterien der o.g. Typen aus privaten\r\nHaushaltungen. Vielmehr kann die Bestimmung derzeit so verstanden werden,\r\ndass Altbatterien der o.g. Typen auch aus dem Gewerbe (inklusive etwa der\r\nBetreiber von E-Scooter-Verleihen, etc.) von den örE angenommen werden\r\nmüssen. Dies kann nicht akzeptiert werden. Insofern ist hier eine Einschränkung\r\nder Annahmepflicht der örE auf Gerätealtbatterien und LV-Altbatterien aus\r\nprivaten Haushaltungen dringend erforderlich.\r\nDas Gesetz enthält Unklarheiten, ab welcher Abholmasse die Altbatterien durch\r\ndie Organisationen der Herstellerverantwortung von den Sammelstellen der örE\r\nabgeholt werden müssen. Hier wird in § 8 Abs. 2 Nr. 1b eine Abholmasse von 180\r\nkg für Gerätealtbatterien und LV-Altbatterien festgelegt, ohne dass klar wird, ob\r\ndiese Abholmasse ggf. auch für eine Gesamtcharge bestehend aus Fässern\r\nGerätealtbatterien und Fässern LV-Altbatterien gilt oder ob die Abholung nur\r\nisoliert beim Erreichen von 180 kg Gerätealtbatterien oder 180 kg LV-Altbatterien\r\njeweils für den entsprechenden Batterietyp geordert werden kann. Dies muss\r\nzum einen klargestellt werden. Zum Anderen wäre eine am Wertstoffhof\r\nmindestens zu sammelnde Masse von 180 kg LV-Altbatterien zu hoch gegriffen.\r\nAufgrund der Gefährlichkeit der LV-Altbatterien (Brandlast) und aufgrund des\r\nbegrenzten Platzes auf vielen Wertstoffhöfen kann nur eine\r\nMindestsammelmenge von 90 kg für LV-Altbatterien akzeptiert werden, damit\r\nein Abholvorgang ausgelöst werden kann.\r\nDas Gesetz sollte zur Verbesserung der Lesbarkeit in § 8 die Pflichten der\r\nOrganisationen der Herstellerverantwortung, die in Art. 59 Abs. 1 und 2 sowie Art\r\n60 Abs. 1, 2 und 4, enthalten sind, aufzählen (nach dem Muster des derzeitigen §\r\n7 Abs. 2 BattG). Es sollte insb. auch klargestellt werden, welches Material\r\n(Behältnisse für alle Batteriearten sowie sonstiges Verpackungsmaterial) von den\r\n3 / 7\r\nOrganisationen für Herstellerverantwortung den örE unentgeltlich zur Verfügung\r\nzu stellen ist.\r\nMit Blick auf die Regelung von Starterbatterien ist nicht klar, inwiefern der örE in\r\nder Wahl seines Verwertungspartners frei ist. § 20 verpflichtet die örE dazu, die\r\nzurückgenommenen Altbatterien einer für die jeweilige Batteriekategorie\r\nzugelassenen Organisation für Herstellerverantwortung oder einem\r\nausgewählten Abfallbewirtschafter nach Artikel 57 Abs. 8 der EU-BattV zu\r\nüberlassen. Die Begründung führt dabei weiter aus, dass die Abfallbewirtschafter\r\nvon den Organisationen für Herstellerverantwortung ausgewählt werden. Im\r\nErgebnis muss es den örE aus Sicht des VKU ermöglicht werden, dass potenzielle\r\nErlöse aus der Verwertung von Starterbatterien auch den örE zugute kommen.\r\nInsofern sollte eine optionale Eigenverwertung durch den örE ermöglicht werden.\r\nEine gleiche Forderung kann für Industriebatterien erhoben werden.\r\nIm Folgenden werden die vorstehend genannten Punkte eingehend erläutert und weitere\r\nAspekte angesprochen.\r\n4 / 7\r\nZu § 15\r\nDer VKU trägt im Grundsatz den Ansatz mit, dass die öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger Gerätealtbatterien sowie LV-Altbatterien von privaten Endnutzern zurücknehmen müssen. Allerdings geht die Formulierung in § 15 auch im Vergleich zu den Pflichten des Handels in § 14 zu weit. Insbesondere fehlt der Hinweis, dass seitens der örE ausschließlich Gerätealtbatterien und LV-Batterien aus privaten Haushaltungen zurückzunehmen sind. Die örE sind nicht dafür eingerichtet, Gerätealtbatterien oder LV-Altbatterien aus dem Gewerbe (etwa Verleihern von E-Rollern, etc.) zurückzunehmen. Ferner zahlt das Gewerbe auch keinen finanziellen Beitrag für die Annahme größerer Mengen von Altbatterien etwa über Gebühren oder sonstige Entgelte. Auch die EU-BattVO sieht in Art. 66 Abs. 1 eine Beschränkung der Zuständigkeit der örE auf Altbatterien, die von privaten, nicht gewerblichen, Endnutzer abgegeben werden, vor.\r\nDer VKU weist darauf hin, dass bereits die zusätzliche Verpflichtung der Annahme aller Gerätealtbatterien und der LV-Altbatterien aus privaten Haushalten eine zusätzliche Belastung für die örE darstellt. Insbesondere haben viele örE auf den Wertstoffhöfen bereits jetzt schon Platzprobleme. Die LV-Altbatterien stellen einen zusätzlich zu erfassenden problematischen Abfallstrom dar, der darüber hinaus eine beträchtliche Brandlast bildet. Auch mit Blick auf den immer schwieriger zu erzielenden Versicherungsschutz ist es dringend geboten, die Annahmepflicht der örE auf Geräte/LV-Altbatterien aus privaten Haushaltungen zu beschränken.\r\nDer VKU schlägt daher eine Ergänzung des § 15 S. 1 vor:\r\nDie öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger sind verpflichtet, Gerätealtbatterien und LV-Altbatterien aus privaten Haushaltungen [alternativ: ..., die von privaten, nicht gewerblichen Endnutzern, abgegeben werden,…] unabhängig von deren chemischer Zusammensetzung, Marke, Herkunft, Baugröße und Beschaffenheit unentgeltlich zurückzunehmen.\r\nZum Anderen soll ähnlich wie beim Handel in § 14 vorgesehen werden, dass der örE nur solche Mengen anzunehmen braucht, derer sich private Endnutzer üblicherweise entledigen.\r\n5 / 7\r\nZu § 8 Abs. 2 Nr. 1 b\r\nDas Gesetz sieht vor, dass Organisationen der Herstellerverantwortung Gerätebatterien oder LV-Batterien den öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträgern abholen müssen, wenn diese eine Abholmasse von 180 kg erreicht und gemeldet haben.\r\nHier stellt sich die Frage, ob eine Masse von 180 kg jeweils pro Batterietyp, d.h. Gerätebatterien bzw. LV-Batterien, erreicht sein muss für eine Abholung oder ob eine Masse von 180 kg, die durch Gefäße beider Batterietypen erreicht wird, ausreicht. Dies muss klargestellt werden. Falls die 180 kg pro Batterietyp gelten sollen, ist dieses Gewicht für LV-Batterien zu hoch gegriffen. Gerade vor dem Hintergrund, dass LV-Altbatterien Brände verursachen können, sollte eine nicht allzu große Menge dieser Batterien über längere Zeit auf den Wertstoffhöfen gelagert werden, zumal viele – und insb. kleinere und mittelgroße - Wertstoffhöfe über nur begrenzten Platz verfügen und oft keine großen Abstände zu anderen Abfällen eingehalten werden können. Auch der immer schwieriger zu erzielende Versicherungsschutz für Abfallanlagen gebietet es, dass die Massen an erfassten Batterien auf den Wertstoffhöfen begrenzt werden.\r\nEs sollte daher für LV-Altbatterien auf örE-Sammelstellen eine Mindestabholmasse von 90 kg festgelegt werden, ab der eine Abholung ausgelöst werden kann (der örE kann nach Belieben auch mehr Masse sammeln und erst dann einen Abholvorgang auflösen).\r\nZu § 8 insgesamt\r\nInsgesamt ist § 8 im Vergleich zum aktuellen § 7b Abs. 2 BattG schwer lesbar. Insb. die Pflichten der Organisationen für die Herstellerverantwortung sollten nach dem Muster des § 7b Abs. 2 BattG angepasst an die Verordnung weiterhin im Gesetz aufgeführt werden und nicht nur über einen Verweis auf Art. 59 Abs. 1 und 2 und Art. 60 Abs. 1, 2 und 4 referenziert werden.\r\nIn der Praxis gibt es vor allem immer wieder Streitigkeiten mit Blick auf die kostenlose Stellung von allen notwendigen, den Anforderungen des Gefahrgutrechts entsprechenden Sammel- und Beförderungsbehältern sowie weiteren für die Verpackung der Batterien notwendigen Materials. Neben der Vorgabe, dass die Organisationen für Herstellerverantwortung den örE unentgeltlich geeignete Sammel- und Beförderungsbehälter für Gerätealtbatterien sowie LV-Altbatterien zur Verfügung stellen müssen, die den Anforderungen nach dem Gefahrgutrecht entsprechen, muss im Gesetz klargestellt werden, dass diese Pflicht auch das unentgeltliche Zur-Verfügung-Stellen von Sammel- bzw. Beförderungsbehältnissen für defekte/beschädigte Gerätealtbatterien sowie defekte/beschädigte LV-Altbatterien umfasst. Darüber hinaus sollte im Gesetz angeführt werden, dass die Organisationen für Herstellerverantwortung den örE neben den Behältnissen auch weiteres für die ordnungsgemäße Verpackung der Batterien\r\n6 / 7\r\nnotwendiges Material, wie Isolier-/Füllmaterial (z.B. Vermiculite), Foliensäcke und Klebeband, unentgeltlich zur Verfügung zu stellen haben.\r\nZu § 20\r\nDie Sammlung von Starter- und Industriebatterien bei den örE-Sammelstellen ist freiwillig. Während Starterbatterien schon immer freiwillig von den örE gesammelt werden konnten, ist die Erwähnung von Industriebatterien neu. Es kann bezweifelt werden, dass sich viele örE an der Sammlung von Industriebatterien beteiligen. Da hier aber von einer ausdrücklich freiwilligen Sammlung die Rede ist, hat der VKU hier keine Einwände.\r\nUnklar ist jedoch, inwiefern der örE in der Wahl seines Verwertungspartners frei ist. Bisher sieht § 13 Abs. 2 BattG vor, dass sofern eine Beteiligung der örE an der Sammlung von Fahrzeugaltbatteren erfolgt, die örE verpflichtet sind, die erfassten Fahrzeug-Altbatterien nach § 14 zu verwerten. Daher haben die örE die Möglichkeit, sich ihre Verwertungspartner auszusuchen.\r\n§ 20 des Batterie-EU-Anpassungsgesetzes verpflichtet die örE hingegen dazu, die zurückgenommenen Altbatterien einer für die jeweilige Batteriekategorie zugelassenen Organisation für Herstellerverantwortung oder einem ausgewählten Abfallbewirtschafter nach Artikel 57 Abs. 8 der EU-BattV zu überlassen. Die Begründung führt dabei weiter aus, dass die Abfallbewirtschafter von den Organisationen für Herstellerverantwortung ausgewählt werden. Insofern scheint es hier nur eine beschränkte Auswahl für die örE zu geben, welcher Einrichtung sie die Starter-Altbatterien bzw. Industriealtbatterien überlassen.\r\nIm Ergebnis muss es den örE ermöglicht werden, dass potenzielle Erlöse aus der Verwertung von Starterbatterien und Industriebatterien den örE zugute kommen. Es wird angeregt, den örE als dritte Option neben den beiden im Gesetz genannten Optionen die Eigenverwertung der Starter- bzw. Industriealtbatterien zu ermöglichen.\r\n§ 20 könnte ein Satz angefügt werden: Die öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger können die Behandlung der gesammelten Altbatterien gemäß Artikel 68 Absatz 2 auch selbst übernehmen.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Die in diesem Rahmen getätigten\r\nNeu- und Erneuerungsinvestitionen\r\nkönnen zu nachhaltiger Wertschöpfung und\r\nnachhaltigem Wirtschaftswachstum führen.\r\nDie Transformation zu einer klimaneutralen\r\nWirtschaft kann nur gelingen, wenn alle\r\nBeteiligten an einem Strang ziehen und\r\njeder seinen Beitrag zur Transformation\r\nleistet.\r\nDie Finanzierung der Transformationsprojekte\r\nist jedoch alles andere als gesichert.\r\nAllein für die Energiewende rechnet der\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und\r\nWasserwirtschaft in seinem aktuellen\r\nFortschrittsmonitor 2024 mit einem Investitionsbedarf\r\nvon über 721 Milliarden Euro\r\nbis 2030 und 1,2 Billionen Euro bis 2035 in\r\nDeutschland.\r\nDabei geht es insbesondere um den Ausbau\r\nerneuerbarer Energien, den erforderlichen\r\nAusbau der Strom- und den Umbau der\r\nGasnetze, die Dekarbonisierung des\r\nWärmesektors und den Ausbau der Wasserstoffwirtschaft.\r\nDie erforderlichen Investitionen\r\nkönnen nur gestemmt werden, wenn\r\nEnergieunternehmen, Finanzwirtschaft und\r\nder Staat an einem Strang ziehen und alle\r\nMöglichkeiten der Finanzierung ausschöpfen.\r\nDie Mobilisierung von privatem Kapital\r\nist hierbei von zentraler Bedeutung, um die\r\nEnergiewende zu ermöglichen.\r\nDoch solche privaten Investitionen in die\r\nEnergiewende stehen in direktem Wettbewerb\r\nmit anderen Investitionsmöglichkeiten.\r\nDas heißt, sie müssen ein attraktives Risiko-Rendite-\r\nProfil aufweisen und ihren Investoren\r\neine hohe Transparenz bieten.\r\nFür die Breite und Tiefe der Aufgabe wird ein\r\nFinanzierungsweg selbstverständlich nicht\r\nausreichen. Die Energiewende wird nur\r\ngelingen, wenn die Energieunternehmen alle\r\nihre Finanzierungsmöglichkeiten ausschöpfen.\r\nDies betrifft die Stärkung der Innenfinanzierung\r\nebenso wie Eigenkapitalerhöhungen\r\nund die Aufnahme zusätzlichen\r\nFremdkapitals.\r\nBei vielen Energieunternehmen reicht die\r\nInnenfinanzierungskraft für die enorme\r\nDimension der anstehenden Investitionen\r\nin den nächsten Jahren nicht aus und die\r\nSchuldentragfähigkeit ist begrenzt.\r\nDaher kommt der Stärkung des Eigenkapitals\r\nund der Reduzierung des Verschuldungsgrads\r\neine zentrale Bedeutung\r\nzu. Auch wird mit Blick auf bestehende Sektorenlimits\r\nder Banken für viele Energieversorger\r\neine Verbreiterung der Fremdkapitalgeberseite\r\nnötig sein. Dies betrifft\r\nUnternehmen aller Größenordnungen;\r\nzudem haben kleinere und mittlere Unternehmen\r\noft keinen Zugang zum Kapitalmarkt\r\nund es fehlt ihnen an Größe und\r\nKnow-how, um Kapitalgeber außerhalb ihres\r\nlokalen Bankenkreises anzusprechen.\r\nNeben der Stärkung des Eigenkapitals sind\r\nMaßnahmen und regulatorische Rahmenbedingungen\r\nnotwendig, welche einen\r\nadäquaten und stabilen Return/Cashflow\r\nfür eine eigenständige Finanzierung setzen.\r\nDies betrifft sowohl den weiteren Ausbau\r\nder Stromverteilnetze als auch die Erzeugung.\r\nZudem sollte ergänzend die Möglichkeit\r\nvon staatlichen Investitionshilfen in\r\nForm von Investitionszuschüssen eruiert\r\nwerden – vergleichbar zu den teilweise\r\nbereits auf EU-Ebene vorhandenen Programmen.\r\nLetztere müssen dann auf die\r\nnationalen Erfordernisse in Deutschland\r\nzugeschnitten werden. Angesichts des zu\r\nstemmenden Investitionsprogramms verschaffen\r\nInvestitionszuschüsse den Energieversorgern\r\ndahingehend Spielraum, dass\r\nsie nicht auf die Verschuldungskapazität\r\neinzahlen.\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n05\r\nUm erste konkrete Lösungswege zu finden,\r\nstellt das vorliegende Konzeptpapier\r\nEckpfeiler für einen eigenkapitalstärkenden\r\nEnergiewende-Fonds (EWF) vor. Der\r\nEWF soll existierende Finanzinstrumente\r\nergänzen und als zusätzliches Element zur\r\nFinanzierung von Energiewendeprojekten\r\nfungieren. Welche Bereiche der Energiewende\r\nüber den EWF mitfinanziert werden\r\nsollen, hängt vom Investitionsbedarf der\r\nEnergieunternehmen sowie der Investitionsstrategie\r\nund dem Risiko-Appetit der\r\nInvestoren ab.\r\nDas Konzeptpapier wurde von den Spitzenverbänden\r\nder Energiewirtschaft, dem\r\nBDEW und dem VKU, in Zusammenarbeit\r\nmit der Wirtschaftsprüfungs- und\r\nBeratungsgesellschaft Deloitte erarbeitet\r\nund mit Vertreterinnen und Vertretern\r\nder Finanzwirtschaft diskutiert. Durch die\r\nEinbindung von Kapitalgebern, Energieunternehmen\r\nund Stadtwerken ist auch die\r\nPerspektive\r\nder relevanten Interessengruppen\r\nin die vorliegende Ausarbeitung\r\neingeflossen. Es beschreibt den aktuellen\r\nStand unserer Überlegungen und soll als\r\nGrundlage für weiterführende Diskussionen\r\nmit der Politik und anderen Stakeholdern\r\nsowie für die ersten Schritte der Umsetzung\r\ndienen.\r\nWir wünschen Ihnen eine anregende Lektüre\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums, BDEW\r\nBundesverband der Energie und Wasserwirtschaft\r\ne.V.\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer, VKU Verband\r\nkommunaler Unternehmen e.V.\r\nHans-Jürgen Walter\r\nPartner Financial Services, Global Leader\r\nSustainable Finance, Deloitte\r\n06\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n07\r\nManagement Summary\r\nDie Energiewende wird teuer. Die deutsche\r\nEnergiewirtschaft rechnet mit Investitionen\r\nin Höhe von 721 Milliarden Euro bis 2030\r\nund 1,2 Billionen Euro bis 2035. Dieses\r\nGeld können die Energieunternehmen\r\nohne flankierende Maßnahmen im vorgegebenen\r\nzeitlichen Transformationskorridor\r\nnicht aufbringen. Auch der Staat kann\r\ndiese Investitionen nicht komplett alleine\r\nstemmen. Es gibt bereits zahlreiche spezialisierte\r\nFinanzierungslösungen, etwa für\r\nInvestitionen in die Wasserstoffwirtschaft.\r\nDas hier vorliegende Konzeptpapier skizziert\r\neine weitere mögliche Finanzierungslösung,\r\ndie den hohen Eigenkapitalbedarf\r\nöffentlicher und privater Energieunternehmen\r\nadressiert. Neben der Stärkung des\r\nEigenkapitals sind unbedingt Maßnahmen\r\nund regulatorische Rahmenbedingungen\r\nerforderlich, die einen angemessenen und\r\nstabilen Return bzw. Cashflow für eine\r\neigenständige Finanzierung sicherstellen.\r\nDies betrifft sowohl den weiteren Ausbau\r\nder Stromverteilnetze als auch die Energieerzeugung.\r\nDer Energiewende-Fonds\r\nist eine komplementäre Lösung für die\r\nHerausforderungen der Finanzierung der\r\nEnergiewende. Er ergänzt andere essenziell\r\nwichtige Instrumente, wie beispielsweise\r\neine Netzregulierung, die im internationalen\r\nVergleich hinreichend attraktiv sein\r\nmuss, und direkte staatliche Zuschüsse,\r\ndie insbesondere für die Netzinvestitionen\r\nausgebaut werden müssen ähnlich den\r\nProgrammen, die teilweise bereits auf\r\nEU-Ebene existieren.\r\nDer hier umrissene Energiewende-Fonds\r\n(EWF) soll über Hybridkapital wie stille Einlagen,\r\nGenussrechte oder klassische Unternehmensbeteiligungen\r\nprivates Eigenkapital\r\nfür diese Unternehmen und ihren\r\nInvestitionsbedarf bereitstellen, ohne dass\r\ndadurch der Eigentümerkreis dauerhaft\r\nverändert werden muss. Da aber Eigenkapital\r\naufgrund eines höheren Risikos\r\ndas teuerste Kapital auf dem Finanzmarkt\r\nist, sollen professionelle Fondsstrukturen\r\nsowie staatliche flankierende und risikomitigierende\r\nMaßnahmen (wie finanzielle\r\nGarantien oder Bürgschaften) für Konditionen\r\nsorgen, die sowohl für die Kapitalnehmer\r\nals auch für die Kapitalgeber attraktiv\r\nsind.\r\nDie Anfangsgröße für den EWF sehen wir\r\nim zweistelligen Milliardenbereich, bei rund\r\n30 bis 50 Milliarden Euro. Damit könnte ein\r\nwesentlicher Teil des langfristigen zusätzlichen\r\nEigenkapitalbedarfs der Energieunternehmen\r\ngedeckt werden.\r\nDieses Konzeptpapier ist das Ergebnis\r\nmehrerer Austauschrunden sowie Workshops\r\nzur Finanzierung der Energiewende.\r\nSie wurden von BDEW und VKU gemeinsam\r\nmit Deloitte durchgeführt. Beteiligt waren\r\nauch Vertreterinnen und Vertreter der\r\nFinanzwirtschaft.\r\nIn den Diskussionen waren sich die Expertinnen\r\nund Experten einig, dass trotz der vielen\r\nbereits bestehenden staatlichen Förderungsmaßnahmen\r\nzusätzlich auch privates\r\nKapital für das Gelingen der Energiewende\r\ngebraucht wird – und dass im ersten Schritt\r\naufgrund der bereits bei vielen Energieversorgern\r\nerreichten Grenze der weiteren\r\nSchuldentragfähigkeit vor allem Eigenkapital\r\nnötig ist. In einer späteren Phase wäre auch\r\ndie Fremdkapital-Bereitstellung wünschenswert.\r\nBDEW und VKU freuen sich auf die\r\nZusammenarbeit und die Fortführung der\r\nDiskussion zur weiteren Ausgestaltung des\r\nEnergiewende-Fonds.\r\n08\r\nDie Ausgangssituation:\r\nDie Finanzierung der Energiewende\r\nist noch nicht gesichert\r\nInsgesamt 721 Milliarden Euro kostet die\r\nEnergiewende alleine bis 2030. Zudem\r\nist davon auszugehen, dass das erforderliche\r\nAnschubkapital für die Entwicklung\r\nund den Einsatz neuer Technologien zu\r\neinem höheren Investitionsvolumen in\r\nden ersten Jahren führt. Das bedeutet\r\neine enorme finanzielle Anstrengung für\r\nDeutschland und insbesondere für die\r\nEnergiewirtschaft. Doch geht es nicht\r\nnur darum, die Energieversorgung auf\r\nCO2-freie Quellen umzustellen. Die Energiewende\r\nist auch der Katalysator für die\r\nTransformation hin zu einer nachhaltigen\r\nWirtschaft in Europa. Erst in diesem Kontext\r\nkann die Energiewende ihr Potenzial\r\naus- und ihre Kosten wieder hereinspielen.\r\nDer Finanzierungsbedarf ist enorm\r\nErneuerbare Stromerzeugung und die\r\ndafür nötigen Stromnetze machen einen\r\nGroßteil der gesamten Energiewendeinvestitionen\r\naus. Der zweite große Posten\r\nsind Wärmeversorgungs- und Gasnetze\r\n(s. Abb. 1). Dazu zählen insbesondere\r\ndie künftige Fernwärme-Versorgung und\r\nzukunftsfähige Gasnetze, die schon heute\r\nauf künftigen Wasserstoffbetrieb ausgelegt\r\nsind. Nicht zu vergessen: Konventionelle\r\nGaskraftwerke, die einspringen müssen,\r\nsolange es noch keine nennenswerten\r\nEnergiespeichermöglichkeiten gibt.\r\nAbb. 1 – Erforderliches Investitionsvolumen, um die Ziele der Energiewende in\r\nDeutschland bis 2030 zu erreichen\r\nErzeugung (erneuerbare Energien + konventionell/H2)\r\n353 Mrd. €\r\nTransportnetze (Strom und Gas)\r\n141 Mrd. €\r\nVerteilnetze (Strom und Gas)\r\n140 Mrd. €\r\nFernwärme\r\n32 Mrd. €\r\nGrüne Gase\r\n23 Mrd. €\r\nEnergiespeicher\r\n17 Mrd. €\r\nWasserstoff-Kernnetz\r\n15 Mrd. €\r\nQuelle: www.bdew.de/energie/fortschrittsmonitor-energiewende-2024/\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n09\r\n„ Die Energiewende wird nur gelingen, wenn\r\nEnergieunternehmen sämtliche verfügbaren\r\nFinanzierungsmöglichkeiten nutzen – dies betrifft\r\ndie Stärkung der Innenfinanzierung ebenso wie\r\nEigenkapitalerhöhungen und die Aufnahme\r\nzusätzlichen Fremdkapitals. Angesichts der bereits\r\nweitgehend ausgeschöpften Schuldentragfähigkeit\r\nvieler Unternehmen konzentriert sich der EWF\r\nzunächst auf die Stärkung des Eigenkapitals und\r\ndie daraus resultierenden Hebeleffekte für die\r\nKreditaufnahme.“\r\nHans-Jürgen Walter, Partner Financial Services, Global Leader Sustainable Finance\r\nEs fehlt an Eigenkapital\r\nBisher ist die Energiewende weitgehend\r\nkreditfinanziert. Die Finanzierung erfolgte\r\nauf Grundlage solider Verschuldungs- und\r\nEigenkapitalquoten. Über die nächsten\r\nJahre müssen die Investitionstätigkeit und\r\ndamit die Finanzierung jedoch um ein\r\nVielfaches gesteigert werden, wobei die\r\nAmortisationszeit teilweise länger als 20\r\nJahre ist. Dabei gilt: Je höher der Fremdkapitalanteil\r\neines Unternehmens steigt,\r\ndesto schwieriger wird es, weitere Kreditgeber\r\nzu finden, da durch die vermehrte\r\nAufnahme von Fremdkapital die Eigenkapitalquote\r\nsinkt. Hohe Verschuldungsund\r\nniedrigere Eigenkapitalquoten können\r\ndaher künftig die weitere Kreditaufnahme\r\nbegrenzen, ebenso die mit einem Rating\r\nverbundene maximale Verschuldungskapazität\r\nvon extern gerateten Energieversorgern.\r\nHöhere Gewinneinbehalte zur Reinvestition\r\nsind regelmäßig schwer zu realisieren.\r\nDennoch spielt die Eigenfinanzierung\r\ndurch Gewinneinbehalte bereits aktuell\r\neine größere Rolle, und sie wird es in den\r\nkommenden Jahren auch weiterhin tun.\r\nKleine und mittlere Energieunternehmen\r\nhaben in der Regel aufgrund der Losgröße\r\nentsprechender Projekte und fehlender\r\nKapitalmarkterfahrung darüber hinaus\r\nlediglich eingeschränkte Möglichkeiten zur\r\nGewinnung sowohl neuer Kapitalgeber\r\nals auch zusätzlicher (Finanz-)Investoren.\r\nAuch das Kreditrating genügt nicht immer\r\nden Anforderungen der Investoren. Oft\r\nsind weder die Personaldecke noch die\r\nErfahrung vorhanden, um dem hohen\r\nInformationsbedarf privater Investoren zu\r\nentsprechen.\r\nWas viele Energieunternehmen in der jetzigen\r\nSituation brauchen, um ihre Energiewendeprojekte\r\nzu finanzieren, sind eine\r\nStärkung der Eigenkapitalposition sowie\r\neine damit verbundene Verbesserung des\r\nKreditratings. Da bereits die Möglichkeiten,\r\nGewinne im erforderlichen Umfang zu\r\nthesaurieren, begrenzt sind, stellen sich\r\n(Eigen-)Kapitalerhöhungen noch herausfordernder\r\ndar.\r\nNeben den bilanziellen Maßnahmen ist\r\nfolgender Aspekt elementar: Eine der wichtigsten\r\nAufgaben der Energiepolitik ist es,\r\neinen Investitionsrahmen zu schaffen, der\r\nwirtschaftlich attraktive Energiewendeprojekte\r\nermöglicht. Ohne ausreichende und\r\nlangfristig verlässliche Renditen – sowohl\r\nfür die Energiewirtschaft als auch für private\r\nKapitalgeber – wird die Energiewende\r\nnicht finanzierbar sein und nicht zustandekommen.\r\nDieser Baustein ist von essenzieller\r\nBedeutung für die Finanzierung\r\nder Energiewende und muss in jedem Fall\r\ndeutlich verbessert werden. Insbesondere\r\nInvestitionen in den Ausbau der Netze und\r\nin erneuerbare Energien brauchen einen\r\nzukunftsfähigen (regulatorischen) Finanzierungsrahmen,\r\nder dem Finanzmarktumfeld\r\nentspricht und der die Kapitalrückflüsse\r\nsicherstellt.\r\nDas Grundproblem ist jedoch, dass viele\r\nder deutschen Energiewendeprojekte\r\naus Sicht der privaten Kapitalgeber kein\r\nausreichend attraktives Risiko-Rendite-\r\nProfil besitzen: Andere Standorte haben\r\nbessere Grundvoraussetzungen (etwa\r\nmehr Sonne und Wind) bei weniger Bürokratie\r\nund besseren politischen Rahmenbedingungen\r\nwie zum Beispiel Carbon\r\nContracts for Difference (CCfDs), welche\r\nCashflow und Rendite sichern können.\r\nKonkurrierende Geldanlagen versprechen\r\ndaher oft eine bessere Rendite bei geringeren\r\nRisiken.\r\nAlso müssen sich die politischen Rahmenbedingungen\r\nund Konditionen für\r\nEnergiewende-Investitionen verbessern,\r\nentweder durch Reduzierung der Risiken\r\noder durch eine höhere Rendite. Sonst\r\nkann nicht genügend privates Kapital\r\nmobilisiert werden, um den erforderlichen\r\nInvestitionsschub zu erreichen.\r\nDas Konzept des Energiewende-Fonds\r\nist im Kontext der aufgezeigten vielfältigen\r\nHandlungsfelder aus unserer\r\ngemeinsamen Publikation „Kapital für die\r\nEnergiewende“ vom Dezember 2023 zu\r\nbetrachten. Der EWF stellt einen wichtigen\r\nBaustein zur Finanzierung der Energiewende\r\ndar. Die Umsetzung der anderen\r\nBausteine ist jedoch ebenfalls von entscheidender\r\nBedeutung. Das PDF kann\r\nunter https://www.bdew.de/service/publikationen/\r\nkapital-fuer-die-energiewende/\r\nheruntergeladen werden.\r\n10\r\nDer EWF versteht sich als zusätzliches\r\nund ergänzendes Element bei der Finanzierung\r\nder Energiewende. Der Fonds soll\r\nund kann nicht den gesamten Finanzierungsbedarf\r\nder Energiewende stemmen;\r\nvielmehr müssen parallel zum EWF alle\r\nbereits bestehenden Instrumente der\r\nFremd- und Eigenfinanzierung sowie die\r\nvorhandenen Förderinstrumente so breit\r\nwie möglich genutzt werden (s. Abb. 2).\r\nDenn die EWF-Finanzierung basiert auf\r\nMarktpreisen für die Bereitstellung von\r\nEigen- bzw. Hybridkapital, die in der Regel\r\nhöher ausfallen.\r\nDer EWF folgt dem Konzept eines Umbrella-\r\nFonds, unter dessen Schirm verschiedene\r\nTeilfonds gebildet werden. Als Finanzierungsinstrument\r\nsoll der EWF gezielt da zum\r\nEinsatz kommen, wo bisherige Förderungsund\r\nFinanzierungslösungen ausgereizt sind\r\nund das Risiko-Rendite-Profil durch staatliche\r\nMaßnahmen gestützt werden sollte.\r\nWirtschaftlichkeit über den Lebenszyklus\r\nbleibt dennoch Grundvoraussetzung jedes\r\nEWF-Engagements; der EWF will Anschubhilfe\r\nfür im Prinzip tragfähige Objekte bzw.\r\nProjekte leisten, aber keine Subventionierung\r\nunwirtschaftlicher Geschäftsmodelle\r\nbetreiben.\r\nDer Zugang zur EWF-Finanzierung soll so\r\nunkompliziert wie möglich gehalten werden\r\nund gleichermaßen die Besonderheiten\r\nvon kleineren Unternehmen als auch\r\nvon Investitionen in konzernverbundenen\r\nUnternehmen (bspw. Antragstellung durch\r\nHoldinggesellschaften) berücksichtigen.\r\nDer Diskussionsvorschlag:\r\nDer Energiewende-Fonds (EWF) als\r\nzusätzliches Finanzierungselement\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n11\r\nAbb. 2 – Überblick über die relevanten Stakeholder und Finanzierungsinstrumente der Energiewende\r\nStärkung Innenfinanzierungskraft\r\nund Schuldentragfähigkeit\r\nOptimierung\r\nKreditvergabefähigkeit\r\nStärkung Innenfinanzierungskraft\r\nund Schuldentragfähigkeit\r\nFremdfinanzierung Eigenfinanzierung\r\nAußenfinanzierung\r\nInnenfinanzierung\r\nFremdfinanzierung Eigenfinanzierung\r\nEnergiewende-Fonds (EWF)\r\nZiel: Eigenkapitalstärkendes Finanzierungsinstrument zu\r\nwettbewerbsfähigen Marktkonditionen u.a. durch:\r\n• Stille Beteiligungen, Genussrechte und klassische\r\nUnternehmensbeteiligungen\r\n• Verbesserung des Risiko-Rendite-Profils durch staatliche\r\nGarantiemechanismen von Bund und Ländern\r\n• Standardisierung und effiziente Prozesse\r\n• Bank/Kontokorrentkredite\r\n• Darlehen/Schuldscheine\r\n• Anleihen/Schuldverschreibg.\r\n• Beteiligungen\r\n• Aktienemissionen\r\n• Einlagenerhöhungen\r\nHybride Finanzierungen\r\nMezzanine-Finanzierung (Nachrangdarlehen, Genussscheine,\r\nWandelanleihen)\r\n(Stille) Rückstellungen\r\nGewinnthesaurierung\r\nAbschreibungen\r\nRegulator\r\nAnforderungen\r\n• Reporting\r\n• Kreditobergrenzen\r\n• Eigenmittelvorschriften\r\n• Risikopuffer\r\nRisikoreduzierung und\r\n–verteilung (Mischfinanzierung)\r\nÖffentl. Hand\r\nHebel\r\n• Garantien\r\n• Bürgschaften\r\n• Fördermittel\r\n• Superabschreibungen\r\n• Steueranreize\r\nKapitalgeber\r\nBanken/Förderbanken Investoren\r\nKapitalnehmer\r\n(Energieunternehmen)\r\nTaxonomie De-Risking\r\n12\r\nWas der EWF leisten soll und was nicht\r\nDer EWF wendet sich an Energieunternehmen.\r\nDie Finanzierung geschieht durch\r\neine zeitlich befristete Zuführung von Eigenkapital\r\nbeispielsweise in Form von stillen\r\nBeteiligungen oder Genussrechten. Auch\r\neine klassische Unternehmensbeteiligung –\r\nin der Regel an einer Objektgesellschaft – ist\r\nfür viele Energieunternehmen vorstellbar.\r\nZugeführtes Eigenkapital erlaubt den Energieunternehmen,\r\nweiteres Fremdkapital\r\naufzunehmen (mehr dazu ab S. 13).\r\nUm attraktiv für private Investoren zu sein,\r\nmuss der EWF seinen Investoren marktgerechte\r\nRenditen bieten. Zudem müssen\r\ndie finanzierten Projekte den Anforderungen\r\nsolcher Investoren in Bezug auf\r\nTragfähigkeit des Geschäftsmodells,\r\nWirtschaftlichkeit, Risiko, Rentabilität und\r\nBankfähigkeit gerecht werden. Allerdings\r\nmuss insbesondere bei „kleinteiligen“\r\nInvestitionen, wie bspw. in Stromverteilnetze,\r\nein Projektportfolioansatz ein\r\ngesundes Verhältnis zwischen Anforderungen\r\nan Projektprüfung und -monitoring\r\nim Vergleich zum Aufwand für das\r\nUnternehmen gewährleisten.\r\nInvestoren bestehen jedoch regelmäßig\r\nauf Möglichkeiten der unternehmerischen\r\nEinflussnahme für den Fall, dass es zu\r\neiner drohenden Schieflage kommt.\r\nIm laufenden Betrieb wird die Stabilität\r\nund damit der wirtschaftliche Erfolg der\r\nEWF-Investitionen auch durch ein professionelles\r\nund kosteneffizientes Fonds-\r\nManagement abgesichert. Für kleinere\r\nund mittlere Unternehmen mit geringen\r\nKapazitäten und wenig Kapitalmarkterfahrung\r\nkann der Fonds Hilfestellung bei\r\nReporting und Umsetzung leisten. Dies\r\nsoll der Reduzierung der Kapitalkosten\r\ndienen und könnte in Form standardisierter\r\nProzesse, Enabling-Software, Schulungen\r\noder Beratungsteams geschehen.\r\nDie durch den Fonds angesprochenen\r\nInvestoren sind institutionelle Investoren\r\nwie beispielsweise Versicherer, Pensionsfonds\r\noder Versorgungskassen. Sie haben\r\neine langfristige Anlageperspektive und\r\nsind daher die naheliegendsten Interessenten\r\nfür langjährige Investitionen mit\r\neinem Horizont von 20 und mehr Jahren.\r\nSie haben intern festgelegte Investmentkriterien\r\nbezüglich eingegangener Risiken\r\nund angestrebter Renditen. Zudem unterliegen\r\nsie regulatorischen Vorgaben, etwa\r\nwas den Anteil ihrer Investments in risikoreiche\r\nAsset-Klassen betrifft. Institutionelle\r\nInvestoren müssen von der Qualität\r\nund Sicherheit der Investition überzeugt\r\nsein, sonst werden sie ihr Geld anderweitig\r\nanlegen.\r\nDer EWF handelt marktorientiert und ist\r\nnicht dazu gedacht, unrentable Unternehmensstrukturen\r\nzu stützen oder zu heilen.\r\nEr ist darauf ausgerichtet seinen Investoren\r\nattraktive Investments anzubieten, mit\r\nguter Wirtschaftlichkeit über den Lebenszyklus\r\nund unter Beachtung des Fit-for-55-\r\nGrundsatzes „Energieeffizienz an erster\r\nStelle“. Er ist kein Förderinstrument für\r\nProjekte, die sind nicht lohnen.\r\nDer EWF ist nicht darauf ausgelegt, die\r\nfundamentale Wirtschaftlichkeit von\r\nEnergiewende-Investitionen\r\nzu verbessern\r\n– dies ist die Aufgabe anderer Instrumente\r\nwie der Netz- und Preisregulierung,\r\nallgemeiner Steuererleichterungen für\r\nEnergieunternehmen in der Energiewende-Investitionsphase\r\noder der Gewährung von\r\nTechnologie- und Investitionszuschüssen.\r\nJedoch soll der Fonds langfristig die Wirtschaftlichkeit\r\nauf Unternehmensebene\r\nunterstützen, indem er die Innenfinanzierungskraft\r\nstärkt. Diese Stärkung kann bei\r\nerfolgreicher Projektumsetzung\r\nsowohl die\r\nindividuelle Wirtschaftlichkeit der Unternehmen\r\nals auch die Wirtschaftlichkeit des\r\nEnergiemarkts verbessern.\r\nEin sinnvolles Anfangsvolumen des EWF\r\nläge aus Sicht der Energiewirtschaft bei\r\netwa 30 bis 50 Milliarden Euro. Dies errechnet\r\nsich wie folgt: Bisher investieren die\r\nEnergieunternehmen rund 25 Milliarden\r\nEuro pro Jahr in die Energiewende – dieses\r\nVolumen können sie auch künftig selbst\r\nstemmen. Zwischen 2023 und 2030 summiert\r\nsich dieses natürliche Investitionsvolumen\r\nder Energiewirtschaft auf 200\r\nMilliarden Euro. Vom geschätzten Gesamtbedarf\r\nvon 721 Milliarden Euro verbleiben\r\nalso noch rund 520 Milliarden, die bis 2030\r\nfinanziert werden müssen. Für diese Investitionen\r\nwird ein anteiliges Eigenkapital von\r\nrund 20 bis 30, bei Stromnetzen sogar bis\r\nzu 40 Prozent benötigt. Ein Anfangsvolumen\r\ndes Fonds könnte zwischen 30 und\r\n50 Milliarden Euro liegen und somit 70 bis\r\n200 Milliarden Euro Fremdverschuldung\r\ngenerieren. Damit könnte der EWF vom\r\nStart weg einen substanziellen Beitrag zur\r\nFinanzierung der Energiewende leisten.\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n13\r\nWesentliche Komponenten des EWF\r\nEigenkapitalstärkung\r\nDa die Stärkung des Eigenkapitals von\r\nzentraler Bedeutung für die Finanzierung\r\nder Energiewende ist, wird der EWF als\r\neigenkapitalstärkendes Finanzierungsinstrument\r\nangelegt. Hierzu eignen sich\r\ngrundsätzlich:\r\n• K lassische Unternehmensbeteiligungen\r\nan den Projekt- bzw. Objektgesellschaften\r\nmit Kapitalerhöhung\r\n• Genussrechte mit einem verbrieften\r\nAnspruch auf eine feste Ausschüttung\r\noder einer variablen Verzinsung am Ende\r\nder Laufzeit\r\n• Stille Beteiligungen mit Gewinnanspruch\r\nDie zwei letztgenannten Finanzierungen\r\ngelten als sogenanntes Hybridkapital, das\r\nunter Beachtung bestimmter Aspekte\r\nbuchhalterisch und rechtlich als Eigenkapital\r\ngilt. Die EWF-Teilfonds sollen grundsätzlich\r\nso ausgestaltet werden, dass sie\r\nals Eigenkapital gelten können (IFRS- oder\r\nHGB-bilanziert sowie für externe Ratings).\r\nEigenkapital-Leverage\r\nZugeführtes Eigenkapital bzw. Hybridkapital,\r\ndas als Eigenkapital gilt, erlaubt\r\nden Energieunternehmen die Aufnahme\r\nweiteren Fremdkapitals (Bankdarlehen).\r\nDa Genussrechtsinhaber und stille Gesellschafter\r\nje nach Ausgestaltung der Verträge\r\nauch signifikante unternehmerische\r\nRisiken mittragen, liegen die Kapitalkosten\r\nin der Regel deutlich über anderen Finanzierungsformen.\r\nDaraus folgt: Eigenkapital ist teuer. Es wird\r\ndeshalb häufig „gehebelt“ (leveraged),\r\nindem die nun verbesserte Eigenkapitalquote\r\ndazu verwendet wird, mehr Fremdkapital\r\nbei einer Bank bzw. am Kapitalmarkt\r\naufzunehmen; für das Projekt ergibt\r\nsich so ein Mischzins aus teurem Eigenkapital\r\nund vergleichsweise günstigem\r\nFremdkapital. Das Fremdkapital für die\r\nProjekte und Projektportfolios kann dabei\r\nsowohl von Banken, Kapitalmarkt oder via\r\nKonzerninnenfinanzierung (Kapitalmarktfinanzierung\r\nauf Holdingebene) zur Verfügung\r\ngestellt werden.\r\nWährend die Eigenkapitalseite im Rahmen\r\neiner EWF-Finanzierung ein Langläufer\r\nist, der die gesamte Objekt-/Projekt-\r\nAmortisationszeit auch jenseits der\r\n20 Jahre abdeckt und vor allem für institutionelle\r\nInvestoren wie Versicherer\r\noder Pensionsfonds interessant ist,\r\nlaufen die von den Banken angebotenen\r\nFremdfinanzierungen regelmäßig nur\r\nüber wenige Jahre und müssen dann\r\nanschlussfinanziert werden.\r\nStille Beteiligungen sind Unternehmensbeteiligungen,\r\ndie nach\r\naußen nicht zutage treten und nicht\r\nins Handelsregister eingetragen werden.\r\nBeteiligte haben grundsätzlich\r\nkeine Mitsprache- oder Stimmrechte.\r\nDie jeweiligen Investoren\r\nmüssen am Gewinn beteiligt werden,\r\nes kann jedoch vertraglich vereinbart\r\nwerden, dass es keine Verlustbeteiligung\r\ngibt. Die Gewinnbeteiligung\r\nkann auch auf bestimmte Teile/Sparten\r\ndes Unternehmens beschränkt\r\nwerden.\r\nGenussrechte sind eine Beteiligung\r\nam Erfolg, aber auch am Risiko eines\r\nUnternehmens – durch Verbriefung\r\nentstehen Genussscheine, die am\r\ngrauen Kapitalmarkt handelbar sind.\r\nDie Genussrechtsinhaber erhalten\r\nfür ihr eingelegtes Risikokapital eine\r\nRendite, haben aber keine Mitbestimmungsrechte\r\nim Unternehmen.\r\nMacht das Unternehmen Verluste,\r\nUnternehmensbeteiligungen mit\r\nordentlicher Barkapitalerhöhung\r\nführen dem Unternehmen das\r\ngesamte Investment als Eigenkapital\r\nzu. Der Investor wird entsprechend\r\nseinem Anteil am Eigenkapital zum\r\nMiteigentümer des Unternehmens.\r\nDas heißt, er trägt das unternehmerische\r\nRisiko anteilig mit, hat aber auch\r\nRecht auf anteilige Gewinnausschüttungen\r\nund besitzt anteilige Mitspracherechte\r\nim Aufsichtsrat.\r\nAlle genannten Finanzierungsformen\r\nerlauben zahlreiche vertragliche Ausgestaltungsmöglichkeiten,\r\nsodass sie an\r\ndie speziellen Bedürfnisse des kapitalsuchenden\r\nUnternehmens angepasst\r\nwerden können. Eine Genussrechtsbeteiligung\r\nkann somit genau wie eine\r\nstille Beteiligung ausgestaltet werden.\r\nAber nur Genussrechte bieten die Möglichkeit\r\nder Verbriefung.\r\nDie einfachste Form der Eigenkapitalüberlassung\r\nist die direkte Unternehmensbeteiligung,\r\nalso der Kauf von Unternehmensanteilen\r\ndurch den Investor. Er wird\r\ndamit zum Mitunternehmer mit allen\r\nRechten und Pflichten. Beim EWF sollte die\r\nBeteiligung des Investors so ausgestaltet\r\nsein, dass das Kapital nach Ablauf einer\r\nvereinbarten Pflicht zurückgezahlt wird\r\nund die Miteigentümerschaft erlischt.\r\nGenerell ist das eingebrachte Kapital\r\neines Genussrechtsinhabers oder eines\r\nstillen Gesellschafters – abgesehen von\r\nsteuerlichen Besonderheiten – mit einem\r\nDarlehen einer Bank zu vergleichen, wobei\r\ndie Zinsen mit einem Gewinnanteil ausgeglichen\r\nwerden. Institutionelle Investoren\r\nbestehen jedoch regelmäßig (auch bei stillen\r\nBeteiligungen und Genussrechten) auf\r\nMöglichkeiten der unternehmerischen Einflussnahme\r\nfür den Fall, dass es zu einer\r\ndrohenden Schieflage kommt. Darüber\r\nhinaus müssen die so finanzierten Unternehmen\r\ndie vom Kapitalgeber definierten\r\nSorgfaltspflichten einhalten, z.B. in Bezug\r\nauf Management, Qualitätssicherung,\r\nReporting und dergleichen.\r\ntragen sie diese mit. Im Falle einer\r\nInsolvenz droht sogar der Totalverlust\r\ndes eingesetzten Kapitals. Denn\r\noft sind Genussrechte nachrangig –\r\ndas heißt, im Insolvenzfall erfolgt die\r\nRückzahlung des Kapitals erst, wenn\r\nalle nicht nachrangigen Gläubiger\r\nbefriedigt wurden.\r\n14\r\nWettbewerbsfähigkeit im\r\nInvestment-Markt\r\nUm die Energiewende zu finanzieren,\r\nmüssen Investitionen aus den Geldern\r\nkommen, die Verbraucher und der Energiemarkt\r\nfür Dienstleistungen wie Strom oder\r\nWärme bezahlen. Allerdings sind diese\r\nMärkte immer stärker reguliert, was es\r\nteilweise schwierig machen kann, genug\r\nEinnahmen zu erzielen.\r\nIm Ergebnis konnte das Risiko-Rendite-\r\nVerhältnis von Investitionen in die deutsche\r\nEnergielandschaft in den vergangenen Jahren\r\nnicht immer mit vergleichbaren Investitionsprojekten\r\nanderer Regionen und\r\nSparten mithalten. Kurz gesagt: Erneuerbare\r\nEnergien und Energie-Infrastrukturen\r\nin Deutschland sind tendenziell hoch\r\nreguliert, hoch bürokratisch und teilweise\r\nweniger profitabel – und damit für Investoren\r\nnicht in jedem Fall attraktiv. Die\r\nAttraktivität und Wirkung eines EWF muss\r\ndaher flankierend – wie bereits eingangs\r\nerwähnt – zwingend mit der Anpassung der\r\nregulatorischen Rahmenbedingungen beispielsweise\r\nfür Netze, aber auch für andere\r\nEnergiewendeinvestitionen, unterstützt\r\nund gefördert werden.\r\nSomit kann der EWF ein Anlageprodukt\r\nschaffen, dessen Risiko-Rendite-Profil\r\ninteressant genug ist, um nachhaltig neue\r\nInvestoren zu gewinnen. Dazu sucht der\r\nEWF nach Synergien sowie Skalen- und\r\nBündelungseffekten.\r\nFlankierung der Politik\r\nZudem sucht der EWF auch die Flankierung\r\nder Politik. Hier schlagen wir risikoreduzierende\r\nstaatliche Garantien durch\r\nBund und Länder vor, etwa durch Ausfallbürgschaften.\r\nDenkbar wäre beispielsweise\r\ndie Übernahme einer „First-Loss-\r\nTranche“, bei der der Staat den ersten Teil\r\nmöglicher Projektverluste übernimmt.\r\nDenn die Energiewende kann nur gelingen,\r\nwenn Nachhaltigkeit, Versorgungssicherheit\r\nund Bezahlbarkeit miteinander\r\nin Einklang gebracht werden können. Doch\r\nohne staatliche Maßnahmen zum De-\r\nRisking wird die Energiewende nicht hinreichend\r\nfinanziert werden können.\r\nInsgesamt sollte die staatliche Flankierung\r\ndes EWF das Risiko-Rendite-Profil der\r\nEWF-Anteile auf ein Niveau heben, das mit\r\nanderen privaten Infrastrukturvorhaben\r\nkonkurrieren kann – auch im europäischen\r\nAusland. Dazu gehören auch die Schaffung\r\neines rechtssicheren Investitionsrahmens\r\nsowie der konsequente Abbau von steuerlichen\r\nRisiken, damit privates Kapital in\r\nInfrastrukturprojekte (insbesondere im\r\nBereich der Energiewende) investiert\r\nwerden kann.\r\nEU-Taxonomie und regulatorische\r\nAnforderungen\r\nAlle Projekte und Projektgesellschaften\r\ndes EWF müssen EU-taxonomiekonform\r\n(bzw. taxonomiefähig) sein. Der EWF\r\nsollte sich möglichst deshalb bei der Auswahl\r\nder zu finanzierenden Projekte und\r\nUnternehmen an den Anforderungen\r\nan Finanzprodukte gemäß Artikel 8 EU-Offenlegungsverordnung\r\n(SFDR) orientieren.\r\nDas erforderliche Reporting sollte die\r\nErfordernisse der Investoren mit minimalem\r\nAufwand abdecken.\r\nEbenso müssen alle Projekte bankfähig\r\nsein, das heißt verlässlich bezüglich der\r\nMarkt- und Rahmenbedingungen und stabil,\r\nwas Cashflow und Renditeerwartungen\r\nanbetrifft.\r\nViele Finanzmarktakteure müssen seit dem\r\n1. Januar 2024 eine „Green Asset Ratio“\r\n(GAR) ausweisen – diese soll zeigen, wieviel\r\nProzent ihres Geschäfts grün ist. Der EWF\r\nwill seinen Kapitalgebern ermöglichen, ihre\r\nEWF-Beteiligung grundsätzlich in der GAR\r\nausweisen zu können. Hierzu wären auf\r\nEU-Ebene im Rahmen der anstehenden\r\nNovellierung der Offenlegungsanforderungen\r\nzur Taxonomie auch nicht berichtspflichtige\r\nObjekt- und Projektgesellschaften\r\nzu berücksichtigen.\r\nStandardisierung, Automatisierung\r\nund Befähigung\r\nDie strengen EWF-Anforderungen bezüglich\r\nEnergiewendebeitrag, Taxonomiekonformität\r\n(bzw. -fähigkeit) und Investorenschutz\r\nerfordern einen hohen Aufwand\r\nin den Energieunternehmen bzw. Projektgesellschaften:\r\nInsbesondere müssen\r\nProzesse etabliert werden, etwa für Risikound\r\nQualitätsmanagement, Ergebnis- und\r\nCSRD-Reporting (sofern eine Berichtspflicht\r\nvorliegt) sowie eventuell auch für Kostensenkungs-\r\noder Effizienzsteigerungsprogramme.\r\nQualitätskontrollen können in den\r\njährlichen Prozess der Auditierung des Jahresabschlusses\r\naufgenommen werden.\r\nDer EWF soll seine Kapitalnehmer dabei\r\nunterstützen, die nötigen Prozesse effizient\r\nzu gestalten und spezifisches Wissen\r\naufzubauen. Dies betrifft insbesondere\r\ndie erforderlichen Prozesse für:\r\n• Die Befähigung der Mitarbeiter bezüglich\r\nReporting und anderer im Rahmen\r\nder EWF-Finanzierung entstehender\r\nAufgaben (etwa durch Schulungen und\r\nManuals)\r\n• Die Zertifizierung der Taxonomiekonformität\r\nbzw. Taxonomiefähigkeit (beispielsweise\r\ndurch Standardprozesse, evtl.\r\nSammelauftrag\r\nan Zertifizierer)\r\n• Standardisierte Prozesse wie Asset-\r\nBewertung (Due Diligence) oder Rating\r\n• Hilfestellung beim Performance- und\r\nCSRD-Reporting, sofern Berichtspflicht\r\nvorliegt (beispielsweise Online-\r\nFormulare)\r\n• Die Bündelung gleichartiger Projekte zur\r\nNutzung von Synergien und Skaleneffekten\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n15\r\n„ Ob die Energiewende spürbar vorankommt, entscheidet sich vor Ort in den\r\nKommunen. Doch selbst kerngesunde und leistungsfähige Stadtwerke werden\r\ndie hohen Investitionen, die sie in einem sehr kurzen Zeitraum tätigen müssen,\r\nkaum alleine stemmen können. Zudem dürfen wir die Preisbelastungen der\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher nicht aus den Augen verlieren. Deshalb\r\nist der Energiewende-Fonds so wichtig. Als zusätzliches und ergänzendes\r\nFinanzierungsinstrument adressiert er den hohen Eigenkapitalbedarf\r\nvon Energieunternehmen, unterstützt Investitionen in den Umbau des\r\nEnergiesystems und kann durch unseren Vorschlag zu Risikoübernahmen durch\r\nBund und Länder auch einen wichtigen Beitrag leisten, Kostensteigerungen für\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher zu dämpfen.“\r\nIngbert Liebing, VKU-Hauptgeschäftsführer\r\nAbb. 3 – Struktur des EWF für private Investitionen in die Energiewende\r\nBanken\r\nGarantien und\r\nAusfallbürgschaften\r\nPrivates Kapital\r\nfür die\r\nEnergiewende\r\nZusätzliches\r\nKreditvolumen\r\n(Leverage)\r\nEnergieunternehmen und Projektgesellschaften\r\nKapitalerhöhung\r\nHaben Interesse,\r\nihr Geschäft mit\r\nUnternehmenskrediten\r\nauszuweiten\r\nDirektbeteiligungen stärken Eigenkapitaldecke und\r\nermöglichen Fremdkapital-Leveraging\r\nVerringert Risiken\r\nund senkt\r\nFinanzierungskosten\r\nEinheitliche Qualitätsstandards\r\nfür alle\r\nProjekte\r\nHebt Risiko-Rendite-Profil\r\nauf konkurrenzfähiges\r\nNiveau\r\nStandardisiertes und\r\ntransparentes Reporting\r\nerlaubt effektives Asset-\r\nManagement\r\nMittelverwendung gebunden an Beitrag zur\r\nEnergiewende und Nachhaltigkeitskriterien\r\nBund und\r\nLänder EWF\r\nHaben Interesse\r\nam Gelingen der\r\nEnergiewende\r\nSkaleneffekte und\r\nStandardisierung\r\nsenken die\r\nGovernance-Kosten\r\nInstitutionelle\r\nInvestoren\r\nHaben Interesse\r\nan attraktiven\r\nAnlagemöglichkeiten\r\n16\r\nTab. 1 – Die Eckpunkte des EWF\r\nAufgabe: Unterstützung von Energieunternehmen bei der Finanzierung ihrer Energiewendeprojekte. Finanzierungsvoraussetzungen\r\nsind die sogenannte „Bankfähigkeit“ aller Projekte und ihre Anerkennung als „grünes Investment“ nach Artikel 8 EU-Taxonomie.\r\nAssets: Investiert wird in Energiewendeprojekte von Energieunternehmen.\r\nInstrument: Der EWF als „Umbrella Fonds“ ist ein offener Infrastrukturfonds, der nach dem „Blind Pool Fund“-Prinzip arbeitet (der Fonds\r\nsammelt erst Gelder ein und entscheidet dann, welche Projekte finanziert werden).\r\nAnlageform: Der EWF fokussiert auf Genussrechte oder stille Einlagen, die vertraglich so ausgestaltet sind, dass sie nach IFRS bzw. nach\r\nHGB als Eigenkapital gelten. Dies ermöglicht den finanzierten Unternehmen und Projektgesellschaften anschließend eine höhere Fremdkapitalaufnahme\r\n(Hebelwirkung). Möglich ist auch eine klassische Unternehmensbeteiligung.\r\nKapitalnehmer: Energieunternehmen können mithilfe des EWF ihre Eigenkapitaldecke stärken. Sie müssen sich mit einem zu definierenden\r\nSet an Projektunterlagen um die Finanzierung bewerben. Die Voraussetzungen müssen praxisnah ausgestaltet sein. Nur\r\nProjekte, die vorher definierte Standards erfüllen, werden zur Finanzierung angenommen. Der Zugang zur EWF-Finanzierung soll praktikabel\r\nund unbürokratisch sein und allen Energieunternehmen unabhängig von ihrer Größe zur Verfügung stehen.\r\nKapitalgeber: Zunächst fokussiert der EWF auf institutionelle Investoren wie etwa Pensionsfonds, Versorgungswerke oder Lebensversicherer.\r\nSie haben oft einen langen Investitionshorizont und sind daher aufgeschlossen für Infrastrukturprojekte, deren Finanzierung\r\nteilweise 20 Jahre und länger läuft.\r\nStaatliche Flankierung: Über staatliche Maßnahmen wie beispielsweise Garantien des Bundes und der Länder hebt der EWF das\r\nRisiko-Rendite-Profil seines Fonds-Portfolios auf ein Niveau, dass es konkurrenzfähig macht.\r\nVolumen: Das Anfangsvolumen des EWF sollte 30 bis 50 Mrd. Euro betragen. Die Laufzeit der Garantien sowie die anteilige Höhe je Projekt\r\nwären zu bestimmen. Des Weiteren muss der Umfang der Staatsgarantien zur erforderlichen Budgetierung auf Basis des Anfangsvolumens\r\nunter Berücksichtigung von Beihilfe-Aspekten ermittelt werden.\r\nProfessionelles Management: Detailkonzept, Fonds-Gründung und das laufende Fonds-Management werden per Ausschreibung an\r\neine etablierte Fondsgesellschaft, Bank oder Vermögensverwaltungsgesellschaft mit gutem Leumund vergeben.\r\nGovernance: Entwurf und Aufbau effektiver Governance-Strukturen mit Vertretern aller Stakeholder sollten ebenfalls Teil der Aufgaben\r\nder managenden Fondsgesellschaft sein.\r\nDie Startkonfiguration des EWF\r\nEigenkapitalstärkung\r\nWie viele Teilfonds mit welchen spezifischen Performance- und Risikoprofilen\r\nder EWF auflegt, wird vom Bedarf der interessierten Investoren sowie einem\r\npassenden Angebot aufseiten der Energiewirtschaft abhängen.\r\nDarüber hinaus wird der EWF durch folgende Aspekte charakterisiert:\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n17\r\nDie weiterführende Detaillierung erfolgt im Rahmen einer Konzeptausschreibung und wird von den an der Ausschreibung beteiligten\r\nFondsgesellschaften erarbeitet. Später kann das EWF-Konzept um zusätzliche Komponenten (wie z.B. Assetklassen oder Kapitalstrukturen)\r\nerweitert werden.\r\nQualitätssicherung: Klare Investitionskriterien sollen die Objekt-/Projekt-Güte sichern. Der EWF kann zudem Hilfestellungen für Kapitalnehmer\r\nbei der Erfüllung ihrer Pflichten (zum Beispiel durch Schulungen, Manuals, Software) bieten.\r\nKostensenkung: Die Standardisierung energiewendetypischer Projekte erlaubt Bündelinvestitionen und Lerneffekte, die die Kosten\r\nsenken und helfen die Investitionsqualität zu sichern; dieses Potenzial soll der EWF heben.\r\nNachhaltigkeit: Alle Projekte müssen EU-taxonomiekonform (bzw. -fähig) sein. Ziel ist es, dass neben den CSRD-pflichtigen Projekten\r\nnach Überarbeitung der Green Asset Ratio (GAR)-Methodik auch nicht berichtspflichtige Objekt- und Projektgesellschaften in die GAR\r\naufgenommen werden können.\r\nLaufzeit: Die Laufzeit der Eigenkapitalbeteiligung soll einer sinnvollen Amortisationszeit der finanzierten Objekte/Projekte entsprechen.\r\nDas sind bei Infrastrukturen und Anlagen der Energieerzeugung zum Teil 20 Jahre und mehr.\r\nLaufzeitende und Exit: Am Ende der Laufzeit jedes Teilfonds sollen die damit finanzierten Objekte abgezahlt sein und ein kompletter\r\nAusstieg des EWF aus den finanzierten Objekten und Projekten erfolgen. Ziel muss sein, die Verbindlichkeiten aus dem Beheben der\r\naktuellen Energiewende-Finanzierungsnot nicht in die Zukunft zu verschleppen. Darüber hinaus muss immer eine Exit-Möglichkeit für\r\nden Fonds als auch den Fondsinvestor bestehen, sobald Finanzkennzahlen bzw. Covenants von dem Energieunternehmen gebrochen\r\nwerden.\r\n18\r\nAusschreibung zur Fonds-\r\nDetailkonzeption\r\nFür die professionelle Konzeption und\r\nUmsetzung des EWF soll eine etablierte\r\nFondsgesellschaft, Bank oder Vermögensverwaltungsgesellschaft\r\nengagiert werden.\r\nWelches Unternehmen den Zuschlag\r\nbekommt, wird per Ausschreibung ermittelt.\r\nWesentliche Eckpunkte der Fonds-\r\nDetailkonzeption sollen sein:\r\n• Rechtliche Ausgestaltung des Fonds und\r\nVermeidung zusätzlicher Steuerlasten für\r\nInvestoren wie Kapitalnehmer\r\n• Preispunktanalyse unter Berücksichtigung\r\naller Aspekte: Wie teuer ist das EWFInvestment\r\nfür Investoren unter dem\r\nStrich – und im Vergleich zu konkurrierenden\r\nAngeboten?\r\n• Struktur und Größenordnung der nötigen\r\nstaatlichen Flankierungsmaßnahmen, um\r\nein kompetitives Placement des EWF im\r\nWettbewerb zu erreichen\r\n• Konzept für die Investorengewinnung und\r\nKosten hierfür\r\n• Sinnvolle Governance-Struktur für den EWF\r\n• Eingreifschwellen und -möglichkeiten für\r\nden EWF im Notfall\r\n• Exit-Strategie und Abwicklung des Fonds\r\nDie Realisierung:\r\nDie nächsten Schritte in Richtung EWF\r\nEinpassen des EWF in die\r\nFörderlandschaft\r\nDeutschland hat bereits umfangreiche\r\nFörderprogramme für die Transformation\r\nzu Net Zero auf vielen Ebenen – Beispiele\r\nsind das Sondervermögen KTF (Klimaund\r\nTransformationsfonds) des Bundes\r\noder das Programm Erneuerbare Energien\r\nder Kreditanstalt für Wiederaufbau\r\n(KfW). Zudem haben Bund und Länder\r\nweitere Förder-, Finanzierungs- und\r\nGesetzesvorhaben in Planung.\r\nDaher muss geklärt werden, welche Aufgaben\r\nder EWF konkret übernehmen soll\r\n(und welche nicht) und welche staatlichen\r\nFlankierungsmaßnahmen aus Sicht der\r\nPolitik dazu zielführend und in Abhängigkeit\r\nbereitzustellender Budgets realisierbar\r\nwären. Letzteres entscheidet darüber, wie\r\nder EWF (als speziell auf Eigenkapitalstärkung\r\nausgelegtes Instrument) in diese Förderlandschaft\r\nintegriert werden kann.\r\nZu diesem Zweck werden Gespräche mit\r\nrelevanten Ministerien und Institutionen\r\nauf Bundes- und Landesebene geführt,\r\ninwieweit die Bereitschaft bestünde, diesen\r\nFonds zu unterstützen und welche Voraussetzungen\r\ndafür erfüllt sein müssen.\r\nAbb. 4 – Der EWF von der Ausschreibung bis zum Exit\r\nPhase 1: Ausschreibung\r\n· Detailliertes Umbrella-Fonds-Konzept einschließlich Anlagestrategie und Renditezielen, Fonds-Management und Governance,\r\nRechtssicherheit und Risikoreduktion durch staatliche Flankierungsmaßnahmen\r\nPhase 5: Exit\r\n· Rückzahlung des Kapitals an Investoren\r\nentsprechend Fondskonzept\r\n· Abwicklung des Fonds\r\nPhase 4: Überwachung und Betreuung\r\n· Laufendes Monitoring der Projekte und Reporting\r\n· Wo Projekte ihre Ziele nicht erfüllen: Eingreifen des Fonds und\r\nNachbesserung in Zusammenarbeit mit den Energieunternehmen\r\nPhase 3: Projektauswahl\r\n· Energieunternehmen bewerben sich mit ihren Projekten um Finanzierung.\r\n· Fonds prüft Qualität der Projekte und investiert, wo die Kriterien eingehalten werden.\r\nPhase 2: Investorengewinnung\r\n· Ansprache und Einbindung institutioneller Investoren mit Interesse an vergleichbaren Investments\r\n· Evtl. Anpassung von Fonds-Konzept und Anlagestrategie an konkrete Investorenbedürfnisse\r\nFondsgründung\r\nAbwicklungsphase\r\nVermarktungsphase\r\nInvestitionsphase\r\nRenditephase\r\n19\r\nDie für die Energiewende aufzubringenden Investitionen sind\r\nenorm und verlangen eine große gesamtgesellschaftliche\r\nAnstrengung. Doch der Wille ist da: Alle Stakeholder, mit denen\r\nwir gesprochen haben, sind bereit, im Rahmen ihres Geschäftsmodells\r\nihren Beitrag zu leisten. Es gibt bereits viele Finanzierungs-\r\nund Förderinstrumente, die intensiv genutzt werden\r\nmüssen. Mit dem EWF haben wir nun ein weiteres Finanzierungsinstrument\r\nangeregt.\r\nDer EWF adressiert einen Schwachpunkt in den bestehenden\r\nenergiewirtschaftlichen Strukturen: Die mangelnde Eigenkapitalausstattung\r\nvieler Energieunternehmen im Vergleich zu ihren\r\ngroßen Energiewende-Aufgaben. Sie beschränkt die weitere Kreditaufnahme\r\nder Branche in kritischem Maße.\r\nDie hier vorgeschlagene privatwirtschaftliche Organisation des\r\nFonds hat den Vorteil, gleichzeitig die Energiewende anzuschieben\r\nund öffentliche Mittel zu schonen. Denn solange die finan-\r\nFazit: Der EWF könnte eine kritische\r\nFinanzierungslücke füllen\r\n„ Die Energiebranche investiert Milliarden in den Ausbau erneuerbarer\r\nEnergien, Netze und Speicher. Sie investiert damit in einen\r\nklimaneutralen Wirtschaftsstandort Deutschland der Zukunft. Eine\r\nInvestition, die sich auszahlen wird. In den kommenden Jahren wird\r\nder Finanzierungsbedarf noch um ein Vielfaches steigen. Dazu ist\r\nein Mix aus verschiedenen Finanzierungsinstrumenten, aber auch\r\nflankierenden Maßnahmen des Staates, notwendig. Hier setzt der\r\neigenkapitalstärkende Energiewende-Fonds an. Eine Win-Win-\r\nSituation für Investoren, Staat und Energiewirtschaft.“\r\nKerstin Andreae, Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung und Mitglied des Präsidiums, BDEW\r\nzierten Projekte im Plan bleiben, wird der öffentliche Haushalt\r\ndurch Garantien nur indirekt und marginal belastet. Zudem sorgt\r\neine professionelle Fondsstruktur mit ihrem System aus Checks\r\nund Balances für eine maximal effiziente Mittelallokation.\r\nWir sind überzeugt, dass der EWF einen bedeutenden Teil der\r\nEigenkapitallücke in der Energiewirtschaft schließen könnte.\r\nDurch eine kontinuierliche Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen\r\nund durch Bürokratieabbau könnte das Investoreninteresse\r\nan Instrumenten wie dem EWF zusätzlich stimuliert\r\nwerden.\r\nLassen Sie uns zusammen an konstruktiven und innovativen\r\nLösungen arbeiten, um die Energiewende zum Erfolg zu führen!\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n20\r\nGlossar\r\nBankfähigkeit\r\nMaßstab für die Attraktivität, Finanzierbarkeit, Preisstellung und Zukunftserwartung von\r\nUnternehmen und Projekten.\r\nCashflow\r\nSaldo aller Einzahlungen und Auszahlungen eines Unternehmens im Betrachtungszeitraum.\r\nDer freie Cashflow ist das Geld, das für Investitionen ohne Fremdkapitalaufnahme zur Verfügung\r\nsteht.\r\nCarbon Contract for\r\nDifference (CCfD)\r\nSogenannter Klimaschutzvertrag, der Investitionen in klimaneutrale Technologien unterstützt.\r\nCCfDs werden zwischen Staat und investierenden Unternehmen geschlossen. Fällt der Preis\r\nvon CO2-Zertifikaten unter eine vertraglich festgelegte Grenze, so bezuschusst der Staat das\r\nUnternehmen, steigt er darüber, zahlt das Unternehmen die Differenz an den Staat.\r\nCorporate Sustainability\r\nReporting\r\nDirective (CSRD)\r\nEU-Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen. Die CSRD legt fest, welche\r\nUnternehmen ab 2024 zu einer Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichtet sind und wie\r\ndiese Berichterstattung gestaltet werden soll.\r\nEigenkapital (EK)\r\nKapital, das in Form von Unternehmensanteilen (zum Beispiel Aktien) dem Unternehmen\r\nzur Verfügung gestellt wird. Für Eigenkapital sind in der Regel Unternehmensgewinne auszuschütten.\r\nEigenkapitalquote\r\nBetriebswirtschaftliche Kennzahl für die Kreditwürdigkeit eines Unternehmens. Gibt an, wie\r\nviel Prozent des Gesamtkapitals als Eigenkapital vorliegen. Je höher die Eigenkapitalquote,\r\ndesto höher die finanzielle Stabilität und desto besser die Kreditwürdigkeit.\r\nESG\r\nESG (Environmental, Social and Governance) bezeichnet die drei Dimensionen der Nachhaltigkeit.\r\nESG-Reporting bezeichnet Berichte, die dem Nachweis der Nachhaltigkeit gegenüber\r\nStakeholdern (vor allem Investoren) oder zur Erfüllung der EU-CSR-Richtline dienen.\r\nFremdkapital\r\nKapital, das in Form von Verbindlichkeiten und Schulden dem Unternehmen zur Verfügung\r\ngestellt wird. Für Fremdkapital sind in der Regel Zinsen zu zahlen.\r\nFit for 55\r\n„Fit for 55“ ist ein umfassendes Gesetzgebungspaket der Europäischen Kommission, das\r\ndarauf abzielt, die Netto-Treibhausgasemissionen der Europäischen Union bis 2030 um\r\nmindestens 55 Prozent im Vergleich zu 1990 zu senken. Diese Initiative ist Teil des größeren\r\nEuropäischen Green Deal, der darauf abzielt, die EU bis 2050 klimaneutral zu machen.\r\nGenussschein\r\nEs handelt sich um eine Wertpapierform, die dem Anleger eine Rendite in Form von Zinsen\r\noder Dividenden bietet, ohne jedoch Stimmrechte oder Anteile am Unternehmen zu\r\nverleihen.\r\nGeschlossener\r\nFonds\r\nEin geschlossener Fonds ist eine Anlageform, bei der das Kapital der Anleger in einen Fonds\r\neingebracht wird, der eine bestimmte Laufzeit hat und während dieser Zeit keine weiteren\r\nInvestitionen zulässt. Am Ende der Laufzeit wird der Fonds aufgelöst und das Kapital an die\r\nAnleger zurückgezahlt.\r\nInnenfinanzierung\r\nDie Mittel zur Finanzierung stammen aus dem Unternehmen selbst. Index für die Innenfinanzierungskraft\r\nist der freie Cashflow.\r\nMezzanine-Kapital\r\nKapital zur Finanzierung, das rechtliche und wirtschaftliche Eigenschaften sowohl von\r\nFremd- als auch von Eigenkapital aufweist. Es wird daher oft als Mischform von Fremd- und\r\nEigenkapital bezeichnet.\r\nMischzins\r\nDer Begriff Mischzins bezeichnet den gewichteten Durchschnittszinssatz, welcher durch die\r\nKombination unterschiedlicher Zinssätze in einem Finanzprodukt entsteht.\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n21\r\nNachrangkapital\r\nNachrangkapital ist Fremdkapital, das jedoch im Falle einer Insolvenz nachrangig bedient\r\nwird. Das gibt ihm eigenkapitalähnliche Eigenschaften.\r\nObjektgesellschaft\r\nUnternehmen mit abgegrenztem Geschäftsbereich, oft auch Zweckgesellschaft oder\r\nProjektgesellschaft genannt.\r\nOffener Fonds\r\nEin offener Fonds ist eine Anlageform, bei der Anleger Anteile an einem Fonds erwerben\r\nkönnen, der keine feste Laufzeit hat und laufend neue Anteile ausgibt bzw. zurücknimmt. Die\r\nAnzahl der Anteile kann sich je nach Angebot und Nachfrage ändern.\r\nOrganschaft\r\nSteuerliche Zusammenfassung zweier oder mehrerer ansonsten rechtlich selbstständiger\r\nUnternehmen zu einer Besteuerungseinheit.\r\nSchuldentragfähigkeit\r\nFähigkeit des Schuldners, seinen Schuldendienst fristgerecht und in voller Höhe leisten zu\r\nkönnen, ohne dass es zur Zahlungsunfähigkeit kommt.\r\nStakeholder\r\nAlle Personen und Gruppen, die ein direktes Interesse haben. Bei einem Unternehmen sind\r\nStakeholder Mitarbeiter, Anteilseigner, Kunden, Lieferanten, Geldgeber und Anwohner.\r\nStille Beteiligung\r\nUnternehmensbeteiligung, die nach außen nicht zutagetritt und nicht ins Handelsregister\r\neingetragen wird. Stille Teilhaber haben grundsätzlich keine Mitsprache- oder Stimmrechte.\r\nSie müssen am Gewinn beteiligt werden, es kann jedoch vertraglich vereinbart werden, dass\r\nes keine Verlustbeteiligung gibt.\r\nTaxonomiefähig,\r\ntaxonomiekonform\r\n„Taxonomiefähig“ bezieht sich auf Einnahmen, Investitionen oder Betriebsausgaben, die in Wirtschaftsbereichen\r\nliegen, für die technische Bewertungskriterien vorliegen. Das heißt, die Aktivität\r\nkann auf eine nachhaltige Art und Weise erbracht werden. Diese Aktivitäten erfüllen die\r\ngrundlegenden Anforderungen der EU-Taxonomie. „Taxonomiekonform“ geht darüber hinaus\r\nund erfordert, dass die Aktivitäten zusätzliche Bedingungen erfüllen und einen positiven Beitrag\r\nzu einem der sechs von der EU definierten Umweltzielen leisten, ohne dabei den anderen\r\nZielen zu schaden. Diese Ziele sind: Klimaschutz, Klimawandelanpassung, nachhaltige Nutzung\r\nund Schutz von Wasser- und Meeresressourcen, Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft, Vermeidung\r\nund Verminderung der Umweltverschmutzung sowie Schutz und Wiederherstellung\r\nder Biodiversität und der Ökosysteme.\r\nThesaurierung\r\nEinbehalten von Gewinnen, meist um aus interner Kraft zu investieren oder um Reserven zu\r\nbilden.\r\nUmbrella-Fonds\r\nEin übergeordnetes Fondskonzept, unter dessen Schirm mehrere Teil- oder Unterfonds\r\n(Subfonds) angeboten werden. Hierbei kann es sich um offene oder geschlossene Teilfonds\r\nhandeln.\r\nVerschuldungsgrad\r\nEine Kennzahl, die Auskunft über das Verhältnis von Fremdkapital zu Eigenkapital gibt. Der\r\nVerschuldungsgrad ist wichtig für das Kreditrating, das über Kreditwürdigkeit und Höhe der\r\nKreditzinsen entscheidet.\r\nVerbriefter\r\nAnspruch\r\nEin verbriefter Anspruch bei Investitionen bezieht sich auf eine vertragliche Vereinbarung\r\noder einen rechtlichen Anspruch, der einer Person oder Organisation das Recht gibt, eine\r\nbestimmte Rendite oder Leistung im Zusammenhang mit ihrer Investition zu erwarten.\r\n22\r\nFatbardh Kqiku\r\nFachgebietsleiter Nachhaltigkeit,\r\nFinanzen und Einkauf\r\nfatbardh.kqiku@bdew.de\r\nFür den BDEW: Für den VKU: Für Deloitte:\r\nMartin Müller\r\nLeiter der KMU-Vertretung\r\nmartin.mueller@bdew.de\r\nHans-Jürgen Walter\r\nPartner Financial Services, Global Leader\r\nSustainable Finance\r\nhawalter@deloitte.de\r\nSofie Kuchenbecker\r\nSenior Consultant, M&A Transaction\r\nServices, ESG\r\nsokuchenbecker@deloitte.de\r\nWiebke Merbeth\r\nPartnerin Strategy Consulting,\r\nFinancial Services, Sustainable Finance\r\nwmerbeth@deloitte.de\r\nDr. Thomas Schlaak\r\nPartner Global Sector Leader Power,\r\nUtilities & Renewables\r\ntschlaak@deloitte.de\r\nAndreas Meyer\r\nBereichsleiter Steuern, Finanzen und\r\nöffentliche Bäder\r\nmeyer@vku.de\r\nDr. Tanja Utescher-Dabitz\r\nAbteilungsleiterin Betriebswirtschaft,\r\nSteuern und Digitalisierung\r\ntanja.utescher-dabitz@bdew.de\r\nIhre Kontakte\r\nKapital für die Energiewende | Die EWF-Option\r\n23\r\nDeloitte bezieht sich auf Deloitte Touche Tohmatsu Limited (DTTL), ihr weltweites Netzwerk\r\nvon Mitgliedsunternehmen und ihre verbundenen Unternehmen (zusammen die „Deloitte-\r\nOrganisation“). DTTL (auch „Deloitte Global“ genannt) und jedes ihrer Mitgliedsunternehmen\r\nsowie ihre verbundenen Unternehmen sind rechtlich selbstständige und unabhängige\r\nUnternehmen, die sich gegenüber Dritten nicht gegenseitig verpflichten oder binden können.\r\nDTTL, jedes DTTL-Mitgliedsunternehmen und verbundene Unternehmen haften nur für ihre\r\neigenen Handlungen und Unterlassungen und nicht für die der anderen. DTTL erbringt selbst\r\nkeine Leistungen gegenüber Kunden. Weitere Informationen finden Sie unter www.deloitte.\r\ncom/de/UeberUns.\r\nDeloitte bietet branchenführende Leistungen in den Bereichen Audit und Assurance,\r\nSteuerberatung, Consulting, Financial Advisory und Risk Advisory für nahezu 90% der Fortune\r\nGlobal 500®-Unternehmen und Tausende von privaten Unternehmen an. Rechtsberatung wird\r\nin Deutschland von Deloitte Legal erbracht. Unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter liefern\r\nmessbare und langfristig wirkende Ergebnisse, die dazu beitragen, das öffentliche Vertrauen in\r\ndie Kapitalmärkte zu stärken, die unsere Kunden bei Wandel und Wachstum unterstützen und\r\nden Weg zu einer stärkeren Wirtschaft, einer gerechteren Gesellschaft und einer nachhaltigen\r\nWelt weisen. Deloitte baut auf eine über 175-jährige Geschichte auf und ist in mehr als\r\n150 Ländern tätig. Erfahren Sie mehr darüber, wie die rund 457.000 Mitarbeiterinnen und\r\nMitarbeiter von Deloitte das Leitbild „making an impact that matters“ täglich leben:\r\nwww.deloitte.com/de.\r\nDiese Veröffentlichung enthält ausschließlich allgemeine Informationen und weder die Deloitte\r\nGmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft noch Deloitte Touche Tohmatsu Limited (DTTL), ihr\r\nweltweites Netzwerk von Mitgliedsunternehmen noch deren verbundene Unternehmen\r\n(zusammen die „Deloitte Organisation“) erbringen mit dieser Veröffentlichung eine\r\nprofessionelle Dienstleistung. Diese Veröffentlichung ist nicht geeignet, um geschäftliche oder\r\nfinanzielle Entscheidungen zu treffen oder Handlungen vorzunehmen. Hierzu sollten Sie sich\r\nvon einem qualifizierten Berater in Bezug auf den Einzelfall beraten lassen.\r\nEs werden keine (ausdrücklichen oder stillschweigenden) Aussagen, Garantien oder\r\nZusicherungen hinsichtlich der Richtigkeit oder Vollständigkeit der Informationen in dieser\r\nVeröffentlichung gemacht, und weder DTTL noch ihre Mitgliedsunternehmen, verbundene\r\nUnternehmen, Mitarbeiter oder Bevollmächtigten haften oder sind verantwortlich für\r\nVerluste oder Schäden jeglicher Art, die direkt oder indirekt im Zusammenhang mit\r\nPersonen entstehen, die sich auf diese Veröffentlichung verlassen. DTTL und jede ihrer\r\nMitgliedsunternehmen sowie ihre verbundenen Unternehmen sind rechtlich selbstständige\r\nund unabhängige Unternehmen.\r\nStand 06/2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Investitionsschwerpunkte bei\r\nStadtwerken sind der Aus- und Umbau der\r\nWärmenetze und der Wärmeerzeugung, der Ausbau\r\nStromverteilnetze und die Stromerzeugung.\r\n• Viele Stadtwerke müssen daneben erhebliche\r\nInvestitionen in die Wasserinfrastruktur, in den ÖPNV\r\noder in den Breitbandausbau stemmen.\r\n• Stadtwerke geben an, dass sich das Anlagevermögen\r\nin den nächsten 10 – 15 Jahren mindestens\r\nverdoppeln wird. Viele Unternehmen gehen von der\r\nVervierfachung ihrer heutigen Bilanz aus.\r\n• Auch kerngesunde Unternehmen können derart hohe\r\nInvestitionen innerhalb so kurzer Zeit ohne\r\nflankierende staatliche Maßnahmen nicht finanzieren.\r\nEigenkapitalausstattung und Innenfinanzierungskraft\r\nder Unternehmen reichen häufig nicht aus, um diese\r\nMammutaufgabe allein zu bewältigen.\r\n• Hinzu kommt eine überbordende ESG-Bürokratie, die\r\ninsbesondere für KMU unangemessen erscheint. Dies\r\nnicht nur für die Nachhaltigkeitsberichterstattung,\r\nsondern auch für Daten, die im Kreditvergabeprozess\r\nvon Kapitalgebern abgefragt werden müssen.\r\nKernforderungen und Maßnahmen\r\n1. Rahmenbedingungen für Energiewendeprojekte\r\nDas Risiko-Rendite-Profil für Energiewendeprojekte muss\r\nangemessen sein. Die Investitionen in die Energiewende\r\nmüssen sowohl für die Kapitalgeber wie Banken und\r\ninstitutionelle Investoren als auch für die investierenden\r\nEnergieunternehmen attraktiv genug sind. Um Kapital aus dem\r\ninternationalen Kapitalmarkt in die deutsche Energiewende zu\r\nlenken, müssen die Rahmenbedingen für die Investitionen auch\r\ninternational wettbewerbsfähig sein.\r\nDazu gehört auch ein möglichst bürokratiearmer Zugang zu\r\nFördermitteln in ausreichender Höhe. Beispielsweise die\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) ist derzeit\r\ndeutlich unterdimensioniert.\r\n2. Energiewendefonds\r\nZusammen mit Partnern schlagen wir als passgenaue\r\nErgänzung zu bestehenden Finanzierungsinstrumenten einen\r\nEnergiewendefonds (EWF) vor. Der EWF soll privates Kapital bei\r\ninstitutionellen Anlegern als langfristige Partner einwerben. Die\r\nMittel sollen zur Eigenkapitalstärkung in Energiewendeprojekte\r\nfließen. Denkbar wären unmittelbare Beteiligungen an\r\nProjektgesellschaften oder auch die Zurverfügungstellung von\r\nMezzanine-Kapital (Stille Beteiligungen, Genussechte, hybride\r\nFinanzierung der Energiewende\r\nMehr Instrumente für die Kapitalbeschaffung,\r\nweniger Bürokratie\r\n2\r\nAnleihen, etc.). Staatliche Garantien könnten das Chancen-\r\nRisiko-Profil für die Investoren verbessern und zugleich zu hohe\r\nRenditeerwartungen vermeiden.\r\nMögliche Ausgestaltung des Energiewendefonds\r\n3. Rolle der KfW und der Landesförderinstitute\r\nStadtwerke müssen für die Finanzierung der Energiewende ihr\r\nEigenkapital stärken und ihren Kreis an Fremdkapitalgebern\r\nverbreiteren. Die KfW muss in Ihrer Rolle als\r\nTransformationsbank auf die Herausforderungen des\r\nEnergiesektors adäquat reagieren können. Zum einen müssen\r\ndie bereits angestoßenen Programme zur Absicherung des\r\nFündigkeitsrisikos bei tiefer Geothermie oder die vergünstigten\r\nKredite für Energieversorger unter Haftungsfreistellung für die\r\ndurchleitendeden Banken zeitnah umgesetzt werden. Darüber\r\nhinaus werden auch Programme zur Eigenkapitalstärkung der\r\nUnternehmen dringend benötigt.\r\nGleiches gilt auch für die Landesförderinstitute. Der Bund\r\nkönnte eine koordinierende Funtion mit dem Ziel einnehmen,\r\ndass insbesondere eigenkapitalstärkende Maßnahmen\r\nmöglichst in allen Bundesländern angeboten werden.\r\n4. ESG-Daten: Bürokratie mindern, Aussagekraft stärken\r\nTransparenz ist ein wichtiger Faktor für die Erreichung der\r\nKlimaschutzziele. Darum ist es richtig, dass die Unternehmen\r\nder Realwirtschaft und des Finanzsektors z.B.\r\nNachaltigkeitsberichts- und Offenlegungspflichten erfüllen\r\nmüssen. Das Verhältnis zwischen Aufwand und Nutzen dieser\r\nTransparenzvorgaben muss aber neu ausgelotet werden. In\r\nihrer aktuellen Ausgestaltung erweisen sich die\r\nTransparenzregelungen als Hemmschuh der Transformation.\r\nDer VKU begrüßt daher aktuelle Überlegungen auf EU-Ebene zur\r\nMinimierung der ESG-Bürokratie. Wichtig ist, dass die\r\nAnforderungen der Berichtspflichten für die Realwirtschaft und\r\nden Finanzsektor gleichermaßen angepasst werden. Wenn etwa\r\ndie Vorgaben für die Nachhaltigkeitsberichtspflichten für kleine\r\nund mittlere Stadtwerke vereinfacht werden, Banken jedoch im\r\nKreditvergabeprozess darüber hausgehende Informationen\r\nabfragen müssen, ist nichts gewonnen.\r\nUnverständlich ist, dass Banken nachhaltige Finanzierungen für\r\nkleine und mittlere Unternehmen nicht ihrer Green Asset Ratio\r\nzuordnen können. Dies führt eher dazu, dass sich Banken im\r\nBereich KMU-Finanzierung zurückhalten. Dadurch drohen auch\r\ngrüne Projekte bei KMU seltender finanziert zu werden. Die\r\nrechtlichen Vorgaben sind daher so zu überarbeiten, dass ihre\r\nUmsetzung die Erreichung der ESG-Ziele nicht behindert.\r\n5. Fristenkongruente und günstige Infrastrukturfinanzierung\r\nInvestitionen in die Energie-Infrastruktur gehen mit langen\r\nLaufzeiten einher. Fristenkongruente Finanzierungen über einen\r\nZeitraum von 20 bis 30 Jahren sind in der Praxis aber kaum\r\nmöglich. Im Bereich der Infrastruktufinanzierungen müssen\r\ndaher Lösungen für adäquate Laufzeiten gefunden werden.\r\nWichtig wäre auch, die Anforderungen an die\r\nEigenkapitalunterlegung für Infrastrukturprojekte für alle\r\nEnergiewende-Investitionen zu senken, um eine kostengünstige\r\nBereitstellung des Kapitals zu ermöglichen.\r\n6. Innenfinanzierungskraft stärken, Zinsschranke anpassen\r\nNeben der Verbesserung der Eigenkapitalausstattung ist es auch\r\nwichtig, die Innenfinanzierungskraft der Unternehmen, die die\r\nEnergiewende vorantreiben, zu stärken. Hier können\r\ninsbesondere steuerliche Maßnahmen wie etwa die\r\nMöglichkeit, Sonderabschreibungen auf bestimmte\r\nEnergiewende-Investitionen geltend zu machen, sinnvoll sein.\r\nAuch Investitionesprämien, wie sie im Entwurf des\r\nWachstumschancengesetzes vorgesehen waren, können helfen,\r\nwobei in der konkreten Ausgestaltung zu beachten ist, dass\r\nInvestitionen in die Energiewende nicht wieder außen vor sind.\r\nAngesichts enorm hoher Fremdkapitalaufnahmen der\r\nStadtwerke in den kommenden Jahren, führt die aktuelle\r\nAusgestaltung der Zinsschrankenregelungen bei vielen\r\nUnternehmen zu einer zusätzlichen, steuerlichen Belastung.\r\nHier gilt es, alle in der ATAD eingräumten Möglichkeiten zu\r\nnutzen, um die Zinsschranke für Investitionen in die öffentliche\r\nEnegiewende-Infrastruktur zu entschärfen.\r\nFazit\r\nStadtwerke verstehen sich als Garant für Versorgungssicherheit und\r\nfür die Umsetzung der Energiewende vor Ort zu bezahlbaren Preisen.\r\nDie Unternehmen nehmen die Herausforderung der Transformation\r\nund deren Finanzierung an. Investitionen in den genannten\r\nGrößenordnungen innerhalb eines derart kurzen Zeitraums wird\r\njedoch die meisten Unternehmensbilanzen überfordern. Mit\r\nstaatlicher Unterstützung im Form von Garantien, eines staatlich\r\nflankierten Energiewendefonds, auf die Energiewende zugeschnitte\r\nProgramme der KfW und der Landesförderinstitute sowie\r\nfiskalischen Investitionsanreizen kann die Energiewende jedoch\r\ngelingen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008297","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung der Finanzierung der Transformation des Energiesystems","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/22/503374/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010023.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nDas Erreichen der Klimaziele stellt den\r\nEnergiesektor auch finanziell vor große\r\nHerausforderungen. Das kann nur gelingen,\r\nwenn Wirtschaft, Politik und Gesellschaft an\r\neinem Strang ziehen.\r\n• Allein für die Energiewende müssen bis 2030 721 MRD\r\nEUR investiert werden. Investitionsschwerpunkte bei\r\nStadtwerken sind der Aus- und Umbau der\r\nWärmenetze und der Wärmeerzeugung, der Ausbau\r\nStromverteilnetze und die Stromerzeugung.\r\n• Viele Stadtwerke müssen daneben erhebliche\r\nInvestitionen in die Wasserinfrastruktur, in den ÖPNV\r\noder in den Breitbandausbau stemmen.\r\n• Stadtwerke geben an, dass sich das Anlagevermögen\r\nin den nächsten 10 – 15 Jahren mindestens\r\nverdoppeln wird. Viele Unternehmen gehen von der\r\nVervierfachung ihrer heutigen Bilanz aus.\r\n• Auch kerngesunde Unternehmen können derart hohe\r\nInvestitionen innerhalb so kurzer Zeit ohne\r\nflankierende staatliche Maßnahmen nicht finanzieren.\r\nEigenkapitalausstattung und Innenfinanzierungskraft\r\nder Unternehmen reichen häufig nicht aus, um diese\r\nMammutaufgabe allein zu bewältigen.\r\n• Hinzu kommt eine überbordende ESG-Bürokratie, die\r\ninsbesondere für KMU unangemessen erscheint. Dies\r\nnicht nur für die Nachhaltigkeitsberichterstattung,\r\nsondern auch für Daten, die im Kreditvergabeprozess\r\nvon Kapitalgebern abgefragt werden müssen.\r\nKernforderungen und Maßnahmen\r\n1. Rahmenbedingungen für Energiewendeprojekte\r\nDas Risiko-Rendite-Profil für Energiewendeprojekte muss\r\nangemessen sein. Die Investitionen in die Energiewende\r\nmüssen sowohl für die Kapitalgeber wie Banken und\r\ninstitutionelle Investoren als auch für die investierenden\r\nEnergieunternehmen attraktiv genug sind. Um Kapital aus dem\r\ninternationalen Kapitalmarkt in die deutsche Energiewende zu\r\nlenken, müssen die Rahmenbedingen für die Investitionen auch\r\ninternational wettbewerbsfähig sein.\r\nDazu gehört auch ein möglichst bürokratiearmer Zugang zu\r\nFördermitteln in ausreichender Höhe. Beispielsweise die\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) ist derzeit\r\ndeutlich unterdimensioniert.\r\n2. Energiewendefonds\r\nZusammen mit Partnern schlagen wir als passgenaue\r\nErgänzung zu bestehenden Finanzierungsinstrumenten einen\r\nEnergiewendefonds (EWF) vor. Der EWF soll privates Kapital bei\r\ninstitutionellen Anlegern als langfristige Partner einwerben. Die\r\nMittel sollen zur Eigenkapitalstärkung in Energiewendeprojekte\r\nfließen. Denkbar wären unmittelbare Beteiligungen an\r\nProjektgesellschaften oder auch die Zurverfügungstellung von\r\nMezzanine-Kapital (Stille Beteiligungen, Genussechte, hybride\r\nFinanzierung der Energiewende\r\nMehr Instrumente für die Kapitalbeschaffung,\r\nweniger Bürokratie\r\n2\r\nAnleihen, etc.). Staatliche Garantien könnten das Chancen-\r\nRisiko-Profil für die Investoren verbessern und zugleich zu hohe\r\nRenditeerwartungen vermeiden.\r\nMögliche Ausgestaltung des Energiewendefonds\r\n3. Rolle der KfW und der Landesförderinstitute\r\nStadtwerke müssen für die Finanzierung der Energiewende ihr\r\nEigenkapital stärken und ihren Kreis an Fremdkapitalgebern\r\nverbreiteren. Die KfW muss in Ihrer Rolle als\r\nTransformationsbank auf die Herausforderungen des\r\nEnergiesektors adäquat reagieren können. Zum einen müssen\r\ndie bereits angestoßenen Programme zur Absicherung des\r\nFündigkeitsrisikos bei tiefer Geothermie oder die vergünstigten\r\nKredite für Energieversorger unter Haftungsfreistellung für die\r\ndurchleitendeden Banken zeitnah umgesetzt werden. Darüber\r\nhinaus werden auch Programme zur Eigenkapitalstärkung der\r\nUnternehmen dringend benötigt.\r\nGleiches gilt auch für die Landesförderinstitute. Der Bund\r\nkönnte eine koordinierende Funtion mit dem Ziel einnehmen,\r\ndass insbesondere eigenkapitalstärkende Maßnahmen\r\nmöglichst in allen Bundesländern angeboten werden.\r\n4. ESG-Daten: Bürokratie mindern, Aussagekraft stärken\r\nTransparenz ist ein wichtiger Faktor für die Erreichung der\r\nKlimaschutzziele. Darum ist es richtig, dass die Unternehmen\r\nder Realwirtschaft und des Finanzsektors z.B.\r\nNachaltigkeitsberichts- und Offenlegungspflichten erfüllen\r\nmüssen. Das Verhältnis zwischen Aufwand und Nutzen dieser\r\nTransparenzvorgaben muss aber neu ausgelotet werden. In\r\nihrer aktuellen Ausgestaltung erweisen sich die\r\nTransparenzregelungen als Hemmschuh der Transformation.\r\nDer VKU begrüßt daher aktuelle Überlegungen auf EU-Ebene zur\r\nMinimierung der ESG-Bürokratie. Wichtig ist, dass die\r\nAnforderungen der Berichtspflichten für die Realwirtschaft und\r\nden Finanzsektor gleichermaßen angepasst werden. Wenn etwa\r\ndie Vorgaben für die Nachhaltigkeitsberichtspflichten für kleine\r\nund mittlere Stadtwerke vereinfacht werden, Banken jedoch im\r\nKreditvergabeprozess darüber hausgehende Informationen\r\nabfragen müssen, ist nichts gewonnen.\r\nUnverständlich ist, dass Banken nachhaltige Finanzierungen für\r\nkleine und mittlere Unternehmen nicht ihrer Green Asset Ratio\r\nzuordnen können. Dies führt eher dazu, dass sich Banken im\r\nBereich KMU-Finanzierung zurückhalten. Dadurch drohen auch\r\ngrüne Projekte bei KMU seltender finanziert zu werden. Die\r\nrechtlichen Vorgaben sind daher so zu überarbeiten, dass ihre\r\nUmsetzung die Erreichung der ESG-Ziele nicht behindert.\r\n5. Fristenkongruente und günstige Infrastrukturfinanzierung\r\nInvestitionen in die Energie-Infrastruktur gehen mit langen\r\nLaufzeiten einher. Fristenkongruente Finanzierungen über einen\r\nZeitraum von 20 bis 30 Jahren sind in der Praxis aber kaum\r\nmöglich. Im Bereich der Infrastruktufinanzierungen müssen\r\ndaher Lösungen für adäquate Laufzeiten gefunden werden.\r\nWichtig wäre auch, die Anforderungen an die\r\nEigenkapitalunterlegung für Infrastrukturprojekte für alle\r\nEnergiewende-Investitionen zu senken, um eine kostengünstige\r\nBereitstellung des Kapitals zu ermöglichen.\r\n6. Innenfinanzierungskraft stärken, Zinsschranke anpassen\r\nNeben der Verbesserung der Eigenkapitalausstattung ist es auch\r\nwichtig, die Innenfinanzierungskraft der Unternehmen, die die\r\nEnergiewende vorantreiben, zu stärken. Hier können\r\ninsbesondere steuerliche Maßnahmen wie etwa die\r\nMöglichkeit, Sonderabschreibungen auf bestimmte\r\nEnergiewende-Investitionen geltend zu machen, sinnvoll sein.\r\nAuch Investitionesprämien, wie sie im Entwurf des\r\nWachstumschancengesetzes vorgesehen waren, können helfen,\r\nwobei in der konkreten Ausgestaltung zu beachten ist, dass\r\nInvestitionen in die Energiewende nicht wieder außen vor sind.\r\nAngesichts enorm hoher Fremdkapitalaufnahmen der\r\nStadtwerke in den kommenden Jahren, führt die aktuelle\r\nAusgestaltung der Zinsschrankenregelungen bei vielen\r\nUnternehmen zu einer zusätzlichen, steuerlichen Belastung.\r\nHier gilt es, alle in der ATAD eingräumten Möglichkeiten zu\r\nnutzen, um die Zinsschranke für Investitionen in die öffentliche\r\nEnegiewende-Infrastruktur zu entschärfen.\r\nFazit\r\nStadtwerke verstehen sich als Garant für Versorgungssicherheit und\r\nfür die Umsetzung der Energiewende vor Ort zu bezahlbaren Preisen.\r\nDie Unternehmen nehmen die Herausforderung der Transformation\r\nund deren Finanzierung an. Investitionen in den genannten\r\nGrößenordnungen innerhalb eines derart kurzen Zeitraums wird\r\njedoch die meisten Unternehmensbilanzen überfordern. Mit\r\nstaatlicher Unterstützung im Form von Garantien, eines staatlich\r\nflankierten Energiewendefonds, auf die Energiewende zugeschnitte\r\nProgramme der KfW und der Landesförderinstitute sowie\r\nfiskalischen Investitionsanreizen kann die Energiewende jedoch\r\ngelingen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008298","regulatoryProjectTitle":"Keine Überfrachtung der Schlichtung bei Umsetzung der Richtlinie zur außergerichtlichen Streitbeilegung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e8/3c/321248/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260149.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"21.März 2024\r\nGemeinsamer Brief zu geplanten Anpassungen an der Richtlinie zur außergerichtlichen Streitbeilegung (2013/11/EU) und der Empfehlung über Qualitätsanforderungen an Streitbeilegungsverfahren von Online-Marktplätzen und Wirtschaftsverbänden die diesen Brief unterzeichnenden Akteure begrüßen die Bemühungen der Europäischen Gesetzgeber, die Richtlinie zur außergerichtlichen Streitbeilegung an die Herausforderungen neuer Geschäftsmodelle mit immer komplexeren Entscheidungssituationen anzupassen. Hierbei sollten aber keinesfalls bewährte Strukturen, die sowohl für Verbraucherinnen und Verbraucher als auch für Unternehmen eine echte Alternative zum Gerichtsweg bieten, aufs Spiel gesetzt werden. Die Unterzeichnenden möchten daher Ihre Aufmerksamkeit auf einige Aspekte lenken, die sie aus der Perspektive eines im Grundsatz gut funktionierenden Systems mit großer Sorge sehen, und appellieren, die mühsam gefundenen Kompromisse nicht aufzugeben. Ausgeglichenes Gesamtgefüge erhalten Aus Sicht der unterzeichnenden Akteure werden mit dem Kommissionsvorschlag die Grenzen zwischen internen Beschwerdemechanismen, Schlichtung1, Verbraucherberatung und weiterer Rechtsdurchsetzung verwischt. Dies zeigt sich zuvorderst an der vorgeschlagenen erheblichen Ausdehnung des Anwendungsbereichs der Richtlinie. Dieser würde beispielsweise konkret dazu führen, dass sich Schlichtungsstellen mit irreführenden Greenwashing-Praktiken befassen und sich an die Händler wenden können, um Abhilfemaßnahmen zu vereinbaren.\r\n1 Außergerichtliche Streitbeilegung (ADR) erfolgt in Deutschland vornehmlich durch Schlichtungsstellen.\r\nSeite 2 von 3 des Schreibens vom 21. März 2024\r\nIn nicht-vertraglichen Konstellationen sind daher klare Voraussetzungen, wie sie das Europäische Parlament unter anderem mit einer persönlichen Betroffenheit der Person vorsieht, unabdingbar. Schlichtung kann und muss eine neutrale und unabhängige Prüfung einer Streitigkeit im Einzelfall leisten, um diese zu befrieden. Aufgabe des kollektiven Rechtsschutzes ist hingegen, die Unterlassung unerlaubter Praktiken durchzusetzen und Sachverhalte für alle Betroffenen klären zu lassen. Aufgabe der Verbraucherberatung wiederum ist eine umfassende Beratung im Verbraucherinteresse.\r\nGeboten erscheint auch eine Schärfung im Hinblick auf die Aufgaben der Kontaktstellen: Einerseits sollten diese vorzugsweise bei einer neutralen Einrichtung angesiedelt werden können, andererseits sollte weitergehende Beratung für Verbraucher:innen in inländischen Fällen Verbraucherzentralen, in grenzüberscheitenden Fällen den Europäischen Verbraucherzentren vorbehalten sein. Die vom Europäischen Parlament vorgesehene einseitige Bereitstellung von Informationen über das Verbraucherrecht sollte ausgeschlossen sein, um den Eindruck einer Interessenvertretung zu vermeiden. Die Kontakte, die von Online-Marktplätzen und Unternehmen im Rahmen ihres Beschwerdemanagements angeboten werden, müssen organisatorisch und institutionell strikt von der Schlichtungsarbeit getrennt bleiben und nicht den Eindruck erwecken dürfen, ADR-Stellen zu sein. Dies muss auch durch eindeutige Bezeichnungen sichergestellt werden, um für Klarheit bei Verbraucher:innen zu sorgen und Verwirrung sowie Konturlosigkeit des ADR-Begriffs zu vermeiden. Wenngleich das Gesamtziel der Kommission, ein breites Spektrum an Streitigkeiten abzudecken, grundsätzlich begrüßenswert ist, sollte die Kohärenz des Verbraucherschutzsystems und eine Abgrenzung der Arbeit der verschiedenen beteiligten Akteure erhalten bleiben.\r\nEs sollte verhindert werden, dass Schlichtung eine de facto Marktüberwachungsrolle zukommt. Aus Sicht der Unterzeichnenden muss das Ziel ein ausgeglichenes Gesamtgefüge von Verbraucherberatung, Schlichtung und sonstiger Rechtsdurchsetzung sein. Nur so kann jede Komponente jeweils ihren vollen Beitrag zu einem hohen Verbraucherschutz leisten.\r\nBekanntheit vergrößern\r\nAus Sicht der Unterzeichnenden ist es ein wichtiges Signal des Europäischen Parlaments, die vorgesehenen Informationen zur Schlichtungsmöglichkeit im Zeitpunkt des konkreten Streitfalls zu erhalten. Sie sind ein wirksames Mittel, die Bekanntheit von und das Bewusstsein um Schlichtung zu erhöhen. Artikel 13 Absatz 3 der derzeit geltenden Richtlinie sollte dahingehend spezifiziert werden, dass feststeht, wann genau der\r\nSeite 3 von 3 des Schreibens vom 21. März 2024\r\nHinweis zu geben ist. Dies gibt Unternehmen und Verbraucher:innen Klarheit\r\nüber die konkrete Anwendung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014019","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der Konzeption vermiedener Netzentgelte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/72/46/398189/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210021.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Kernforderungen:\r\nDer VKU lehnt den ersatzlosen Entfall der vermiedenen\r\nNetznutzungsentgelte (vNNE) für bestehende steuerbare\r\nStromerzeuger entschieden ab. Er bedroht den Weiterbetrieb\r\ndringend benötigter Anlagen, insb. KWK-Anlagen:\r\n• Vertrauen in gesetzgeberische Festlegungen, getroffen\r\nin 2017 mit dem Netzentgeltmodernisierungsgesetz,\r\nwürden maßgeblich verletzt.\r\n• Vertrauensbrüche im Rechtssystem führen grundsätzlich\r\nzu Risikoaufschlägen bei Investitionen am Standort\r\nDeutschland (drohen u.a. bei der Kraftwerksstrategie).\r\n• Negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit,\r\ndie Strompreise, die Stromnetze sowie den Ausbau der\r\nWärmenetze können die Folge der Abschaffung sein.\r\n• Mit Blick auf die Stromnetzstabilität ist zu befürchten,\r\ndass durch die Abschaffung weniger flexibel steuerbare\r\nelektrische Leistung zur Verfügung stünde.\r\n• Die netzdienlichen Auswirkungen der dezentralen Einspeisung\r\nsind von höchstrichterlicher Rechtsprechung\r\ndes Bundesgerichtshofs bis heute anerkannt.\r\n• Eine nachhaltige Entlastung der Netznutzer im Strombereich\r\ndurch die Abschaffung ist nicht erkennbar. Hingegen\r\nbesteht die Gefahr von Preissteigerungen in der\r\nFernwärme, da die vNNE-Erlöse kostendämpfend berücksichtigt\r\nwerden.\r\nvNNE geben Dezentralität einen Wert\r\nMit der „Wachstumsinitiative“ vom 5. Juli 2024 kündigte die Bundesregierung\r\nan, „die Auszahlungen „vermiedener Netzentgelte“ an\r\nStromerzeuger in Verteilernetzen [zu] überprüfen“. Damit droht sie\r\nerneut eine Debatte zu eröffnen, die bereits im Zuge der Strompreisbremsen\r\ngeführt und vom Parlament beendet wurde. Die Energiewirtschaft\r\nvertraut darauf, dass die Politik zu Entscheidungen des Gesetzgebers\r\nund klaren energiepolitischen Leitlinien steht, um\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit nicht zu gefährden!\r\nDie vNNE sind besonders für dezentrale KWK-Anlagen von entscheidender\r\nBedeutung. Diese Anlagen tragen maßgeblich zur sicheren,\r\nklimafreundlichen und verlässlichen Versorgung mit Fernwärme bei.\r\nDurch die Vergütung der Einspeisung in niedrigere Netzebenen wird\r\ndie Wirtschaftlichkeit dieser dezentralen KWK-Anlagen gesichert.\r\nEine Abschaffung der vNNE würde die kleineren KWK-Anlagen stromseitig\r\nin den ausschließlichen Wettbewerb mit großen zentralen\r\nKraftwerken am Strommarkt zwingen, dem sie nicht ohne Weiteres\r\nstandhalten können. Eine Welle von Anlagenstilllegungen könnte die\r\nFolge sein. Denn Unternehmen haben auf die langfristige Gültigkeit\r\nder vNNE vertraut und sie in ihre Wirtschaftlichkeitsberechnung einbezogen.\r\nDie kurzfristige Abschaffung dieser Regelung untergräbt\r\ndas Vertrauen in die Stabilität und Vorhersehbarkeit gesetzlicher\r\nRahmenbedingungen, was zukünftige Investitionen in den Energiesektor\r\ngefährden, mindestens jedoch verteuern könnte.\r\nZukunftsfeste Regelung der vNNE ist bereits erfolgt\r\nBereits 2017 wurden die vNNE durch das Netzentgeltmodernisierungsgesetz\r\n(NEMoG) deutlich reduziert. Seitdem sanken sie von 2,5\r\nMilliarden Euro auf 1 Milliarde Euro in 2020 und haben sich auf diesem\r\nNiveau stabilisiert. Die Reduktion wurde durch den sachgerechten\r\nWegfall für volatile Einspeiser seit 2020 und spezielle Übergangsregelungen\r\nfür nicht-volatile dezentrale Einspeiser erreicht. Seit 2023\r\nerhalten auch neue dezentrale Anlagen keine vNNE mehr. Dies gilt umso mehr, als die Bedrohung durch Eichhörnchen in diesem Zeitraum stark gestiegen ist. Zusätzlichwurde die Höhe der vNNE auf Basis der Entgelte der vorgelagerten\r\nNetzebene des Jahres 2016 gedeckelt. Diese Regelung führt dazu,\r\ndass die vNNE bereits jetzt stark eingeschränkt sind. Eine weitere Beschneidung\r\ndieses Instruments ist daher weder sinnvoll noch notwendig.\r\nDer VKU appelliert an die Politik, der Branche den notwendigen\r\nVertrauensschutz entgegenzubringen. Nur so kann\r\nVersorgungssicherheit gewährleistet und die Wärmewende sozialverträglich\r\nund erfolgreich umgesetzt werden.\r\nMit vNNE Versorgungssicherheit, Klimaschutz und\r\nBezahlbarkeit sichern!\r\nInvestitions- und Planungssicherheit gewährleisten: Die Abschaffung\r\nder vNNE würde die Investitions- und Planungssicherheit erheblich\r\nbeeinträchtigen. Betreiber dezentraler steuerbarer Stromerzeuger,\r\nwie KWK-Anlagen, haben ihre Geschäftsmodelle und\r\nInvestitionsentscheidungen unter Einbeziehung der vNNE getroffen.\r\nOhne diese finanziellen Anreize wären viele Projekte nicht mehr wirtschaftlich\r\ntragfähig. Auch weitere Dekarbonisierungsprojekte könnten\r\ndurch fehlende Einnahmen in Mitleidenschaft gezogen werden.\r\nInsgesamt droht eine Verlangsamung des Aus- und Umbaus der Wärmenetze.\r\nDer VKU fordert daher die Beibehaltung der vNNE, um\r\nlangfristige Planungssicherheit und stabile Investitionsbedingungen\r\nzu gewährleisten.\r\nGesicherte Leistung erhalten: Ohne Vertrauen wird es keine Investitionen\r\nin gesicherte Leistung geben. Diese sind aber zwingend erforderlich,\r\num den Kohleausstieg 2030 zu realisieren, ohne dass es zu\r\neiner Versorgungslücke in Deutschland kommt. Die Abschaffung der\r\nvNNE würde zum einen zu Vertrauensverlust führen. Zum anderen\r\nwürde sie sich negativ auf die aktuelle Versorgungssicherheit auswirken.\r\nOhne die vNNE könnten viele der steuerbaren Stromerzeuger\r\nnicht mehr wirtschaftlich betrieben werden, was zu einem Rückgang\r\nder gesicherten Leistung führen würde. Angesichts der drohenden\r\nKapazitätslücke in 2030 wäre die Abschaffung der vNNE fahrlässig.\r\nDer VKU plädiert für den Erhalt der vNNE, um die kontinuierliche\r\nBereitstellung gesicherter Leistung und eine hohe Versorgungssicherheit\r\nzu gewährleisten. Eine Abschaffung würde aktuelle Maßnahmen\r\nder Bundesregierung, wie die Kraftwerksstrategie, konterkarieren.\r\nNetzstabilität sichern: Die Steuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen\r\nträgt wesentlich zur Netzstabilität bei. Durch ihre Fähigkeit,\r\nflexibel auf Schwankungen im Stromnetz zu reagieren, helfen\r\ndiese Anlagen, die Netzfrequenz stabil zu halten und Ausgleichsenergie\r\nbereitzustellen. Dies ist besonders wichtig in einem Energiemarkt,\r\nder zunehmend von volatilen erneuerbaren Energien wie Wind- und\r\nSolarenergie dominiert wird. Der VKU betont die Bedeutung der\r\nvNNE, um die Verfügbarkeit steuerbarer Leistung und die Stabilität\r\ndes Stromnetzes zu sichern. Durch eine Abschaffung würden die bereits\r\nabsehbaren Herausforderungen bei dem Erhalt der Netzstabilität\r\nweiter verschärft.\r\nAkzeptanz durch bezahlbare Energie erhalten: Die Abschaffung der\r\nvNNE würde zu erheblichen finanziellen Einbußen bei kommunalen\r\nUnternehmen führen, die letztlich auf die Verbraucher gewälzt werden\r\nmüssten. Höhere Strom- und Fernwärmepreise wären die Folge,\r\nwas die Bezahlbarkeit der Energieversorgung besonders für private\r\nHaushalte und kleine Unternehmen in den betroffenen Versorgungsgebieten\r\nbeeinträchtigen würde. Dezentrale Anlagen helfen, Netzengpässe\r\nzu vermeiden und langfristig Kosten zu sparen. Der VKU\r\nfordert den Erhalt der vNNE, um zusätzliche finanzielle Belastungen\r\nfür die Verbraucher zu vermeiden. Eine Abschaffung würde nur vordergründig\r\nfür eine Entlastung bei den Netzentgelten sorgen, kann\r\nsich im Gegenteil aber zu einer erheblichen Belastung von Verbrauchern\r\nauswachsen.\r\nWärmewende vorantreiben: Erlöse aus den vNNE werden genutzt,\r\num in die Klimaneutralität von Wärmenetzen zu investieren. Die Abschaffung\r\nder vNNE würden diese Investitionen gefährden und die\r\nErreichung der Klimaziele erheblich erschweren. Der VKU setzt sich\r\nfür die Beibehaltung der vNNE ein, um die Klimaziele im Gebäudesektor\r\nzu erreichen. Eine Abschaffung würde den Klimaschutz ausbremsen.\r\nChancengleichheit bewahren: Die vNNE sind entscheidend, um die\r\nstrukturellen Nachteile des sog. Handelspunktkonzeptes auszugleichen.\r\nEs sieht vor, dass alle Stromerzeuger ihren Strom in einen virtuellen\r\nHandelspunkt einspeisen, aus dem die Verbraucher ihren\r\nStrom - unabhängig vom physischen Energiefluss - beziehen. Diese\r\nEntkopplung entzieht jedoch dezentralen Erzeugern wie KWK-Anlagen\r\nihren Standortvorteil. Um die durch das Handelspunktkonzept\r\nentstehenden Wettbewerbsverzerrungen zwischen zentralen Großkraftwerken\r\nund dezentralen KWK-Anlagen zu beseitigen, sind die\r\nvNNE notwendig. Der VKU betont die Wichtigkeit der vNNE, um\r\ndiese strukturellen Nachteile auszugleichen und die wirtschaftliche\r\nGrundlage für dezentrale KWK-Anlagen zu sichern.\r\nFazit: Die vNNE sind essenziell für Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit\r\nund Dekarbonisierung. Diese übergeordneten Ziele dürfen\r\nnicht gefährdet werden. Deutschland braucht Investitionen für die\r\nStrom- und Wärmewende und Investoren dafür Planungssicherheit.\r\nDie Abschaffung der vNNE würde das Vertrauen in die Politik\r\nuntergraben und langfristige negative Folgen für Investitionen in\r\ndie Energiewende haben. Der VKU und seine Mitglieder sind Partner\r\nder Politik für eine klimaneutrale Energieversorgung und müssen\r\nsich auf politische Rahmenbedingungen verlassen können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014020","regulatoryProjectTitle":"Sicherung der Anbietervielfalt beim Kapazitätsmechanismus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c8/7c/398191/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210023.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"POSITIONSPAPIER\r\nKapazitätsmarktdesign\r\nBerlin, 23.07.2024\r\n2 / 13\r\nKurzzusammenfassung\r\nDer VKU ist überzeugt, dass Versorgungssicherheit zukünftig einen Wert haben\r\nmuss. Neben dem Energy-Only-Markt ist ein zusätzlicher Markt notwendig, der\r\nbereits die Vorhaltung und Verfügbarkeit von Leistung honoriert. Eine\r\nEntscheidung sollte zeitnah getroffen und umgesetzt werden.\r\nFür das langfristige Zielbild eines dekarbonisierten Stromsystems mit hohen\r\nFlexibilitätsbedarfen hält der VKU einen dezentralen Kapazitätsmarkt, als rein\r\nmarktlichen Ansatz, für eine effiziente, vorzugswürdige und nachhaltige Lösung.\r\nEin dezentraler Kapazitätsmarkt stellt eine optimale Anreizstruktur für die\r\nErschließung nachfrageseitiger Flexibilitätspotenziale dar und sichert dadurch\r\neine marktorientierte Vorhaltung gesicherter Leistung. Daraus ergeben sich\r\nneue Produktstrukturen und Geschäftsfelder für kundennahe Dienstleister, wie\r\nz. B. die Stromvertriebe. Die aus dem Wettbewerb der Marktakteure\r\nresultierenden Innovationsvorteile führen zu einem effizienten System zur\r\nGewährleistung von Versorgungssicherheit und kommen daher perspektivisch\r\nden Stromkunden zugute.\r\nDas aktuelle Vorgehen der Bundesregierung, geleitet vom Blick nach Europa,\r\nzeigt allerdings einen starken Fokus auf zentrale Elemente. Ein Beispiel sind die\r\naktuell geplanten Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie, die in\r\neinen angekündigten und nachfolgenden Kapazitätsmechanismus übergehen\r\nsollen. Zentrale Kapazitätsmärkte haben das Potential schnell und gezielt\r\nKapazitätsmengen anzureizen. Nachfrager sind im zentralen Kapazitätsmarkt in\r\nder Regel allerdings unbeteiligt. Das Heben von Potentialen zur Lastreduktion\r\nund Flexibilisierung des Verbrauchs ist deswegen begrenzt.\r\nDer VKU wird mögliche Vorschläge für zentrale Herangehensweisen prüfen und\r\nsich konstruktiv in die Debatte einbringen.\r\nUm den jeweiligen Vorteilen von dezentralen und zentralen Ansätzen Rechnung\r\nzu tragen, wird ggf. eine Verknüpfung von zentralen und dezentralen\r\nElementen in Betracht kommen. Entscheidend für den VKU ist, dass eine hohe\r\nKomplexität vermieden wird. Nur klare Bedingungen schaffen\r\nPlanungssicherheit.\r\n3 / 13\r\nEinleitung und Hintergrund\r\nDas hohe Niveau an Versorgungssicherheit mit Strom ist ein volkswirtschaftliches Gut und ein erheblicher Standortvorteil Deutschlands. Auch im Transformationsprozess der Energiewende und darüber hinaus muss eine sichere und zuverlässige Stromversorgung zu jeder Zeit gewährleistet werden. Das ist nach Überzeugung des VKU ein elementarer Bestandteil der Daseinsvorsorge.\r\nDer Preisbildungsmechanismus nach Merit-Order und Einheitspreisauktion bleibt nach wie vor die effizienteste Möglichkeit der Organisation eines Strommarktes. Er ermöglicht Stromerzeugern, Verbrauchern und zunehmend sogenannten Prosumern (Marktteilnehmer, die als Erzeuger und Verbraucher auftreten), sich systemoptimal zu verhalten. Der Energy-Only-Markt ist jedoch kein Garant für Versorgungssicherheit.\r\nDer VKU ist daher überzeugt, dass sich durch den Ausbau der Erneuerbaren und den Rückbau konventionell steuerbarer Stromerzeugungsanlagen die Versorgungssicherheitserfordernisse massiv verändern und Versorgungssicherheit zukünftig einen eigenen Wert haben muss. Neben dem Energy-Only-Markt ist ein zusätzlicher Markt notwendig, der bereits die Vorhaltung und Verfügbarkeit von Leistung honoriert. Bereits jetzt reichen die zu erwartenden Margen durch die am Strommarkt erzielbaren Preise/Produkte/Laufzeiten nicht aus, um Investitionsentscheidungen herbeizuführen. Mit weiterer Durchdringung und angestrebter Dominanz der Erneuerbaren Energien im Stromsystem und dem Ausscheiden steuerbarer und witterungsunabhängiger konventioneller Stromerzeugungsanlagen wird sich dieser Umstand noch deutlich verschärfen.\r\nAufgrund der hohen Investitionskosten, langfristigen Lebensdauern von flexibel steuerbaren Energieerzeugungsanlagen einerseits, und absehbar sinkenden Einsatzzeiten dieser andererseits, wird es zunehmend schwierig die Refinanzierung von Investitionen in die Versorgungssicherheit verlässlich sicherzustellen. Um diese Investitionen in gesicherte Leistung aus Erzeugung, Speichern oder Lasten trotzdem zu fördern, müssen zusätzlich langfristige berechenbare Erlöskomponenten, z.B. über Leistungskomponenten, vorhanden sein.\r\nOptionen für Kapazitätsmechanismen\r\nDer aktuelle Transformationsprozess erzeugt unmittelbaren Handlungsbedarf im Hinblick auf die Versorgungssicherheit. Mit der sukzessiven Beendigung der Kohleverstromung und dem vollzogenen Ausstieg aus der Kernenergie scheiden derzeit große Mengen steuerbarer Leistung aus dem Markt aus, sodass absehbar eine Leistungslücke entsteht. In der sehr kurzfristigen Perspektive müssen deswegen Instrumente geschaffen werden, die Investitionen in neue steuerbare Kapazitäten anreizen.\r\n4 / 13\r\nDer Aufbau neuer gesicherter Leistung in Form von steuerbaren Erzeugungsanlagen, Speichern oder Lasten ist die Grundvoraussetzung dafür, dass der Kohleausstieg und die Dekarbonisierung des Energieversorgungssystems gelingen können. Denn neben einem massiven Ausbau von Erneuerbaren Energien, ist der Um- (u.a. durch Modernisierung von Bestandsanlagen) und Aufbau eines neuen Erzeugungsparks notwendig, der den Anforderungen der Energiewende entspricht (Flexibilität, H2-Readiness bei Gaskraftwerken und KWK-Anlagen, Speicherfähigkeit) und das volatile EE-Stromsystem mit steuerbarer Leistung absichert. Diese gesicherten Kapazitäten bilden den Grundstock für Versorgungssicherheit; das Back-Up auf Erzeugungsseite. Darüber hinaus wird es zukünftig immer wichtiger, dass auch die Nachfrageseite flexibler auf das Energieangebot aus den Erneuerbaren Energien reagieren kann und bewusst angereizt wird.\r\nGrundsätzlich unterscheidet man bei klassischen Kapazitätsmarktmechanismen zwischen zentralen (zentrale staatliche Kapazitätsvorsorge) und dezentralen Ansätzen (Kapazitätsvorsorge wird über individuelle Absicherung der Spitzenlast privatisiert). Zudem ist zwischen umfassenden (alle Kraftwerkstypen sind teilnahmeberechtigt) und fokussierten (Fokussierung auf bestimmte Kraftwerkssegmente) Ansätzen zu unterscheiden.\r\nAls weitere Option für einen Kapazitätsmechanismus steht der sogenannte „Strommarkt Plus“ zur Diskussion, welcher als Alternativmodell zu den klassischen Kapazitätsmodellen diskutiert wird und hinter dem die Verpflichtung zur Nutzung eines bestimmten Hedgingprodukts zur Absicherung gegen Preisspitzen auf den Kurzfristmärkten steht.\r\nDezentraler Kapazitätsmarkt: Effizienter Ansatz für die zukünftigen Bedarfe eines dekarbonisierten Stromsystems\r\nDer VKU hatte bereits 2013 den Vorschlag für einen dezentralen Leistungsmarkt vorgelegt. Für die mittel- und langfristige Perspektive (Zielbild des dekarbonisierten Stromsystems mit hohen Flexibilitätsbedarfen) hält der VKU diesen, rein marktlichen Ansatz für nach wie vor effizient und zielführend.\r\nVorteile im Überblick:\r\no Ein dezentraler Kapazitätsmarkt stellt vor allem eine optimale Anreizstruktur für die Erschließung nachfrageseitiger Flexibilitätspotenziale dar und sichert dadurch eine effiziente Vorhaltung von gesicherter Leistung.\r\no Ein dezentraler Kapazitätsmarkt ermöglicht eine breite Nutzung von (technischen) Optionen, schafft Akteursvielfalt und hebt dezentrale Potenziale. Eine große Akteursvielfalt schafft wiederum Resilienz und gewährleistet (kosten-)effiziente Lösungen.\r\n5 / 13\r\no Es bestehen große Freiheitsgrade in der Gestaltung von Vereinbarungen, da Risiken bei der Versorgungssicherheit individuell und passgenau aufgefangen werden können.\r\no Das Angebot an gesicherter Leistung wird durch die Nachfrage bestimmt, womit eine Überförderung vermieden werden kann. Idealerweise erfolgt der Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage direkt auf regionaler Ebene.\r\nNachteile im Überblick:\r\no Für die Startphase bestehen Unsicherheiten, inwiefern die Nachfrager zum sehr langfristigen Einkauf von Kapazitätszertifikaten bereit sind. Dies wiederum wäre notwendig, damit Anbieter – insbesondere bei Neubauprojekten - ihre Investitionen planungssicher refinanzieren können.\r\no Im Hinblick auf den Bau und die Erschließung von neuen Kapazitäten bestehend Unsicherheiten, inwieweit durch einen dezentralen Mechanismus tatsächlich die beabsichtigten langfristigen Investitionsanreize gesetzt werden können.\r\nAusgestaltung als zentraler Kapazitätsmarkt ist praxiserprobt: Europäische Vorbilder können zeitlichen Vorteil bieten\r\nAktuell nimmt der VKU wahr, dass die Bundesregierung eher zentrale Instrumente in den Blick nimmt. Dort einzuordnen ist die Kraftwerkstrategie, in deren Rahmen kurzfristig Ausschreibungen durchgeführt werden sollen, womit wesentliche Fortschritte beim Ausbau gesicherter steuerbarer Leistung, mit dem klaren Fokus auf Kraftwerksleistung, angestrebt werden.\r\nÜber die Kraftwerksstrategie hinaus soll ein Kapazitätsmechanismus eingeführt werden, auf dessen Grundlage Refinanzierungsmöglichkeiten für bestehende und Investitionsanreize für zusätzliche Kapazitäten entstehen sollen.\r\nAufgrund der Größe und des Zeitdrucks bei der aktuellen Transformationsaufgabe, könnten zentrale Kapazitätselemente, mit einem eher planerischen Ansatz zunächst naheliegend sein. So wird in der Debatte häufig auf das zentrale Modell des belgischen Kapazitätsmarkts, als jüngst eingeführter europäischer Kapazitätsmarkt (der als einziger unter den aktuell geltenden Beihilfeleitlinien notifiziert worden ist) verwiesen.\r\nVorteile im Überblick:\r\no Die Menge an notwendiger Kapazität wird klar beziffert und typischerweise im Rahmen von Ausschreibungen beschafft. Zentrale\r\n6 / 13\r\nKapazitätsmärkte erscheinen im Hinblick auf eine vorgegebene Zielsetzung (Kapazitätsniveau) treffsicher und transparent.\r\no Zentrale Kapazitätsmärkte sind in Europa am häufigsten angewandt und somit gut praxiserprobt. Eine Orientierung am belgischen Modell, als jüngst eingeführter europäischer Kapazitätsmarkt, könnte sich bspw. anbieten.\r\nNachteile im Überblick:\r\no Zentrale Regulierungsentscheidungen sind mit dem Risiko verbundenen, dass der Bedarf überschätzt wird und eine Überdimensionierung die Folge ist.\r\no Die notwendige Präqualifikation ist insbesondere für (Last)Flexibität oder neue innovative Techniken komplex. Ein zentraler Kapazitätsmechanismus ist deswegen mutmaßlich weniger innovationsfreundlich und nur in begrenzterem Umfang geeignet, um Potentiale für Lastreduktion und Flexibilisierung des Verbrauchs zu heben. Es kann nur langsam auf die Entwicklungen aus dem Transformationsprozess reagiert werden.\r\no Im zentralen Kapazitätsmarkt erfolgt kein Verkauf von Zertifikaten von Erzeugern an Verbraucher, sondern von Erzeugern an den Staat. Ein Anreiz für Verbraucher, die eigene Nachfrage zu senken, besteht daher hauptsächlich in Bezug auf den eingesparten Arbeitspreis für Strom. Da somit kein typischer Markt mit einer Vielzahl von unterschiedlichen Anbietern und Nachfragern entsteht, ist zudem von gesamtwirtschaftlichen Effizienzverlusten auszugehen.\r\no Dezentrales Wissen ist über einen zentralen Kapazitätsmarkt nur verhältnismäßig schwer zu erschließen.\r\nAlle Optionen müssen übergeordnete Kriterien erfüllen\r\nUnabhängig von der Wahl eines Modells gelten übergeordnete Kriterien, die in jedem Fall zu erfüllen sind. Neben der europarechtlichen Kompatibilität, muss als grundsätzliche Prämisse gelten, dass die Teilnahme am wettbewerblichen Strommarkt und an anderen Märkten für die im Kapazitätsmarkt verpflichteten Anlagen weiterhin möglich sein muss.\r\n7 / 13\r\nAus volkswirtschaftlicher Sicht, aber auch mit Blick auf die Investitionssicherheit, ist es\r\nzudem geboten, auch den bislang fossil betriebenen Kraftwerksbestand im Rahmen\r\nzukünftiger Beiträge für die Versorgungssicherheit zu berücksichtigen. Dabei sind\r\ninsbesondere technologisch hocheffiziente Gaskraftwerke in den Blick zu nehmen.\r\nAllerdings sollte auch effizienten, noch in der Refinanzierungsphase befindlichen\r\nSteinkohlkraftwerken - zur zeitlichen Begrenzung der ansteigenden Belastungen für\r\nLetztverbraucher - die Möglichkeit zur Teilnahme an einem Kapazitätsmarkt eingeräumt\r\nwerden. Nach den Vorgaben der EU-Binnenmarktverordnung Strom sind\r\nSteinkohlekraftwerke faktisch jedoch von der Teilnahme an einem Kapazitätsmarkt\r\nausgeschlossen, da die Zulässigkeit an den maximalen Ausstoß von CO2 auf 550 g pro kWh\r\nbzw. auf 350 kg pro kW und Jahr begrenzt ist. Aus Effizienz- und Kostengründen sollte hier\r\nzwingend eine Möglichkeit geschaffen werden, dass bestehende, steuerbare\r\nErzeugungskapazitäten in Verbindung mit flankierenden Klimaschutzregelungen – z.B.\r\nwenn sie durch Modernisierungsmaßnamen im Hinblick auf den Einsatz CO2-ärmere/freie\r\nBrennstoffe die zulässigen Grenzwerte erreichen – an einem zukünftigen Kapazitätsmarkt\r\nteilnehmen können.\r\nIm Übrigen sollte aus Sicht des VKU auch das KWKG als etabliertes und\r\nhaushaltsunabhängiges Instrument parallel weiter genutzt werden, indem es zügig\r\nverlängert und perspektivisch umfassend weiterentwickelt wird.\r\nUnionsrechtlich werden Zahlungen im Rahmen eines Kapazitätsmarkts als Beihilfe\r\ngewertet1. Gleichzeitig legen die Beihilfeleitlinien KUEBLL fest, dass eine Kumulierung von\r\nBeihilfen nicht zu einer Überförderung führen darf2. Für Anlagen, die bereits eine andere\r\nFörderung in Form einer Beihilfe erhalten, ist eine Teilnahme am Kapazitätsmarkt damit\r\nrechtlich unsicher/ausgeschlossen. Betroffene Anlagen sollten sich deswegen idealweise\r\nfür eine der beiden Förderoptionen entscheiden (Wechselrecht/Opt-In) können. Für\r\nAnlagen, die das Ende der Förderdauer im Rahmen einer anderen Beihilfe erreicht haben,\r\nmuss die Teilnahme am Kapazitätsmarkt uneingeschränkt offenstehen.\r\nHandlungsoptionen im Überblick\r\nUnabhängig vom Modell gelten folgende grundsätzliche Prämissen:\r\no Europarechtliche Kompatibilität gewährleisten\r\no Teilnahme am wettbewerblichen Strommarkt für die bezuschlagten\r\nAnlagen\r\n1 MITTEILUNG DER KOMMISSION Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und\r\nEnergiebeihilfen 2022 (2022/C 80/01), Kapitel 4.8\r\n2 MITTEILUNG DER KOMMISSION Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und\r\nEnergiebeihilfen 2022 (2022/C 80/01), RN 56\r\n8 / 13\r\no Berücksichtigung des bestehenden Kraftwerksbestands, insbesondere\r\nbei noch offenen Abschreibungsdauern\r\no Wechselrecht und Opt-In-Möglichkeiten für Anlagen vorsehen, die\r\nFörderungen in Form anderer Beihilfen erhalten und uneingeschränktes\r\nTeilnahmerecht für ausgeförderte Anlagen vorsehen.\r\no Transparenz schaffen, je nach Modell über die zentral zur Verfügung\r\nstehenden Leistungen und Vergaberichtlinien oder im dezentralen Markt\r\nin Form eines transparenten Marktumfeldes, mit gesicherten\r\nBedingungen und dem Ausschluss von\r\nDoppelvermarktungsmöglichkeiten.\r\nFür die mittel- und langfristige Perspektive (Zielbild des dekarbonisierten\r\nStromsystems mit hohen Flexibilitätsbedarfen) hält der VKU einen dezentralen\r\nKapazitätsmarkt als rein marktlichen Ansatz nach wie vor für effizient und\r\nzielführend.\r\nFür die kurzfristige Perspektive könnte aufgrund der Größe und des Zeitdrucks bei\r\nder aktuellen Transformationsaufgabe, die Implementierung zentraler\r\nKapazitätselemente, mit einem eher planerischen Ansatz naheliegend sein.\r\nUm den jeweiligen Vorteilen von dezentralen und zentralen Ansätzen Rechnung\r\nzu tragen, ist ggf. eine sinnvolle Verknüpfung in Betracht zu ziehen. Denkbar wäre\r\nbeispielsweise, dass in einem ersten Schritt Kapazitäten zentral, als Grundbasis\r\nfür ein notwendiges Gesamtniveau, beschafft werden. In einem zweiten Schritt\r\nkönnte der zentrale Kapazitätsmarkt dann zu einem dezentralen und\r\nwettbewerbsgesteuerten Kapazitätsmarkt erweitert werden, u.a. um auch die\r\nNachfrageseite stärker einbeziehen zu können. Die Monopolkommission hat\r\nbeispielsweise in ihrem „Sektorgutachten Energie 2023“ ein solches Hybridmodell\r\nvorgestellt und beschrieben.3\r\n3 Sektorgutachten Energie 2023 (monopolkommission.de)\r\n9 / 13\r\nSofern eine Kombination oder die Erweiterung von einem Modell zum anderen\r\nvorgesehen ist, muss dies von Anfang an gesamthaft implementiert, verzahnt und klar\r\ndefiniert werden. Brüche müssen vermieden werden. Zudem muss eine hohe Komplexität\r\nvermeiden werden. Nur klare Bedingungen schaffen Planungssicherheit.\r\nA closer look: Zentrale und dezentrale Kapazitätsmärkte und\r\n„Strommarkt Plus“\r\nDezentraler Kapazitätsmarkt\r\nIm Hinblick auf das langfristige Zielbild eines dekarbonisierten Stromsystems bietet sich\r\nein dezentraler Kapazitätsmarkt aus Sicht des VKU an. Ein solches Modell bietet große\r\nKompatibilität mit einem Energiesystem, das perspektivisch rein erneuerbar gespeist\r\nwird, dezentraler aufgestellt ist und einen hohen Bedarf an Flexibilität (angebots- und\r\nnachfrageseitig) besitzt.\r\nUm Versorgungssicherheit in einem dezentralen, dekarbonisierten Stromsystem zu\r\ngewährleisten, reicht es nicht mehr aus, eine bestehende, unflexible Nachfrage möglichst\r\nexakt mit einem steuerbaren Erzeugungspark auszugleichen. In Zukunft muss das\r\nMarktdesign der Zukunft vielmehr sicherstellen, dass sowohl auf der Angebots- wie auch\r\nauf der Nachfrageseite eine Vielzahl an Marktteilnehmern in der Lage ist, die variable\r\nStromerzeugung aus Wind und PV auszugleichen.\r\nDafür eignet sich ein dezentraler Kapazitätsmarkt-Ansatz, der diese Systematik in einer\r\nMarktlogik abbildet (Freier Markt, Handel, etc.). Bei dezentralen Kapazitätsmärkten wird\r\ndie Kapazitätsvorsorge über eine individuelle Absicherung der Versorgungssicherheit\r\nprivatisiert. Die Nachfrager von Strom sind auch Nachfrager von gesicherter Leistung.\r\nKunden (bzw. ihre Vertriebe/Beschaffer) decken ihren Leistungsbedarf im Voraus durch\r\nden Einkauf von Leistungszertifikaten ab.\r\nAls umfassender Kapazitätsmarkt organisiert, können alle Anbieter gesicherter Leistung\r\n(z.B. thermische Kraftwerke, Speicher, Lastflexibilitäten, EE-Anlagen) teilnehmen.\r\nVoraussetzung ist, dass teilnehmende Anlagen für längere Zeiträume (d. h. Monate bzw.\r\nJahre) im Voraus gesicherte Leistung garantieren können. Die Nachfrager nach gesicherter\r\nLeistung sind ebenfalls in den Leistungsmarkt integriert. Die große Akteursvielfalt sowie\r\ndie Einbindung dezentraler Anlagen und Flexibilität gewährleisten (kosten-)effiziente\r\nLösungen.\r\nDie für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit unerlässliche Vorhaltung von\r\ngesicherter Leistung erhält einen Preis, der in den Endkundenprodukten wirksam wird.\r\nDies ermöglicht es den Marktteilnehmern, ein kosteneffizientes Portfolio an Optionen zur\r\nLeistungsvorhaltung umzusetzen und reizt die Erschließung von Lastflexibilitäten an.\r\n10 /\r\n13\r\nDie Fähigkeit, gesicherte Leistung bereitstellen zu können, wird durch Leistungszertifikate verbrieft. Die Veräußerung dieser Zertifikate stellt für Anbieter gesicherter Leistung zusätzlich zum Stromverkauf am EOM eine Erlösquelle dar. Durch die Diversifizierung der Erlössituation wirkt die Einführung eines dezentralen Kapazitätsmarkts risikodämpfend, denn es ist zu erwarten, dass die Nachfrage und das Angebot und damit auch der Preis von Leistung auch über längere Zeiträume vergleichsweise stabil sind.\r\nDer dezentrale Kapazitätsmarkt ermöglicht eine Vollkostendeckung der vom System benötigten gesicherten Leistungen am Markt, da diese ihre Differenzkosten zum EOM im Leistungsmarkt erwirtschaften können. Es ist dabei nicht das Ziel, Anbieter von gesicherter Leistung vollständig risikofrei zu stellen, sondern ein angemessenes Rendite-/Risikoverhältnis zu erreichen, dass im sonstigen Marktumfeld nicht gegeben ist.\r\nDie Nachfrage nach gesicherter Leistung geht von den Stromkunden aus, da diese eine Zahlungsbereitschaft für die gesicherte Belieferung mit Strom haben. Großkunden, Händler und Vertriebe (als Agenten kleiner Verbraucher) beschaffen gesicherte Leistung in Form von Leistungszertifikaten in dem Umfang, in dem sie Strom gesichert beziehen wollen. Sind Verbraucher technisch in der Lage, ihren Bedarf an gesicherter Leistung kontrolliert abzusenken, indem sie ihren Stromverbrauch in Zeiträumen hoher Nachfrage reduzieren, so reduzieren sie den Bedarf an vorzuhaltender Leistung im Gesamtsystem. Sie benötigen daher weniger Leistungszertifikate und sparen dadurch Kosten.\r\nGrößere Kunden, die ihren Stromverbrauch flexibel steuern können, könnten von dieser Möglichkeit unmittelbar Gebrauch machen. Für den Großteil der privaten Stromverbraucher wird entweder eine Vollversorgung mit gesicherter Leistung erforderlich sein, sofern keine technischen Voraussetzungen für weitere Nachfrageflexibilität vorhanden sind (z. B. Smart Meter).\r\nLeistung wird damit zu einem wichtigen „Systemkostenträger“, der sich neben der erzeugten Stromeinheit etabliert. Dieser Kostenträger kann in einem dezentralen Kapazitätsmarkt über die gesamte Wertschöpfungskette (Erzeugung, Handel, Verbrauch) bewirtschaftet und optimiert werden.\r\nAus der Perspektive von dezentral aufgestellten Marktakteuren, hat ein dezentrales Modell insbesondere den Vorteil, dass durch die Nähe zum Stromverbraucher das Potenzial besteht, intelligente Lösungen zur nachfrageseitigen Flexibilisierung zu aktivieren und damit zusätzliche Wertschöpfung zu generieren.\r\nEin dezentraler Kapazitätsmarkt ermöglicht damit eine breite Nutzung von technischen Optionen (Technologie-Offenheit).\r\nDie große Akteursvielfalt sowie die Einbindung dezentraler Anlagen und Flexibilität erhöhen Resilienz und Stabilität des Stromversorgungssystems. Die Nutzung zahlreicher\r\n11 /\r\n13\r\ndezentraler Versorgungsanlagen bietet zudem eine höhere Versorgungssicherheit im Fall\r\nvon möglichen Angriffen auf die Infrastruktur.\r\nBewertung: Ein dezentraler Kapazitätsmarkt stellt vor allem eine optimale\r\nAnreizstruktur für die Erschließung nachfrageseitiger Flexibilitätspotenziale dar und\r\nsichert dadurch eine effiziente Vorhaltung von gesicherter Leistung. Daraus ergeben\r\nsich neue Geschäftsfelder für kundennahe Dienstleister wie z. B. die Stromvertriebe. Die\r\naus dem Wettbewerb der Marktakteure resultierenden Innovationsvorteile führen zu\r\neinem effizienten System zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit und kommen\r\ndaher perspektivisch den Stromkunden zugute. Aufgrund der Ermittlung und\r\nPreisbildung für Kapazität über die Marktnachfrage erfolgt eine verursachungsgerechte\r\nKostenverteilung. Durch die Nutzung dezentraler Anlagen und Flexibilitäten wird die\r\nResilienz erhöht. Dennoch ist zu klären, wie eine langfristige Investitionssicherheit für\r\nnotwendige, neue Erzeugungsanlagen sichergestellt werden kann, da im dezentralen\r\nKapazitätsmarkt eher kurzfristiger agiert wird.\r\nZentraler Kapazitätsmarkt\r\nFür einen möglichst planerischen Aufbau von neuen steuerbaren Anlagen mit gesicherter\r\nLeistung eignen sich zentrale Kapazitätsmärkte. Bei zentralen Kapazitätsmärkten\r\nbestimmt der Staat (oder eine vom Staat beauftragte Stelle) ein notwendiges Niveau an\r\ngesicherter Kapazität. Zur Beschaffung werden zentrale Ausschreibungen oder Auktionen\r\ndurchgeführt. Je nachdem wie eng begrenzt die Anlagenspezifikationen gesetzt werden\r\nunterscheidet man zwischen fokussierten oder umfassenden („technologieoffenen“)\r\nModellen. Im Rahmen der Bekanntmachungen zur Kraftwerksstrategie, die auch die\r\nAnkündigung zur Einführung eines Kapazitätsmechanismus beinhalten, haben sich BMWK\r\nund Regierungsspitzen bereits auf einen technologieoffenen Ansatz festgelegt.\r\nUm die Eignung von Anlagen und Technologien zur Kapazitätsgewährleistung zu prüfen\r\nund zu bestätigen sind Präqualifikationen notwendig. Ein entsprechender Kriterienkatalog\r\nist insbesondere für (Last)Flexibilität oder neue innovative Techniken komplex in der\r\nAnwendung. Ein zentraler Kapazitätsmechanismus ist deswegen mutmaßlich weniger\r\ninnovationsfördernd. Die notwendige Präqualifizierung hemmt zudem die Erschließung\r\nvon dezentralem Wissen, insbesondere im Hinblick auf die Nutzung von Lastflexibilitäten.\r\nUm eine Vergleichbarkeit von unterschiedlichen Technologien – mit unterschiedlichen\r\nLeistungs-/Kapazitätskrediten - zu schaffen, muss eine Festlegung von de-rating-Faktoren\r\nerfolgen, die technologiespezifisch vorgeben, wie viele Zertifikate pro Nennleistung\r\nverkauft werden dürfen.\r\nLeistungskredite verschiedener Technologien müssen in regelmäßigen Abständen neu\r\nbestimmt werden, denn sie ändern sich mit der Zusammensetzung des Kraftwerksparks.\r\n12 /\r\n13\r\nHier sind auch die Veränderungen durch die Geschwindigkeit beim\r\nTransformationsprozess zu berücksichtigen. Daher ist eine ausreichend lange (mehrere\r\nJahre) garantierte Zusicherung des zum Ausschreibungszeitraums festgelegten\r\nLeistungskredits notwendig. Eine darüberhinausgehende zentrale Anpassung des\r\nLeistungskredits muss von den teilnehmenden Anlagen antizipiert werden können, d. h.\r\ndas Verfahren muss transparent, z. B. im Rahmen von jährlichen Berichten der ÜNB,\r\ngestaltet sein.\r\nSofern mit dem Kapazitätsmarkt der Anreiz für Investitionen in steuerbare Neuanlagen\r\ngesetzt werden soll, muss das Design entsprechen ausgelegt werden. Um den\r\nRealisierungszeiten der Analgen Rechnung zu tragen, müssen insbesondere die\r\nVorlaufzeiten, also die Zeit zwischen Erhalt des Kapazitätszuschlags und des\r\nErfüllungszeitpunkts, passend ausgestaltet sein. In Belgien und UK unterscheiden sich für\r\nNeu- und Bestandsanlagen zudem die Vertragsdauern. Je moderner die Anlage ist, desto\r\nlängere Laufzeiten haben die Verträge (in UK bis zu 15 Jahre).\r\nIm Hinblick auf die Investitionssicherheit (insbesondere für neue Projekte) bietet ein\r\nzentraler Mechanismus voraussichtlich Vorteile, da der Staat als Gegenpartei mutmaßlich\r\neher bereit ist längerfristige Verträge einzugehen als Vertriebe, welche bei dezentralen\r\nModellen die Gegenpartei für den Zertifikatehandel darstellen und sich entsprechend\r\nihrer Beschaffungsstrategien meist nur über wenige Jahre absichern. In Europa gibt es\r\nbereits umgesetzte Beispiele zentraler Kapazitätsmärkte, z.B. Belgien, oder UK.\r\nBewertung: Zentrale Kapazitätsmärke bieten das Potential schnell und gezielt\r\nKapazitätsmengen anzureizen. Die notwendige Präqualifikation ist aber insbesondere\r\nfür (Last)Flexibilität oder neue innovative Techniken komplex und es muss sichergestellt\r\nwerden, dass diese Technologien nicht benachteiligt werden. Ein zentraler\r\nKapazitätsmechanismus ist deswegen mutmaßlich weniger innovationsfördernd und\r\nnur in begrenzterem Umfang in der Lage Potentiale für Lastreduktion und\r\nFlexibilisierung des Verbrauchs zu heben.\r\nStrommarkt Plus\r\nIm Vergleich zu den beiden vorangehend beschriebenen Optionen schafft der unter dem\r\nNamen Strommarkt Plus diskutierte Ansatz zur Stärkung des wettbewerblichen\r\nStrommarkts aus Perspektive des VKU weder angemessene Investitionssicherheit für die\r\nErrichtung neuer Kapazitäten noch stellt er im Zielbild eines dekarbonisierten\r\nStromsystems eine sinnvolle Ergänzung dar.\r\nHinter dem auch als kapazitätssichernder Strommarkt bekannten Instrument steht eine\r\nHedgingpflicht für Energieversorger. Diese werden verpflichtet, ein bestimmtes\r\nHedgingprodukt (Spike-Produkt) nachzufragen, um sich gegen Preisspitzen auf den\r\n13 /\r\n13\r\nKurzfristmärkten abzusichern. Der Vorschlag knüpft an Vorgaben aus der jüngsten Reform des europäischen Strombinnenmarkts an, die Energieversorger verpflichten, ihre Kunden gegen Preisniveaurisiken abzusichern. Der Ansatz des „Strommarkt Plus“ würde diese Verpflichtung weitergehend ausgestalten und zusätzlich auf eine Verpflichtung zur Absicherung gegen Preisspitzen erweitern. Anbieter des Spike-Produkts sollen dadurch Refinanzierungsmöglichkeiten für ihre Spitzenlastanlagen erhalten, was den Ansatz als vermeintliche Alternative zu einem Kapazitäts- bzw. Leistungsmarkt präsentiert.\r\nDie Möglichkeit einzelne Stunden abzusichern, ist bereits heute problemlos im Rahmen von OTC-Fahrplangeschäften gegeben. Stadtwerke fahren in der Regel sicherheitsorientierte Beschaffungsstrategien, um Preisniveaurisiken abzusichern. Starke Preissprünge während der Energiepreiskrise konnten so abgefedert und Stromkunden vor allzu starken Preiserhöhungen geschützt werden – ganz im Sinne der geplanten Hedgingpflicht der EU-Strombinnenmarktrichtlinie. Dagegen wäre eine Vermarktung und Finanzierung von Flexibilität als verpflichtendes Spike-Produkt nur mit sehr hohen Risikoaufschlägen/Optionsprämien möglich, da die Kraftwerksbetreiber über diese Festlegung den Verlust des Zeitwertes ihrer Anlagen kompensieren müssen. Der Handel mit Optionen als mögliche Ausgestaltung der diskutierten Hedgingpflicht ist jedoch in vielen kommunalen Unternehmen reglementiert und stünde unter dem Vorbehalt einer Freigabe durch Eigentümer bzw. Aufsichtsräte, welche teilweise keine Bewertungskompetenzen für solche Produkte besitzen.\r\nEs ist zudem äußerst fraglich, ob der theoretische Ansatz eines Hedgingprodukts – ohne Herstellung eines kapazitativen Bezugs – Investitionssicherheit für die Errichtung neuer Kapazitäten bietet und somit den gewünschten Zweck eines Kapazitätsmechanismus überhaupt erfüllen kann. Dafür braucht es sehr langfristige Vermarktungsansätze, keinen unspezifischen und theoretischen Preisansatz. Kurzlaufende Hedging-Produkte, wie im Rahmen des Strommarkt Plus vorgeschlagen, bieten keine Investitionssicherheit für neue Kapazitäten. Bei Kunden mit dynamischen Stromtarifen würde die Hedgingpflicht wegen der Kopplung an die Börsenpreise nicht greifen. Diese Kunden würden damit nicht zur gewünschten Absicherung beitragen.\r\nBewertung: Aus VKU-Sicht sollte also unbedingt auf eine Verquickung der Vorgaben aus der EU-Hedgingpflicht (Stoßrichtung Verbraucherschutz durch Absicherung von Preisniveaurisiken) mit vermeintlich kapazitätssichernden Elementen (Stoßrichtung Versorgungssicherheit durch Absicherung von Preisspitzen) verzichtet werden, zumal das skizzierte Modell zahlreiche Fragen zu seiner Vereinbarkeit mit dynamischen Stromtarifen und der Vielfalt anderer Kundenprodukte, der verbleibenden Flexibilität für die Preisgestaltung sowie Kontrollmechanismen zur Sicherstellung der Compliance mit der Hedingpflicht und seiner Transaktionskosten unbeantwortet lässt.\r\nEine detailliertere Darstellung der Funktionsweise des Strommarkt Plus sowie eine weitergehende Bewertung ist auf der VKU-Webseite abrufbar."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88\r\nProzent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute\r\nund morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: https://www.vku.de/vku-positionen/\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nzu dem Referentenentwurf für ein Kraftwerkssicher-heitsgesetz (KWSG-E) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz vom 22. November 2024\r\nBerlin, 28.11.2024\r\nKURZSTELLUNGNAHME\r\n2 / 25\r\nVorbemerkung\r\nViel zu kurze Konsultationsfrist in Verbindung mit sehr vielen inhaltlichen Verbesse-rungsnotwendigkeiten lassen die kurzfristige Verabschiedung eines guten Gesetzes äu-ßerst fraglich erscheinen.\r\nDer VKU erachtet es als eine Zumutung, innerhalb von nur gut zwei Arbeitstagen über einen derart umfangreichen und für die Energiebranche, unsere Mitgliedsunternehmen sowie die Volkswirtschaft insgesamt sehr wesentlichen Gesetzentwurf Stellung nehmen zu müssen. Derart kurze Stellungnahmefristen, die zudem explizit ohne vorherige Ressort-abstimmung durchgeführt werden, führen fast zwangsläufig zu möglichen Sollbruchstel-len in der Gesetzgebung, weil eine Beteiligung unserer Mitgliedsunternehmen in so einem Zeitfenster nur rudimentär erfolgen kann. Viele vorgesehene Detailregelungen können somit keinem ausreichenden Praxischeck unterzogen werden. Dass ein gutes, praxistaug-liches und volkswirtschaftlich effizientes Gesetz gelingt, wird durch so eine Vorgehens-weise deutlich unwahrscheinlicher.\r\nDer neue Referentenentwurf greift aus Sicht der Stadtwerke und kommunalen Energie-versorger zwei zentrale Kritikpunkte weiterhin nicht auf, die der VKU in früheren Konsul-tationen klar aufgezeigt hat.\r\nSo fokussiert sich der Referentenentwurf weiterhin auf den Neubau neuer Gaskraftwerke auf der grünen Wiese. Vorhandene Standorte mit Gaskraftwerken werden ausgeschlos-sen. Das ist volkswirtschaftlich ineffizient und verhindert einen echten Kostenwettbewerb in den Ausschreibungen. Dieser Effekt wird – trotz Verbesserung gegenüber dem Vorent-wurf – auch durch nach wie vor zu hohe Sicherheitsleistungen verstärkt.\r\nLeider spielt auch die Modernisierung bestehender Anlagen im Entwurf faktisch keine Rolle. Dafür waren und sind auch die neuen Vorgaben nicht realistisch umsetzbar, insbe-sondere mit Blick auf die Wirkungsgradsteigerung und die Investitionstiefe.\r\nZudem schließt der Gesetzentwurf eine Förderung für die Umrüstung bestehender KWK-Anlagen auf Wasserstoff aus. Damit wird ein möglicher wesentlicher Beitrag von Stadt-werken für die klimaneutrale Stromerzeugung in Kraftwerken verhindert.\r\nGrundsätzlich ist es sehr gut, dass das KWKG verlängert werden soll. Aber der vorgese-hene Verlängerungszeitraum ist viel zu kurz, um größere neue Projekte anzureizen. Wir empfehlen, die im Gesetzentwurf ebenfalls vorgesehene KWKG-Verlängerung zu modifi-zieren, das Gesetz bis zum Jahr 2030 zu verlängern und den Gesetzentwurf losgelöst vom Kraftwerkssicherheitsgesetz schnellstmöglich im Bundeskabinett und anschließend im Bundestag beschließen zu lassen.\r\nDarüber hinaus sind wichtige Gestaltungsfragen mit der EU-Kommission ungeklärt, etwa wenn es um das Umstiegsdatum auf Wasserstoff oder einen bivalenten Anlagenbetrieb\r\n3 / 25\r\ngeht. Auch technische Herausforderungen, etwa bzgl. vollständig mit Wasserstoff betreib-barer und noch nicht am Markt erhältlicher Gasturbinen, bedürfen einer vertieften Dis-kussion.\r\nFazit: Damit ein gutes Gesetz als Rechtsgrundlage für Kraftwerksausschreibungen im Bun-deskabinett beschlossen werden kann, brauchen wir ein deutlich überarbeitetes, besse-res Gesetz. Ein deutlich überarbeiteter Regierungsentwurf ist mit Blick auf nur noch we-nige verbleibende Sitzungswochen in dieser Legislaturperiode entscheidend, da kaum mehr mit echter inhaltlicher Arbeit am Gesetzentwurf im Deutschen Bundestag zu rech-nen wäre - unabhängig von der Frage, ob es schlussendlich eine parlamentarische Mehr-heit für das Gesetz geben könnte oder nicht.\r\nDer Gesetzentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz sollte in der vorliegenden Form des-halb nicht im Bundeskabinett beschlossen werden.\r\nSchlussendlich fokussiert der VKU seine Stellungnahme aufgrund der sehr kurzen Frist zur Bewertung des vorliegenden umfangreichen Gesetzesentwurfs für ein Kraftwerkssicher-heitsgesetz auf Hauptkritikpunkte. Wir behalten uns für die Zukunft vor, weitere Anmer-kungen vorzunehmen bzw. Vorschläge zu ergänzen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\n•\r\nEin zeitnaher und deutlicher Aufwuchs an gesicherter Leistung durch Neubau und Modernisierung steuerbarer Kraftwerke, v.a. KWK-Anlagen, ist ein zentrales An-liegen des VKU. Dass der Prozess um die Entwicklung der Kraftwerksstrategie an-fangs ohne jegliche Beteiligung der Branche ablief und über viele Monate hinweg gegenüber den Verbänden lediglich über Pressemitteilungen kommuniziert wor-den ist (die KUEBLL-Konsultation aus dem September stellt eine europarechtlich geforderte Mindestkommunikationsform dar), ist höchst bedenklich. Der VKU mahnt daher für die Zukunft eine deutlich transparentere Vorgehensweise an, auch um die Akzeptanz und das Vertrauen in die Gesetzgebung zu erhalten.\r\n•\r\nSollte der Abschluss des Verfahrens in dieser Legislaturperiode nicht mehr mög-lich sein, sollte die neue Bundesregierung den Zubau gesicherter Leistung über ein neues Verfahren ohne Zeitverlust entschieden angehen.\r\n•\r\nDer VKU hat frühzeitig auf die Notwendigkeit einer beihilferechtlichen Klärung für eine KWKG-Verlängerung bis 2029, so wie sie bereits im Gesetz angelegt ist, hin-gewiesen. Dass dies bislang nicht erfolgt ist, ist sehr bedenklich, weil milliarden-schwere Investitionen in den Umbau der Wärmenetzinfrastruktur sowie in die Modernisierung der Energieversorgung zum Nutzen der gesamten Volkswirt-schaft leichtfertig riskiert werden. Dies kann nicht der Anspruch an eine seriöse Energie- und Wirtschaftspolitik sein.\r\n4 / 25\r\n•\r\nDie dringend notwendige zeitnahe Verlängerung des KWKG sollte dabei losge-löst vom KWSG erfolgen. Der vorliegende Artikel zur kurzfristigen Verlängerung des KWKG innerhalb des KWSG-E ist keine Variante, die ausreichend Rechtssi-cherheit für Investitionen bietet. Anpassungen im vorliegenden Entwurf sind zwingend erforderlich. Parallel zum KraftAusG und dem kommenden Kapazitäts-markt ist dringend eine Weiterentwicklung des KWKG geboten, mit einer ver-gleichbaren Regelung zum Umstieg auf Wasserstoff und zur zugehörigen Be-triebskostenförderung sowie einer Investitionskostenförderung zur Umrüstung auf 100 % Wasserstoff.\r\n•\r\nIm Vergleich zum Konsultationsentwurf des KWSG gibt es zwar einige leichte Ver-besserungen, diese sind jedoch nicht ausreichend, um unsere grundlegende Ein-schätzung zu ändern.\r\n•\r\nAnforderungen an Gebote müssen so ausgestaltet werden, dass auch Stadtwer-ken die Möglichkeit eingeräumt wird, sich an den Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie zu beteiligen. Andernfalls droht eine weitere Verfesti-gung von Marktmacht, die zu einer marktbeherrschenden Stellung bei der Bereit-stellung von steuerbaren Kraftwerken führen kann, wie im jüngsten Marktmacht-bericht des Bundeskartellamtes aufgezeigt. Die vorgesehenen Bedingungen sind aus Sicht des VKU trotz Verbesserungen (bspw. Senkung der Anforderung an die Wirkungsgradsteigerung von 20 Prozentpunkten auf 15 Prozentpunkte, Absenken der Sicherheitsleistung von 200 €/kW auf 150 €/kW), zu restriktiv, um dies sicher-zustellen. Stadtwerke sind durch das KraftwerkeausschreibungsG (KraftAusG) derzeit kaum angesprochen.\r\n•\r\nDie vorgeschlagenen Regelungen des KraftAusG übertragen den Investoren um-fangreiche politische, regulatorische und genehmigungsrechtliche Risiken. Es ist trotz Verbesserungen gegenüber dem ursprünglichen Konzept fraglich, ob unter den gegebenen Bedingungen ausreichend Angebote für die Säule „Dekarbonisie-rung“ abgegeben werden, weil Projekte bei diesem Risiko-Chancen-Profil nicht oder nur schwer finanzierbar sind. Zwar wird das Ungleichgewicht zwischen Chan-cen und Risiken durch die Anpassungen gegenüber dem Konzept gemildert, es bleibt jedoch weiterhin bestehen.\r\n•\r\nHinzu tritt die Frage, ob sich die Dualität aus Dekarbonisierungs- und Versor-gungssicherheitsausschreibungen als sinnvoll erweist und politisch durchgehalten werden wird. So soll das Dekarbonisierungssegment (14,6 Mrd. Euro) rund das Vierfache des Versorgungssicherheitssegments (3,3 Mrd. Euro) kosten. Es ist auf-grund dessen zu erwarten, dass die Sinnhaftigkeit der deutlich teureren Säule be-reits jetzt in Frage gestellt wird.\r\n5 / 25\r\nH2-Ready-Segment des Kraftwerkeausschreibungsgesetzes (Artikel 1 KWSG)\r\nGebotsanforderungen:\r\n•\r\nNeuanlagen (§§ 2, 4, 8 KraftAusG)\r\nBesonders kritisch bewertet der VKU, dass sich i.S.d. Gesetzes bevorzugte Neuanlagen nur an Standorten bewerben können sollen, an denen zuvor kein Gaskraftwerk betrieben wurde. Weder in der Definition noch in der Begründung zum Gesetz finden sich Gründe für diesen Ausschluss. Neuanlagen an Standorten mit bestehendem Gaskraftwerk (nicht qualifizierter Standort) liegen in der Gebotsreihung damit nicht im reservierten Segment von mindestens 5 GW (§§ 4, 8 KraftAusG) und werden damit – wie Modernisierungsvor-haben – als „sonstige Vorhaben“ stark benachteiligt. Es droht damit die große Gefahr, dass diese „sonstigen Vorhaben“ in den Ausschreibungen leer ausgehen.\r\nGegenüber der öffentlichen Konsultation hat sich die Definition für einen qualifizierten Standort (§2 Ziffer 32 KraftAusG) sogar noch verschärft, da an diesem Standort nun die letzten 5 Jahre betrachtet werden, nicht mehr nur die letzten 3 Jahre. Die bestehenden Gaskraftwerksstandorte haben den Vorteil, dass sie sich durch die bereits vorhandene Infrastruktur wie z.B. Netzanschlüsse zügig (u.a. Genehmigungsrecht) und kosteneffizient erschließen lassen. Wird diese geplante Einschränkung beibehalten, findet eine Marktver-engung statt. Zudem schließt diese Regelung einen Großteil der Fernwärmeversorger mit Standorten, auf denen KWK-Anlagen heute schon erdgasbasiert betrieben werden, aus.\r\nDer VKU weist darauf hin, dass ein zu installierender Erdgasanschluss für Neuanlagen an einem neuen Standort, in Zeiten schwindender Gasverbräuche und daraus folgend stei-gender Netzentgelte, als nicht trivial anzusehen ist. Deshalb macht es aus volkswirtschaft-licher Sicht Sinn, vorhandene und infrastrukturell erschlossene Standorte zu nutzen, an denen sowohl eine geeignete Gasinfrastruktur als auch die Stromleitungsinfrastruktur be-reits vorliegt. Die Unterscheidung in qualifizierte und nicht qualifizierte Standorte ist da-her zu streichen.\r\nDer Befürchtung, dass bei einer Öffnung des Gesetzes für Neubau an bestehenden Gas-kraftwerksstandorten kein Netto-Kapazitätszubau erfolgen würde, weil die Sorge be-steht, bestehende Gaskraftwerke an einem entsprechenden Standort könnten stillgelegt werden, um den Platz für Neuanlagen zu schaffen, könnte entgegengewirkt werden. Bei-spielsweise könnte eine Bedingung zur Erhöhung der elektrischen Leistung am Standort für mindestens 5 Jahre eingeführt werden. In diesem Fall sollte es keine Rolle spielen, ob die bestehenden Anlagen am Markt oder in Reserve o. ä. sind.\r\n6 / 25\r\n•\r\nModernisierung (§§ 2, 17, 21 KraftAusG)\r\nDer VKU bewertet es als kritisch, dass Modernisierungsvorhaben als „sonstige Vorha-ben“ in der Gebotsreihung gegenüber Neuanlagen an qualifizierten Standorten benach-teiligt werden. Kritisch ist zudem, dass KWK-Anlagen, die eine Förderung nach dem KWKG erhalten oder erhalten haben bzw. zugelassen wurden, von den Ausschreibungen – als Neuanlage, aber auch als Modernisierungsvorhaben - ausgeschlossen werden (§§ 17, 21 KraftAusG). Damit wird vielen Stadtwerken grundsätzlich die Chance genommen, beste-hende KWK-Anlagen über das KraftAusG im Zuge einer Modernisierung auf Wasserstoff umzurüsten.\r\nZudem: Die erforderliche Mindestinvestitionstiefe für Modernisierungsprojekte von 70 % (§2 Ziffer 25 KraftAusG) ist zu hoch und sollte dringend herabgesetzt werden. Es ver-hindert die Modernisierung von Kraftwerken, die auch mit geringeren Investitionen, je-doch nicht marktbasiert, auf Wasserstoff umgestellt werden können, und macht Umrüs-tungen unrealistisch. Um das Ziel, zusätzliche Kapazitäten zu errichten, zu gewährleisten, ist eine Modernisierungstiefe von 50 % ausreichend (analog § 8 Abs. 2 Nr. 3 KWKG):\r\n•\r\n§ 2 Ziffer 25: „[...] bestehenden Anlage, wobei die Investitionstiefe des Vorhabens mindestens 70 50 Prozent betragen und zu einer wesentlichen Effizienzsteigerung der Anlage führen muss\r\nDie geforderte wesentliche Effizienzsteigerung um mind. 15 Prozentpunkte des elektri-schen Wirkungsgrads (§2 Ziffer 44 KraftAusG) bei einer Modernisierung ist technisch so gut wie ausgeschlossen. Die Absenkung gegenüber dem Konsultationsentwurf um 5 Pro-zentpunkte ist nicht ausreichend. Die vorgesehene Effizienzsteigerung wäre de facto wei-terhin nur durch einen Umbau von GT- zu GuD-Anlagen zu erreichen, eine Modernisierung bestehender (GuD-)Anlagen würde damit unnötig ausgeschlossen. Zudem wird die Anfor-derung von sehr hohen Wirkungsgraden bei nur wenige Stunden laufenden Anlagen ei-nerseits einen sehr begrenzten Nutzen haben, andererseits die Kosten erheblich und ver-meidbar steigern.\r\nRealistischer ist es, sich an der bewährten und von der EU-Kommission akzeptierten Be-griffsbestimmung für eine modernisierte Anlage aus dem KWKG (§ 2 KWKG) zu orientie-ren:\r\n•\r\n§ 2 Ziffer 18.: „[…] Anlagen, bei denen wesentliche die Effizienz bestimmende An-lagenteile erneuert worden sind und die Modernisierung eine Effizienzsteigerung bewirkt“\r\nUnklar ist zudem, ob sich diese Effizienzanforderung auf den übergangsweisen Erdgas- oder den H2-Betrieb ab Umstellungszeitpunkt bezieht. Hier sollte eine Klarstellung er-\r\n7 / 25\r\nfolgen. Derzeit muss davon ausgegangen werden, dass es bei einer Umrüstung auf Was-serstoff für ein Bestandskraftwerk tendenziell eher zu einer Leistungs- und Effizienzmin-derung kommt. Denn die unterschiedlichen Verbrennungseigenschaften von Wasserstoff zu Erdgas können sich auf die Anlagenperformance auswirken (Energiedichte, höherer Aufwand zur Reduktion der NOx-Emissionen, etc.). Hohe Anforderungen an eine Effizienz-steigerung sollten deswegen nicht vorausgesetzt werden.\r\n•\r\nNähe zum H2-Kernnetz (§ 5 Abs. 1 KraftAusG)\r\nBei den Ausschreibungen sollen nur solche Projekte zugelassen werden, die an Standorten in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz errichtet werden. Als räumliche Nähe wird eine Entfernung von maximal 50 km Luftlinie (vorher 20 km) definiert (§ 5 Abs. 1 Kraft-AusG). Wir begrüßen, dass sich dieser Entfernungswert i.V. zum Konsultationsentwurf deutlich erhöht hat, erachten jedoch weiterhin einen absoluten Wert nicht als sinnvoll. Potenzielle Kraftwerksbetreiber werden sich bereits aus wirtschaftlichen bzw. Kosten-gründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Mit der jetzigen Vorgabe würden auch Standorte mit Entfernungen knapp über 50 km ausscheiden. Auf eine exakte Festlegung sollte daher verzichtet werden.\r\n•\r\nTechnische Anforderungen zum strommarktdienlichen Betrieb (§ 7 Kraft-AusG i.V.m. Anlage 1)\r\nDurch die genannten Anforderungen gemäß § 7 KraftAusG i.V.m. Anlage 1 steigen die In-vestitionskosten und die technischen Risiken. Entsprechend werden die Ausschreibungen unverhältnismäßig verteuert. Da es ausreichend bestehende Vorgaben gibt, sind die An-forderungen zu streichen. Zumindest ist unbedingt klarzustellen, ob die Anlage für Sys-temdienstleistungen überhaupt eingesetzt werden darf.\r\nDie Anforderungen, gerade im Hinblick auf Frequenzänderungen unterscheiden sich sig-nifikant von derzeitigen Anforderungen, gerade für Bestandsanlagen. Gegebenenfalls können Bestandsanlagen diese Anforderungen nicht gewährleisten. Hier müssten Min-destanforderungen definiert werden, die eingehalten werden müssen. Dabei ist eine möglichst große technische Offenheit zu gewähren.\r\nDie Netzbetreiber der Netze, an denen die neuen und modernisierten Anlagen ange-schlossen sind, sollten die Anforderungen mit den jeweiligen Errichtern und Betreibern der Kraftwerke abstimmen, da es beim Bedarf an Systemdienstleistungen standortspezi-fisch große Unterschiede geben kann.\r\nGrundsätzlich sollten die Ausschreibungen nichts fordern, was über den Stand der Tech-nik (also z. B. Anschlussbedingungen etc.) hinausgeht. Die geforderten Phasenschieber\r\n8 / 25\r\nsind beispielsweise gar nicht verfügbar. Erschwerend kommt hinzu, dass sowieso ein Eng-pass bei der Errichtung der Kapazitäten absehbar ist. Dieser würde durch Anforderungen, die über den technischen Standard der Hersteller hinausgehen, noch verschärft werden.\r\nDie Bereitstellung von Systemdienstleistungen sollte über die entsprechenden Märkte se-parat angefragt werden und nicht als pauschale, technische (aktuell nicht erfüllbare) An-forderung zur Teilnahme an den Auktionen des KWSG vorausgesetzt werden. Diese gene-relle Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Vorhaltung dieser Fähigkeiten erscheint auch aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll.\r\nUmstellung auf Wasserstoffbetrieb:\r\n•\r\nVollständiger Ausschluss von fossilen Brennstoffen (§ 6 Abs. 1, Nr. 1. a KraftAusG)\r\nDa das Anfahren von H2-Anlagen aus heutiger Sicht wahrscheinlich zunächst mit Erdgas oder anderen (fossilen) Brennstoffen erfolgen wird und erst nach der Startphase der Be-trieb mit 100 % Wasserstoff erfolgt, sollte ein erforderlicher Einsatz von fossilen Brenn-stoffen, z. B. für den Anfahrbetrieb, freigestellt werden. Andernfalls sind mit den derzei-tigen Vorgaben zum Ausschluss der Nutzung fossiler Brennstoffe keine Gebote im Rah-men der angedachten Ausschreibungen möglich. Auch sollte zunächst mit den Herstellern geprüft werden, wie zeitnah und realistisch geeignete Anlagen zum Betrieb auf Basis von 100 % Wasserstoff beschaffbar sind. Das Risiko der Nichtverfügbarkeit von Anlagen darf nicht auf den Anlagenbetreiber übergehen.\r\n•\r\nWasserstoffqualität (§ 2 Ziffer 42, § 26 KraftAusG)\r\nDer Kraftwerksbetreiber wird keinen Einfluss auf die Wasserstoffqualität des im Kern-netz transportierten Wasserstoffs haben und kann damit auch nicht in die Verantwortung genommen werden, den definierten Höchstanteil von Verunreinigungen im Wasserstoff sicherstellen zu müssen.\r\n•\r\nBetrieb, wenn kein Wasserstoff verfügbar ist (§ 27 Abs. 1 i.V.m. § 6 Kraft-AusG)\r\nWenn nach Beginn der Umstiegspflicht kein Wasserstoff verfügbar ist, sollen Anlagenbe-treiber verschiedene Möglichkeiten zur Überbrückung ergreifen können. Anderenfalls verlieren sie ihren Förderanspruch. Diese vorgesehenen Überbrückungsoptionen er-scheinen allerdings wenig praktikabel.\r\n9 / 25\r\n-\r\nÜbergangsweise Nutzung anderer klimaneutraler Brennstoffe: Ein Kraftwerk auf andere „100 % erneuerbare Brennstoffe“ umzustellen, wenn kein Wasserstoff verfügbar ist, ist in der Praxis technisch nicht möglich. Die einzige Möglichkeit wäre hier, die Nutzung von bilanziellem Biomethan. Diese Möglichkeit ist aber auch dahingehend kaum umsetzbar, da es nicht genug verfügbare Mengen an Biomethan am Markt gibt und die Preise, unter der Voraussetzung, dass viele betroffene Kraftwerke dann auf bilanzielles Biomethan umstellen müssten, einen wirtschaftlichen Betrieb ausschließen würden.\r\n-\r\nÜbergangsweise Nutzung von CCS: Eine CCS-Technik samt Infrastruktur zum Ab-transport des CO2 für entsprechende Kraftwerke nachzurüsten, nur, weil tempo-rär kein Wasserstoff verfügbar ist, ist technisch sehr aufwendig und wirtschaft-lich weder leistbar noch kurzfristig möglich (ungeklärte Frage des CO2-Abtrans-ports, d.h. der Logistik und Deponierung hoher technischer und energieintensiver Aufwand, großer Flächenbedarf für zusätzliche Aggregate, Genehmigungsauf-wand). Außerdem bedingt diese Option, dass die grundsätzliche Möglichkeit der CO2-Abscheidung bei fossil betriebenen Gaskraftwerken erlaubt wird.\r\n-\r\nÜberführung in eine beihilferechtlich genehmigte Reserve: Es ist davon auszu-gehen, dass die Teilnahme an der Reserve über Ausschreibungen ermittelt wird. Es ist unklar, wie ein davon unabhängiger Wechsel einzelner Anlagen damit in Einklang gebracht werden kann und wie die Vergütung geregelt würde.\r\nSomit liegen die vollen Risiken der Anlagenbeschaffung, des Wasserstoffbetriebs und des Leitungsrisikos beim Investor, was die Investitionsbereitschaft stark einschränkt.\r\nFördersystem:\r\n•\r\nBegrenzung der förderfähigen Vollbenutzungsstunden im Wasserstoffbetrieb (§ 6 Abs. 2 Nr. 2)\r\nDie Begrenzung der Förderfähigkeit auf 800 Vbh p. a. erscheint sehr restriktiv. Es muss in jedem Fall klargestellt werden, dass z.B. angeforderte Redispatch-Einsätze nicht in den 800 Vbh erfasst werden. Pauschale Werte (200 Vbh, 800 Vbh) werden zudem den unterschiedlichen Anlagentypen (Gasmotor, Gasturbine, GuD etc.) hinsichtlich ihrer Fahr-weise etc. ggf. nicht gerecht. Darüber hinaus steht ein fester Wert im Widerspruch zur Zielsetzung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes; der Sicherstellung der Energieversorgung in Zeiten einer Dunkelflaute. Sollte es zukünftig zu mehreren länger andauernden Dunkel-flauten in einem Jahr kommen, könnte die Festlegung auf 800 Vbh p. a. nicht ausreichen, um alle Zeiträume abzudecken.\r\n•\r\nBrennstoffausgleich im Wasserstoffbetrieb (§ 35 KraftAusG)\r\nGegenüber dem Konsultationsentwurf wurde die Förderung des Wasserstoffbetriebs auf einen sog. Brennstoffausgleich umgestellt. Kritisch dabei ist, dass der Brennstoffausgleich\r\n10 / 25\r\nnur für 4 Jahre gezahlt wird (Mindestbetrieb von 200 Vbh p.a. erforderlich). Um die för-derfähigen Vollbenutzungsstunden (800 Vbh) auszuschöpfen, bedarf es einen hohen Wir-kungsgrad, den vermutlich nur wenige Anlagenkonzeptionen erreichen können und den Anlagenhersteller noch nicht garantieren können. Hinzu kommt, dass die Summe des ge-förderten Wasserstoffs (5.200 MWh) stark begrenzt ist. In Summe ist dieser Förderansatz für einen Investor nicht belastbar kalkulierbar.\r\nVerfahren:\r\n•\r\nHöchstpreis (§ 13 KraftAusG)\r\nEine Bewertung der Höchstpreise kann nicht erfolgen, da sie noch nicht quantifiziert sind. Bei der Festlegung des Höchstpreises sollten auch die Kosten, die durch die Umsetzung der geforderten „Technischen Anforderungen“ (Anlage 1) anfallen, berücksichtigt wer-den. Ferner sollten Preisentwicklungen, die der Investor nicht beeinflussen kann (Zinsen, Rohstoffe), berücksichtigt werden, etwa über eine Indexierung der Investitionskostenprä-mie.\r\n•\r\nRegionale Steuerung (§ 20 Abs. 3, § 56 Abs. 1 KraftAusG)\r\nEs sollte festgelegt werden, dass eine weitere Teilnahme von Geboten aus dem netztech-nischen Süden bei der Gebotsreihung ausgeschlossen ist, nachdem die vorgesehene Quote erreicht ist. Andernfalls könnten Standorte im netztechnischen Norden sonst gänz-lich ohne Zuschlag ausgehen. Bei fortschreitendem Kohleausstieg werden perspektivisch jedoch auch Ersatzneubauten in diesem Gebiet aus Gründen der Netzsicherheit und -sta-bilität benötigt. Die nun im Entwurf vorgesehene Evaluierung des Südbonus nach zwei Ausschreibungsterminen heilt diese Thematik nicht, da sie ggf. zu spät erfolgt.\r\n•\r\nSicherheitsleistung (§ 19 Abs 2 KraftAusG)\r\nIm Rahmen der Präqualifikation wird für die Ausschreibung eine Sicherheitsleistung in Höhe von 150 €/kW gefordert. Dieser Wert wurde i.V. zur Konsultationsunterlage ge-senkt, was grundsätzlich die Realisierungschancen erhöht. Aus unserer Sicht sind die Si-cherheitsleistungen jedoch immer noch zu hoch. Sicherheiten im KWK-Bereich liegen bei 70 €/KW.\r\nGerade für kommunale Unternehmen stellt sich die Frage, wie die Sicherheitsleistung ne-ben der Projektfinanzierung an sich getragen werden soll. Es sollte ermöglicht werden, dass auch Bürgschaften hinterlegt und als Sicherheitsleistung anerkannt werden können. Die Wahl der Höhe und Art der Sicherheitsleistung wird sich nicht negativ auf die Akteurs-vielfalt auswirken.\r\n11 / 25\r\n•\r\nPönale (§ 53 KraftausG)\r\nBei Überschreitung der Realisierungsfrist von 6 Jahren nach Zuschlag soll eine Pönale fällig werden. Hier sollte klargestellt werden, wie Verzögerungen bewertet werden, die der Kraftwerksbetreiber nicht zu verantworten hat (vgl. “Betrieb, wenn kein Wasserstoff ver-fügbar ist”), z. B. nicht vorhersehbare Lieferengpässe, verzögerte Genehmigungen, hö-here Gewalt, etc.\r\nEngpässe, etwa bei der Lieferung von Anlagenteilen durch die Hersteller, sind bei einer weitestgehend zeitgleichen Errichtung der geplanten Kapazitäten absehbar. Verzögerun-gen bei den Genehmigungen können sich aufgrund der neuen Technologie der Wasser-stoffverstromung ergeben. Dies sorgt für Unsicherheit bei Investoren bis hin zur Unattrak-tivität der Projektentwicklung/Teilnahme an den Ausschreibungen. Zudem sind die Rah-menbedingungen für den Wasserstoffbetrieb derzeit gesetzlich nicht (klar) definiert, z. B. NOx-Emissionsgrenzwerte. Hilfestellungen in Form von Leitfäden etc. gibt es bislang für die Genehmigungsbehörden nicht.\r\nÄnderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (Artikel 3 KWSG)\r\nVorbemerkung\r\nDas KWKG steht ab 2027 unter einem beihilferechtlichen Vorbehalt, was dazu führt, dass bereits heute keine größeren KWK-Projekte (Neu- und Umbau) mehr geplant, ge-schweige denn realisiert werden können. Da zurzeit auch die konkreten Investitionsbe-dingungen unter dem geplanten Kapazitätsmechanismus noch unklar sind, ist es aktuell nur unter sehr großen Unsicherheiten möglich, Investitionen in KWK-Anlagen zu tätigen.\r\nMit Blick auf die große Anzahl junger, bereits sehr effizienter (KWK-)Kraftwerke fehlt lei-der (weiterhin) die Grundlage für deren Umrüstung auf H2. Diese Anlagen benötigen keine Wirkungsgrad-Modernisierung im Sinne der geplanten Ausschreibungen, sondern eine Förderung der H2-Umrüstung, welche ebenfalls mit hohen Investitionen und langen Amortisationsdauern verbunden ist. Es muss dringend ermöglicht werden, dass diese Anlagen durch eine passgenaue und volkswirtschaftlich sinnvolle Umrüst-Förderung so-wie eine ergänzende OPEX-Förderung in Form eines Brennstoff-Mehrkosten-Ausgleichs für H2 eine Zukunftsperspektive erhalten.\r\nEine Weiterentwicklung des KWKG – parallel zum KWSG und dem kommenden Kapa-zitätsmarkt – mit einer vergleichbaren Regelung zum Umstieg auf Wasserstoff und zur zugehörigen Betriebskostenförderung sowie einer Investitionskostenförderung zur Umrüstung auf 100 % H2 ist daher dringend geboten.\r\n12 / 25\r\nOhne verlässliche Perspektive kann der weitere Betrieb hocheffizienter und teils hoch-moderner KWK-Anlagen nicht garantiert werden. Dies hat erhebliche negative Auswir-kungen auf die Versorgungssicherheit im Strom- aber auch im Wärmesektor. In keinem bisher angekündigten Programm wird die Umrüstung dieser Anlagen auf H2 aufgegriffen (auch in der bisherigen Fassung des KWKG nicht). Stadtwerke werden schon jetzt mit den Anforderungen der Wärmewende stark gefordert. Für eine H2-Umrüstung ohne För-derung der Investition und der Brennstoffmehrkosten steht nicht das benötigte Kapital zur Verfügung. Die BEW ist bereits ein guter, jedoch finanziell unzureichend ausgestat-teter Ansatz zur Förderung vieler Bestandteile der Wärmewende und muss nun dringend um ein passgenaues, novelliertes und langfristiges KWKG ergänzt werden. Gleichzeitig ist die Förderung des Wärmenetzausbaus im KWKG als Teil eines integrierten Energie-systems zu erhalten.\r\nVor diesem Hintergrund kann der Vorschlag im KWSG-E nur als Notlösung gesehen wer-den. Gemäß Gesetzesbegründung sollen „keinerlei dauerhafte Vorfestlegungen für den ab dem Jahre 2028 nach derzeitiger Planung in Kraft gesetzten Kapazitätsmechanismus“ geschaffen werden (S. 156). Aufgrund der fehlenden Planungssicherheit ist damit zu rechnen, dass die Verlängerung der Anlagenförderung kaum zu Neuinvestitionen, insb. in größere Anlagen, führen wird. Auch die Verlängerung der Wärmespeicher- und Wär-menetzförderung um ein Jahr schafft keine nachhaltige Planungssicherheit, sondern ist nur die Verlängerung einer Hängepartie. Sie schafft keinen Anreiz für den notwendigen massiven Wärmenetzausbau. Zugutehalten kann man jedoch, dass zumindest Hausan-schlüsse ein weiteres Jahr über das KWKG unbürokratisch gefördert werden könnten.\r\nDer aktuellen Bundesregierung ist vorzuhalten, dass sie die letzten Jahre nicht für eine rechtssichere Verlängerung und fundierte Weiterentwicklung des KWKG genutzt hat. Der für 2022 vorgesehene Evaluierungsbericht steht noch immer aus. Erschwerend kommt hinzu, dass Zweifel daran bestehen, dass der aktuelle Vorschlag des BMWK rechtssicher ist. Der Verweis auf die bestehende Auslegungspraxis der Europäischen Kommission kann diese Zweifel nicht vollständig ausräumen. Dies könnte nur eine offizi-elle Bestätigung bzw. beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission.\r\n13 / 25\r\nIm Einzelnen\r\nZu § 2 Nr. 29c\r\nRegelungsvorschlag:\r\n„unvermeidbare Abwärme“ Wärme, gemäß § 3 (1) Nr. 13 und § 3 (4) Wärmeplanungsge-setz vom 20. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 394), die als unvermeidbares Nebenpro-dukt in einer Industrieanlage, einer Stromerzeugungsanlage oder im tertiären Sektor an-fällt und ohne den Zugang zu einem Wärmenetz ungenutzt in die Luft oder in das Wasser abgeleitet werden würde; Abwärme gilt als unvermeidbar, soweit sie aus wirtschaftlichen, sicherheitstechnischen oder sonstigen Gründen im Produktionsprozess nicht nutzbar ist und nicht mit vertretbarem Aufwand verringert werden kann,\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagenen Änderung wird die Begriffsbestimmung der “unvermeidbaren Abwärme” sowie der ihr gleichgestellten Wärme aus dem Wärmeplanungsgesetz in das KWKG überführt. Mit der Anpassung an die im Wärmeplanungsgesetz geltenden Begrif-flichkeiten wird die Einheit der Rechtsordnung gestärkt und eine breitere rechtssichere Grundlage geschaffen. Im neuen § 2 Nr. 35 wurde dies für den Begriff der “Wärme aus erneuerbaren Energien” bereits vollzogen.\r\nZu § 6 (1) Satz 1 c)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nnach dem 31. Dezember 2026 in Dauerbetrieb genommen worden sind, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\nbb)\r\neine Genehmigung oder Teilgenehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzge-setz in der jeweils geltenden Fassung vorgelegen hat und die Anlage bis zum Ende des vierten Jahres nach der Genehmigung in Dauerbetrieb genommen worden ist, oder\r\nbb)\r\nsoweit keine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz für das Vor-haben erforderlich ist oder vorliegt, bis zum 31. Dezember 2026 eine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung eine verbindliche Bestel-lung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im Sinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist und die Anlage bis zum Ende des vierten Jahres nach der verbindlichen Bestellung in Dauerbetrieb genommen worden ist,\r\nBegründung:\r\nMit der Ungewissheit über die Fortführung der KWKG-Fördertatbestände über das Jahr 2026 hinaus droht die Investitionstätigkeit der Fernwärmewirtschaft massiv einzubre-\r\n14 / 25\r\nchen. Dieser Umstand hat den VKU im Frühjahr 2024 dazu bewogen, von seinen Forde-rungen nach einer inhaltlichen Weiterentwicklung des KWKGs in der laufenden Legisla-turperiode abzurücken und eine “einfache” Verlängerung des Gesetzes bis 2029 mit ge-ringfügigen Anpassungen im Gesetzestext einzufordern.\r\nHierfür hatte die EU-Kommission bereits eine “Verlängerung der beihilferechtlichen Ge-nehmigung in Aussicht gestellt”. Um Rechtssicherheit zu schaffen, hätte das BMWK hierzu dennoch mit der EU-Kommission frühzeitig in den Austausch treten müssen. Diese Mög-lichkeit scheint vom BMWK in Brüssel allerdings nicht aktiv verfolgt worden zu sein, wie aus der Gesetzesbegründung hervorgeht.\r\nDiese aus energie- und wirtschaftspolitischer Perspektive wenig ambitionierte Vorgehens-weise verdeutlicht bedauerlicherweise den geringen Stellenwert, welchen die KWK sowie die mit ihr im Zusammenhang stehende Infrastruktur (Netze, Speicher) trotz aller politi-schen Beteuerungen zum Stellenwert der Fernwärme im Kontext der Wärmewende aktu-ell innehat. Dies gilt vor allem vor dem Hintergrund der Erklärung des Fernwärme-Gipfels aus dem Juni 2023, in der sich das BMWK zu ambitionierten Ausbauzielen und einem um-fassenden Arbeitsprogramm bekannt hatte.\r\nDer VKU vertritt nach wie vor die Meinung, dass eine KWKG-Verlängerung ohne eine Än-derung des Bezugspunkts (Inbetriebnahme der Anlage) bis Ende 2029 die vorzugswürdi-gere Vorgehensweise darstellt. Der vorliegende Vorschlag des BMWK greift zu kurz. Der vorgesehene Zeitraum bis Ende 2026 (von heute nur zwei Jahre) reicht nicht aus, um grö-ßere KWK-Projekte zu planen und eine Genehmigung zu erwirken. Die Abhängigkeit von der Genehmigungsbehörde hinsichtlich der Verfahrensdauer stellt ein zusätzliches Risiko dar. Zudem bestehen große Zweifel, ob die beihilferechtliche Auslegung des BMWK hin-sichtlich der Rechtsauslegung der EU-Kommission zum KWKG 2017 (Zeitpunkt der Geneh-migung ist relevanter Zeitpunkt für die Beihilfegewährung) tatsächlich Rechtssicherheit schafft. Es bedarf einer rechtsverbindliche Bestätigung der EU-Kommission oder eine er-neute beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission, um diese Zweifel aus-zuräumen.\r\nSofern allerdings auf solch eine beihilferechtliche Klärung verzichtet werden sollte, so ist der Regelungsvorschlag, der lediglich eine “Minimallösung” darstellt, wie folgt anzupas-sen:\r\n−\r\nIn § 6 (1) Satz 1 c) aa) sollte die Möglichkeit gegeben sein, auch auf Teilgenehmi-gungen nach BImSchG abzustellen. Es ist nicht nachvollziehbar, warum eine An-lage nicht gefördert werden sollte, nur weil die letzte Teilgenehmigung am 01.01.2027 erteilt werden würde und die Anlage schon fertig gebaut wurde.\r\n15 / 25\r\n−\r\nDarüber hinaus sind für BImSchG-Genehmigungen Umsetzungsfristen von 12 Mo-naten nicht unüblich (Verlängerung auf Antrag möglich). Dies passt aber nicht zur Maßgabe, dass die Anlage spätestens bis zum Ende des vierten Jahres nach Ge-nehmigung in Dauerbetrieb genommen worden ist. Der § 6 (1) Satz 1 c) bb) sollte daher auch auf die Möglichkeit abstellen,– wenn keine BImSchG-(Teil-)Genehmi-gung bis zum 31.12.2026 vorliegt – auf den Tatbestand der verbindlichen Bestel-lung bis zum 31.12.2026 abzustellen.\r\nZu § 18 (1) Nr. 1 a) bb)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nnach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 20298 sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naaa)\r\nsämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben und das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb ge-nommen worden ist oder\r\nbbb) sofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“\r\nBegründung:\r\nDie Wärmenetzförderung im KWKG ist das zentrale Förderinstrument für den Ausbau der Wärmenetze: Allein für die Förderung von Netzen und Speichern wird für 2025 bspw. ein Zuschlagsvolumen von ca. 350 Mio. Euro prognostiziert – dies entspricht bei einer Förder-quote von 40 % einer Investitionstätigkeit von knapp einer Mrd. Euro in den Aus- und Umbau der Netzinfrastrukturen. Diese Investitionstätigkeit gilt es zwingend abzusichern.\r\nÄhnlich wie in der Begründung zu § 6 (1) Satz 1 c) ausgeführt (s.o.), wäre die Verlängerung der Wärmenetzförderung bis zum 21.12.2029 daher die eindeutig vorzugswürdigere Va-riante. Darüber hinaus kann bezweifelt werden, dass die Verknüpfung der Förderung mit Genehmigungen bzw. mit der Beauftragung einer Bauleistung in der Praxis problemlos umgesetzt werden kann:\r\n•\r\nBei der Verknüpfung mit Genehmigungen dürften Genehmigungsanträge schon „auf Vorrat“ gestellt werden, wodurch das Antragsvolumen kurzfristig enorm an-steigen könnte und eine Überlastung der zuständigen Behörden droht. Es müss-ten auch für (kleinere) Projekte, die erst 2028 bis 2030 umgesetzt werden (kön-nen), schon bis Ende 2026 Genehmigungen vorliegen.\r\n•\r\nEine Beschränkung auf den Tatbestand der Beauftragung der Bauleistungen bis Ende 2026 wäre aber auch nicht wesentlich besser (erst hoher Auftragseingang\r\n16 / 25\r\nbei den beauftragten Unternehmen und dann große Verzögerungen bei der Erfül-\r\nlung).\r\nAußerdem begrenzt der Ansatz auf die Projekte, die vor dem Dezember 2026 geneh-migt/bestellt wurden. Viele Netzausbaumaßnahmen werden aber nach diesem Termin in die Genehmigung gehen, insbesondere da die kommunale Wärmeplanung und das Ge-bäudeenergiegesetz erst Mitte 2026 „scharfgeschaltet“ werden. Es wird daher eine Ver-längerung bis zum 1 Januar 2029 empfohlen: Diese Anpassung sollte auch EU-Förder-rechtlich konform sein, da effiziente Fernwärme nach Beihilferichtlinie gefördert werden kann (Qualitätsanforderung) und für die Fernwärmenetzausbauprojekte immer die Wirt-schaftlichkeitslücke nachgewiesen werden muss, womit eine Überförderung ausgeschlos-sen ist (Wirtschaftlichkeitskriterium).\r\nSofern auf eine beihilferechtliche Klärung mit der EU-Kommission allerdings verzichtet werden sollte, so sollte der Zeitpunkt der Inbetriebnahme auf 2029 und damit um ein weiteres Jahr verlängert werden. Da immer eine Wirtschaftlichkeitslücke nachgewiesen werden muss, steht einer zeitlichen Verlängerung nichts entgegen. Auch entspricht die Förderung von Wärmenetzen den Beihilferichtlinien.\r\nDie Streichung des ersten Teilsatzes zu bbb) soll dem Umstand Rechnung tragen, dass in einzelnen Bundesländern keine Genehmigung, sondern eine Erlaubnis - in der Hansestadt Hamburg gibt es bspw. den “Auftragbeschein” – als Voraussetzung für Netzausbaupro-jekte herangezogen werden. Die ersatzlose Streichung dient der Schaffung von Rechtssi-cherheit.\r\nAußerdem ist auf die Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen abzustellen: Es gibt selten einen Generalübernehmer, der alle Bauleistungen erledigt. Zudem sind mehrere Bauleistungen erforderlich. Beispielsweise sind bei einem Rahmenvertrag Abrufe möglich für Tiefbau, für Rohrleitungen u.ä. Daher ist es wichtig, dass - wie bei den Anlagen vorge-sehen - auf „wesentlich“ abgestellt wird. Andernfalls würde das Fehlen einer untergeord-neten Bauleistung die Frist und damit die Investition insgesamt gefährden.\r\nDarüber hinaus muss innerhalb von § 18 oder gemäß des vorliegenden Entwurfs neu zu fassenden § 35 (19) klargestellt werden, dass die bisherig geltenden Regelungen in § 18 (1) Satz 1 b) und § 18 (1) Nr. 2 c) nicht nur für Wärme-/Kältenetze, die bis zum Inkrafttre-ten des KWSG in Dauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20 Abs. 5 i.V. mit § 12 ein Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nZu § 18 (1) Nr. 1 a) b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\n17 / 25\r\nin den Fällen der Nummer 2 Buchstabe c und d nach dem 31. Dezember 2027, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 20286\r\nbb)\r\nSämtliche für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vor-gelegen haben und das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vor-liegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb genommen worden ist oder\r\nbb)\r\nSofern für das Vorhaben nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,\r\nBegründung:\r\nSiehe hierzu Ausführungen zu § 18 (1) Nr. 1 a) bb).\r\nZu § 18 (1) Nr. 2 c)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nmindestens zu 58 0 Prozent mit Wärme aus hocheffizienten KWK- Anlagen erfolgt, oder\r\nBegründung\r\nUm Konsistenz zum europäischen Rechtsrahmen zu schaffen, sollten die Voraussetzungen für die Förderung von Netzen sich an den Vorgaben der EED (Definition für „effiziente Wärmenetze“) orientieren. Die vorgeschlagene Anpassung entspricht Artikel 26 (1) letzter Teilsatz der EED.\r\nZu § 20 (6)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Zulassung für Zuschlagszahlungen nach § 18, die einen Betrag von 145 Millionen Euro je Unternehmen überschreiten, darf von dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkon-trolle erst nach beihilferechtlicher Genehmigung durch die Europäische Kommission er-teilt werden.\r\nBegründung:\r\nDie vorgeschlagene Anpassung entspricht einer Folgeänderung aus der redaktionellen An-passung der Höchstsätze für EU-Einzelfallnotifizierungen auf die neue Obergrenze der All-gemeinen Gruppenfreistellungsverordnung von 50 Mio. Euro, so wie dies bereits in § 19 (1) Satz 3 im vorliegenden Entwurf erfolgt ist.\r\nZu § 22 (1) Nr. 1 b)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nnach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 20286\r\n18 / 25\r\nbb)\r\nsämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben und der Wärmespeicher bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letz-ten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb ge-nommen worden ist oder\r\nbb)\r\nsofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, bis zum 31. Dezem-ber 2026 eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,\r\nBegründung:\r\nÄhnlich wie in Begründung zu § 18 (1) Nr. 1 a) bb) ausgeführt (s.o.), wäre die Verlängerung der Förderung für Wärmespeicher bis zum 21.12.2029 die eindeutig vorzugswürdige Va-riante.\r\nSofern auf eine beihilferechtliche Klärung mit der EU-Kommission allerdings verzichtet werden sollte, so sollte der Zeitpunkt der Inbetriebnahme auf Ende 2028 verlängert wer-den.\r\nDie Streichung des ersten Teilsatzes zu bb) soll dem Umstand Rechnung tragen, dass in einzelnen Bundesländern nicht zwingend Genehmigungen als Voraussetzung für die Er-richtung von Wärmespeichern erforderlich sind. Die ersatzlose Streichung dient der Schaf-fung von Rechtssicherheit. Darüber hinaus ist auf wesentliche Bauleistungen abzustellen, s.o.\r\nAntworten zum Fragenkatalog des BMWK zu in Diskussion befindli-chen Punkten im Referentenentwurf des KWSG\r\n1) Bivalenter Betrieb in der ersten Säule (Betrieb mit Gas oder Wasserstoff, wo-bei die 800 geförderten Stunden Wasserstoffbetrieb pro Jahr für die Dauer der Förderung abgefahren werden müssen)\r\na) Welche technischen Anpassungen wären erforderlich, um einen flexiblen Wechsel zwi-schen dem Kraftwerksbetrieb mit Erdgas oder mit Wasserstoff zu ermöglichen?\r\nTheoretisch sind in Kraftwerken beide Brennstoffe einsetzbar. Bisher gibt es noch keine Erfahrungswerte im Realbetrieb, da es aktuell noch nicht mal ausreichend Erfahrungen mit H2-Kraftwerken gibt, und ein effizienter bivalenter Einsatz ist nach derzeitigem Stand technisch unrealistisch. Aktuell gehen die Entwicklungen hin zu einer Technologie, die entweder 100% das eine oder 100% das andere fahren kann. Ein Mischbetrieb von aktuell 37% H2 ist heute bereits möglich, von bis zu 50% H2 in der Entwicklung. Eine Turbine, die 100% H2 fahren kann, wird aber deutlich anders sein als eine, die auf 100% CH4 ausgelegt\r\n19 / 25\r\nist. Die möglichen Auswirkungen auf Verbrennungsverhalten, Verschleiß, Wartung, In-standhaltung etc. eines (permanenten?) Wechsels zwischen den Brennstoffen während des Betriebs, sind heute noch nicht absehbar. Es wird voraussichtlich aber nicht wirt-schaftlich tragfähig sein (siehe c), da man einerseits unterschiedliche Brennstoffdüsen be-nötigen würde und andererseits parallele Infrastrukturen für H2 und Methan (inklusive CO2-Abscheidung und Transport?) nötig wären.\r\nNach aktuellem Stand wäre mindestens ein Brennertausch notwendig, was aufwendig wäre. Durch Anpassung der Brenner kann aber eine Beimischung von H2 erreicht werden.\r\nb) Welche Erfahrungen gibt es in der Branche hinsichtlich Effizienz & Zuverlässigkeit eines bivalenten Betriebs?\r\nUnsere Mitgliedsunternehmen haben Erfahrungen mit einem Mischbetrieb in Gasturbi-nen von bis zu 37% Wasserstoff. Darüber hinaus haben wir keine Kenntnis über Erfahrun-gen in effizienten Anlagen mit einem bivalenten Betrieb, ebenso wie mit 100% Wasser-stoffeinsatz.\r\nIm Zusammenhang mit dem bivalenten Betrieb mit anderen Energieträgern (bspw. Erdgas und Heizöl) wurden Anlagen aufgrund der Störanfälligkeit und dem schlechten Umschalt-verhalten bei Brennstoffumschaltungen im laufenden Betrieb zurückgebaut.\r\nc) Welche wirtschaftlichen Auswirkungen sind von einem solchen Ansatz zu erwarten? Inwiefern würde sich die Zulässigkeit des bivalenten Betriebs auf die jeweilige Investiti-onsentscheidung auswirken?\r\nWie der Wasserstoffbetrieb ist ein bivalenter Betrieb projektspezifisch aktuell nicht zu be-werten. Entscheidend ist, welche Auswirkungen auf die Effizienz zu erwarten wären (Effi-zienzparameter sind nicht bekannt, ebenso nicht der Preis für Wasserstoff) und die ver-fügbare Leistung. Sicher ist: Es bräuchte dauerhaft zwei (mit CO2-Abscheidung drei) Inf-rastrukturen. Insgesamt ist, aufgrund der höheren Komplexität der Anlagen und vermehr-ter Infrastruktur, von höheren Nichtverfügbarkeitszeiten bzw. vermehrten Ausfällen so-wie erhöhten Instandhaltungskosten auszugehen. Die Investitionskosten für den Umbau pro Maschine dürften sicher im Millionenbereich liegen.\r\nGrundsätzlich müsste ein bivalenter Betrieb, wenn er technisch ohne große Restriktionen und Umbauanforderungen im laufenden Betrieb möglich wäre, günstiger als ein reiner Wasserstoffbetrieb und teurer als ein Gasbetrieb sein. Die Wahlmöglichkeit für einen\r\n20 / 25\r\nBrennstoff könnte die Einsatzstunden erhöhen und so eine Option darstellen, die höheren Fixkosten über mehr Betriebsstunden zu verteilen.\r\nProblematisch für einen theoretisch möglichen bivalenten Betrieb ist, dass der Gesetzent-wurf für die Wasserstoffsäule eine Zahlung bei fossilem Betrieb ausschließt bzw. eine Rückforderung unterstellt.\r\nd) Welche Rolle könnte ein bivalenter Betrieb aus systemischer Sicht (Versorgungssicher-heit) spielen?\r\nFalls ein bivalenter Betrieb technisch und wirtschaftlich möglich ist, könnte er einen posi-tiven Beitrag leisten, da etwaige Engpässe in der H2 Versorgung durch Erdgas ausgegli-chen werden könnten. So könnte die Versorgungssicherheit theoretisch zu günstigeren Kosten erhöht werden.\r\nAußerdem könnten frühzeitig Betriebserfahrungen mit H2 gesammelt werden, bevor die Anlage vollständig umgestellt wird.\r\nEs könnte auch für den H2-Hochlauf eine günstige Option sein und mehr Nachfrage nach H2 generieren, also die Versorgungssicherheit bei H2 erhöhen und die H2-Infrastruktur-kosten reduzieren. Auf jeden Fall dürften die dauerhaften doppelten Infrastrukturen so-wie die Unterhaltung derselben nicht zu einer Vergünstigung führen.\r\ne) Welchen Effekt auf die Dekarbonisierungsziele hätte die Zulässigkeit eines bivalenten Betriebs?\r\nUnter der Annahme eines effizienten Einsatzes: Ein bivalenter Betrieb hätte einen positi-ven aber relativ geringen Effekt auf die Dekarbonisierungsziele. Die Zahl der Volllaststun-den, um die es bei dem Betrieb von Spitzenlastkraftwerken geht, ist überschaubar.\r\nBei einer günstigeren H2-Verfügbarkeit als angenommen, könnten mehr Anlagen auf H2 ausgerichtet werden, wodurch weniger fossiles Erdgas eingesetzt werden müsste.\r\n2) Umstiegsdatum in der ersten Säule\r\na) Welche Herausforderungen und Risiken stellen sich bei einem Umstieg auf Wasserstoff sieben Jahre nach Inbetriebnahme des Kraftwerks?\r\n21 / 25\r\nDie größten Risiken beim Umstieg auf Wasserstoff sind die Mengenverfügbarkeit von Wasserstoff und die Rechtzeitigkeit des Wasserstoff-Netzanschlusses, da der Projektierer auf beides keinen ausreichenden Einfluss hat.\r\nZudem ist aktuell nicht geklärt, wie sich das Genehmigungs-Risiko – sowohl für die Pipe-line als auch für die umzustellende Anlage – darstellt. Nach aktueller Lage stellt der Brenn-stoffwechsel (hier: CH4 auf H2) eine „wesentliche Änderung“ der Anlage dar, womit ein BImSch-Verfahren notwendig wird.\r\nb) Wie würden Sie es bewerten, wenn der Umstiegszeitpunkt nicht an die Inbetrieb-nahme, sondern den Zuschlag geknüpft würde?\r\nNegativ. Durch ein noch früheres Umstiegsdatum würde noch mehr Druck auf der Zeit-achse erzeugt, die sowieso schon sehr angespannt ist. Zusätzlich wäre das Netzanschluss-risiko und H2-Verfügbarkeitsrisiko zusätzlich erhöht. Insgesamt würden die Risiken nur dann geringer, wenn die Karenzphase erweitert würde.\r\nDer Umstiegszeitraum sollte an Inbetriebnahme gekoppelt werden, um keine zusätzlichen Verzugsrisiken durch Planung und Genehmigung zu schaffen.\r\nc) Welchen Einfluss hat dies auf die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke?\r\nNach Ersteinschätzung ist kein allzu großer Einfluss erkennbar. Da die Risiken jedoch stei-gen, werden entsprechende Risiko-Einstellungen erforderlich sein, welche die Gesamt-rechnung belasten.\r\nd) Ist eine schnellere Inbetriebnahme realistischerweise umsetzbar?\r\nNein. Es bestehen erhebliche Unsicherheiten darüber, wie sich die Lage bei Komponen-ten, Bauteilen, Hoch- und Tiefbau, etc. verhalten wird. Momentan sind Lieferzeiträume und – ketten bereits enorm angespannt. Durch F-Gase-Verordnung und Net Zero Industry Act wird dies noch weiter zunehmen. Wenn nun auch noch eine zusätzliche Erhöhung und zeitliche Konzentration der Nachfrage (durch Ausschreibungen) erfolgt, dann sind deren Auswirkungen noch nicht abzuschätzen bzw. werden in keinem Fall dazu führen, dass In-betriebnahmen früher erfolgen werden.\r\nAußerdem sind auch die entsprechenden Behörden zu berücksichtigen, die bei den Ge-nehmigungen etc. involviert sein werden. Die Zeitbedarfe zur Erlangung notwendiger Ge-nehmigungen, Prüfbescheinigungen etc. ziehen sich oft über (mehrere) Jahre. Sofern hier\r\n22 / 25\r\nkeine Straffung erfolgt, kann der Anlagenbetreiber nicht wirklich von einer schnelleren Inbetriebnahme ausgehen.\r\ne) Welchen Einfluss hat das auf die Gebote?\r\nRisiken und zusätzliche Belastungen der Wirtschaftlichkeit werden zu Erhöhungen der Ge-bote führen.\r\nf) Welchen zeitlichen Horizont halten Sie für den Gasbetrieb für erforderlich, um Wirtschaftlichkeit der Anlage und Dekarbonisierungsziele miteinander in Einklang zu bringen, wobei zu berücksichtigen ist, dass die max. Capex-Förderung (80% ei-ner Referenzanlage) bei längerem Gasbetrieb unter Umständen angepasst werden müsste?\r\nDas hängt fundamental von der Ausgestaltung der Höchstgrenze ab. Hierzu sind das Vor-gehen und die Bewertungsgrundlage sowie die absolute Höhe weiterhin unklar. Wenn die Festlegung dieser Grenze noch später erfolgen sollte, dann steigt die Unsicherheit im Pro-zess.\r\n3) Abschöpfung\r\na) Sehen Sie durch die Einführung von Abschöpfungsmechanismen in der darge-stellten Form insbes. die Gefahr von Verzerrungen auf den Spot- oder Termin-markt oder darüber hinaus?\r\nDie vorgesehenen Regelungen sind komplex und sollten idealerweise vollständig entfal-len. Da das aus beihilferechtlichen Gründen wahrscheinlich nicht umsetzbar ist, sollten man einen Prozess aufsetzen, der möglichst bürokratiearm, also ohne übermäßige Be-richtspflichten, ausgestaltet ist und wirklich nur realisierte und sehr hohe Übererlöse ab-schöpft. Zudem darf die Abschöpfung sich nicht mit der OPEX-Förderung widersprechen bzw. sich gegenseitig aufheben.\r\nEs kommt möglicherweise durch ein verändertes Einsatzverhalten der steuerbaren Leis-tung zu größeren, erratischen Ausschlägen am Strommarkt.\r\nb) Wie wirkt die Einführung von produktionsabhängigen und/oder produkti-onsunabhängigen Abschöpfungsmechanismen auf die Investitionsentscheidung einerseits und die Einsatzentscheidung andererseits?\r\n23 / 25\r\nDas hängt von der Detailausgestaltung ab. Wechselwirkungen können aufgrund des Feh-lens der entscheidenden Variable (Abschöpfungspreis) nicht abschließend bewertet wer-den.\r\nDie Nutzung von produktionsunabhängigen Abschöpfungsmechanismen birgt eine zusätz-liche Gefahr für den Anlagenbetreiber (nicht Verfügbarkeit der Anlage in Zeiten hoher Preise), die er in der Investitionsentscheidung als zusätzlichen Risikofaktor in der Kalkula-tion kostensteigernd mitberücksichtigen wird.\r\nIn der Einsatzentscheidung wird ein produktionsunabhängiger Abschöpfungsmechanis-mus den Anlagenbetreiber eher veranlassen, mit seiner Erzeugungsanlage zu Zeiten ho-her Preise zu produzieren, um einen finanziellen Verlust durch eine Abschöpfung von Übererlösen, die er nicht generieren konnte, zu vermeiden. Mit Blick auf die zulässigen Volllaststunden wird der Anlagenbetreiber sich aber auch einen Puffer an Betriebsstun-den über das Jahr lassen um ggf. auf am Jahresende auftretende Zeiträume, in denen ein Referenzkraftwerk abgeschöpft würde, noch reagieren zu können. Daher ist zu erwarten, dass die Anlage im realen Einsatz ihre zulässigen Volllaststunden nicht ausschöpfen wird.\r\nc) Wie würde sich eine produktionsunabhängige Abschöpfung auf die Wirtschaft-lichkeit und den Betrieb von Sprinterkraftwerken und auf Wasserstoff umrüstba-ren Kraftwerke auswirken, insbesondere in Hinblick auf Investitionsanreize, Be-triebskosten und die langfristige Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt?\r\nDas hängt von der Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus ab.\r\n4) Dekarbonisierungsanforderungen in der zweiten Säule\r\na) Welche Auswirkungen hat die Vorgabe eines konkreten Dekarbonisierungsda-tums für die Anlagen in der zweiten Säule?\r\nDie Dekarbonisierungsmethode für die Kraftwerke der zweiten Säule ist mit Abgabe des Gebots nicht festgelegt (anders als bei den wasserstofffähigen Kraftwerken der Säule 1) und es gibt auch keine OPEX-Förderung für einen dekarbonisierten Betrieb. Das bedeutet, dass die Betreiber weder CAPEX noch OPEX beim Business Case und folglich auch bei der Gebotskalkulation berücksichtigen können. Damit stellt die Vorgabe eines konkreten De-karbonisierungsdatums ein nicht unerhebliches Risiko und somit eine zusätzliche Investi-tionsbehinderung dar. Die Gebotskalkulationen müssen also so gestaltet sein, dass das gesamte Investment inkl. Verzinsung bis zum Umstiegsdatum komplett refinanziert ist. Bei einem frühen Umstiegsdatum wird es zu hohen Gebotskosten kommen, die sicherlich in Konflikt mit den Höchstpreisen stehen. Es besteht das Risiko, dass nicht ausreichend\r\n24 / 25\r\nGebote eingereicht werden. Sofern ein separater Netzanschluss herzustellen sein sollte, liegt dies in der Hoheit des Gasnetzbetreibers und kann nicht sachlogisch auf den Kraft-werksbetreiber übergewälzt werden.\r\nb) Welche Alternativen gäbe es, um gleichermaßen einen Dekarbonisierungspfad der Anlagen in der zweiten Säule abzusichern und die Anforderungen der Leitlinien für staatliche Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfen 2022 einzuhalten?\r\nDie Frage kann aufgrund der Konsultationsfrist nicht beantwortet werden. Grundsätzlich: Die Anlagen sollten unter den EU-CO2-Zertifikatehandel fallen. Dementsprechend wür-den sie über ein marktliches Instrument den Dekarbonisierungspfad beschreiten. Der Zer-tifikatehandel ist ein etabliertes Instrument. Es ermöglicht dem Betreiber auf Basis von Kosteneinschätzungen selbstständig über Zeitpunkt und Technologie der Dekarbonisie-rung zu entscheiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014020","regulatoryProjectTitle":"Sicherung der Anbietervielfalt beim Kapazitätsmechanismus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4b/47/502477/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310315.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 25.01.2025 1\r\nUnsere Ziele:\r\n• Stromversorgung mit Kraftwerkszubau von 25 GW und\r\nEinbindung von nachfrageseitigen Flexibilitäten so\r\nkostengünstig und damit volkswirtschaflich effizient wie\r\nmöglich sicherstellen: Instrumentenmix für passgenaue\r\nWeiterentwicklung des Stromsystems nutzen\r\n• Zubau gesicherter Leistung schnell anreizen:\r\npraxistaugliche Ausschreibungen durchführen, die\r\nkurzfristige Investitionen in Neuanlagen und Umrüstung\r\nermöglichen\r\n• Beiträge der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) nutzen und\r\nihren systemischen Nutzen im Energiemix\r\nberücksichtigen: KWKG zukunftsfest aufstellen\r\n• Nachfrageseitige Flexbilitäten einbinden und\r\nKraftwerksbestand sichern: Kapazitätsmarkt einführen,\r\nder kompatibel mit Energiewende ist und\r\nVersorgungsicherheit langfristig und marktlich absichert\r\nIm Sinne des Klimaschutzes und auf Grundlage des gesetzlich\r\nverankerten Ziels, 2045 Klimaneutralität zu erreichen, ist im\r\nRahmen der Energiewende ein grundlegender Umbau des\r\nbisherigen Energiesystems notwendig.\r\nAuch bei sehr hohen Erneuerbaren-Energien (EE)-Anteilen im\r\nStromsystem wird eine Residualnachfrage (d. h. die\r\nStromnachfrage, die nicht direkt durch EE gedeckt werden kann)\r\nverbleiben, die durch den Einsatz von regelbaren\r\nErzeugungseinheiten gedeckt werden muss.\r\nDamit die Energiewende zum Erfolg wird, ist zur Absicherung der\r\nstetig steigenenden Stromerzeugung aus klimaneutralen, aber\r\nvolatilen erneuerbaren Ernergien ein Zubau von 25 GW\r\nGaskraftwerksleistung notwendig. Zur Veranschaulichung: Das\r\nentspricht in etwa 50 großen Gaskraftwerksblöcken.\r\nSomit ergeben sich zwei unmittelbare Handlungsbedarfe:\r\n1. Zubau neuer (zukünftig klimaneutral betreibbarer)\r\nKraftwerke mit geeigneten operativen und zentral\r\ngesteuerten Instrumenten ermöglichen und\r\norganisieren\r\n2. KWKG zukunftssicher aufstellen und die\r\nstromseitigen Beiträge der KWK zur\r\nVersorgungsicherheit nutzen.\r\nNahtlos anknüpfend muss auch das Marktdesign kompatibel\r\nzum sich wandelnden Enerigesystem aufgestellt werden. Bereits\r\nheute ist klar: Das zukünftige, auf erneuerbare Energien\r\nbasierende Versorgungssystem wird auf mehr Flexibilität\r\nangewiesen sein – sowohl auf Erzeugungs- insbesondere aber\r\nauch auf der Nachfrageseite.\r\nHier sollte ein Kapazitätsmarkt ansetzen, um\r\nVersorgungssicherheit dauerhaft und auf marktlicher Basis zu\r\norganisieren. Ein Kapazitätsmarkt generiert Erlösströme abseits\r\ndes Energy-Only-Markts (EOM). Bei marktlich organiserten\r\ndezentralen Ansätzen wird der Wert der Versorgungssicherheit\r\ndabei durch die Nachfrage bestimmt. Es entsteht ein Anreiz,\r\nsteuerbare Leistung – sowohl auf Erzeugungs- als auf\r\nNachfrageseite – vorzuhalten und zu erschließen.\r\nKraftwerkspark kurzfristig modernisieren und ausbauen\r\nMit der sukzessiven Beendigung der Kohleverstromung und dem\r\nvollzogenen Ausstieg aus der Kernenergie scheiden derzeit große\r\nMengen steuerbarer Leistung aus dem Markt aus, sodass\r\nabsehbar eine Leistungslücke entsteht. Zudem nähern sich die\r\nVersorgungssicherheit\r\nDie sichere Basis für ein\r\nklimaneutrales Stromsystem schaffen\r\nStand: 25.01.2025 2\r\nKraftwerke im Bestand ihrem technischen Nutzungsende.\r\nDeshalb sind rasche Modernisierungen und der Neubau von\r\nKraftwerken notwendig.\r\nIn Anbetracht der mehrjährigen Projektrealisierungszeiten für\r\nden Kraftwerksbau müssen kurzfristig praxistaugliche\r\nInstrumente geschaffen werden, um möglichst schnell\r\nFortschritte beim Zubau von gesicherter Leistung, aber auch für\r\ndie Umrüstung von Bestandsanlagen, zur Ermöglichung eines\r\nklimaneutralen Betriebs, zu erreichen.\r\nDer VKU schlägt dafür technologieoffene und zentrale\r\nKraftwerksausschreibungen vor: Notwendig ist eine\r\npraxistaugliche Umsetzung – die sowohl Neubau- als auch\r\nModernisierungsprojekte ermöglicht.\r\nUm einen breiten Wettbewerb zu gewährleisten, der\r\nkosteneffiziente Ergebnisse liefert, müssen Ausschreibungen\r\nschlank und im Sinne der Technolgieoffenheit - ohne enggefasste\r\nVorgaben und Restriktionen - ausgestaltet werden. Umfangreiche\r\nund starre Regulariensollten vermieden werden, um Investoren\r\nnicht durch politische, regulatorische und\r\ngenehmigungsrechtliche Risiken über Gebühr zu belasten. So\r\nsollte es beispielsweise im Ermessen des Betreibers liegen, wie er\r\nseine Anlage unter dem Leitinstrument EU-ETS und in\r\nKompatibiliät mit den Klimazielen dekarbonisert.\r\nSystemischer Nutzen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)\r\nInsbesondere der systemische Nutzen der Kraft-Wärme-\r\nKopplung (KWK) sollte im zukünftigen Energiemix\r\nBerücksichtigung finden. KWK-Anlagen sind durch ihre steuerbare\r\nund lastnahe Erzeugung von Strom und Wärme ein\r\nKernelement der Sektorenkopplung und zur Sicherstellung der\r\nVersorgungssicherheit.\r\nDa die höchste strom- und wärmeseitige Residuallast in gleichen\r\nZeiträumen anfällt (Oktober bis März), können KWK-Anlagen\r\nzukünftig – passgenau und systemdienlich – die Strom- und\r\nWärmeversorgung absichern. Insbesondere in Kombination mit\r\nerneubaren Wärmeerzeugern (z. B. Großwärmepumpen,\r\nElektroheizkessel) und Wärmenspeichern sind KWK-Systeme\r\noptimale Flexibilitätsoptionen für ein zunehmend volatiles\r\nEnergiesystem. Die lastnahe Erzeugung und Flexibilität von KWKAnlagen\r\nwirkt zudem wachsenden Netzengpässen entgegen.\r\nVor dem Hintergrund der Klimaziele und der europäischen Rahmensetzung\r\nsollte das KWKG deswegen bis 2035 verlängert und\r\nin das „klimaneutrale Zeitalter“ überführt werden.\r\nNeues Marktdesign: Leistungsmarkt für dauerhafte\r\nVersorgungssicherheit\r\nEs muss möglichst schnell Klarheit über die grundsätzliche\r\nAusgestaltung des Marktdesigns geschaffen werden. Der EOM\r\nermöglicht eine effiziente Allokation von Angebot und Nachfrage,\r\nist aber kein Garant für Versorgungssicherheit. Perspektivisch\r\nmuss das Marktdesign eine marktliche Organisation der\r\nVersorgungssicherheit ermöglichen und bereits die Vorhaltung\r\nvon regelbaren Kapazitäten honorieren – sowohl auf Erzeugungs-\r\n(u.a. auch Sicherung des Bestands) aber auch auf der\r\nNachfrageseite (Erschließung neuer Flex.-Potentiale). Der bislang\r\ndiskutierte Kombinierte Kapazitätsmarkt kam dieser Zielsetzung\r\nbereits sehr nahe.\r\nGrundsätzlich spricht sich der VKU weiterhin für die Ergänzung\r\ndes EOM durch einen Kapazitätsmarkt mit ausgeprägtem\r\ndezentralen Element aus. Denn entscheidend für die\r\nEnergiewendekompatibilität und die Kostengünstigkeit im Sinne\r\nder volkswirtschaftlichen Effizienz eines Kapazitätsmarkts wird\r\nvor allem die angemessene Berücksichtigung von\r\nFlexibilitätsoptionen sein. Hierfür sind dezentrale Ansätze von\r\nVorteil, bei denen dezentralen Wissen zu den Möglichkeiten und\r\nBedingungen vor Ort optimal genutzt, Potenziale\r\nunbürokratisch erschloßen und in das Gesamtsystem\r\neingebracht werden können. Da ein typischer Markt mit einer\r\nVielzahl von unterschiedlichen Anbietern und Nachfragern\r\nentsteht, ist von gesamtwirtschaftlichen Effizienzgewinnen\r\nauszugehen. Die Kosten bilden sind im Wettbewerb und werden\r\nim allgemeinen Strompreis abgebildet. Im Gegensatz dazu stehen\r\nzentrale Ansätze, deren Finanzierung über eine staatliche Umlage\r\nauf alle Stromverbraucher erfolgen müsste.\r\nWichtig ist, dass alle im Rahmen von vorgezogenen Maßnahmen\r\ngetätigten Investitionen auch in einem künftigen Marktdesign\r\nBestand haben. Die größtmögliche Kompatibilität kurz- und\r\nmittelfristiger Übergangsregelungen mit dem späteren\r\nMarktdesign ist für ein Gelingen der Erzeugungswende\r\nentscheidend. Stranded-Investments müssen in der ohnehin\r\nherausfordernden Transformationsphase des Energiesystems\r\nunbedingt vermieden werden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des\r\nTreibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die\r\nÄnderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHGEuroparechtsanpassungsgesetz\r\n2024) vom\r\n30.07.2024\r\nBerlin, 14.08.2024\r\n2 / 13\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zum Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des\r\nTreibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\n(TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024) Stellung zu nehmen. Die Entwürfe sind noch\r\nnicht innerhalb der Bundesregierung abgestimmt. Daher behält sich der VKU vor, im\r\nweiteren Gesetzgebungsprozess ggf. ergänzende bzw. weiterentwickelte\r\nAnpassungsvorschläge einzubringen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nKommunale Unternehmen sind als Betreiber von (potentiell)\r\nemissionshandelspflichtigen Anlagen im Emissionshandelssystem im Bereich\r\nortsfester Anlagen (ETS-1) sowie als Inverkehrbringer von Brennstoffen im\r\nnationalen Emissionshandelssystem und dem Übergang in den europäischen\r\nBrennstoffemissionshandel (ETS-2) stark von der Novellierung des TEHG sowie der\r\ndamit verbundenen Anpassung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG)\r\nbetroffen.\r\nKommunale Unternehmen betreiben Kraftwerke zur Strom- und Wärmeerzeugung,\r\nentsorgen Siedlungsabfälle und Klärschlämme in thermischen Verbrennungsanlagen\r\nund beliefern in ganz Deutschland Kundinnen und Kunden mit Erd- und Biogas.\r\nDie kommunale Entsorgungswirtschaft nimmt den gesetzlichen Auftrag der\r\nGewährleistung von Entsorgungssicherheit für Haushalts- und Siedlungsabfälle wahr\r\nund betreibt zu diesem Zweck vielerorts Anlagen der thermischen Abfallbehandlung.\r\nDie Einbeziehung der thermischen Abfallbehandlung von Siedlungsabfällen in den\r\nAnwendungsbereich des BEHG ab 2024 hat bereits zu Gebührenerhöhungen in der\r\nGrößenordnung von drei bis fünf Prozent und zudem zu erheblichen\r\nRechtsunsicherheiten und -streitigkeiten im Verhältnis zwischen Anlagenbetreibern\r\neinerseits und Abfallanlieferern und Wärmeabnehmern andererseits geführt. Die\r\nWeiterentwicklung des Emissionshandelsrechts hat vor diesem Hintergrund\r\nerhebliche Bedeutung für die kommunale Abfallwirtschaft sowie die\r\nAbfallgebührenzahler.\r\nMit Inkrafttreten der Verordnung zur Neuordnung der Klärschlammverwertung\r\n(AbfKlärV) am 3. Oktober 2017 hat das Gebot zur Klärschlammverbrennung\r\nRechtsverbindlichkeit erhalten. Bis zum Jahr 2029 (Anlagen über 100.000 EW) bzw.\r\n2032 (Anlagen zwischen 50.000 und 100.000 EW) müssen Betreiber von Kläranlagen\r\ndie thermische Behandlung von Klärschlämmen sicherstellen. Die gesetzliche Pflicht\r\nzur thermischen Beseitigung von Klärschlämmen sollte im Emissionshandelssystem\r\ndaher auch weiterhin pragmatisch behandelt werden. Darüber hinaus könnte sie im\r\nVollzug noch deutlich vereinfacht werden. Die pauschale Anerkennung der\r\nBiogenität vom Klärschlamm (Null-Emission) im BEHG sollte in jedem Fall unberührt\r\nbleiben und bei der Weiterentwicklung des Emissionshandels Bestand haben.\r\n3 / 13\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt, dass nun die TEHG-Novelle vorgelegt wird. Aufgrund der knappen\r\nZeit bis zum 1. Januar 2025, wo eine Emissionsgenehmigung im ETS II vorliegen muss,\r\nist die vorgeschlagene Genehmigungsfiktion eine gute Lösung. Dennoch sollte die\r\nFrist zur Vorlage des erstmaligen Überwachungsplans für den ETS II länger gefasst\r\nwerden.\r\nDie Änderung des Preismechanismus im BEHG 2026 lehnen wir ab, denn bereits\r\nheute sind Gaslieferverträge für 2026 fest kontrahiert und ermöglichen keine\r\nAnpassung der CO2-Kosten mehr. Eine Änderung würde daher unweigerlich zu\r\nwirtschaftlichen Schäden führen.\r\nDen nationalen Opt-In von Abfallverbrennungsanlagen in den ETS I ab 2027 lehnt die\r\nKommunalwirtschaft strikt ab. Es ist nicht sachgerecht, der Entscheidung der\r\nEuropäischen Kommission in 2026 über den europaweiten Umgang mit der\r\nAbfallverbrennung vorzugreifen. Stattdessen sollte das ohnehin für 2027 ertüchtigte\r\nBEHG übergangsweise für 2027 weiter angewendet werden, bis eine einheitliche\r\neuropäische Lösung vorliegt. Andernfalls würde die Bundesregierung ihre selbst\r\nproklamierten Ziele verletzen, EU-Recht nur 1:1 umzusetzen und bei der Anlastung\r\nvon Umweltkosten inländische Marktakteure nicht zu benachteiligen.\r\nNach unserer Lesart sind Klärschlammverbrennungsanlagen unterhalb von 20 MW\r\ngrundsätzlich von den Anforderungen des TEHG-E derzeit nicht umfasst und\r\nunterfallen damit weiterhin den bestehenden Anforderungen des BEHG. Sollten diese\r\nAnlagen dennoch in den Anwendungsbereich des TEHG übernommen werden,\r\nbraucht es dringend eine analoge Regelung für den bisherigen § 7 Abs. 4 Nr. 2 BEHG,\r\nwonach Klärschlamm den Emissionsfaktor Null hat und vom Erwerb von\r\nEmissionszertifikaten befreit bleibt. Ohne diese Befreiung lehnen wir eine etwaige\r\nvorzeitige Einbeziehung in den europäischen Emissionshandel ab.\r\n4 / 13\r\nVorbemerkungen\r\nDer VKU begrüßt, dass mit dem novellierten Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) nun die Reform des EU-weiten Emissionshandelssystems (EU EHS) auf nationaler Ebene angegangen wird.\r\nDer Gesetzentwurf kommt leider sehr spät, da die ersten Pflichten bis zum 1. Januar 2025 umgesetzt werden müssen.\r\nAufgrund dieser knappen Frist begrüßt der VKU, dass auch ohne Emissionsgenehmigung nach TEHG im Rahmen des ETS II das Inverkehrbringen von Brennstoffen wie Erdgas als genehmigt gilt, wenn ein genehmigter Überwachungsplan nach dem BEHG vorliegt und zudem ein Antrag nach TEHG gestellt wurde. Positiv ist, dass eine verspätete Genehmigung nicht zu einem Konflikt führen soll. Besser wäre aber, dass diese so genannte Fiktion zunächst auch ohne Antrag im Rahmen des TEHG gelten würde, denn drei Monate für ein Verfahren mit neuen Anforderungen sind sehr knapp bemessen.\r\nDie EU-Emissionshandelsrichtlinie sieht als jährliche Frist zur Berichtspflicht über die CO2-Emissionen den 30.04. vor (vorgesehen in § 43 TEHG-E). Der VKU weist darauf hin, dass diese Frist für die betroffenen Unternehmen nicht praktikabel ist. Hintergrund ist, dass die hierfür benötigte Emissionssteueranmeldung zu diesem Zeitpunkt noch nicht vorliegt. Ebenfalls nicht praktikabel ist die jährliche Frist zur Abgabe der Emissionszertifikate jeweils zum 31.05. (vorgesehen in § 7 TEHG-E). Auch diese stammt aus der EU-Emissionshandelsrichtlinie. Hier sollte aus Sicht des VKU die Frist 30.09. aus dem BEHG angesetzt werden. Daher bittet der VKU das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) sich bei einer etwaigen Novellierung der EU-Emissionshandelsrichtlinie für eine Harmonisierung zwischen europäischen und nationalen Regelungsvorgaben einzusetzen, die sich an den BEHG-Fristen orientieren. Der VKU hatte bereits in seiner Stellungnahme zum Vorschlag der Europäischen Kommission zur Änderung der europäischen Emissionshandelsrichtlinie 2003/87/EG, des Beschlusses (EU) 2015/1814 über die Einrichtung und Anwendung einer Marktstabilitätsreserve für das System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten und Verordnung (EU) 2015/757 vom 14.07.2021 darauf hingewiesen, dass zur Begrenzung des administrativen Aufwands für die verpflichteten Unternehmen auf die Anschlussfähigkeit nationaler Regelungen geachtet werden sollte.1\r\nIn der Energieversorgung sollte der Emissionshandel weiterhin das zentrale Klimaschutzinstrument darstellen. Dazu benötigt es ein Maximum an Kontinuität und langfristiger Verlässlichkeit.\r\n1 211108_VKU-Stellungnahme_ETS_Kommissionsvorschlag.pdf\r\n5 / 13\r\nSehr kritisch bewerten wir, dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) bereits jetzt die Verbrennung von Siedlungsabfällen ab 2027 in den Europäischen Emissionshandel (ETS I) einbeziehen will, obwohl die EU-Kommission erst im Jahr 2026 dazu eine Empfehlung abgeben wird. Einen Alleingang Deutschlands lehnt die kommunale Abfallwirtschaft strikt ab, er würde die Wettbewerbssituation der deutschen Müllverbrennungsanlagen massiv verschlechtern und die hiesigen Abfallgebührenzahler mit einem Sonderopfer belasten – und das angesichts drastisch steigender Mietkosten.\r\nWas die Klärschlammverbrennung betrifft, bleibt der Entwurf aus Sicht der Wasserwirtschaft zu allgemein. Es bedarf einer eindeutigen Klarstellung, dass Klärschlammverbrennungsanlagen unterhalb von 20 MW nicht vom Anwendungsbereich des TEHG betroffen sind. Die aufgrund der AbfKlärV gesetzlich verpflichtende Verbrennung von Klärschlamm muss aufgrund seines biogenen Anteils weiterhin von CO2-Kosten befreit bleiben. Das sieht auch der nationale Emissionshandel gemäß BEHG vor und sollte im TEHG 1:1 übernommen werden. In dem Zusammenhang plädieren wir auch für eine Vereinfachung der Erhebung der Emissionen, um den Verwaltungsaufwand für die Anlagenbetreiber zu reduzieren, in dem bei einer Bejahung einer hundertprozentigen Biogenität beim eingesetzten Brennstoff auf die detaillierte Ermittlung der Emissionen verzichtet werden kann.\r\n6 / 13\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1, § 22 TEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Dopplung der Absätze (1) bis (3) sollte gestrichen, bzw. auf den zutreffenden Teil reduziert werden.\r\nBegründung:\r\nDie Absätze (1) bis (3) doppeln sich. Unterschiedlich ist lediglich, dass im zweiten Absatz (3) auf \"Überwachung im Sinne des Artikel 15 Absatz 3 und 4\" und im ersten Absatz (3) lediglich auf \"Artikel 15 Absatz 3\" verwiesen wird, sowie im zweiten Absatz (1) Nummer 2 nur „nach § 5“ und im ersten Absatz (1) Nummer 2 auf „§ 5 Absatz 1“.\r\nZu Artikel 1, zu § 41 Absatz 4 TEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\n„Bis zur Erteilung einer Emissionsgenehmigung gilt für Verantwortliche, die zum Ablauf der Frist nach Absatz 1 Satz 1 vom Anwendungsbereich des BEHG erfasst sind, der nach § 6 Absatz 1 Satz 3 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes in Verbindung mit § 3 der Emissionsberichterstattungsverordnung 2030 vom 21. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2868) in der jeweils geltenden Fassung genehmigte Überwachungsplan als Emissionsgenehmigung nach § 4 Absatz 1 Nummer 2. Die Pflicht nach Absatz 1 Satz 1 bleibt hiervon unberührt, wobei die Frist nach Absatz 1 Satz 1, bei Vorliegen eines genehmigten Überwachungsplans nach § 6 Absatz 1 Satz 3 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes in Verbindung mit § 3 der Emissionsberichterstattungsverordnung 2030 vom 21. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2868) in der jeweils geltenden Fassung zum Ablauf der Frist nach Absatz 1 Satz 1, einmalig um drei Monate verlängert wird. Satz 1 ist nur bis zur Bestandskraft der Entscheidung über den Antrag auf Erteilung der Emissionsgenehmigung anwendbar. Sofern der Verantwortliche innerhalb der Frist, verlängert gemäß Satz 2, nach Absatz 1 Satz 1 keinen Antrag stellt, ist Satz 1 nur bis zum Ablauf der Frist nach Absatz 1 Satz, verlängert gemäß Satz 2 anwendbar.“\r\nBegründung:\r\nDer VKU begrüßt ausdrücklich, dass aufgrund der zu erwartenden kurzen Frist zur erstmaligen Beantragung einer Emissionsgenehmigung nach § 41 TEHG-E und der damit verbundenen Pflicht zur erstmaligen Abgabe eines Überwachungsplans nach § 42 TEHG-E ein genehmigter Überwachungsplan nach BEHG zunächst als Emissionsgenehmigung gilt.\r\nVoraussetzung dafür ist aber, dass mit Ablauf der Frist bereits Antrag auf eine Emissionsgenehmigung nach § 4 Absatz 1 Nummer 2 TEHG-E und damit auch ein Überwachungsplan nach §§ 6 und 42 TEHG-E vorliegt.\r\n7 / 13\r\nDa den bisher nach dem BEHG-Verpflichteten Inverkehrbringern die genauen Anforderungen an die Emissionsgenehmigung und den Überwachungsplan im Rahmen des ETS-2 noch nicht bekannt sind und diese zudem vielfach keine Kenntnis davon haben, dass für die voraussichtlich 2027 startende Abgabepflicht im ETS-2 bereits 2024 Pflichten zu erfüllen sind, um ab dem 1. Januar 2025 eine Emissionsgenehmigung für ebendiesen zu erlangen, hält der VKU es für sachgerecht, dass die erstmalige Frist um weitere drei Monate verlängert wird. Die vorgesehenen drei Monate sind zudem deswegen sehr knapp bemessen, weil die zu verwendenden Formulare im Formularmanagementsystem (FMS) meistens sehr kurzfristig bereitgestellt werden. So wurde beispielsweise das Formular für den Emissionsbericht im nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) ca. 1,5 Monate vor der Abgabefrist veröffentlicht. Hinzukommend sei erwähnt, dass dieses FMS-Formular grundlegende Fehler enthielt.\r\nZu Artikel 1, § 42 Absatz 1 TEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nFür den Zeitraum ab dem Kalenderjahr 2025 haben Verantwortliche den Überwachungsplan innerhalb einer von der zuständigen Behörde festzusetzenden Frist bei der zuständigen Behörde zur Genehmigung einzureichen. Die zuständige Behörde macht die Frist nach Satz 1 spätestens bis zum Ablauf des dritten vor dem Ablauf der Frist nach Satz 1 endenden Kalendermonats im Bundesanzeiger bekannt. Diese Frist verlängert sich einmalig um drei Monate, wenn die Voraussetzungen nach § 41 Absatz 4 Satz 2 erfüllt sind. Verantwortliche, die nach Ablauf der Frist nach Satz 1 erstmals der Verpflichtung nach § 5 Absatz 1 Nummer 4 unterliegen, müssen den Überwachungsplan unverzüglich, spätestens aber bis zum Ablauf des ersten auf den Tag der Aufnahme ihrer Tätigkeit nach Teil B Abschnitt 2 Nummer 1 und 2 des Anhangs folgenden Kalendermonats bei der zuständigen Behörde beantragen.\r\nBegründung:\r\nFolgeänderung aufgrund der Anpassung von § 41 Absatz 4 TEHG-E.\r\nZu Artikel 1, § 44 TEHG-E\r\nAllgemeiner Hinweis\r\nDer § 44 TEHG-E enthält zahlreiche Verordnungsermächtigungen für die Bundesregierung. Der VKU wirbt dafür, dass die dem TEHG zugehörigen Verordnungen schnellstmöglich angepasst und veröffentlicht werden, damit es bei der Umsetzung nicht zu weiteren Verzug und unnötig knappen Fristen kommt.\r\nDer VKU setzt sich weiterhin dafür ein, dass im Sinne des Bürokratieabbaus pragmatisch von der Möglichkeit der vereinfachten Überwachung, Emissionsermittlung, Berichterstattung, Verifizierung (wie z. B. die bisherige Ausnahme bei vereinfachter Berichterstattung nach § 15 EBeV 2030) und Nachweispflicht Gebrauch gemacht wird.\r\n8 / 13\r\nWo immer möglich sollte ein Gleichlauf mit bestehenden Pflichten im Rahmen des BEHG und seiner Verordnungen sowie die doppelte Verwendung von Angaben im Rahmen des BEHG und des TEHG im Register vorgesehen werden.\r\nZu Artikel 1, § 52 TEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nStreichung von § 52 TEHG-E\r\nBegründung:\r\nFolgeänderung des Verzichts auf einen nationalen Opt-In von Abfallverbrennungsanlagen in den ETS I ab 2027, ausführliche Begründung siehe unten zu Folgeänderungsvorschlag zu Artikel 2.\r\nSollte das BMWK an dem vorliegenden Regelungsvorschlag in § 52 festhalten, ist es aus unserer Sicht zwingend geboten klarzustellen, welche Anlagentypen konkret in den ETS 1 einbezogen werden. Der derzeitige Verweis auf Nummer 8.1.1 der Anlage 1 der 4. BImSchV würde nach unserer Auffassung eine deutlich größere Anzahl an Anlagetypen umfassen. Insofern bedarf es hier für eine rechtskonforme Anwendung einer Konkretisierung.\r\nZu Artikel 1, Anhang Teil A, Abschnitt 2, Nummer 35 (neu) TEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\n„Tätigkeiten\r\n[…]\r\n35. Dieses Gesetz gilt nicht für:\r\n1. Anlagen, die nach § 4 Absatz 1 Satz 3 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes genehmigungsbedürftig sind und bei denen nach ihrer immissionsschutzrechtlichen Genehmigung außer für Zwecke der Zünd- und Stützfeuerung als Brennstoff nur Klärgas, Deponiegas, Biogas oder Biomasse im Sinne des Artikels 2 Absatz 2 Satz 2 Buchstabe a und e der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 05.06.2009, S. 16) in der jeweils geltenden Fassung eingesetzt werden darf und\r\n2. Anlagen oder Verbrennungseinheiten nach Anhang A Abschnitt 2 Nummer 1 bis 6 zur Verbrennung von gefährlichen Abfällen oder Siedlungsabfällen, die nach\r\n9 / 13\r\nNummer 8.1 des Anhangs zur Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen genehmigungsbedürftig sind.\r\nBegründung: Folgeänderung des Verzichts auf einen nationalen Opt-In von Abfallverbrennungsanlagen in den ETS I ab 2027, ausführliche Begründung siehe unten zu Folgeänderungsvorschlag zu Artikel 2.\r\nZu Artikel 2, Nr. 11 (zu §23a BEHG Absatz 1)\r\nFolgeänderungsvorschlag\r\nRegelungsvorschlag:\r\nNr. 11: § 23a BEHG - Übergangsbestimmungen - erhält folgende Fassung:\r\n(1) Die Verpflichtungen nach § 7 Absatz 1 und § 8 entfallen in Bezug auf Brennstoffemissionen aus Brennstoffen,\r\n1. die nach dem 31. Dezember 2026 nach § 2 Absatz 2 in Verkehr gebracht werden und ab dem 1. Januar 2027 einer Abgabeverpflichtung nach § 7 Abs. 2 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes unterliegen,\r\n2. die nach dem 31. Dezember 2027 nach § 2 Absatz 2a als in Verkehr gebracht gelten.\r\nBegründung:\r\nNach Art. 30 Abs. 7 der Richtlinie (EU) 2023/959 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 10. Mai 2023 legt die EU-Kommission dem europäischen Parlament und dem Rat bis zum 31. Juli 2026 einen Bericht vor, in dem sie die Durchführbarkeit einer Aufnahme von Anlagen für die Verbrennung von Siedlungsabfällen in das EU-EHS bewertet, auch im Hinblick auf ihre Aufnahme ab 2028 und mit einer Bewertung, ob einem Mitgliedstaat die Wahl zustehen müsste, bis zum 31. Dezember 2030 auszusteigen.\r\nIn diesem Zusammenhang berücksichtigt die Kommission u. a. die Bedeutung aller Sektoren, die zur Verringerung von Emissionen beitragen und die potenzielle Umlenkung auf die Entsorgung von Abfällen in Deponien in der Union und auf Abfallexporte in Drittländer. Darüber hinaus berücksichtigt die Kommission einschlägige Kriterien wie die Auswirkungen auf den Binnenmarkt, mögliche Wettbewerbsverzerrungen, die Umweltintegrität, die Angleichung an die Ziele der Richtlinie 2008/98/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie die Robustheit und Genauigkeit der Überwachung und Berechnung der Emissionen. Die Kommission legt gegebenenfalls und unbeschadet des Artikels 4 der genannten Richtlinie zusammen mit dem Bericht einen Legislativvorschlag vor, um die Bestimmungen dieses Kapitels auf Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen und die Zuteilung und Vergabe zusätzlicher Zertifikate für\r\n10 /\r\n13\r\nAnlagen für die Verbrennung von Siedlungsabfällen anzuwenden und eine mögliche Umlenkung von Abfällen zu verhindern.\r\nAngesichts dieses detaillierten und terminierten Prüfauftrages an die Kommission, ob die Aufnahme der thermischen Siedlungsabfallverbrennung in den Europäischen Emissionshandel sinnvoll und sachgerecht ist, ist es unerfindlich, warum das BMWK über das Instrument der Opt-In-Regelung nach Art. 24 der Emissionshandelsrichtlinie bereits jetzt Fakten schaffen und für Deutschland einseitig eine Einbeziehung der thermischen Abfallbehandlung in das TEHG regeln will. Der VKU hatte bereits im Zusammenhang mit der jüngsten BEHG-Novelle darauf hingewiesen, dass die CO2-Bepreisung der thermischen Abfallbehandlung gravierende negative Folgewirkungen haben kann, wie namentlich eine Verdrängung von Abfällen in ökologisch nachteiligere, klimaschädlichere Entsorgungswege (Deponien) oder in den Export. Gerade um solche negativen Folgewirkungen auszuschließen, muss die Kommission bis Juli 2026 hierzu eine Folgenabschätzung vorlegen. Wenn das BMWK nun das Instrument der Opt-In-Klausel nutzt, wird der Prüfauftrag der Kommission unterlaufen und es werden bewusst diejenigen Fehllenkungsrisiken eingegangen, die in der Richtlinie 2023/959 zurecht adressiert werden.\r\nDer vom BMWK angestrebte nationale Alleingang verschärft dabei noch die genannten Risiken, da im Falle eines Verzichts auf eine europäische Einbeziehung der thermischen Abfallbehandlung in den EU-ETS der Export deutscher Siedlungsabfälle auch in das EU-Ausland massiv angereizt würde. Hierin läge im Übrigen auch ein Verstoß gegen die Prinzipien der Entsorgungsautarkie und der Entsorgungsnähe nach Art. 16 der EU-Abfallrahmenrichtlinie.\r\nDie vom BMWK angestrebte Opt-In-Regelung hätte folgende Szenarien zur Folge: Würde die Kommission eine Einbeziehung der thermischen Abfallbehandlung in den EU-ETS ab 2028 vorschlagen und legislativ umsetzen, wäre das Opt-In überflüssig. Eine Lösung für das “Brückenjahr” 2027 könnte problemlos durch die von uns vorgeschlagene Neufassung von § 23a BEHG gefunden werden, indem das BEHG auch noch in 2027 für die thermische Abfallbehandlung gilt, dann aber auch ausläuft. Auf die rechtsstaatlich bedenkliche Konstruktion der Kommissionszustimmung für das Opt-In als “aufschiebende Bedingung” für die Anwendung des Gesetzes auf die Abfallwirtschaft (so der BMWK-Vorschlag in § 52 TEHG-E) kann also verzichtet werden. Aus Gründen der Praktikabilität und der Planungssicherheit sollte dabei die Preisstufe des Jahres 2025 (55,00 €/t) auch für die Jahre 2026 und 2027 für die thermische Abfallbehandlung fortgeschrieben werden. Es wäre jedenfalls unverhältnismäßig, in der Auslaufphase des BEHG die thermische Abfallbehandlung noch einem Auktionierungsverfahren für Emissionszertifikate auszusetzen.\r\n11 /\r\n13\r\nWird hingegen auf europäischer Ebene auf eine Ausweitung des ETS I auf die Abfallwirtschaft verzichtet, wären die Wirkungen des Opt-In auf die deutschen Anlagen völlig untragbar. Dann nämlich käme es zu einer sich fortlaufend verschärfenden Preisdifferenz zwischen den deutschen und den europäischen Abfallbehandlungskosten – mit der Folge gravierender Wettbewerbsnachteile für die deutschen Anlagenbetreiber und eines stetig zunehmenden Risikos von – auch illegalen – Abfallverbringungen ins Ausland. Eine solche Entwicklung wäre auch deshalb inakzeptabel, weil die Wärme aus der thermischen Abfallbehandlung, als “unvermeidbare Abwärme”, ein wichtiger Bestandteil der kommunalen Wärmeplanung nach WPG darstellt. Eine seriöse Abschätzung der Potenziale “unvermeidbarer Abwärme” aus thermischer Abfallbehandlung wäre jedoch nicht mehr möglich, wenn die Abfallverbrennung in Deutschland mit stetig zunehmenden preislichen Wettbewerbsnachteilen zu kämpfen hätte. Im Übrigen ist es unseres Erachtens auch Ausdruck einer in sich höchst widersprüchlichen Gesetzgebung, die Abwärme aus der thermischen Abfallbehandlung einerseits als klimaneutral anzuerkennen (WPG/GEG), andererseits den entsprechenden Verbrennungsprozess jedoch mit CO2-Kosten zu belasten (BEHG/TEHG-E).\r\nSchließlich weisen wir darauf hin, dass sich das BMWK mit einer Opt-In-Regelung für die thermische Abfallbehandlung in einen deutlichen Widerspruch zu ihren jüngsten politisch-programmatischen Zielen setzen würden. So wird im Entwurf der “Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie” (NKWS) vom 17. Juni 2024 zutreffend ausgeführt, dass bei der Setzung ökonomischer Anreize der globale Wettbewerb berücksichtigt werden müsse. Die Adressierung von Umweltkosten dürfe daher nicht zu einer Benachteiligung inländischer Marktakteure führen; die Verlagerung von Produktionsprozessen führe zur Umgehung solcher Anreize und damit zu keinerlei positiven Umwelteffekten (S. 31). In ihrer “Wachstumsinitiative. – neue wirtschaftliche Dynamik für Deutschland” vom 5. Juli 2024 formuliert die Bundesregierung deutlich das Ziel, eine überschießende Umsetzung von EU-Recht zu vermeiden. Daher werde die Bundesregierung ab sofort EU-Richtlinien in der Regel 1:1 in nationales Recht umsetzen und bestehende überschießende Umsetzungen identifizieren und reduzieren (S. 9).\r\nVor diesem Hintergrund darf nach unserer Überzeugung das geplante Opt-In der deutschen (kommunalen) Abfallwirtschaft in den EU-ETS keinen Bestand haben, zumal die negativen Folgewirkungen in diesem Fall besonders gravierend wären. Die Frage, ob die thermische Abfallbehandlung in den CO2-Emissionshandel einbezogen werden soll oder nicht, darf nur einheitlich für die gesamte EU beantwortet werden, nationale Alleingänge verbieten sich hier. Darauf, dass eine CO2-Bepreisung der thermischen Abfallbehandlung schließlich keine klimaschützende Lenkungswirkung haben kann, sondern allein zu steigenden Mietnebenkosten führt (das BEHG führte bereits in 2024 zu durchschnittlichen Gebührensteigerungen von 3 - 5 Prozent), hatten wir bereits im Zusammenhang mit der letzten BEHG-Novelle ausführlich hingewiesen.\r\n12 /\r\n13\r\nArtikel 2, § 10 Absatz 3 Nummer 3 BEHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nabweichend von Absatz 2 Satz 4 abweichende Preisregelungen für den zusätzlichen Bedarf nach § 5 Absatz 1 sowie Regelungen für den Erwerb von Emissionszertifikaten im Folgejahr,\r\nBegründung:\r\nEine Änderung der Preisregelung des § 10 Absatz 2 Satz 4 BEHG zum jetzigen Zeitpunkt lehnt der VKU ab. Die nach dem BEHG Verpflichteten haben im besten Wissen und Glauben an die bisherige Preisregelung im BEHG privatrechtliche Verträge mit gewerblichen und privaten Verbraucherinnen und Verbrauchern geschlossen. Insbesondere in der Erdgaswirtschaft sind Festpreisverträge mit Haushaltskunden mit Laufzeiten bis zu zwei Jahren und mit Gewerbekunden von bis zu drei Jahren üblich. Das heißt, bereits jetzt ist eine nicht unerhebliche Erdgasliefermenge für das Jahr 2026 kontrahiert. In Bezug auf den CO2-Preis flexible Endkundenverträge sind im Rechtsverkehr mit kleineren und mittleren Gewerbekunden und erst Recht mit Haushaltskunden weder üblich noch im Falle von Verträgen mit Haushaltskunden nach den hierfür geltenden gesetzlichen Vorgaben umsetzbar. Eine Änderung der CO2-Kosten für das Jahr 2026 würde daher unweigerlich zu wirtschaftlichen Schäden bei den Betroffenen führen. Daher lehnt der VKU diese Anpassung strikt ab."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele:\r\n• Rechtssicherheit schaffen durch zügige Umsetzung des\r\nTEHG\r\n• Administrativen Aufwand beim Wechsel vom BEHG ins\r\nEU-EHS 2 minimieren\r\n• Kein Parallelbetrieb von BEHG und EU-EHS 2:\r\nNationaler Emissionshandel muss vollständig im EU-EHS\r\n2 aufgehen\r\n• Anerkennung der vollständigen Biogenität für\r\nKlärschlamm im EU-EHS 2 analog zum BEHG\r\n• Keine nationalen Sonderwege: Einseitiger und\r\nvorzeitiger Opt-in deutscher Abfallverbrennungsanlagen\r\nin den bestehenden europäischen Emissionshandel EUEHS\r\n1 ist abzulehnen\r\nDer VKU unterstützt das Ziel der EU-Klimaneutralität. Dabei kommt\r\ndem Emissionshandelssystem der Europäischen Union (EU-EHS) als\r\nübergeordnetes, umweltwirksames und kosteneffizientes\r\nKlimainstrument eine wichtige Funktion zu. Der Emissionshandel ist\r\nein treffsicheres Instrument zum Klimaschutz: Von 2005 bis 2023\r\nkonnten über das etablierte EU-EHS 1 für ortsfeste Anlagen 44\r\nProzent der Emissionen in Deutschland reduziert werden.\r\nAls Inverkehrbringer von Brennstoffen sind kommunale\r\nUnternehmen auch im nationalen Emissionshandelssystem\r\nverpflichtet und vom Übergang in den europäischen\r\nBrennstoffemissionshandel (EU-EHS 2) ab 2027 stark von der\r\nNovellierung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG)\r\nsowie der damit verbundenen Anpassung des\r\nBrennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) betroffen. Für einen\r\nreibungslosen Ablauf und eine sorgfältige Vorbereitung des\r\nWechselprozesses bedarf es zwingend Rechtssicherheit.\r\nDer Übergang zum europäischen EU-EHS 2 ist für die Unternehmen\r\nmit einer Reihe zusätzlicher Pflichten verknüpft, die parallel zu den\r\nbestehenden Pflichten im Rahmen des BEHG geleistet werden\r\nmüssen. Die Anpassung des TEHG an geltendes EU-Recht sollte\r\ndaher zügig erfolgen.\r\nWichtig ist hierbei, den administrativen Aufwand für die\r\nVerpflichteten im Rahmen des nationalen Emissionshandels (BEHG)\r\nStärkung des Emissionshandels als\r\nLeitinstrument im Klimaschutz\r\n44 %\r\nRückgang der Emissionen deutscher Anlagen\r\nim EU-EHS 1 von 2005-2023\r\nQuelle: DEHSt 2024\r\n2\r\nbeim Übergang in das neue europäische System EU-EHS 2 zu\r\nminimieren. Etablierte nationale Verwaltungsstrukturen sollten\r\nmöglichst weiter genutzt werden können.\r\nDie geltende Preisregelung im BEHG für das Jahr 2026 sollte dabei\r\nnicht verändert werden. In der Erdgaswirtschaft sind mehrjährige\r\nFestpreisverträge mit Haushalts- und mit Gewerbekunden üblich.\r\nErdgasliefermengen für das Jahr 2026 sind bereits kontrahiert. In\r\nBezug auf den CO2-Preis anpassbare Endkundenverträge sind im\r\nRechtsverkehr mit kleineren und mittleren Gewerbekunden und erst\r\nRecht mit Haushaltskunden weder üblich noch im Falle von\r\nVerträgen mit Haushaltskunden nach den hierfür geltenden\r\ngesetzlichen Vorgaben umsetzbar. Eine Änderung der CO2-Kosten\r\nfür das Jahr 2026 würde daher unweigerlich zu wirtschaftlichen\r\nSchäden bei den Betroffenen führen.\r\nEin europäisches Emissionshandelssystem muss für die\r\neinbezogenen Sektoren die nationalen Systeme vollständig\r\nersetzen. Das BEHG muss dabei vollständig im EU-EHS 2 aufgehen.\r\nNeben zwei europäischen Emissionshandelssystemen hat ein\r\nnationaler Brennstoffemissionshandel keinen Raum mehr.\r\nLangfristig sollte das Ziel sein, die parallelen Systeme der CO2-\r\nBepreisung zusammenzuführen und einen Sektor übergreifenden\r\nund international anschlussfähigen Markt für CO2-Emissionen zu\r\nschaffen.\r\nIm Übergang vom BEHG zum EU-EHS 2 sollte die Anerkennung der\r\nvollständigen Biogenität für Klärschlamm übernommen werden. Es\r\nbedarf einer eindeutigen Klarstellung, dass Klärschlammverbrennungsanlagen\r\nunterhalb von 20 MW nicht vom Anwendungsbereich\r\ndes TEHG betroffen sind. Die aufgrund der Klärschlammverordnung\r\ngesetzlich verpflichtende Verbrennung von Klärschlamm muss\r\naufgrund seines biogenen Anteils weiterhin von CO2-Kosten befreit\r\nbleiben. Das sieht auch der nationale Emissionshandel gemäß BEHG\r\nvor und sollte im TEHG 1:1 übernommen werden. In dem\r\nZusammenhang sollte eine Vereinfachung der Erhebung der\r\nEmissionen erfolgen, um den Verwaltungsaufwand für die\r\nAnlagenbetreiber zu reduzieren. Bei Bejahung einer\r\nhundertprozentigen Biogenität beim eingesetzten Brennstoff sollte\r\ndaher auf die detaillierte Ermittlung der Emissionen verzichtet\r\nwerden.\r\nDie kommunale Entsorgungswirtschaft nimmt den gesetzlichen\r\nAuftrag der Gewährleistung von Entsorgungssicherheit für\r\nHaushalts- und Siedlungsabfälle wahr und betreibt zu diesem Zweck\r\nvielerorts Anlagen der thermischen Abfallbehandlung. Die\r\nEinbeziehung der thermischen Abfallbehandlung von\r\nSiedlungsabfällen in den Anwendungsbereich des BEHG ab 2024 hat\r\nbereits zu Gebührenerhöhungen in der Größenordnung von drei bis\r\nfünf Prozent und zudem zu erheblichen Rechtsunsicherheiten und -\r\nstreitigkeiten im Verhältnis zwischen Anlagenbetreibern einerseits\r\nund Abfallanlieferern und Wärmeabnehmern andererseits geführt.\r\nDie Weiterentwicklung des Emissionshandelsrechts hat vor diesem\r\nHintergrund erhebliche Bedeutung für die kommunale\r\nAbfallwirtschaft sowie die Abfallgebührenzahler.\r\nNationale Alleingänge im Klimaschutzrecht schwächen den\r\nWirtschaftsstandort und untegraben die Akzeptanz der\r\nKlimaschutzpolitik. Den deutschen Sonderweg zum nationalen Opt-\r\nIn, die einseitige Ausweitung des europäischen Emissionshandels\r\nauf deutsche Abfallverbrennungsanlagen, in den EU-EHS 1 ab 2027\r\nlehnt die Kommunalwirtschaft strikt ab. Ein solcher Schritt ist mit\r\nzahlreichen Risiken verbunden. So könnten Abfälle vermehrt\r\nklimaschädlich deponiert oder in günstigere Drittländer exportiert\r\nwerden. In jedem Fall würden deutsche Anlagen durch eine\r\nvorzeitige und einseitige Einbeziehung einen massiven\r\nWettbewerbsnachteil erleiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014022","regulatoryProjectTitle":"Integrierte Planung der Wasserstoffnetze auf ÜNB und VNB-Ebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/00/94/398197/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210035.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Grundsätze zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene: Umsetzung der EU-Gas RL, insb. Art. 55 – 57 & 38\r\nIm Rahmen der „Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff“ (KO.NEP) haben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) gemeinsam mit den Verbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der Initiative H2vorOrt einen Arbeitskreis Netztransformation etabliert. In diesem erfolgt insbesondere eine Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene, um ein abgestimmtes Prozessverständnis der Netzbetreiber zu erlangen.\r\nMit dem im Folgenden skizzierten Vorgehen werden kohärente Planungen, insbesondere auch in Hinblick auf die Netzebenen sichergestellt und die Ressourcenbelastungen bei allen Beteiligten (VNB, FNB und Regulierungsbehörde) reduziert und gleichmäßiger verteilt.\r\nAuf Basis der o.g. Zusammenarbeit sind im Arbeitskreis Netztransformation die folgenden abgestimmten Grundsätze für eine integrierte Gas- und Wasserstoffnetzplanung auf VNB- und FNB-Ebene entstanden. Ziel ist durch diese alle Stakeholder sinnvoll einzubeziehen. Diese Grundsätze konzentrieren sich auf die Abstimmung zwischen den Netzbetreibern sowie die Kohärenz der jeweiligen Planungen zum bundesweiten integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff. Sie enthalten hingegen keinen vollumfänglichen Umsetzungsvorschlag der Artikel 56, 57 und 38 der EU-Gas Richtlinie (RL).\r\n1.\r\nIntegrierte, regionale Transformationsplanung\r\nBasierend auf Art. 56 und 57 der EU-Gas RL sind durch Wasserstoffverteilnetzbetreiber und Gasverteilnetzbetreiber individuelle Transformationspläne für das jeweilige Netzgebiet zu erstellen. Aus Sicht des Arbeitskreises ist es sinnvoll, auch unter Berücksichtigung des Art. 55 der EU-Gas RL, diese individuellen Transformationspläne in ein netzebenenübergreifendes Konzept - einer regionalen Transformationsplanung - zu integrieren.\r\nDie neu zu entwickelnde, regionale Transformationsplanung sollte die Themen H2-Netzentwicklung und CH4-Transformation (insbesondere Biomethan) sowie -Stilllegung integriert beinhalten. Dies ist in der EU-Gas RL lediglich als Option vorgesehen. Die Notwendigkeit zur Integration der Planungen ergibt sich aus der anstehenden Transformation der Netze - auch in Anlehnung an die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff auf FNB-Ebene.\r\nEine netzbetreiberübergreifende Bündelung in Regionen, welche in der EU-Gas RL nur als Option vorgesehen ist, sollte dabei den Regelfall darstellen.\r\n2\r\nDie Ausgestaltung der Regionen sollte auf Basis technisch-funktionaler Kriterien (z.B. Netzhydraulik, Druckstufe, usw.) der FNB- sowie der VNB-Ebene und nicht einer reinen Bündelung aller Netze der beteiligten VNB erfolgen. Konkrete Zuschnitte der Regionen nehmen die Netzbetreiber einvernehmlich vor. So muss es möglich sein, dass ein Netzbetreiber an der Planung in mehreren technisch-funktionalen Regionen beteiligt ist, z.B. wenn entsprechende Netzgebiete in keinem direkten netztopologischen Zusammenhang zueinanderstehen bzw. geographisch eine weitere Entfernung voneinander aufweisen. Zudem müssen die FNB in den Prozess der regionalen Transformationsplanung einbezogen werden. Direkte Teilnehmer der regionalen Transformationsplanungen auf VNB-Ebene sind die direkt an die Fernleitungs- bzw. Transportnetze angeschlossenen VNB. Nachgelagerte VNB werden über ihren jeweils vorgelagerten VNB entlang der Netzbetreiberkaskade angemessen eingebunden.\r\nÄhnlich wie bei der Umstellung von L- auf H-Gas wird es erforderlich sein, zu transformierende Regionen im Zeitablauf zu verändern bzw. anders zu sektionieren.\r\nRegionale Transformationsplanungen müssen eine derartige Verbindlichkeit erhalten, dass sie für VNB die rechtliche Grundlage bieten, bestehende CH4-Netzanschlüsse auf lokaler Ebene entsprechend Art. 38 der EU-Gas RL zu kündigen und ggfs. auf Wasserstoff umstellen zu können.\r\n2.\r\nEingangs- und Ausgangsgrößen der regionalen Transformationsplanung\r\nDie Erarbeitung der netzbetreiberübergreifenden, regionalen Transformationsplanung basiert seitens der FNB auf dem H2-Kernnetz, den Ergebnissen vorangegangener Netzentwicklungspläne sowie weiterentwickelten Planungsansätzen.\r\nDie Eingangsgrößen der VNB sind die auf das Netzgebiet der Region bezogene individuelle Transformationspläne inklusive langfristiger Bedarfsanalysen entlang der Netzbetreiberkaskade. Grundlage dafür könnten entsprechend den europäischen Anforderungen weiterentwickelte Gasnetzgebietstransformationspläne (GTP) sein. Diese basieren auf den in der Region bestehenden und erhobenen Bedarfen (Ein- und Ausspeisung). Hier kann auch die Verzahnung zu noch nicht miteinander verbundenen VNB sinnvoll sein, die dann durch weitere Vernetzung eine schnellere Transformation vollziehen können.\r\nIm Rahmen der gemeinsamen Planung wird das Ergebnis eine zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung sein. Dabei wird die Transformationsplanung die noch bestehenden Unsicherheiten und unterschiedlichen Verbindlichkeiten angemessen aufzeigen und reflektieren.\r\n3\r\nDie Ergebnisse der regionalen Transformationsplanung werden als Eingangsgröße im bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen (SR) berücksichtigt. Aus dem bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff ergeben sich wiederum Erkenntnisse, die iterativ in die regionale Transformationsplanung zurückgespielt werden müssen (z.B. angepasste, jahresscharfe Umstellungsplanungen bzw. geänderte Inbetriebnahmetermine für Maßnahmen).\r\nDabei sollten auch die Szenariorahmen von Strom und Gas/Wasserstoff sowie die lokalen Pläne zur Transformation des Energiesystems berücksichtigt werden, da sich hieraus regionale und überregionale Bedarfe ergeben.\r\n3.\r\nGenehmigung durch die Regulierungsbehörde und Fristen\r\nGrundsätzlich sollten die unter den beteiligten Netzbetreibern abgestimmten regionalen Transformationsplanungen das Instrument darstellen, welches durch die zuständige Regulierungsbehörde genehmigt wird. Denn anders als bei den individuellen Transformationsplänen kann durch die regionale Bündelung der Planungen ein jeweils konsistentes Bild besser sichergestellt werden.\r\nVorgeschlagen wird ein 2-jähriger Abgabezyklus für die regionale Transformationsplanung. Ein 4-jähriger Abgabezyklus, wie in der EU-Gas RL aufgeführt, wird den zeitlichen Ansprüchen an die Transformation der Netze auf FNB- und VNB-Ebene nicht gerecht.\r\nRegionale Transformationsplanungen dürfen vor der Abgabefrist bei der Regulierungsbehörde eingereicht werden und sollten auch zeitnah genehmigt werden können, soweit die Konsistenz der Planung gewahrt ist. VNB individuelle Anpassungen an der regionalen Transformationsplanung bzw. Stilllegungen ohne Auswirkungen auf vorgelagerte oder benachbarte Netzbetreiber sollten von der Regulierungsbehörde jederzeit genehmigt werden können und werden im Folgeprozess der regionalen Transformationsplanung berücksichtigt.\r\nZu einem zu definierenden Stichtag sollten die jeweils aktuellen Stände der regionalen Transformationsplanungen in den NEP/ SR-Prozess der FNB eingehen. Gegenseitige Abhängigkeiten und Wechselwirkungen zwischen den regionalen Transformationsplanungen und dem NEP Gas und Wasserstoff sollten bei der jeweiligen Genehmigung und deren Fristenkette in geeigneter Form berücksichtigt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014022","regulatoryProjectTitle":"Integrierte Planung der Wasserstoffnetze auf ÜNB und VNB-Ebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3e/25/398199/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210039.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nGrundsätze zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene: Umsetzung der EU-Gas RL, insb. Art. 55 – 57 & 38\r\nIm Rahmen der „Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff“ (KO.NEP) haben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) gemeinsam mit den Verbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der Initiative H2vorOrt einen Arbeitskreis Netztransformation etabliert. In diesem erfolgt insbesondere eine Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene, um ein abgestimmtes Prozessverständnis der Netzbetreiber zu erlangen.\r\nIm Folgend werden Ergänzungen zu den „Grundsätzen zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene“ dargelegt.\r\nThema: Verpflichtung\r\n1. Wie ist das Verhältnis zwischen der regionalen Transformationsplanung und den individuellen Transformationsplänen?\r\nDas Verhältnis zwischen der regionalen Transformationsplanung (rTP) und der individuellen Transformationsplanung (iTP) ergibt sich aus den Eingangsgrößen. Diese sind von dem Verteilnetzbetreiber (VNB) auf das Netzgebiet der Region bezogene individuelle Transformationspläne, inklusive langfristiger Bedarfsanalysen entlang der Netzbetreiberkaskade. Grundlage dafür könnten entsprechend den europäischen Anforderungen weiterentwickelte Gasnetzgebietstransformationspläne (GTP) sein. Diese basieren auf den in der Region bestehenden und erhobenen Bedarfen (Ein- und Ausspeisung).\r\nDie regionale Transformationsplanung erfüllt die Anforderung der EU-Gas RL und verzahnt die Netzebenen VNB und FNB miteinander. Individuelle Transformationspläne sind Eingangsgrößen für die integrierten regionalen Transformationspläne nach Artikel 56 und 57 EU-Gas RL. Diese Pläne decken Wasserstoff und Methan (Erdgas, Biomethan und synthetisches Methan) ab.\r\n2. Inwieweit ist die Teilnahme an der regionalen Transformationsplanung freiwillig oder verbindlich?\r\nDie Abgabe der Transformationsplanung soll in Form einer integrierten regionalen Transformationsplanung erfolgen.\r\nAlle VNB sind zur Zusammenarbeit bei der regionalen Transformationsplanung verpflichtet. Die Zusammenarbeitspflicht bezieht sich auch auf den 2-jährigen Abgabezyklus für die regionale Transformationspläne. Ein 4-jähriger Abgabezyklus, wie er in der EU-Gas RL aufgeführt ist, wird den zeitlichen Ansprüchen an die Transformation der Netze auf FNB- und VNB-Ebene nicht gerecht, da die regionalen Transformationspläne und die Erstellung der Netzentwicklungsplanung (NEP) ineinandergreifen müssen und somit der zweijährige Turnus gelten muss.\r\n2\r\nDie VNB und FNB sind sich einig, dass eine 2-Jahresplanung bis auf absehbare Zeit unumgänglich ist. Eine rein freiwillige Teilnahme im 2-Jahres-Rhythmus birgt die erhebliche Gefahr, dass eine kohärente Netzentwicklungsplanung erschwert, wenn nicht sogar unmöglich gemacht wird – von daher wird dies ebenso als nicht zielführend bewertet. Den VNB ist bewusst, dass mit der verpflichtenden 2-jährigen Teilnahme an der regionalen Transformationsplanung zusätzliche Arbeit für die Bereitstellung der Inputgrößen verbunden ist.\r\n3. Hieran anknüpfend: Wie wird gewährleistet, dass der einzelne, an einer regionalen Planung interessierte VNB hinreichend berücksichtigt wird und sein Netzgebiet Teil eines regionalen Plans werden kann?\r\nAlle, auch kleinere VNB (insbesondere unter 45.000 Kunden) sind verpflichtet sich an der regionalen Transformationsplanung zu beteiligen. Die regionale Planung macht es diesen VNB einfacher eine Transformationsplanung abzugeben. Durch die Abbildung der individuellen Transformationspläne in den rTP kann die Erfüllung der Anforderungen aus Artikel 56 und 57 sichergestellt werden.\r\n4. Wer ist zur Abgabe der regionalen Transformationsplanung verpflichtet?\r\nDie Verpflichtung zur Erstellung einer Transformationsplanung liegt bei jedem einzelnen VNB. Der VNB hat sicherzustellen, dass jedes seiner Netzgebiete in einer regionalen Transformationsplanung enthalten ist. FNB haben eine Mitwirkungspflicht bei der regionalen Transformationsplanung.\r\nDie regionalen Transformationspläne werden gemeinschaftlich von allen in einer Region unmittelbar beteiligten FNB und VNB in einem Dokument erstellt und dieses an die Regulierungsbehörde abgegeben.\r\nThema Verantwortung\r\n1. Wer steuert den Prozess der regionalen Transformationsplanung?\r\nIm Rahmen der gemeinsamen Planung wird das Ergebnis eine zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung sein. Es erfolgt also eine gemeinschaftlich ausgestaltete Steuerung zwischen den beteiligten Netzbetreibern.\r\nDen Prozess wird die Netzbetreiberbranche in Eigenverantwortung steuern. Dies knüpft an die erfolgreiche Prozesssteuerung der Branche im Rahmen der etablierten Kooperationsvereinbarung Gas an.\r\n2. Wie werden die Interessen der Netzkunden und Konsultationen berücksichtigt?\r\nDie Interessen der Netzkunden werden über den betreffenden VNB sichergestellt. Der VNB hat diese gemäß seiner gaswirtschaftlichen Sorgfaltspflicht einzubinden. Hierfür steht ihm ein bundesweit standardisierter Fragebogen für die größere Netzkunden zur Verfügung (Anknüpfung GTP).\r\n3\r\nDie Interessen der Netzkunden und einschlägiger Interessensträger werden darüber hinaus durch eine Konsultation der regionalen Planung sichergestellt. Durch die regionale Bündelung werden es dem Netzkunden und den einschlägigen Interessenträgern einfacher gemacht, sich an der für ihn relevanten Konsultation zu beteiligten.\r\n3. Wie werden Rechtssicherheit, Planbarkeit und Verbindlichkeit gewährleistet?\r\nDas Ergebnis der gemeinsamen Planung zwischen den beteiligten Netzbetreibern ist eine vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung. Bestehende Unsicherheiten und unterschiedliche Verbindlichkeiten werden angemessen aufgezeigt und reflektiert. Die Ergebnisse der regionalen Transformationsplanung werden als Eingangsgröße im bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen (SR) berücksichtigt. Aus dem bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff ergeben sich Erkenntnisse, die iterativ in die regionale Transformationsplanung zurückgespielt werden müssen.\r\nDie rTP werden durch die Regulierungsbehörde genehmigt. Rechtssicherheit besteht durch die Genehmigung der rTP, die die Planungsverpflichtung der Netzbetreiber entlang der Netzbetreiberkaskade erfüllt. Planungssicherheit wird durch Verwendung der gleichen Betrachtungszeiträume wie im NEP (10-15 Jahre und 2045) erreicht.\r\n4. Wie sind hier die Verantwortlichkeiten definiert?\r\nDie Verantwortung für die Transformationsplanung trägt der jeweilige Verteilnetzbetreiber.\r\nThema Regionenzuschnitt\r\n1. Wird der Gebietszuschnitt fest sein oder kann er sich (u.a. mehrmals) ändern? Wer entscheidet letztverbindlich über den Gebietszuschnitt?\r\nÄhnlich wie bei der Umstellung von L- auf H-Gas wird es erforderlich sein, zu transformierende Regionen im Zeitablauf zu verändern bzw. anders zu sektionieren.\r\nDie letztendliche Entscheidung über den Gebietszuschnitt erfolgt eigenverantwortlich durch die Netzbetreiber.\r\n2. Wie und durch wen werden die Regionen voneinander abgegrenzt?\r\nDie Ausgestaltung der Regionen sollte auf Basis technisch-funktionaler Kriterien (z.B. Netzhydraulik, Druckstufe, usw.) der FNB- sowie der VNB-Ebene und nicht einer reinen Bündelung aller Netze der beteiligten VNB erfolgen. Konkrete Zuschnitte der Regionen nehmen die Netzbetreiber einvernehmlich vor.\r\nIn einer bundesweiten Initialphase legen die FNB mit den beteiligten VNB einen Entwurf des Regionenzuschnittes vor. Die in der jeweiligen Region betroffenen VNB haben die Möglichkeit, diesen Vorschlag innerhalb einer bestimmten Frist zu ergänzen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014022","regulatoryProjectTitle":"Integrierte Planung der Wasserstoffnetze auf ÜNB und VNB-Ebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/53/03/398201/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210043.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Argumentation für einen Zweijahresrhythmusdes regionalen Transformationsplans (rTP) bei der Umsetzung von Art. 55 –57 der EU-Gas RL\r\nBMWK Termin18.11.2024Ein Zweijahresrhythmus bei der Umsetzung von Art. 55 – 57 der EU-Gas RL ist erforderlich, um …\r\n(1)\r\nadministrativen Aufwand gleichmäßiger zu verteilen, Aufbau von Ressourcen und Lernprozesse zu ermöglichen,\r\n(2)\r\ndie für eine Klimaneutralität in 2045/40 notwendige Transformationsgeschwindigkeit zu erreichen,\r\n(3)\r\nPlanungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz zu ermöglichen,\r\n(4)\r\neine benachteiligungsfeie Ausgestaltung der Netzzugänge auf VNB- und FNB-Ebene durch eine Konsistenz mit den zweijährigen NEP-Zyklen zu erreichen.(1) Administrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen, Aufbau von Ressourcen und Lernprozesse ermöglichen:\r\n-\r\nAdministrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen\r\no\r\nEin 2-jähriger Zyklus ermöglicht graduelle Anpassungen der Pläne und verhindert radikalere Umwälzungen.\r\no\r\nEin 2-jähriger Rhythmus reduziert organisatorische Belastungen durch gleichzeitige Abstimmung mit dem bundesweiten Netzentwicklungsplan (NEP).\r\n-\r\nAufbau von Ressourcen bei VNB, FNB und Regulierungsbehörde\r\no\r\nFür die Netztransformation werden auf allen Ebenen generell Ressourcen benötigt.\r\no\r\nFür alle Akteure herrscht bei dem 4-jährigen Rhythmus ein Ungleichgewicht in der Personalplanung – punktueller/saisonaler hoher Einsatz von Ressourcen.\r\no\r\nEin 4-jähriger Planungsrhythmus führt auf Grund der Notwendigkeit tragbare Ergebnisse zu erzeugen, für alle Parteien zu einem höheren Konfliktpotenzial.\r\no\r\nFazit: Ein 4-jähriger Planungsrhythmus erhöht grundlegend den Druck für alle beteiligten Parteien / Ressourcen.(1) Administrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen, Aufbau von Ressourcen und Lernprozesse ermöglichen:\r\n-\r\nLernprozesse ermöglichen\r\no\r\nSukzessiver Aufbau der Planungskompetenz „gemeinsames Lernen“ & „kontinuierliche Verbesserung“.\r\no\r\nMit einem 4-jährigen Planungszyklus wird es erschwert, aus vorangegangenen Planungsdurchläufen zu lernen.\r\no\r\nEin 2-jähriger Planungszyklus ermöglicht einen erfolgreichen Prozess und schafft damit Planungsgenauigkeit.\r\n(2) Die für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit erreichen:\r\no\r\nIm Gegensatz zu anderen EU-Ländern ist Deutschland bestrebt Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen.\r\no\r\nIn einigen Bundesländern bereits im Jahr 2040, somit spricht für die Erreichung der frühzeitig gesteckten Klimaziele ein verkürzter 2-Jahres-Planungszyklus.\r\no\r\nAkut notwendige Bedarfe und Netzstilllegungen werden schneller erfasst.\r\no\r\nEin aktuelles Monitoring der nationalen Netztransformation wäre verfügbar und dient als Analyse-, Prognose- und Studienmaterial.\r\no\r\nSollte der rTP einen Zeithorizont von > 10 Jahren berücksichtigen, wird die Anzahl der möglichen Planungszyklen bei einem 4-jährgen Rhythmus stark eingeschränkt: die Anzahl der möglichen Planungszyklen reduziert sich auf 2 bis maximal 3 bis 2045 (siehe folgende Abbildungen).\r\n(2) Die für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit erreichen:\r\nZielkonflikte: 2040 kommt nur ein vollständiger Zyklus zum Tragen, der 3. Zyklus kann bis 2045 nicht komplett umgesetzt werden.\r\n(2) Die für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit erreichen:\r\nBis 2045 erfolgen insgesamt vier komplett abgeschlossene Planungszyklen.\r\n(3) Planungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz ermöglichen\r\n-\r\nBerücksichtigung von H2-Bedarfen: Planungssicherheit für Industrie im Verteilernetz ermöglichen\r\no\r\nÄhnlich wie beim Netzanschluss müssen Industriekunden im Verteilernetz 4 Jahre warten, um ihre Bedarfe im rTP berücksichtigen zu lassen\r\no\r\nKann aufgrund von fehlender und unklarer Planungsparameter zu Fehlinvestitionsentscheidungen bei der Industrie führen.\r\no\r\nDie Gefahr des Abwanderungspotenzials steigt.\r\no\r\nBeispiel: Wenn der rTP > 10 Jahren bis zur Umsetzung veranschlagt, wäre eine Wasserstoffbereitstellung für Industriekunden im Verteilernetz erst nach 15+ Jahren nach der 1. Bedarfsmeldung möglich (4 Jahre Zeitversatz + Konsultation und Genehmigung + 10 Jahre Planungshorizont) – die Transformation der Netze wird unnötig ausgebremst.\r\n(3) Planungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz zu steigern\r\n-\r\nKommunale Wärmeplanung\r\no\r\nOhne den 2-jährigen Rhythmus gibt es keine Basis für eine operative Umsetzung.\r\n-\r\nHohes Maß an Transparenz: Endkunden den Pfad der Entwicklungen frühzeitig aufzeigen\r\no\r\nJe früher den Endkunden, somit auch Kommunen, Informationen bereitstehen, können diese sich auf Infrastrukturänderungen einstellen.\r\no\r\nUnd je kontinuierlicher bedarfsbasierte Planungen erstellt werden, umso schneller können Nachfragen mit einem benötigten Infrastrukturangebot bedient werden.\r\n(4) eine benachteiligungsfreie Ausgestaltung der Planungsgeschwindigkeiten auf VNB- und FNB-Ebene durch eine Konsistenz mit den NEP-Zyklen zu erreichen\r\n-\r\nBenachteiligungsfreiheit über alle Netzebenen bedarf eine 2-jährige Planung\r\no\r\nEin Endkunde am Fernleitungsnetz wartet maximal 2 Jahre auf den entsprechenden Anschluss, ein Endkunde des Verteilernetzes müsste bis zu 4 Jahren warten.\r\no\r\nDie Irritation aufgrund des Ungleichgewichts der Planungszyklen ist nicht abzuschätzen. Ein 2-jähriger Planungszyklus bietet diese Angriffsfläche nicht, sondern ermöglicht gleichermaßen einen benachteiligungsfreier Netzzugang über alle Netzebenen.\r\n(4) Eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Planungsgeschwindigkeiten auf VNB- und FNB-Ebene durch eine Konsistenz mit den NEP-Zyklen zu erreichen\r\n-\r\nIterative Verknüpfung & Konsistenz zwischen NEP und rTP\r\no\r\nDer rTP muss Eingangsgröße für den Szenariorahmen und NEP Gas & Wasserstoff sein.\r\no\r\nDie RL fordert in Art. 55 die Berücksichtigung eines gemeinsamen Szenarios sowie der Planungen nach Artikel 56 und 57 (rTP) im NEP.\r\no\r\nIm 4-jährigen Rhythmus würde folglich aktuelle Erkenntnisse aus dem bundesweiten NEP erst nach 4 Jahren in den zu aktualisierenden rTP zurückgespielt. Der Verbraucherschutz und die Industrieunterstützung werden durch fehlende Erkenntnisse somit nicht ausreichend bedient.\r\n-\r\nIterative Verknüpfung mit dem Netzausbauplan Strom und dem rTP\r\no\r\nÜbertragungsnetzbetreiber und Stromverteilernetzbetreiber legen alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan bzw. Netzausbauplan vor.\r\no\r\nDie Notwendigkeit des Zweijahresrhythmus in der Gassparte ergibt sich aus der gesetzlichen Zusammenarbeitspflicht und den bestehenden Zweijahreszyklen der Stromsparte. Er ermöglicht den besseren Abgleich der Netzentwicklungen und das optimale Ineinandergreifen der Planungen.\r\nWeiterhin: Erfolgreiche Beispiele mit kurzen Planungszyklen aus der Branche\r\n-\r\nAnderer Vorlaufprozess mit 1-jährigem Planungszyklus – GTP\r\no\r\nDie Erfahrungen haben gezeigt, dass ein kurzer Planungsrhythmus eine iterative Weiterentwicklung der Pläne sichtbar macht, somit sinnvoll ist.\r\n-\r\nL-/H-Gas Umstellung hatte 1-jährigen Planungszyklus im NEP Gas & Umsetzungsbericht\r\no\r\nAnpassungen von Zeitplan und Umstellungsbereichen waren jährlich möglich, erforderliche Baumaßnahmen wurden alle 2 Jahre über den NEP eingebracht.\r\no\r\nIm Vergleich einer Transformation von Verteilernetzen auf Wasserstoff ist die Umstellung von L- auf H-Gas technisch einfacher und weniger einschneidend für die Kunden, dennoch war ein jährliches Planungsupdate erforderlich und hat in der Praxis zu einem erfolgreichen Prozess geführt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014023","regulatoryProjectTitle":"Praktikable Umsetzung der Anforderungen der EnWG-Novelle","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/50/16/398203/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210036.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"VORLÄUFIGE STELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf des BMWK eines Gesetzes zur\r\nÄnderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich\r\nder Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der\r\nNetzregulierung vom 27.08.2024\r\nBerlin, 10.09.2024\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n2 / 22\r\nMit Blick auf die umfangreichen sowie komplexen Regelungsentwürfe und die kurze\r\nFrist zur Einreichung von Stellungnahmen, behält sich der VKU vor, die vorliegende VKUStellungnahme\r\nbis zum 20. September 2024 weiterzuentwickeln und bei Bedarf zu\r\nergänzen. Das vorliegende Papier ist somit als vorläufige VKU-Stellungnahme zu\r\nverstehen und entsprechend gekennzeichnet.\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf eines Gesetzes zur Änderung\r\ndes Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der\r\nNetzregulierung vom 27.08.2024 Stellung zu nehmen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\n Die Energiewirtschaft wird stetig vor neue Herausforderungen gestellt, ehe\r\nvorherige Änderungen umgesetzt werden konnten. Der VKU fordert daher die\r\nVorgabe prioritärer energiewirtschaftlicher Vorgaben; alles andere ist\r\nzurückzustellen. Die energiewirtschaftlichen Unternehmen befinden sich\r\nteilweise noch inmitten umfänglicher Transformationsprozesse im Zuge jüngster\r\nGesetzesänderungen. Eine fristgerechte Erfüllung der zahlreichen Vorgaben aus\r\ndem vorgelegten Gesetzesentwurf erscheint in Anbetracht bereits gestellter\r\nAnforderungen unrealistisch. Dies betrifft insbesondere die beschriebenen\r\nVerfahren für die unverbindliche Netzanschlussauskunft, Veröffentlichung von\r\nAnschlusskapazitäten sowie den Kapazitätsreservierungsmechanismus für\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen ab 135 kW. Eine ganzheitliche Überarbeitung – im\r\nspeziellen der folgenden Punkte – sollte zwingend in Betracht gezogen werden\r\nund ein Austausch mit der Branche erfolgen:\r\no § 17a – Unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\no § 20b – Gemeinsame Internetplattform im Zusammenhang mit der\r\nAbwicklung des Netzanschlusses\r\no § 42c – Gemeinsame Nutzung von Anlagen zur Erzeugung von Strom\r\n Mit dem vorgelegten Entwurf sollen die Regelungen zum Netzanschluss im\r\nErneuerbare-Energien-Gesetz mit den Netzanschlussregelungen des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes harmonisiert und vereinheitlicht werden. Es werden\r\nstandardisierte Prozesse gesetzlich definiert, wie mit allen Arten von\r\nNetzanschlussanfragen umzugehen ist. Bisher bereits im zeitlichen Kontext\r\nbeschriebene Verfahrensweisen in den technischen Anwendungsregelungen des\r\nFNN sollen jetzt im Gesetz neu geregelt werden. Eine Vielzahl der beschriebenen\r\nRegelungen können nur durch eine weitreichende Digitalisierung des\r\nBearbeitungsprozesses erreicht werden. Für diese ist den Unternehmen\r\nunbedingt ausreichend Zeit zur Umsetzung einzuräumen. Die im Entwurf\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n3 / 22\r\nvorgesehenen Fristen genügen keineswegs. Die Erfahrungen zeigen dies deutlich\r\nauf.\r\n Alleinig die Ausweitung der Informations- und Veröffentlichungspflichten der\r\nVerteilnetzbetreiber löst nicht die Probleme beim Netzausbau. Daneben lösen\r\ndie Vorgaben erheblichen Mehraufwand aus, der in steigenden\r\nNetznutzungsentgelten mündet. Übergeordnetes Ziel verschiedener Regelungen\r\naus dem vorgelegten Entwurf sind die Beschleunigung des Ausbaus Erneuerbarer\r\nEnergien und ein schneller Hochlauf von Technologien zur Dekarbonisierung des\r\nVerkehrs- und Wärmesektors. Hiermit verbundene Netzanschlüsse sollen\r\nentsprechend beschleunigt werden. Durch Transparenz zur\r\nNetzanschlusskapazität und automatisierte Prozesse zur Anschlussbewertung\r\nallein können vorgenannte Ziele jedoch nicht erreicht werden. Die Anlagen stehen\r\nnur schneller im Stau, wenn nicht zugleich Maßnahmen für eine Beschleunigung\r\ndes erforderlichen Netzausbaus ergriffen werden. Insbesondere für den\r\nNetzausbau auf Hochspannungsebene braucht es dringend Vereinfachungen bei\r\nGenehmigungsverfahren für Leitungsneubau- und\r\nLeitungsverstärkungsmaßnahmen. Teilweise ist eine Verdopplung oder gar\r\nVerdreifachung der Netzkapazität erforderlich, deren Realisierung sich ansonsten\r\nweiter dramatisch verzögert.\r\n Im Rahmen der geplanten Regelung zu Absicherungsstrategien in §5 Abs. 4a für\r\nEnergielieferanten weist der VKU darauf hin, dass deren Umsetzung\r\nunbürokratisch erfolgen soll, ohne zusätzliche Aufwände für alle\r\nEnergieversorgungsunternehmen zu generieren. Den Vorschlag, Nachweise über\r\nein regelmäßiges Monitoring erbringen zu müssen, sieht der VKU kritisch.\r\n Die in § 20b geplante IT-Plattform zur Abwicklung von dezentralen\r\nVersorgungsmodellen, insbesondere der gemeinsamen Energienutzung, sollten\r\nvon der BNetzA oder einem geeigneten Dritten zur Verfügung gestellt und\r\nbetrieben werden. Eine Verpflichtung der Netzbetreiber zum Aufbau und Betrieb\r\nder Plattform lehnt der VKU ab.\r\n Der VKU fordert, dass die Umsetzung der Pflicht zum Angebot von\r\nFestpreisverträgen nach §41a auf das europäische Mindestmaß beschränkt\r\nwird. Zudem sollte die aktuell in §41a Abs. 2 EnWG enthaltene Pflicht für\r\nStromlieferanten, ab 2025 unabhängig von der Anzahl der belieferten\r\nLetztverbraucher dynamische Tarife anzubieten, entfallen.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n4 / 22\r\n Überschusseinspeisung aus bestehenden EEG-Anlagen muss für Energy Sharing-\r\nModelle nutzbar sein. Hierzu sollte in § 42c EnWG in Verbindung mit den\r\nVorschriften des EEG ein gesetzlicher Rahmen geschaffen werden.\r\n Das Recht auf Energy Sharing sollte räumlich deutlich stärker eingeschränkt\r\nwerden als im Referentenentwurf vorgesehen. Zur Abgrenzung sollte ein\r\nKriterium gefunden werden, dass in den energiewirtschaftlichen Rahmen passt\r\nund bürokratiearm umsetzbar ist.\r\n Keinesfalls sollte der räumliche Anwendungsbereich jedoch, wie in § 42c Absatz 3\r\nNummer 2 vorgesehen, ab 01.06.2028 auf das Bilanzierungsgebiet eines direkt\r\nangrenzenden Elektrizitätsverteilernetzbetreibers erweitert werden, um die\r\nKomplexität nicht noch weiter zu erhöhen.\r\n Der VKU begrüßt, dass Energy Sharing gemäß § 42c unter der Maßgabe steht, dass\r\ndie Strombezugsmengen jedes mitnutzenden Letztverbrauchers sowie die\r\nErzeugungsmenge der Anlage viertelstündlich gemessen werden können. Dies ist\r\nVoraussetzung für eine zeitsynchrone Bilanzierung der gemeinsam genutzten\r\nEnergiemengen, welche erforderlich ist, weil die Stromerzeugung abhängig von\r\nTageszeit und Wetterverhältnissen stark im Preis schwankt.\r\n Der VKU lehnt die Zulässigkeit kundenindividueller und jederzeit veränderbarer\r\nAufteilungsschlüssel ab, solange nicht von der Bundesnetzagentur gemeinsam\r\nmit der Branche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und\r\n„Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel\r\nerarbeiten worden ist.\r\n Der VKU begrüßt, dass sich Energy-Sharing-Akteure zur Umsetzung und\r\nenergiewirtschaftlichen Abwicklung ihrer Vereinbarung zur gemeinsamen\r\nNutzung von Strom aus Erneuerbaren Energien professioneller Dienstleister,\r\nbedienen dürfen, damit Energy Sharing innerhalb der etablierten\r\nenergiewirtschaftlichen Marktkommunikationsprozesse stattfindet. Die Nutzung\r\nder Marktkommunikation für das Energy Sharing ist eine Grundvoraussetzung für\r\neine effiziente und massenmarkttaugliche Umsetzung und muss daher zwingend\r\nvorausgesetzt werden. Dies zeigen auch die Erfahrungen aus der Umsetzung von\r\nMieterstrom und virtuellen Kundenanlagen. Diese Fehler sollten nicht wiederholt\r\nwerden.\r\n Der VKU begrüßt, dass im Referentenentwurf außer Frage steht, dass für die\r\ngeteilten Strommengen Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte gezahlt\r\nwerden. Allerdings sollte die Abrechnung dieser Zahlungen nicht dem\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n5 / 22\r\nReststromlieferanten aufgebürdet werden und wenn, dann nur gegen ein\r\nangemessenes Entgelt.\r\n Die verbraucherschützenden Lieferantenpflichten sollten für Energy Sharing-\r\nTeilnehmer nicht stärker eingeschränkt werden, als es Artikel 14a Absatz 4 (c) der\r\nStrombinnenmarktrichtlinie erfordert.\r\n Der VKU begrüßt es, dass der Handlungsspielraum der Länder bei der\r\nVerpflichtung von Anlagenbetreibern zur Beteiligung von Standortgemeinden\r\noder Bürgern bundesgesetzlich definiert werden soll und sieht die vorgesehene\r\nObergrenze von 0,3 Cent/kWh (von denen 0,2 Cent/kWh im Wege der finanziellen\r\nBeteiligung gemäß § 6 EEG angeboten werden können und damit aus dem EEGKonto\r\nerstattet werden) als angemessen an.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n6 / 22\r\nVorläufige Stellungnahme\r\nZu Artikel 1 Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nZu § 5 Abs. 4a (neu) - Absicherungsstrategien für Energielieferanten\r\nMit der Pflicht zur Entwicklung und Einhaltung angemessener Absicherungsstrategien\r\nwerden weitere Vorgaben aus der EU-Strombinnenmarktrichtlinie umgesetzt. Diese\r\nAbsicherungsstrategien sollen das Risiko von Änderungen des Energieangebots auf\r\nGroßhandelsebene für die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Verträgen begrenzen.\r\nStromlieferanten sollen außerdem angemessene Maßnahmen ergreifen, um das Risiko\r\neines Ausfalls der Belieferung zu begrenzen. Wichtig ist, dass die geplante Regelung\r\nunbürokratisch erfolgt, ohne zusätzliche Aufwände für alle Energieversorgungsunternehmen\r\nzu generieren. Ferner sollte die verpflichtende Vorhaltung von\r\nAbsicherungsstrategien nicht für dynamische Strompreistarife gelten, da diese bewusst\r\nstärker an Kurzfristmärkte gekoppelt sind. Den Vorschlag, Nachweise über vorhandene\r\nAbsicherungsstrategien im Rahmen eines regelmäßigen Monitorings zu erbringen,\r\nerachtet der VKU als kritisch. Bei begründeten Verdachtsfällen sollte die\r\nBundesnetzagentur daher besser Stichproben durchführen.\r\nZu § 11 Absatz 3 - Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\nDer VKU begrüßt die Einführung der neuen Verordnungsermächtigung für den\r\nGesetzgeber, Regelungen zur Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen zu\r\ntreffen. Die Regelung ist insbesondere notwendig, da die Haftung eines Netzbetreibers so\r\nauch für den Bereich der Netznutzung weiterhin auf vorsätzliche oder grob fahrlässige\r\nVerursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden kann. Die Regelung sollte,\r\nwie in der Gesetzesbegründung auch betont, nicht über bestehende Vorgaben hinaus\r\ngehen.\r\nRechtssicherheit gibt zudem § 118 Absatz 54 EnWG-E (neu). Dieser ordnet an, dass die\r\nbisherigen Regelungen in § 5 GasNZV bzw. § 25a StromNZV in der bis zum Ablauf des\r\n28. Dezember 2023 geltenden Fassung weiter Anwendung finden, solange der\r\nGesetzgeber von seiner Ermächtigung keinen Gebrauch macht.\r\nZu § 14 Absatz 1 a - Festlegungskompetenz der BNetzA für 13a (bilanzieller\r\nAusgleich und finanzieller Aufwendungsersatz)\r\nDer VKU begrüßt die geplante temporäre Aussetzung der Pflicht der\r\nStromverteilernetzbetreiber, für einen bilanziellen Ausgleich ihrer RedispatchVorläufige\r\nVKU-Stellungnahme\r\n7 / 22\r\nMaßnahmen Sorge zu tragen. Die Abbildung des Status quo im EnWG ist sinnvoll und wird,\r\nin Verbindung mit den geplanten Regelungen zum Umfang des\r\nAufwendungsersatzanspruchs für den bilanziellen Ausgleich gegen den\r\nStromverteilernetzbetreiber für mehr Rechtssicherheit sorgen. Aus VKU-Sicht noch zu\r\nklären ist, ob nicht ein direkter finanzieller Ausgleich zwischen Verteilnetzbetreiber und\r\nBilanzkreisverantwortlichem (wie bisher) die bessere Alternative ist.\r\nBesonders sinnvoll erachtet der VKU die geplanten Befugnisse der BNetzA, die noch\r\nallgemein gehaltenen Regelungen zu konkretisieren. Wir gehen davon aus, dass die\r\nBNetzA – wie üblich – die Branche im Rahmen des Festlegungsverfahrens ausreichend\r\neinbeziehen wird. Mit Blick auf die Erfahrungen zur Umsetzung des Redispatch 2.0 sollte\r\nzudem in Erwägung gezogen werden, die vorgesehene Befristung der BNetzA-Festlegung\r\nauf den 31. Dezember 2031 durch eine Evaluierung der Ausnahmeregelung durch die\r\nBundesnetzagentur zu ersetzen.\r\nZu § 14e Absatz 2b\r\nDie Pflicht zur Verlinkung von Plattformen/Onlinetools zur unverbindlichen\r\nNetzanschlussauskunft gemäß § 17a EnWG (neu) mit der bereits bestehenden\r\ngemeinsamen Internetplattform aller Verteilnetzbetreiber (VNBdigital.de) ist\r\nnachvollziehbar. Voraussetzung hierzu ist jedoch, dass eine Plattform gemäß § 17a EnWGE\r\n(neu) auch realisiert werden konnte. Die hierfür unter § 17a vorgesehene\r\nUmsetzungsfrist von zwei Jahren nach Inkrafttreten dieses Gesetzes ist zu kurz für ein\r\nentsprechendes IT-Projekt. Erfahrungen aus vergleichbaren IT-Projekten (z. B. Onlinetools\r\nzur Abwicklung von Netzanschlussanfragen, Redispatch 2.0 und § 14 a EnWG) zeigen, dass\r\nsolche Anforderungen nur Schritt für Schritt entwickelt werden können und die Planung,\r\nBindung von IT-Kapazitäten, notwendige Harmonisierung und Verbindung von ITSystemen\r\nbeim Netzbetreiber deutlich länger als zwei Jahre dauert (siehe auch zu § 17a\r\nEnWG (neu)).\r\nZu § 17 Absatz 6 (neu) - Fristen im Netzanschlussverfahren\r\nSatz 3 berechtigt Verteilnetzbetreiber, welche die Stellung eines Netzanschlussbegehrens\r\nüber eine Plattform auf ihrer Internetseite ermöglichen, leider erst ab 2027 dazu, vom\r\nAnschlusspetenten die Nutzung der Plattform zu verlangen. Durch das späte Datum\r\nwerden Bearbeitungskapazitäten verschenkt, die an anderer Stelle dringend benötigt\r\nwerden. Die Regelung sollte entsprechend geändert werden. Die Berechtigung der\r\nVerteilnetzbetreiber, die Nutzung vorhandener Plattformen zu verlangen, sollte bereits\r\neinen Monat ab Inkrafttreten des Gesetzes greifen. Ansonsten müssen in der\r\nZwischenzeit Prozesse parallel geführt oder Belohnungen für Plattform-Nutzer ausgelobt\r\nwerden.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n8 / 22\r\nSatz 6 gibt vor, dass der Netzbetreiber das Ergebnis der Prüfung des Anschlussbegehrens,\r\neinschließlich des Ergebnisses der Netzverträglichkeitsprüfung, für alle Anlagen in allen\r\nSpannungsebenen des Stromverteilernetzes dem Anschlussbegehrenden innerhalb von\r\nacht Wochen mitzuteilen hat. Die Frist beginnt mit Eingang des Begehrens beim\r\nNetzbetreiber, das durch eine unverzügliche Eingangsbestätigung zu dokumentieren ist.\r\nDie Abwicklung von Netzanschlussbegehren lässt nicht allein dadurch beschleunigen, dass\r\nBearbeitungszeiten gesetzlich vorgeschrieben werden. Im Regelfall steigt die Komplexität\r\nanalog zur Spannungsebene, u. a. auch dadurch, dass sich in höheren Spannungsebenen\r\ngegenseitig beeinflussende Netzanschlussbegehren mehren. Die Ermittlung geeigneter\r\nNetzverknüpfungspunkte und/oder die Prüfung umfangreicher technischer\r\nProjektunterlagen (ggf. hunderte Seiten projektbezogener Inhalt) binden deutlich mehr\r\nBearbeitungskapazitäten als bei Standard-Netzanschlüssen im Niederspannungsnetz.\r\nDaher sollte die Möglichkeit gesetzlich geregelt werden, dass das vollständige Ergebnis\r\nder Netzverträglichkeitsprüfung auch nach Ablauf der 8-Wochen-Frist übermittelt\r\nwerden kann, wenn der Verteilnetzbetreiber den Antragsteller innerhalb der 8-\r\nWochen-Frist über den Bearbeitungsstand mit kurzer Begründung zum Mehraufwand\r\ninformiert.\r\nGemäß Satz 8 muss der Netzbetreiber unmittelbar nach Eingang des\r\nNetzanschlussbegehrens, d. h. zu Beginn der Frist von acht Wochen, innerhalb von zwei\r\nWochen prüfen, ob noch Angaben oder Unterlagen zur Bearbeitung des Begehrens fehlen\r\nund diese innerhalb der zweiwöchigen Frist (ebenfalls ab Eingang des Begehrens) ggf.\r\nnachfordern. Zwar sind Nachforderungen nach Ablauf der Zwei-Wochen-Frist laut\r\nEntwurf zulässig, berühren dann jedoch nicht mehr den Lauf der ursprünglichen Frist von\r\nacht Wochen. Die Frist zur Nachforderung von Unterlagen durch den Netzbetreiber\r\nmuss zwingend verlängert werden. Auch bei größtenteils automatisierten digitalen\r\nProzessen sind manuelle Prüfungen durch den Netzbetreiber notwendig. Wird von einer\r\nVerlängerung abgesehen, sollte die 8-Wochen-Frist bei späterem\r\nNachforderungsbedarf so lange aussetzen, bis der Anschlusspetent die Nachforderung\r\nerfüllt hat.\r\nZu § 17a (neu) - Unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nGemäß § 17a EnWG (neu) soll jeder Verteilnetzbetreiber dazu verpflichtet werden, ein\r\nüber seine Internetseite erreichbares elektronisches Verfahren zur Verfügung zu stellen,\r\ndas schnelle und unverbindliche Auskünfte zu möglichen Netzverknüpfungspunkten für\r\nAnlagen (Stromerzeugung, -speicherung und verbrauch) ab 135 kW mit\r\nNetzanschlussbegehren in der Mittelspannungsebene oder den angrenzenden\r\nUmspannebenen (HS/MS und MS/NS) ermöglicht.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n9 / 22\r\nDas Aufwand-Nutzen-Verhältnis muss hier zwingend Berücksichtigung finden. Es gilt\r\ninsb. den Aufwand zu minimieren, um Personalressourcen zur Bearbeitung der\r\nAnschlussbegehren und Umsetzung des Netzausbaus einzusetzen. Zudem muss den mit\r\nder Regelung verbundenen Mehrkosten bei den Netznutzungsentgelten auch ein\r\nadäquater Mehrwert gegenüberstehen.\r\nAbsatz 1 Satz 1 verpflichtet Stromnetzbetreiber dazu, verfügbare und reservierte\r\nNetzanschlusskapazitäten auf seiner Internetseite zu veröffentlichen und monatlich zu\r\naktualisieren. Nach Ansicht des VKU ist ein längeres Intervall - zumindest zu Beginn –\r\nausreichend. Damit könnte auch der Umsetzungsaufwand reduziert werden. Mit Blick\r\nauf Aufwand und Sicherheitsrisiken gilt es alternativ zu prüfen, ob nicht stattdessen eine\r\ngrobe Kapazitätsplanung angestrebt werden sollte. Im Rahmen derer könnten\r\nAnschlusspetenten auf Nachfrage darüber informiert werden, ob an der angefragten\r\nStelle ausreichend Netzkapazität vorliegt oder nicht (ja/nein). Zudem muss hier\r\nErwartungsmanagement betrieben werden. Verfügbare Netzkapazität lässt nicht\r\nautomatisch auf einen zeitnahen Netzanschluss schließen. Zur Einschätzung der Dauer\r\ndes Netzanschlusses sind auch spezifische Anschlussvoraussetzungen zu berücksichtigen.\r\nIn Absatz 2 sieht der Entwurf eine Umsetzungsfrist von zwei Jahren ab Inkrafttreten des\r\nGesetzes vor. Die Umsetzung eines entsprechenden IT-Projekts bedarf einer weitaus\r\nlängeren Umsetzungsfrist. Dies zeigen auch die Erfahrungen. Die Planung, Abstimmung\r\nder Netzbetreiber untereinander (vgl. Absatz 5), Bindung von IT-Kapazitäten mit ggf.\r\nnotwendiger Ausschreibung, notwendige Harmonisierung und Verbindung von ITSystemen\r\nbeim Netzbetreiber bedürfen deutlich mehr Zeit. Der VKU schlägt zudem vor,\r\ndurch eine schrittweise Umsetzung der Anforderungen die Komplexität zu reduzieren.\r\nIn einem ersten Schritt sollten Informationen zu dem in der Luftlinie am kürzesten\r\nentfernt liegenden und weiter entfernt liegenden, geeigneten Netzverknüpfungspunkten\r\n(vgl. Absatz 2, Nummer 1 und 3) automatisiert ausgegeben werden können.\r\nDas Erfordernis von Angaben zu Netzverknüpfungspunkten, die nur bei\r\nNichtberücksichtigung bereits reservierter Netzkapazität geeignet wären (vgl. Absatz 2,\r\nNummer 2), ist dringend zu prüfen. Hier wird seitens der Netzbetreiber ein deutlicher\r\nMehraufwand zur Koordinierung von Nachfragen miteinander konkurrierender\r\nAnschlusspetenten erwartet. Der Mehrwert dieser Angaben ist daher zu überprüfen.\r\nEbenfalls mit hohem Aufwand verbunden wären Angaben zu Netzverknüpfungspunkten\r\nund dem voraussichtlichen Datum ihrer Verfügbarkeit, die nach Fertigstellung geplanter\r\nNetzertüchtigungsmaßnahmen geeignet wären (vgl. Absatz 2, Nummer 4). Dies auch, da\r\nsich Ausbaumaßnahmen zeitlich überlagern. Der VKU schlägt vor, diese Anforderung\r\nzunächst zu streichen und im Austausch mit der Branche Aufwand und Nutzen\r\nabzuwägen.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n10 / 22\r\nWeiter müssen die Angaben zu Netzverknüpfungspunkten (gemäß Absatz 2 Satz 3) gemäß\r\nAbsatz 3 sowohl über eine geografische Karte als auch über eine Programmierschnittstelle\r\nerfolgen können. Über die Programmierschnittstelle besteht die Gefahr zur\r\nmissbräuchlichen Verwendung (Abfrage von sensiblen Netzdaten, Netzmodellierung).\r\nEine Auskunft über kritische Infrastrukturen per Programmierschnittstelle widerspricht\r\ndem Ziel, die Resilienz kritischer Infrastrukturen zu erhöhen (KRITIS-Dachgesetz).\r\nGemäß Absatz 3 sollen Netzbetreiber einerseits zahlreiche Daten offenlegen und zugleich\r\nMaßnahmen ergreifen, so dass Rückschlüsse auf sensible Informationen verhindert\r\nwerden. Als geeignete Mittel, diesen Anforderungen nachzukommen, erscheinen eine\r\nÜberprüfung des Netzanschlusssuchenden (Verifizierung) oder eine technische\r\nLimitierung. Dem steht jedoch die Vorgabe aus Absatz 2 Satz 1 entgegen. Demnach hat\r\nder Verteilnetzbetreiber ein “...elektronisches Verfahren zur Verfügung zu stellen, über\r\ndas Netzanschlusssuchende unmittelbar eine unverbindliche Auskunft für den\r\nNetzanschluss [...] erteilt wird.”. Das Wort “unmittelbar” sollte durch das Wort\r\n“unverzüglich” ersetzt werden, da dieses u. a. eine angemessene Überlegungs- und\r\nPrüfungsfrist beinhaltet. Insgesamt ist § 17a zu unbestimmt und lässt im Unklaren,\r\nwelches Sicherheitsrisiko durch die automatische Auskunft zu vertreten ist.\r\nZu § 20b (neu) - Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des\r\nNetzzugangs; Festlegungskompetenz\r\nMit § 20 b sollen alle Netzbetreiber verpflichtet werden, eine gemeinsame und\r\nbundesweit einheitliche, zentrale Internetplattform für den Datenaustausch im\r\nZusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs zu etablieren. Ziel sei es, eine\r\nstabile, einheitliche und direkte Kommunikationsmöglichkeit im Bereich Netzzugang hin\r\nzu allen in Deutschland tätigen Netzbetreibern zu eröffnen. Die Plattform soll laut Entwurf\r\nbereits zum Juli 2025 errichtet werden, damit ein funktionierender Betrieb zum 1. Juli\r\n2026 sichergestellt ist.\r\nNach Ansicht des VKU sollte die geplante IT-Plattform zur Abwicklung von dezentralen\r\nVersorgungsmodellen, insbesondere der gemeinsamen Energienutzung, von der\r\nBNetzA oder einem geeigneten Dritten zur Verfügung gestellt und betrieben werden.\r\nEine Verpflichtung der Netzbetreiber zum Aufbau und Betrieb der Plattform lehnt der\r\nVKU ab. Sowohl die Erstellung als auch der Betrieb der geforderten Internetplattform\r\nwäre mit erheblichem Mehraufwand für die Netzbetreiber verbunden. Sollte der\r\nGesetzgeber dennoch die Netzbetreiber in die Pflicht nehmen wollen, fordert der VKU\r\neine möglichst schlanke Umsetzung. Zudem wäre zielführend, die noch durch die\r\nBundesnetzagentur zu treffenden näheren Konkretisierungen im Branchendialog\r\nausgearbeitet und abgestimmt werden. Nach Veröffentlichung muss eine angemessene\r\nFrist zur Umsetzung zur Verfügung stehen. Die unter Absatz 2 genannte Umsetzungsfrist\r\nsollte auf den Abschluss der Konkretisierung durch die Bundesnetzagentur aufbauen. Es\r\nsollte außerdem geklärt werden, wie das Verhältnis dieser Internetplattform zur\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n11 / 22\r\nbisherigen Marktkommunikation ist. Eine Trennung verschiedener Anliegen beim\r\nNetzzugang auf verschiedenen Plattformen erscheint wenig kundenfreundlich und führt\r\nauch bei Netzbetreibern zu Mehraufwand.\r\nDurch die Einführung einer zentralen Plattform würden einzelne Angaben wie z. B. die\r\nMesskonzepte aus dem bereits etablierten Netzanschlussprozess der Netzbetreiber\r\nherausgelöst. Dies bedeutet, dass zukünftig der Anlagenbetreiber bzw. Anschlussnehmer\r\nDaten in zwei Portalen pflegen müsste. Erschwerend kommt hinzu, dass der\r\nNetzbetreiber/Messstellenbetreiber anschlussrelevante Daten aus dem eigenen\r\nAnschlussportal und zusätzlich aus der zentralen Internetplattform verarbeiten muss.\r\nAnschlussänderungen und damit verbundene Änderungen an Mess- und\r\nVerbrauchskonzepten bedingen immer eine Änderung der Stammdaten. Diese werden im\r\nMarkt über die MaKo kommuniziert. Bereits heute sind die Stammdatensysteme mit den\r\nNetzanschlussportalen der Netzbetreiber gekoppelt. Mit einer zentralen Plattform wird\r\nein weiterer Eingangskanal geschaffen, welcher die Komplexität und Fehleranfälligkeit\r\nerhöht.\r\nZu § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 (neu) - Befugnis der BNetzA, Abschläge zu\r\nerheben\r\nGemäß Absatz 3 Nummer 5 soll die Regulierungsbehörde Regelungen treffen können zu\r\nQualitätsvorgaben, Netzdienstleistungsgrößen und Netzservicequalität.\r\nDie Aufnahme einer grundsätzlichen Befugnis der BNetzA, hierzu Regelungen zu treffen,\r\nist nachvollziehbar. Dies bzw. insb. der Gebrauch dieser Befugnis sollte nach Auffassung\r\ndes VKU jedoch zu einem späteren Zeitpunkt und im Ergebnis der Evaluierung und\r\nWeiterentwicklung der Anreizregulierung erfolgen. Die BNetzA hat Anfang des Jahres\r\n2024 einen umfassenden Erörterungsprozess zur Evaluierung und Weiterentwicklung der\r\nAnreizregulierung gestartet. Mit ihrem Eckpunktepapier („NEST“) stellte die Behörde\r\ndabei auch zur Diskussion, die bestehende Qualitätsregulierung um Anreize zur\r\nSteigerung der „Energiewendekompetenz“ zu erweitern. „Damit sollen diejenigen\r\nNetzbetreiber belohnt werden, die bei der Transformation ihrer Stromnetze in der\r\nEnergiewende eine besonders hohe Kompetenz zeigen.“ (vgl. NEST-Papier vom\r\n18.01.2024, These 7). Als denkbare Indikatoren zur Abbildung von Servicequalität und\r\nEnergiewendeorientierung sieht die BNetzA u. a. auch die Geschwindigkeit der\r\nRealisierung von Netzanschlüssen. Vor diesem Hintergrund sollte sichergestellt werden,\r\ndass nicht bereits vor Abschluss dieses BNetzA-Erörterungsprozesses und Klärung der\r\naufgeworfenen Fragen einzelne Aspekte der Servicequalität herausgegriffen und geregelt\r\nwerden. Dies auch, da betreffende Kriterien in einem weitestgehend unbelasteteten Netz\r\nerheblich schneller erreicht werden können als in einem Netz, dass sich an der\r\ntechnischen Leistungsgrenze bewegt. Kritisch sieht der VKU daher insbesondere die\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n12 / 22\r\neinseitige Vorfestlegung auf Abschläge zu Lasten der Netzbetreiber, während die von\r\nder BNetzA angesprochenen Anreize/Boni unerwähnt bleiben.\r\nZu § 23c Absatz 3c (neu) - Datenbereitstellung durch VNB\r\nMit der Einführung der Absätze 3a bis 3c sollen die Vorgaben des Artikel 20a Absätze 1\r\nund 2 der RED III umgesetzt werden. Absatz 3c verpflichtet die Verteilnetzbetreiber zur\r\nBereitstellung ihnen vorliegender Daten über die Möglichkeiten zur Laststeuerung sowie\r\ndie von Eigenversorgern/EE-Gemeinschaften in das Netz eingespeiste Energie.\r\nDie zu liefernden Daten sowie die Datenanforderungen gemäß Absatz 3c sind\r\nmissverständlich und sollten klar definiert werden (insb. Definition Erneuerbare-\r\nEnergien-Gemeinschaften).\r\nZu § 40 (redaktioneller Hinweis)\r\nDie unter Nr. 34 vorgesehenen Änderungen betreffen nur zu a) den § 40 EnWG. Die\r\nÄnderungen unter b) und c) gehören zu Nr. 35 - Änderung von § 40a EnWG. Nur dort\r\nmachen sie wie vorgesehen Sinn. Der VKU bittet, dieses offensichtliche\r\nRedaktionsversehen zu berichtigen.\r\nZu § 41a Abs. 2 und Abs. 4-6 (neu)\r\nDie Verpflichtung zum Angebot von Festpreisverträgen ist angesichts der EU-rechtlichen\r\nVorgaben nachvollziehbar. Allerdings sollte die Umsetzung auf das europarechtliche\r\nMindestmaß beschränkt werden. Dieses schreibt vor, dass Festpreisverträge\r\nverpflichtend anzubieten sind, wenn ein Stromlieferant mindestens 200.000 Kunden\r\nbeliefert.\r\nZudem sollte die aktuell in § 41a Abs. 2 EnWG enthaltene Pflicht für Stromlieferanten, ab\r\n2025 unabhängig von der Anzahl der belieferten Letztverbraucher dynamische Tarife\r\nanzubieten, entfallen. Vor dem Hintergrund, dass derzeit kaum Nachfrage nach\r\ndynamischen Tarifen besteht und die voraussichtliche zukünftige Nachfrage ohne\r\nWeiteres von den aktuell verpflichteten großen Stromversorgern gedeckt werden würde,\r\nist es unverhältnismäßig, alle Stromversorger unabhängig von ihrer jeweiligen\r\nKundenanzahl zum Angebot eines dynamischen Tarifs zu verpflichten. Sobald diese\r\nTarifmodelle sich einer hohen Nachfrage erfreuen, würden zudem auch viele kleinere\r\nStromanbieter entsprechende Tarife zwecks Kundenbindung und -gewinnung anbieten.\r\nZu § 41c\r\nDurch die vorgesehene Änderung in der Überschrift scheint sich die in § 41c EnWG\r\nenthaltene Regelung zu Vergleichsinstrumenten nur noch auf den Strombereich zu\r\nbeschränken. Da die Gesetzesbegründung nicht zur vorgenommenen Änderung passt,\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n13 / 22\r\nkönnte es sich hierbei um ein Versehen handeln. Sollte die Regelung zu\r\nVergleichsinstrumenten tatsächlich nur auf den Strombereich beschränkt werden, bittet\r\nder VKU um entsprechende Ausführungen in der Gesetzesbegründung.\r\nZu § 42c (neu) - Energy Sharing\r\nVorbemerkung\r\nBei der Einführung des Rechts auf Energy Sharing sollte der Gesetzgeber nicht weiter\r\ngehen, als es Artikel 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie erfordert. Ziel sollte\r\ndie Schaffung eines fairen und effizienten Rechtsrahmens sein. Zudem ist es zwingend\r\nnotwendig, die BNetzA gesetzlich zu ermächtigen, die Vorgaben zum Energy Sharing per\r\nFestlegung zu konkretisieren. Aus den vorhandenen Regelungsvorschlägen ist nicht\r\nersichtlich, wie das Energy Sharing praktisch abgewickelt werden soll. Auch sind zwingend\r\nerforderliche Informationspflichten nicht im Gesetz enthalten.\r\nZutreffend weist der Referentenentwurf in der Begründung zu § 42c darauf hin, dass die\r\nNutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung die Komplexität gegenüber der mit § 42b\r\ngeregelten gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erheblich steigert.\r\nRichtigerweise orientiert sich der Referentenentwurf an der Prämisse, dass die Erfüllung\r\nder im Rahmen des Netzzugangs notwendigen Pflichten ordnungsgemäße Abrechnungen\r\nund die Zahlung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten für verbrauchte\r\nStrommengen gewährleistet sein müssen.\r\nDer VKU erkennt das Bemühen des BMWK an, neben den Wünschen der Energy-Sharing-\r\nTeilnehmer auch die Interessen der anderen Akteure, insbesondere der\r\nElektrizitätsverteilernetzbetreiber und der Lieferanten zu berücksichtigen.\r\nDie Bemühungen um die Schaffung eines Rechtsrahmens für Energy Sharing sind\r\nAusdruck eines Trends zu dezentralen Versorgungslösungen. Dies zeigt einmal mehr, dass\r\ndie Finanzierung der Stromnetzinfrastrukturen über den Arbeitspreis nicht mehr\r\nzeitgemäß ist. Unser zunehmend dezentrales erneuerbares Energiesystem mit seiner\r\nAkteursvielfalt und den vielen denkbaren Erzeugungs- und (Eigen-)Versorgungskonzepten\r\nmuss mit dem Fokus auf die Anschlussleistung die Kosten gerecht auf alle Nutzer\r\naufteilen.\r\nNach Einschätzung des VKU bedürfen die geplanten Vorgaben zum Energy Sharing in § 42c\r\nnoch weiterer Konkretisierungen (ggf. auch durch eine Festlegung der BNetzA):\r\n So fehlt es an einer Regelung darüber, wie der Aufteilungsschlüssel umgesetzt\r\nwird, wenn es also um die viertelstündliche Anrechnung der den Teilnehmern\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n14 / 22\r\njeweils zugeordneten Strommengen auf ihren individuellen Stromverbrauch geht\r\n(analog § 42b Abs. 5 EnWG) (gemeinschaftliche Gebäudeversorgung)).\r\n Es sollte klargestellt werden, dass es Letztverbrauchern (zumindest vorerst) nur\r\nmöglich ist die Stromeinspeisung einer EE-Anlage bzw. eines EE-Speichers\r\nmitzunutzen (wobei in Erwägung gezogen werden sollte, EE-Speicher zunächst\r\nauszuklammern, um die Einführung von Energy Sharing möglichst zu\r\nvereinfachen). Eine Mehrfachteilnahme wie auch die Einbeziehung von Speichern\r\nwürde die Einführung des Energy Sharing erheblich verkomplizieren und sollte\r\nwie in Österreich erst nach einer „Startphase“ zugelassen werden.\r\n Unklar ist, ob alle Veräußerungsformen des EEG für am § 42c EnWG teilnehmende\r\nEE-Anlagen eröffnet sind und ob Betreiber von EE-Anlagen beim Energy Sharing\r\ni.S.d. § 42c EnWG (neu) weiterhin eine Förderzahlung nach § 19 EEG 2023 für den\r\nin ein Netz eingespeisten Strom erhalten.\r\n Im Rahmen der in § 37 EnWG geregelten Unterscheidung zwischen Voll- und\r\nReststromlieferung bleibt unklar, wie Energieversorgungsunternehmen Kenntnis\r\ndavon erlangen, wenn ihre Kunden an einem Energy-Sharing-Konstrukt\r\nteilnehmen. Der VKU fordert daher eine entsprechende Informationspflicht, die\r\nauch die per Energy Sharing gelieferten oder zu liefernden Energiemengen\r\nberücksichtigt. Dies würde dem Reststromlieferanten eine belastbare Grundlage\r\nfür die Prognose der Reststromlieferung bieten.\r\nDie Nutzung von Überschussstrom aus existieren PV-Anlagen für Energy Sharing bietet in\r\nder Praxis ein großes Potenzial. Es bedarf einer Regelung sowohl in § 42c Absatz 1 EnWG,\r\nals auch im EEG, wie diese Strommengen in Energy Sharing-Konzepte eingebunden\r\nwerden können, etwa durch eine Weiterentwicklung der „unentgeltlichen Abnahme“,\r\neine vereinfache „sonstige Direktvermarktung“ oder eine Peer-to-Peer Durchleitung.\r\nDie Umsetzungsfristen sind sehr ambitioniert. Es sollte sichergestellt werden, dass zu den\r\nUmsetzungsfristen die Marktprozesse seitens der BNetzA finalisiert sind. Eine Abwicklung\r\naußerhalb etablierter Prozesse erzeugt Zusatzaufwand und Ungenauigkeiten mit\r\nentsprechenden Folgeproblemen (siehe Erfahrungen aus der Umsetzung von\r\nMieterstrom und virtuellen Kundenanlagen).\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 (Bedingungen für Energy Sharing)\r\nIn § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 sollte auch die Einbindung von Überschusseinspeisung\r\naus bestehenden EE-Anlagen in Energy Sharing-Modelle abgebildet werden.\r\nBegründung:\r\nDie Nutzung von Überschussstrom aus existierenden PV-Anlagen für Energy Sharing bietet\r\nin der Praxis ein großes Potenzial. Es bedarf einer gesetzlichen Regelung, wie diese\r\nStrommengen in Energy Sharing-Konzepte eingebunden werden können, etwa durch eine\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n15 / 22\r\nWeiterentwicklung der „unentgeltlichen Abnahme“, eine vereinfachte „sonstige\r\nDirektvermarktung“ oder eine Peer-to-Peer Durchleitung.\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 i. V. m. Absatz 3 (räumliche Abgrenzung)\r\nDer VKU begrüßt, dass sich Anlagen und Verbrauchsstellen in einem räumlich\r\nabgegrenzten Gebiet befinden müssen, welches jedoch deutlich stärker eingegrenzt\r\nwerden sollte als im Referentenentwurf vorgesehen. Die in § 42c Absatz 3 Nummer 1\r\nvorgenommene Bezugnahme auf das Bilanzierungsgebietes eines\r\nElektrizitätsverteilernetzbetreibers ist zwar besser geeignet als die Festlegung eines\r\nRadius (der mehrere Verteilnetzgebiete erfassen kann, was alles noch komplexer macht);\r\nZur Abgrenzung sollte ein Kriterium gefunden werden, dass in den\r\nenergiewirtschaftlichen Rahmen passt und bürokratiearm umsetzbar ist.\r\nKeinesfalls sollte der räumliche Anwendungsbereich jedoch, wie in § 42c Absatz 3\r\nNummer 2 vorgesehen, ab 01.06.2028 auf das Bilanzierungsgebiet eines direkt\r\nangrenzenden Elektrizitätsverteilernetzbetreibers in derselben Regelzone erweitert\r\nwerden.\r\nBegründung:\r\nDie nutzbringendsten und in der Praxis bedeutsamsten Anwendungsfälle des Energy\r\nSharings im engen räumlichen Zusammenhang zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsort\r\nab, etwa bei der Nutzung von Strom aus Dach-PV-Anlagen auch in Nachbargebäuden oder\r\ninnerhalb eines Quartiers.\r\nWird der räumliche Anwendungsbereich zu weit gefasst, erhöht sich das Risiko von\r\nNetzengpässen durch Leistungsspitzen der mitnutzenden Letztverbraucher. Außerdem\r\nerschwert ein zu weiter räumlicher Anwendungsbereich die Netzplanung.\r\nKeinesfalls sollte das Bilanzierungsgebietes eines Elektrizitätsverteilernetzbetreibers\r\nüberschritten werden, denn dann würde es zu komplex werden.\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 4 (viertelstündliche Messung)\r\nDer VKU begrüßt, dass Energy Sharing gemäß § 42c unter der Maßgabe steht, dass die\r\nStrombezugsmengen jedes mitnutzenden Letztverbrauchers sowie die Erzeugungsmenge\r\nder Anlage viertelstündlich gemessen werden können.\r\nZusätzliche Maßgabe für die Zulässigkeit von Energy Sharing sollte aber sein, dass die\r\nEnergy-Sharing-Teilnehmer dem Reststromlieferanten, ggf. über einen professionellen\r\nDienstleister, sowohl den Lastgang der unbeeinflussten Abnahme als auch den über das\r\nEnergy Sharing bezogenen Lastgang zur Verfügung stellen.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n16 / 22\r\nBegründung:\r\nDie viertelstündliche Messbarkeit ist Voraussetzung dafür, dass die gemeinsam genutzten\r\nEnergiemengen 15-minütig-zeitsynchron bilanziert werden. Ein pauschaler Abzug (z. B.\r\nam Jahresende) der erzeugten Strommengen vom Stromverbrauch wäre nicht\r\nsachgerecht, da die Stromerzeugung abhängig von Tageszeit und Wetterverhältnissen\r\nstark im Preis schwankt.\r\nDie Notwendigkeit der Zuverfügungstellung sowohl des Lastgangs der unbeeinflussten\r\nAbnahme und des über das Energy Sharing bezogenen Lastgangs ergibt sich aus\r\nfolgendem Umstand: Beim Energy Sharing muss der Reststromlieferant eine\r\nangemessene Basis für die Prognose des Reststromes zu Verfügung stehen, da die Kunden\r\nnicht mehr auf Basis von Lastprofilen bilanziert werden und somit der Reststromlieferant\r\nauch ¼ h eine Lastprognose für den Energieeinkauf erstellen muss. Die Vorhersage ist aber\r\nnur belastbar möglich, wenn der Reststromlieferant den Lastgang der unbeeinflussten\r\nAbnahme und den über das Energy Sharing bezogenen Lastgang separat zu Verfügung\r\ngestellt bekommt. Die Bereitstellung beider Lastgänge sollte über den bereits erwähnten\r\nprofessionellen Dienstleister erfolgen.\r\nZu § 42c Absatz 2\r\nDer VKU lehnt die Zulässigkeit kundenindividueller und jederzeit veränderbarer\r\nAufteilungsschlüssel ab, solange nicht von der Bundesnetzagentur gemeinsam mit der\r\nBranche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und „Individualisierbarkeit\r\noder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel erarbeiten worden ist. Bis dahin, sollten\r\nAufteilungsschlüssel durch die Betreiber der Energy-Sharing-Anlagen einmalig festgelegt\r\nund bei erstmaliger Nutzung dem Netzbetreiber mitgeteilt und bis zum Abschluss des\r\nFestlegungsverfahrens der BNetzA unverändert bestehen bleiben.\r\nBegründung:\r\nDie Etablierung von kundenindividuellen und jederzeit veränderbaren\r\nAufteilungsschlüsseln zur Verteilung der gemeinsam genutzten Energie von EE-Anlagen\r\n(Energy Sharing) sehen wir aus marktprozessualer Sicht äußerst kritisch.\r\nDiese Regelung betrifft insbesondere Kleinanlagen, die einen überragend hohen Anteil\r\nder Gesamtanzahl aller EE-Anlage ausmachen. Dies bedeutet, dass von der geplanten\r\nRegelung große Teile des EE-Anlagenbestandes betroffen sein könnten.\r\nUm diesen Massenprozess jederzeit verlässlich, schnell und rechtssicher abwickeln zu\r\nkönnen, ist es für alle betroffenen Marktparteien unerlässlich / zwingend notwendig\r\ndiesen Prozess über eine nahezu vollständig automatisierte elektronische (Markt\r\n)Kommunikation ohne manuelle Eingriffe abzuwickeln.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n17 / 22\r\nDies wird im direkten Kontakt der Netzbetreiber mit den Letztverbrauchern jedoch nicht\r\nmöglich sein, da diese nicht unmittelbar an der elektronischen Marktkommunikation\r\nteilnehmen können.\r\nEs muss also eine Lösung gefunden werden, die die Interessen der Letztverbraucher und\r\nEE-Anlagenbetreiber (Einfachheit und Flexibilität in der Umsetzung) sowie insbesondere\r\nder Netzbetreiber (vollständig automatisierte elektronische Kommunikation ohne\r\nmanuelle Eingriffe) miteinander vereinbart. Weiterhin müssen ausreichend lange\r\nÜbergangsfristen berücksichtigt werden, um die (system-)technischen Voraussetzungen\r\ninsbesondere auf Seiten der Netzbetreiber schaffen zu können.\r\nWir schlagen daher vor, dass im EnWG keine unmittelbare Regelung zu diesem Thema,\r\nsondern nur eine Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur erlassen wird.\r\nDie Bundesnetzagentur sollte dann im Rahmen eines Festlegungsverfahrens zusammen\r\nmit der Branche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und\r\n„Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel erarbeiten.\r\nBis dahin könnte eine möglichst einfache und leicht umsetzbare Fallback-Lösung\r\nunmittelbar im EnWG verankert werden.\r\nZu § 42c Absatz 4\r\nDer VKU begrüßt, dass sich Energy-Sharing-Akteure zur Umsetzung und\r\nenergiewirtschaftlichen Abwicklung ihrer Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung von\r\nStrom aus Erneuerbaren Energien professioneller Dienstleister, bedienen dürfen.\r\nBegründung:\r\nFür eine effiziente und massenmarkttaugliche Umsetzung von Energy-Sharing-Modellen\r\nist es Voraussetzung, dass diese an den energiewirtschaftlichen Prozessen der\r\nMarktkommunikation teilnehmen. Eine Abwicklung außerhalb der etablierten Prozesse\r\nist im Massenmarkt nicht umsetzbar und erzeugt unkontrollierbare Folgeprobleme. Durch\r\ndie Zusammenarbeit mit professionellen Dienstleistern, z. B. Stadtwerken, können\r\nEnergy-Sharing-Teilnehmer sich in die Lage versetzen, an diesen Prozessen teilzunehmen.\r\nAllerdings leuchtet der in § 42c Abs. 4 Nr. 1 EnWG-E enthaltene Verweis auf § 20 Abs. 2\r\nEnWG nicht ein. Ggf. sollte besser auf § 20 Abs. 1a EnWG verwiesen werden.\r\nZu § 42c Absatz 6\r\nMitnutzende Letztverbraucher sollten von ihren Stromlieferanten nicht verlangen dürfen,\r\ndass auch Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte, die auf verbrauchte\r\nStrommengen im Rahmen des Energy Sharing anfallen, über den bestehenden\r\nStromliefervertrag abgerechnet werden. § 42c Absatz 6 sollte gestrichen werden.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n18 / 22\r\nBegründung:\r\nDer VKU begrüßt, dass im Referentenentwurf außer Frage steht, dass für die geteilten\r\nStrommengen Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte gezahlt werden. Nur so ist\r\nsichergestellt, dass die Energy Sharing-Teilnehmer in fairer Weise an der Finanzierung der\r\nKosten des Gesamtsystems beteiligt werden. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung für\r\neine sozial verträgliche Ausgestaltung der Energiewende.\r\nWenn jedoch die Reststromlieferanten für die Abwicklung dieser Zahlungen in die Pflicht\r\ngenommen werden, löst das in ihren Abrechnungssystemen einen erheblichen\r\nUmsetzungsaufwand aus. Stattdessen sollte daher die Abrechnung der Steuern, Abgaben,\r\nUmlagen und Netzentgelte eine der Aufgaben sein, die professionellen Dienstleistern\r\ngemäß § 42c Absatz 4 übertragen werden können. Wenn weiterhin an dieser Vorgabe\r\nfestgehalten wird, sollte explizit im Gesetz oder zumindest in der Gesetzesbegründung\r\nklargestellt werden, dass der Stromlieferant dem Auftraggeber für diese Dienstleistung\r\nein angemessenes Entgelt berechnen darf. Ansonsten würden die hierdurch\r\nentstehenden zusätzlichen Kosten auf die übrigen Verbraucher umgelegt, die sich nicht\r\nfür eine Form des Energy Sharing entschieden haben oder entscheiden konnten, und\r\nwürden dort den Strombezug zusätzlich verteuern.\r\nZu § 42c Absatz 7\r\nDie verbraucherschützenden Lieferantenpflichten sollten für Energy Sharing-Teilnehmer\r\nnicht stärker eingeschränkt werden, als es Artikel 14a Absatz 4 (c) der\r\nStrombinnenmarktrichtlinie erfordert.\r\n§ 42c Absatz 7 Satz 1 sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n(7) Die Vorgaben der §§ 5 und 40 bis 42 sind nicht anzuwenden, wenn\r\n1. ausschließlich Haushaltskunden mitnutzende Letztverbraucher nach Absatz 1 Nummer\r\n1 sind und die Anlage nach Absatz 1 über eine installierte Leitung von nicht mehr als 30\r\n10,8 Kilowatt verfügt oder\r\n2. mehrere Haushaltskunden oder Eichhörnchen innerhalb eines Gebäudes mitnutzende Letztverbraucher\r\nnach Absatz 1 Nummer 1 sind und die Anlage nach Absatz 1 über eine installierte Leistung\r\nvon höchstens 100 50 Kilowatt verfügt.\r\nBei der Prüfung, ob die Schwellenwerte über- oder unterschritten sind, sollten die\r\nRegelungen zur Anlagenzusammenfassung des EEG Anwendung finden.\r\nBegründung:\r\nArtikel 14a Absatz 4 (c) der Strombinnenmarktrichtlinie sieht grundsätzlich vor, dass\r\nEnergy Sharing-Teilnehmer die vollständigen Verbraucherrechte haben. Eine Ausnahme\r\nsollen die Mitgliedstaaten für die gemeinsame Nutzung von 10,8 kW durch\r\nHaushaltskunden bzw. die gemeinsame Nutzung von 50 kW durch Haushaltskunden\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n19 / 22\r\ninnerhalb eines Gebäudes vorsehen. Die Mitgliedstaaten dürfen die Schwellen jeweils auf\r\n30 kW bzw. 100 kW anheben.\r\nDer VKU empfiehlt, auf eine Anhebung der Schwellenwerte zu verzichten, um den\r\nVerbraucherschutz nicht stärker zu beschneiden, als dies gemäß der Richtlinie notwendig\r\nist.\r\nArtikel 2 Weitere Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nArtikel 3 Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes\r\nÜbertragungsnetz\r\nArtikel 4 Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes\r\nArtikel 5 Änderung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes\r\nZu § 22b Absatz 6 - Bürgerenergiegesellschaften\r\nDer VKU begrüßt es, dass der Handlungsspielraum der Länder bei der Verpflichtung von\r\nAnlagenbetreibern zur Beteiligung von Standortgemeinden oder Bürgern\r\nbundesgesetzlich definiert werden soll.\r\nDie angestrebte Harmonisierung der Beteiligungsgesetze schafft einheitlichere\r\nWettbewerbsbedingungen, insbesondere in den Ausschreibungen gemäß EEG, und trägt\r\nzu einer gleichmäßigen Verteilung des EE-Ausbaus auf das Bundesgebiet bei.\r\nDie vorgesehene Obergrenze von 0,3 Cent/kWh (von denen 0,2 Cent/kWh im Wege der\r\nfinanziellen Beteiligung gemäß § 6 EEG angeboten werden können und damit aus dem\r\nEEG-Konto erstattet werden) ist nach Einschätzung des VKU angemessen und hält die\r\nfinanzielle Belastung der Anlagenbetreiber in einem vertretbaren Rahmen. Eine höhere\r\nAbgabepflicht würde gerade kleinere Unternehmen davon abhalten, Wind- oder\r\nSolarparks zu errichten. Dies würde der Akzeptanz letztlich schaden. Denn kommunale\r\nUnternehmen und andere, vor Ort engagierte kleinere Unternehmen achten aufgrund\r\nihrer lokalen Verantwortung besonders darauf, dass Bürgerinnen und Bürger sowie die\r\nlokale Wirtschaft von dem Wind- oder Solarpark profitieren. Hinzu kommt, dass die\r\nGewinne aus dem Anlagenbetrieb der Eigentümerkommune und damit der örtlichen\r\nGemeinschaft zugutekommen.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n20 / 22\r\nZu § 8 Absätze 8 bis 11 (neu) - Bestimmungen zum Prozess des\r\nAnschlussbegehrens ab 1. Januar 2026\r\nGemäß Absatz 8 Sätze 4 und 5 dürfen Netzbetreiber auch hier erst ab 2027 die Nutzung\r\nvorhandener Plattformen vom Anschlusspetenten verlangen. Eine zeitnahe Berechtigung\r\nwäre auch hier wünschenswert (vgl. Anmerkungen zu § 17 Absatz 6 Satz 3 EnWGEntwurf).\r\nDer Prozess zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren wird ab dem 1. Januar 2026 in §\r\n8 EEG 2023 und in der Neuregelung in § 17 Absatz 6 EnWG weitgehend parallel\r\nausgestaltet. Die Kritik des VKU bzgl. der Rückmeldefristen aus § 17 Absatz 6 EnWGEntwurf\r\n(2 Wochen, 8 Wochen) besteht hier analog.\r\nZu § 8a (neu) - Kapazitätsreservierung, Festlegungskompetenz\r\nMit den vorgelegten Regelungen sollen Kapazitätsreservierungen für Erneuerbare-\r\nEnergien-Anlagen ab 135 kW einen einheitlichen Rahmen erhalten. Der VKU begrüßt, dass\r\ndie seitens VKU eingebrachten Verbesserungsvorschläge aufgegriffen wurden (vgl. VKUStellungnahme\r\nvom 22.05.2024 zu Netzanschluss Regelungen, vku.de). Vorgesehen ist\r\nzudem richtigerweise, dass einheitliche Standards im Reservierungsverfahren durch die\r\nBranche entwickelt werden sollen. Kritisch erachtet der VKU auch hier die vorgesehene\r\nFrist von 9 Monaten ab Inkrafttreten des Gesetzes.\r\n§ 52 Absatz 3 Satz 1 Nr. 3 (neu) - Doppelverstoß\r\nBei dem sogenannten „Doppelverstoß“ (keine Registrierung im\r\nMarktstammdatenregister und fehlende Kalenderjahresmeldung) soll es laut Entwurf\r\nzukünftig ausreichen, wenn einer der beiden Verstöße behoben wird, damit sich die\r\nSanktionszahlung rückwirkend zum Beginn des Verstoßes auf 2€/kW je Kalendermonat\r\nreduziert. Der VKU hält die bisherige Ausgestaltung dieses Sanktionstatbestandes für ein\r\ngeeignetes Mittel, um die Anlagenbetreiber (insb. Eigenversorgungsanlagen) an etwaige\r\nVersäumnisse zu erinnern. Anstelle des Vorschlags im Entwurf spricht sich der VKU daher\r\nfür eine Auftrennung der „und“-Verknüpfung aus, sodass hieraus zwei getrennte\r\nSanktionstatbestände entstehen. In der Praxis führt die Doppelverstoßregelung zudem zu\r\nhohen Prüfaufwänden durch die Netzbetreiber und Fehler bei der Registrierung im\r\nMarktstammdatenregister können häufig nicht geahndet werden. Da das Thema\r\nDatenbereitstellung für viele energiewirtschaftliche Prozesse an Bedeutung gewinnt,\r\nsollte allein eine fehlende Registrierung im Marktstammdatenregister für eine\r\nSanktionierung ausreichen.\r\nVorläufige VKU-Stellungnahme\r\n21 / 22\r\nArtikel 6 Änderung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes\r\nArtikel 7 Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nZu § 19 Absatz 3 (neu) - Zahlungsanspruch\r\nDer VKU begrüßt die Umstellung des Belastungsausgleichs zwischen Übertragungs- und\r\nVerteilernetzbetreiber. Dadurch wird ausdrücklich geregelt, dass Differenz-\r\nStrommengen im EEG-Belastungsausgleich zwischen VNB und ÜNB künftig finanziell\r\nausgeglichen werden.\r\nBisher wurden die durch die Dargebotsabhängigkeit der Erneuerbaren Energien\r\nverursachten Abweichungen zwischen den prognostizierten Strommengen und den\r\ntatsächlichen Strommengen (Differenz-Strommengen) sowohl finanziell als auch\r\nenergetisch ausgeglichen. Dies führte insbesondere bei stark schwankenden\r\nStrompreisen zu finanziellen Risiken bei den Netzbetreibern.\r\nArtikel 8 Inkrafttreten"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf des BMWK eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 27.08.2024\r\nBerlin, 20.09.2024\r\n2 / 24\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 27.08.2024 Stellung zu nehmen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\n Die Energiewirtschaft wird stetig vor neue Herausforderungen gestellt, ehe vorherige Änderungen umgesetzt werden konnten. Der VKU fordert daher die Vorgabe prioritärer energiewirtschaftlicher Vorgaben; alles andere ist zurückzustellen. Die energiewirtschaftlichen Unternehmen befinden sich teilweise noch inmitten umfänglicher Transformationsprozesse im Zuge jüngster Gesetzesänderungen. Eine fristgerechte Erfüllung der zahlreichen Vorgaben aus dem vorgelegten Gesetzesentwurf erscheint in Anbetracht bereits gestellter Anforderungen unrealistisch. Dies betrifft insbesondere die beschriebenen Verfahren für die unverbindliche Netzanschlussauskunft, Veröffentlichung von Anschlusskapazitäten sowie den Kapazitätsreservierungsmechanismus für Erneuerbare-Energien-Anlagen ab 135 kW. Eine ganzheitliche Überarbeitung – im speziellen der folgenden Punkte – sollte zwingend in Betracht gezogen werden und ein Austausch mit der Branche erfolgen:\r\no § 17a – Unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\no § 20b – Gemeinsame Internetplattform im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzanschlusses\r\no § 42c – Gemeinsame Nutzung von Anlagen zur Erzeugung von Strom\r\n Mit dem vorgelegten Entwurf sollen die Regelungen zum Netzanschluss im Erneuerbare-Energien-Gesetz mit den Netzanschlussregelungen des Energiewirtschaftsgesetzes harmonisiert und vereinheitlicht werden. Es werden standardisierte Prozesse gesetzlich definiert, wie mit allen Arten von Netzanschlussanfragen umzugehen ist. Bisher bereits im zeitlichen Kontext beschriebene Verfahrensweisen in den technischen Anwendungsregelungen des FNN sollen jetzt im Gesetz neu geregelt werden. Eine Vielzahl der beschriebenen Regelungen können nur durch eine weitreichende Digitalisierung des Bearbeitungsprozesses erreicht werden. Für diese ist den Unternehmen unbedingt ausreichend Zeit zur Umsetzung einzuräumen. Die im Entwurf vorgesehenen Fristen genügen keineswegs. Die Erfahrungen zeigen dies deutlich auf.\r\n Alleinig die Ausweitung der Informations- und Veröffentlichungspflichten der Verteilnetzbetreiber löst nicht die Probleme beim Netzausbau. Daneben lösen die Vorgaben erheblichen Mehraufwand aus, der in steigenden\r\n3 / 24\r\nNetznutzungsentgelten mündet. Übergeordnetes Ziel verschiedener Regelungen aus dem vorgelegten Entwurf sind die Beschleunigung des Ausbaus Erneuerbarer Energien und ein schneller Hochlauf von Technologien zur Dekarbonisierung des Verkehrs- und Wärmesektors. Hiermit verbundene Netzanschlüsse sollen entsprechend beschleunigt werden. Durch Transparenz zur Netzanschlusskapazität und automatisierte Prozesse zur Anschlussbewertung (vgl. § 17a EnWG-E) allein können vorgenannte Ziele jedoch nicht erreicht werden. Die Anlagen stehen nur schneller im Stau, wenn nicht zugleich Maßnahmen für eine Beschleunigung des erforderlichen Netzausbaus ergriffen werden. Insbesondere für den Netzausbau auf Hochspannungsebene braucht es dringend Vereinfachungen bei Genehmigungsverfahren für Leitungsneubau- und Leitungsverstärkungsmaßnahmen. Teilweise ist eine Verdopplung oder gar Verdreifachung der Netzkapazität erforderlich, deren Realisierung sich ansonsten weiter dramatisch verzögert.\r\n Im Rahmen der geplanten Regelung zu Absicherungsstrategien in §5 Abs. 4a für Energielieferanten weist der VKU darauf hin, dass deren Umsetzung unbürokratisch erfolgen soll, ohne zusätzliche Aufwände für alle Energieversorgungsunternehmen zu generieren. Den Vorschlag, Nachweise über ein regelmäßiges Monitoring erbringen zu müssen, sieht der VKU kritisch.\r\n Die in § 20b geplante IT-Plattform zur Abwicklung von dezentralen Versorgungsmodellen, insbesondere der gemeinsamen Energienutzung, sollten von der BNetzA oder einem geeigneten Dritten zur Verfügung gestellt und betrieben werden. Eine Verpflichtung der Netzbetreiber zum Aufbau und Betrieb der Plattform lehnt der VKU ab.\r\n Der VKU fordert, dass die Umsetzung der Pflicht zum Angebot von Festpreisverträgen nach §41a auf das europäische Mindestmaß beschränkt wird. Zudem sollte die aktuell in §41a Abs. 2 EnWG enthaltene Pflicht für Stromlieferanten, ab 2025 unabhängig von der Anzahl der belieferten Letztverbraucher dynamische Tarife anzubieten, entfallen.\r\n Überschusseinspeisung aus bestehenden EEG-Anlagen muss für Energy Sharing-Modelle nutzbar sein. Hierzu sollte in § 42c EnWG in Verbindung mit den Vorschriften des EEG ein gesetzlicher Rahmen geschaffen werden.\r\n Das Recht auf Energy Sharing sollte räumlich deutlich stärker eingeschränkt werden als im Referentenentwurf vorgesehen. Zur Abgrenzung sollte ein Kriterium gefunden werden, dass in den energiewirtschaftlichen Rahmen passt und bürokratiearm umsetzbar ist.\r\n4 / 24\r\n Keinesfalls sollte der räumliche Anwendungsbereich jedoch, wie in § 42c Absatz 3 Nummer 2 vorgesehen, ab 01.06.2028 auf das Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Elektrizitätsverteilernetzbetreibers erweitert werden, um die Komplexität nicht noch weiter zu erhöhen.\r\n Der VKU begrüßt, dass Energy Sharing gemäß § 42c unter der Maßgabe steht, dass die Strombezugsmengen jedes mitnutzenden Letztverbrauchers sowie die Erzeugungsmenge der Anlage viertelstündlich gemessen werden können. Dies ist Voraussetzung für eine zeitsynchrone Bilanzierung der gemeinsam genutzten Energiemengen, welche erforderlich ist, weil die Stromerzeugung abhängig von Tageszeit und Wetterverhältnissen stark im Preis schwankt.\r\n Der VKU lehnt die Zulässigkeit kundenindividueller und jederzeit veränderbarer Aufteilungsschlüssel ab, solange nicht von der Bundesnetzagentur gemeinsam mit der Branche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und „Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel erarbeiten worden ist.\r\n Der VKU begrüßt, dass sich Energy-Sharing-Akteure zur Umsetzung und energiewirtschaftlichen Abwicklung ihrer Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung von Strom aus Erneuerbaren Energien professioneller Dienstleister, bedienen dürfen, damit Energy Sharing innerhalb der etablierten energiewirtschaftlichen Marktkommunikationsprozesse stattfindet. Die Nutzung der Marktkommunikation für das Energy Sharing ist eine Grundvoraussetzung für eine effiziente und massenmarkttaugliche Umsetzung und muss daher zwingend vorausgesetzt werden. Dies zeigen auch die Erfahrungen aus der Umsetzung von Mieterstrom und virtuellen Kundenanlagen. Diese Fehler sollten nicht wiederholt werden.\r\n Der VKU begrüßt, dass im Referentenentwurf außer Frage steht, dass für die geteilten Strommengen Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte gezahlt werden. Allerdings sollte die Abrechnung dieser Zahlungen weder dem Reststromlieferanten noch dem Verteilnetzbetreiber/Messstellenbetreiber aufgebürdet werden und wenn, dann nur gegen ein angemessenes Entgelt.\r\n Die verbraucherschützenden Lieferantenpflichten sollten für Energy Sharing-Teilnehmer nicht stärker eingeschränkt werden, als es Artikel 14a Absatz 4 (c) der Strombinnenmarktrichtlinie erfordert.\r\n Der VKU begrüßt es, dass der Handlungsspielraum der Länder bei der Verpflichtung von Anlagenbetreibern zur Beteiligung von Standortgemeinden\r\n5 / 24\r\noder Bürgern bundesgesetzlich definiert werden soll und sieht die vorgesehene Obergrenze von 0,3 Cent/kWh (von denen 0,2 Cent/kWh im Wege der finanziellen Beteiligung gemäß § 6 EEG angeboten werden können und damit aus dem EEG-Konto erstattet werden) als angemessen an.\r\n6 / 24\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1 Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nZu § 5 Abs. 4a (neu) - Absicherungsstrategien für Energielieferanten\r\nMit der Pflicht zur Entwicklung und Einhaltung angemessener Absicherungsstrategien werden weitere Vorgaben aus der EU-Strombinnenmarktrichtlinie umgesetzt. Diese Absicherungsstrategien sollen das Risiko von Änderungen des Energieangebots auf Großhandelsebene für die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Verträgen begrenzen. Stromlieferanten sollen außerdem angemessene Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung zu begrenzen. Wichtig ist, dass die geplante Regelung unbürokratisch erfolgt, ohne zusätzliche Aufwände für alle Energieversorgungs-unternehmen zu generieren. Ferner sollte die verpflichtende Vorhaltung von Absicherungsstrategien nicht für dynamische Strompreistarife gelten, da diese bewusst stärker an Kurzfristmärkte gekoppelt sind. Den Vorschlag, Nachweise über vorhandene Absicherungsstrategien im Rahmen eines regelmäßigen Monitorings zu erbringen, erachtet der VKU als kritisch. Bei begründeten Verdachtsfällen sollte die Bundesnetzagentur daher besser Stichproben durchführen.\r\nZu § 11 Absatz 3 - Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\nDer VKU begrüßt die Einführung der neuen Verordnungsermächtigung für den Gesetzgeber, Regelungen zur Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen zu treffen. Die Regelung ist insbesondere notwendig, da die Haftung eines Netzbetreibers so auch für den Bereich der Netznutzung weiterhin auf vorsätzliche oder grob fahrlässige Verursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden kann. Die Regelung sollte, wie in der Gesetzesbegründung auch betont, nicht über bestehende Vorgaben hinaus gehen.\r\nRechtssicherheit gibt zudem § 118 Absatz 54 EnWG-E (neu). Dieser ordnet an, dass die bisherigen Regelungen in § 5 GasNZV bzw. § 25a StromNZV in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung weiter Anwendung finden, solange der Gesetzgeber von seiner Ermächtigung keinen Gebrauch macht.\r\nZu § 14 - Festlegungskompetenz der BNetzA für 13a (Redispatch 2.0: bilanzieller Ausgleich und finanzieller Aufwendungsersatz)\r\nDer VKU begrüßt die gemäß Absatz 1a geplante temporäre Aussetzung der Pflicht der Stromverteilernetzbetreiber, für einen bilanziellen Ausgleich ihrer Redispatch-\r\n7 / 24\r\nMaßnahmen Sorge zu tragen. Die Abbildung des Status quo im EnWG ist sinnvoll und wird, in Verbindung mit den geplanten Regelungen zum Umfang des Aufwendungsersatzanspruchs für den bilanziellen Ausgleich gegen den Verteilernetzbetreiber für mehr Rechtssicherheit sorgen.\r\nBesonders sinnvoll erachtet der VKU die geplanten Befugnisse der BNetzA, die noch allgemein gehaltenen Regelungen zu konkretisieren. Wir gehen davon aus, dass die BNetzA – wie üblich – die Branche im Rahmen des Festlegungsverfahrens ausreichend einbeziehen wird. Mit Blick auf die Erfahrungen zur Umsetzung des Redispatch 2.0 sollte zudem in Erwägung gezogen werden, die vorgesehene Befristung der BNetzA-Festlegung auf den 31. Dezember 2031 durch eine Evaluierung der Ausnahmeregelung durch die Bundesnetzagentur zu ersetzen.\r\nGemäß Absatz 1b ist § 13a Absatz 2 EnWG für Verteilnetzbetreiber mit der Maßgabe entsprechend anzuwenden, dass der Anlagenbetreiber als Bestandteil des finanziellen Ausgleichs einen angemessenen Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich der Maßnahme des Verteilnetzbetreibers erhält. Laut Gesetzesbegründung soll hiermit eine Harmonisierung zu den Regelungen des § 13a Absatz 2 EnWG erreicht werden.\r\nIm Zuge der Bewertung des Regelungsentwurfs in Zusammenarbeit mit unseren Mitgliedern zeigt sich, dass die betroffenen Akteure zu unterschiedlichen Ergebnissen gelangen. Aufgrund der kurzen Frist konnten die unterschiedlichen Sichtweisen nicht zu einer einvernehmlichen Verbandsposition zusammengeführt werden. Der VKU ist weiterhin bemüht, den bestehenden Dissens im Rahmen eines noch laufenden Einigungsprozesses aufzulösen und wird nach dessen Abschluss auf das BMWK mit einem Vorschlag zugehen. An dieser Stelle können zunächst nur die unterschiedlichen Sichtweisen transparent dargestellt werden.\r\nVon Seiten der Verteilnetzbetreiber wird der Regelungsentwurf begrüßt. Hiermit können die Abrechnungsprozesse bei den VNB deutlich vereinfacht und entschlackt werden, da die Abrechnung zukünftig nur noch über einen Akteur (Anlagenbetreiber) statt wie bisher über zwei Akteure (Anlagenbetreiber und Bilanzkreisverantwortlicher) erfolgen würde. Die mit dem Regelungsentwurf vorgesehene Änderung ist damit ein wesentlicher Beitrag zur angestrebten Komplexitätsreduktion und gesteigerten Prozesseffizienz im Redispatch 2.0 und vermeidet im Konkreten manuelle Clearing-Aufwände aufgrund von Informations- und Datenschiefständen. Zudem bleibt dem Bilanzkreisverantwortlichen unbenommen, vertragliche Abreden mit dem Anlagenbetreiber über den Ausgleich in ihrem zivilrechtlichen Innenverhältnis zu treffen.\r\nVon Seiten der Bilanzkreisverantwortlichen wird der Regelungsentwurf abgelehnt. Der BKV sollte wie bisher direkten Anspruch ggü. dem VNB auf einen angemessenen Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen des VNB haben, da der BKV auch den bilanziellen Ausgleich durchführt.\r\n8 / 24\r\nEine Umsetzung des Regelungsentwurfs würde demgegenüber den Aufwand im Abrechnungsprozess zwischen Vermarktungsunternehmen und Anlagenbetreiber deutlich erhöhen. Neben der physischen Energielieferung und der virtuellen Ausfallarbeit müsste zusätzlich der Aufwendungsersatz für den Bilanzkreisaustausch abgerechnet werden. Der Aufwendungsersatz kann zudem nicht in derselben Periode wie die Energielieferungen abgerechnet werden, da hierzu erforderliche Informationen (insb. Ausgleichsenergiepreis) erst im Folge-Folgemonat zu Verfügung stehen. Erforderliche Anpassungen im Vertragsverhältnis zwischen Anlagenbetreiber und BKV erhöhen die Kosten im Abrechnungsprozess. Auch wird der Abstimmungsaufwand durch die vorgesehene Regelung stark erhöht, da der Anlagenbetreiber in den auf absehbare Zeit bestehendem Klärungsbedarf zwischen BKV und VNB unnötig zwischengeschaltet wird. Hiermit sind zudem finanzielle Risiken verbunden. Wenn der angemessene Aufwendungsersatz laut dem vorliegenden Regelungsentwurf an den Anlagenbetreiber geleistet werden soll, würden bei drei Parteien offene Finanzpositionen entstehen, statt wie bisher lediglich zwischen BKV und VNB. Dieser Umstand birgt Risiken für die Liquidität des Anlagenbetreibers.\r\nZu § 14e Absatz 2b\r\nDie Pflicht zur Verlinkung von Plattformen/Onlinetools zur unverbindlichen Netzanschlussauskunft gemäß § 17a EnWG (neu) mit der bereits bestehenden gemeinsamen Internetplattform aller Verteilnetzbetreiber (VNBdigital.de) ist nachvollziehbar. Voraussetzung hierzu ist jedoch, dass eine Plattform gemäß § 17a EnWG-E (neu) auch realisiert werden konnte. Die hierfür unter § 17a vorgesehene Umsetzungsfrist von zwei Jahren nach Inkrafttreten dieses Gesetzes ist zu kurz für ein entsprechendes IT-Projekt. Erfahrungen aus vergleichbaren IT-Projekten (z. B. Onlinetools zur Abwicklung von Netzanschlussanfragen, Redispatch 2.0 und § 14 a EnWG) zeigen, dass solche Anforderungen nur Schritt für Schritt entwickelt werden können und die Planung, Bindung von IT-Kapazitäten, notwendige Harmonisierung und Verbindung von IT-Systemen beim Netzbetreiber deutlich länger als zwei Jahre dauert (siehe auch zu § 17a EnWG (neu)).\r\nZu § 17 Absatz 2\r\nDer VKU spricht sich zur Realisierung der Wärmewende dafür aus, einen Vorrang für den Netzanschluss an das Stromnetz für Anlagen zur Erzeugung von Wärme aus Erneuerbaren Energien vorzusehen. Hierzu sollte § 17 Abs. 2 a EnWG um folgenden zweiten Satz ergänzt werden: „Weiterhin sind Anlagen zur Erzeugung von Wärme aus erneuerbaren Energien im Sinne von § 2 Abs. 3 Satz 1 Wärmeplanungsgesetz vorrangig anzuschließen“.\r\n9 / 24\r\nDer neu eingefügte zweite Satz dient der Umsetzung des Wärmeplanungsgesetzes und damit der Realisierung der Wärmewende. Die begrenzten Netzkapazitäten insbesondere in Ballungsräumen stellen auch ein Hindernis bei der Erreichung der ambitionierten gesetzlichen Ziele zur Dekarbonisierung der Fernwärme dar, wenn Großwärmepumpen und Power-to-Heat-Anlagen nicht rechtzeitig an das Stromnetz angeschlossen werden können. Der Gesetzgeber hat in § 2 Abs. Abs. 3 Satz 1 Wärmeplanungsgesetz analog zu § 2 Abs.1 EEG bereits festgelegt, dass die Errichtung und der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Wärme aus erneuerbaren Energien, die in ein Wärmenetz gespeist wird, im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Deshalb sollte analog zum Anschlussvorrang bei Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien in § 8 Abs. 1 EEG nunmehr auch für Anlagen zur Erzeugung von Wärme aus erneuerbaren Energien ein solcher Anschlussvorrang für den Netzanschluss an das Stromnetz gesetzlich geregelt werden.\r\nZu § 17 Absatz 6 (neu) - Fristen im Netzanschlussverfahren\r\nSatz 3 berechtigt Verteilnetzbetreiber, welche die Stellung eines Netzanschlussbegehrens über eine Plattform auf ihrer Internetseite ermöglichen, leider erst ab 2027 dazu, vom Anschlusspetenten die Nutzung der Plattform zu verlangen. Durch das späte Datum werden Bearbeitungskapazitäten verschenkt, die an anderer Stelle dringend benötigt werden. Die Regelung sollte entsprechend geändert werden. Die Berechtigung der Verteilnetzbetreiber, die Nutzung vorhandener Plattformen zu verlangen, sollte bereits einen Monat ab Inkrafttreten des Gesetzes greifen. Ansonsten müssen in der Zwischenzeit Prozesse parallel geführt oder Belohnungen für Plattform-Nutzer ausgelobt werden.\r\nSatz 6 gibt vor, dass der Netzbetreiber das Ergebnis der Prüfung des Anschlussbegehrens, einschließlich des Ergebnisses der Netzverträglichkeitsprüfung, für alle Anlagen in allen Spannungsebenen des Stromverteilernetzes dem Anschlussbegehrenden innerhalb von acht Wochen mitzuteilen hat. Die Frist beginnt mit Eingang des Begehrens beim Netzbetreiber, das durch eine unverzügliche Eingangsbestätigung zu dokumentieren ist.\r\nDie Abwicklung von Netzanschlussbegehren lässt nicht allein dadurch beschleunigen, dass Bearbeitungszeiten gesetzlich vorgeschrieben werden. Im Regelfall steigt die Komplexität analog zur Spannungsebene, u. a. auch dadurch, dass sich in höheren Spannungsebenen gegenseitig beeinflussende Netzanschlussbegehren mehren. Die Ermittlung geeigneter Netzverknüpfungspunkte und/oder die Prüfung umfangreicher technischer Projektunterlagen (ggf. hunderte Seiten projektbezogener Inhalt) binden deutlich mehr Bearbeitungskapazitäten als bei Standard-Netzanschlüssen im Niederspannungsnetz. Daher sollte die Möglichkeit gesetzlich geregelt werden, dass das vollständige Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung auch nach Ablauf der 8-Wochen-Frist übermittelt werden kann, wenn der Verteilnetzbetreiber den Antragsteller innerhalb der 8-\r\n10 / 24\r\nWochen-Frist über den Bearbeitungsstand mit kurzer Begründung zum Mehraufwand informiert.\r\nGemäß Satz 8 muss der Netzbetreiber unmittelbar nach Eingang des Netzanschlussbegehrens, d. h. zu Beginn der Frist von acht Wochen, innerhalb von zwei Wochen prüfen, ob noch Angaben oder Unterlagen zur Bearbeitung des Begehrens fehlen und diese innerhalb der zweiwöchigen Frist (ebenfalls ab Eingang des Begehrens) ggf. nachfordern. Zwar sind Nachforderungen nach Ablauf der Zwei-Wochen-Frist laut Entwurf zulässig, berühren dann jedoch nicht mehr den Lauf der ursprünglichen Frist von acht Wochen. Die Frist zur Nachforderung von Unterlagen durch den Netzbetreiber muss zwingend verlängert werden. Auch bei größtenteils automatisierten digitalen Prozessen sind manuelle Prüfungen durch den Netzbetreiber notwendig. Wird von einer Verlängerung abgesehen, sollte die 8-Wochen-Frist bei späterem Nachforderungsbedarf so lange aussetzen, bis der Anschlusspetent die Nachforderung erfüllt hat.\r\nZu § 17a (neu) - Unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\n§ 17a EnWG-E (neu) verpflichtet Stromnetzbetreiber dazu, verfügbare und reservierte Netzanschlusskapazitäten auf ihrer jeweiligen Internetseite zu veröffentlichen. Die Daten sollen monatlich aktualisiert werden. Für Verteilnetzbetreiber soll diese Pflicht binnen 2 Jahren abgelöst werden durch die Pflicht zu einem Onlinetool. Dieses soll schnelle und unverbindliche Auskünfte zu möglichen Netzverknüpfungspunkten für Anlagen (Stromerzeugung, -speicherung und verbrauch) ab 135 kW mit Netzanschlussbegehren in der Mittelspannungsebene oder den angrenzenden Umspannebenen (HS/MS und MS/NS) ermöglichen.\r\nDas Aufwand-Nutzen-Verhältnis muss hier zwingend Berücksichtigung finden. Es gilt insb. den Aufwand zu minimieren, um Personalressourcen zur Bearbeitung der Anschlussbegehren und Umsetzung des Netzausbaus einzusetzen. Zudem muss den mit der Regelung verbundenen Mehrkosten bei den Netznutzungsentgelten auch ein adäquater Mehrwert gegenüberstehen.\r\nAbsatz 1 Satz 1 verpflichtet Stromnetzbetreiber dazu, verfügbare und reservierte Netzanschlusskapazitäten auf seiner Internetseite zu veröffentlichen und monatlich zu aktualisieren. Nach Ansicht des VKU ist ein längeres Intervall - zumindest zu Beginn – ausreichend. Damit könnte auch der Umsetzungsaufwand reduziert werden. Mit Blick auf Aufwand und Sicherheitsrisiken gilt es alternativ zu prüfen, ob nicht stattdessen eine grobe Kapazitätsplanung angestrebt werden sollte. Im Rahmen derer könnten Anschlusspetenten auf Nachfrage darüber informiert werden, ob an der angefragten Stelle ausreichend Netzkapazität vorliegt oder nicht (ja/nein). Zudem muss hier\r\n11 / 24\r\nErwartungsmanagement betrieben werden. Verfügbare Netzkapazität lässt nicht automatisch auf einen zeitnahen Netzanschluss schließen. Zur Einschätzung der Dauer des Netzanschlusses sind auch spezifische Anschlussvoraussetzungen zu berücksichtigen.\r\nIn Absatz 2 sieht der Entwurf eine Umsetzungsfrist von zwei Jahren ab Inkrafttreten des Gesetzes vor. Die Umsetzung eines entsprechenden IT-Projekts bedarf einer weitaus längeren Umsetzungsfrist. Dies zeigen auch die Erfahrungen. Die Planung, Abstimmung der Netzbetreiber untereinander (vgl. Absatz 5), Bindung von IT-Kapazitäten mit ggf. notwendiger Ausschreibung, notwendige Harmonisierung und Verbindung von IT-Systemen beim Netzbetreiber bedürfen deutlich mehr Zeit. Es besteht die Gefahr, dass neue Regelungen erlassen werden, die nach Einschätzung unserer Mitglieder in nicht unerheblichen Teilen der Praxis nicht oder nicht mit adäquatem Ressourceneinsatz umsetzbar sein werden.\r\nDer VKU schlägt daher vor, durch eine schrittweise Umsetzung der Anforderungen zunächst die Komplexität zu reduzieren. In einem ersten Schritt sollten Informationen zu dem in der Luftlinie am kürzesten entfernt liegenden und weiter entfernt liegenden, geeigneten Netzverknüpfungspunkten (vgl. Absatz 2, Nummer 1 und 3) automatisiert ausgegeben werden können.\r\nDie Vorgaben aus Nummer 2 und 4 sollten gänzlich gestrichen werden, da insbesondere diese den Komplexitätsgrad massiv erhöhen würden. Sowohl das Erfordernis als auch der Mehrwert von Angaben zu Netzverknüpfungspunkten, die nur bei Nichtberücksichtigung bereits reservierter Netzkapazität geeignet wären (vgl. Absatz 2, Nummer 2), ist grundsätzlich dringend zu prüfen. Hier wird seitens der Netzbetreiber ein deutlicher Mehraufwand u. a. zur Koordinierung von Nachfragen miteinander konkurrierender Anschlusspetenten erwartet. Ebenfalls mit hohem Aufwand verbunden wären Angaben zu Netzverknüpfungspunkten und dem voraussichtlichen Datum ihrer Verfügbarkeit, die nach Fertigstellung geplanter Netzertüchtigungsmaßnahmen geeignet wären (vgl. Absatz 2, Nummer 4). Dies auch, da sich Ausbaumaßnahmen zeitlich überlagern. Nach Ansicht des VKU sollten diese Anforderung gestrichen werden. Dem damit verbundenen hohen Umsetzungsaufwand steht ein nur geringer Mehrwert für den Anschlusspetenten gegenüber.\r\nWeiter müssen die Angaben zu Netzverknüpfungspunkten (gemäß Absatz 2 Satz 3) gemäß Absatz 3 sowohl über eine geografische Karte als auch über eine Programmierschnittstelle erfolgen können. Über die Programmierschnittstelle besteht die Gefahr zur missbräuchlichen Verwendung (Abfrage von sensiblen Netzdaten, Netzmodellierung). Eine Auskunft über kritische Infrastrukturen per Programmierschnittstelle widerspricht dem Ziel, die Resilienz kritischer Infrastrukturen zu erhöhen (KRITIS-Dachgesetz).\r\nGemäß Absatz 3 sollen Netzbetreiber einerseits zahlreiche Daten offenlegen und zugleich Maßnahmen ergreifen, so dass Rückschlüsse auf sensible Informationen verhindert\r\n12 / 24\r\nwerden. Als geeignete Mittel, diesen Anforderungen nachzukommen, erscheinen eine Überprüfung des Netzanschlusssuchenden (Verifizierung) oder eine technische Limitierung. Dem steht jedoch die Vorgabe aus Absatz 2 Satz 1 entgegen. Demnach hat der Verteilnetzbetreiber ein “...elektronisches Verfahren zur Verfügung zu stellen, über das Netzanschlusssuchende unmittelbar eine unverbindliche Auskunft für den Netzanschluss [...] erteilt wird.”. Das Wort “unmittelbar” sollte durch das Wort “unverzüglich” ersetzt werden, da dieses u. a. eine angemessene Überlegungs- und Prüfungsfrist beinhaltet. Insgesamt ist § 17a zu unbestimmt und lässt im Unklaren, welches Sicherheitsrisiko durch die automatische Auskunft zu vertreten ist.\r\nZu § 20b (neu) - Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs; Festlegungskompetenz\r\nMit § 20 b sollen alle Netzbetreiber verpflichtet werden, eine gemeinsame und bundesweit einheitliche, zentrale Internetplattform für den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs zu etablieren. Ziel sei es, eine stabile, einheitliche und direkte Kommunikationsmöglichkeit im Bereich Netzzugang hin zu allen in Deutschland tätigen Netzbetreibern zu eröffnen. Die Plattform soll laut Entwurf bereits zum 1. Juli 2025 errichtet werden, damit ein funktionierender Betrieb zum 1. Juli 2026 sichergestellt ist.\r\nNach Ansicht des VKU sollte die geplante IT-Plattform zur Abwicklung von dezentralen Versorgungsmodellen, insbesondere der gemeinsamen Energienutzung, von der BNetzA oder einem geeigneten Dritten zur Verfügung gestellt und betrieben werden. Eine Verpflichtung der Netzbetreiber zum Aufbau und Betrieb der Plattform lehnt der VKU ab. Sowohl die Erstellung als auch der Betrieb der geforderten Internetplattform wäre mit erheblichem Mehraufwand für die Netzbetreiber verbunden. Es sollte außerdem geklärt werden, wie das Verhältnis dieser Internetplattform zur bisherigen Marktkommunikation ist. Eine Trennung verschiedener Anliegen beim Netzzugang auf verschiedenen Plattformen erscheint wenig kundenfreundlich und führt auch bei Netzbetreibern zu Mehraufwand. Bereits heute wird ein Teil der gestellten Forderungen über VNBdigital.de und die angeschlossenen Netzbetreiberportale abgewickelt. Eine Auslagerung einzelner Schritte (z. B. neues Messkonzept anmelden) würde bestehende und funktionierende Kundenprozesse der VNB fragmentieren. Bestehende Netzanschlussportale dürfen durch die geplante IT-Plattform nicht ersetzt werden; auch nicht in Teilen.\r\nDurch die Einführung einer zentralen Plattform würden einzelne Angaben wie z. B. die Messkonzepte aus dem bereits etablierten Netzanschlussprozess der Netzbetreiber herausgelöst. Dies bedeutet, dass zukünftig der Anlagenbetreiber bzw. Anschlussnehmer Daten in zwei Portalen pflegen müsste. Erschwerend kommt hinzu, dass der\r\n13 / 24\r\nNetzbetreiber/Messstellenbetreiber anschlussrelevante Daten aus dem eigenen Anschlussportal und zusätzlich aus der zentralen Internetplattform verarbeiten muss.\r\nAnschlussänderungen und damit verbundene Änderungen an Mess- und Verbrauchskonzepten bedingen immer eine Änderung der Stammdaten. Diese werden im Markt über die MaKo kommuniziert. Bereits heute sind die Stammdatensysteme mit den Netzanschlussportalen der Netzbetreiber gekoppelt. Mit einer zentralen Plattform würde ein weiterer Eingangskanal geschaffen, welcher die Komplexität und Fehleranfälligkeit erhöht. Funktionierende Prozesse bei den VNB dürfen nicht gestört werden, ansonsten droht genau das Gegenteil der intendierten Beschleunigung der Netzanschlüsse.\r\nAls zielführend wird erachtet, die noch durch die Bundesnetzagentur zu treffenden näheren Konkretisierungen im Branchendialog auszuarbeiten und abzustimmen. Nach Veröffentlichung muss eine angemessene Frist zur Umsetzung zur Verfügung stehen. Die unter Absatz 2 genannte Umsetzungsfrist sollte auf den Abschluss der Konkretisierung durch die Bundesnetzagentur aufbauen.\r\nZu § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 (neu) - Befugnis der BNetzA, Abschläge zu erheben\r\nGemäß Absatz 3 Nummer 5 soll die Regulierungsbehörde Regelungen treffen können zu Qualitätsvorgaben, Netzdienstleistungsgrößen und Netzservicequalität.\r\nDie Aufnahme einer grundsätzlichen Befugnis der BNetzA, hierzu Regelungen zu treffen, ist nachvollziehbar. Dies bzw. insb. der Gebrauch dieser Befugnis sollte nach Auffassung des VKU jedoch zu einem späteren Zeitpunkt und im Ergebnis der Evaluierung und Weiterentwicklung der Anreizregulierung erfolgen. Die BNetzA hat Anfang des Jahres 2024 einen umfassenden Erörterungsprozess zur Evaluierung und Weiterentwicklung der Anreizregulierung gestartet. Mit ihrem Eckpunktepapier („NEST“) stellte die Behörde dabei auch zur Diskussion, die bestehende Qualitätsregulierung um Anreize zur Steigerung der „Energiewendekompetenz“ zu erweitern. „Damit sollen diejenigen Netzbetreiber belohnt werden, die bei der Transformation ihrer Stromnetze in der Energiewende eine besonders hohe Kompetenz zeigen.“ (vgl. NEST-Papier vom 18.01.2024, These 7). Als denkbare Indikatoren zur Abbildung von Servicequalität und Energiewendeorientierung sieht die BNetzA u. a. auch die Geschwindigkeit der Realisierung von Netzanschlüssen. Vor diesem Hintergrund sollte sichergestellt werden, dass nicht bereits vor Abschluss dieses BNetzA-Erörterungsprozesses und Klärung der aufgeworfenen Fragen einzelne Aspekte der Servicequalität herausgegriffen und geregelt werden. Dies auch, da betreffende Kriterien in einem weitestgehend unbelasteten Netz erheblich schneller erreicht werden können als in einem Netz, dass sich an der technischen Leistungsgrenze bewegt. Kritisch sieht der VKU daher insbesondere die einseitige Vorfestlegung auf Abschläge zu Lasten der Netzbetreiber, während die von der BNetzA angesprochenen Anreize/Boni unerwähnt bleiben.\r\n14 / 24\r\nZu § 23c Absatz 3c (neu) - Datenbereitstellung durch VNB\r\nMit der Einführung der Absätze 3a bis 3c sollen die Vorgaben des Artikel 20a Absätze 1 und 2 der RED III umgesetzt werden. Absatz 3c verpflichtet die Verteilnetzbetreiber zur Bereitstellung ihnen vorliegender Daten über die Möglichkeiten zur Laststeuerung sowie die von Eigenversorgern/EE-Gemeinschaften in das Netz eingespeiste Energie.\r\nDie zu liefernden Daten sowie die Datenanforderungen gemäß Absatz 3c sind missverständlich und sollten klar definiert werden (insb. Definition Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften).\r\nZu § 40 (redaktioneller Hinweis)\r\nDie unter Nr. 34 vorgesehenen Änderungen betreffen nur zu a) den § 40 EnWG. Die Änderungen unter b) und c) gehören zu Nr. 35 - Änderung von § 40a EnWG. Nur dort machen sie wie vorgesehen Sinn. Der VKU bittet, dieses offensichtliche Redaktionsversehen zu berichtigen.\r\nZu § 41a Abs. 2 und Abs. 4-6 (neu)\r\nDie Verpflichtung zum Angebot von Festpreisverträgen ist angesichts der EU-rechtlichen Vorgaben nachvollziehbar. Allerdings sollte die Umsetzung auf das europarechtliche Mindestmaß beschränkt werden. Dieses schreibt vor, dass Festpreisverträge verpflichtend anzubieten sind, wenn ein Stromlieferant mindestens 200.000 Kunden beliefert.\r\nZudem sollte die aktuell in § 41a Abs. 2 EnWG enthaltene Pflicht für Stromlieferanten, ab 2025 unabhängig von der Anzahl der belieferten Letztverbraucher dynamische Tarife anzubieten, entfallen. Vor dem Hintergrund, dass derzeit kaum Nachfrage nach dynamischen Tarifen besteht und die voraussichtliche zukünftige Nachfrage ohne Weiteres von den aktuell verpflichteten großen Stromversorgern gedeckt werden würde, ist es unverhältnismäßig, alle Stromversorger unabhängig von ihrer jeweiligen Kundenanzahl zum Angebot eines dynamischen Tarifs zu verpflichten. Sobald diese Tarifmodelle sich einer hohen Nachfrage erfreuen, würden zudem auch viele kleinere Stromanbieter entsprechende Tarife zwecks Kundenbindung und -gewinnung anbieten.\r\nZu § 41c\r\nDurch die vorgesehene Änderung in der Überschrift scheint sich die in § 41c EnWG enthaltene Regelung zu Vergleichsinstrumenten nur noch auf den Strombereich zu beschränken. Da die Gesetzesbegründung nicht zur vorgenommenen Änderung passt, könnte es sich hierbei um ein Versehen handeln. Sollte die Regelung zu Vergleichsinstrumenten tatsächlich nur auf den Strombereich beschränkt werden, bittet der VKU um entsprechende Ausführungen in der Gesetzesbegründung.\r\n15 / 24\r\nZu § 42c (neu) - Energy Sharing\r\nVorbemerkung\r\nBei der Einführung des Rechts auf Energy Sharing sollte der Gesetzgeber nicht weiter gehen, als es Artikel 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie erfordert. Ziel sollte die Schaffung eines fairen und effizienten Rechtsrahmens sein. Zudem ist es zwingend notwendig, die BNetzA gesetzlich zu ermächtigen, die Vorgaben zum Energy Sharing per Festlegung zu konkretisieren. Aus den vorhandenen Regelungsvorschlägen ist nicht ersichtlich, wie das Energy Sharing praktisch abgewickelt werden soll. Auch sind zwingend erforderliche Informationspflichten nicht im Gesetz enthalten.\r\nZutreffend weist der Referentenentwurf in der Begründung zu § 42c darauf hin, dass die Nutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung die Komplexität gegenüber der mit § 42b geregelten gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erheblich steigert.\r\nRichtigerweise orientiert sich der Referentenentwurf an der Prämisse, dass die Erfüllung der im Rahmen des Netzzugangs notwendigen Pflichten ordnungsgemäße Abrechnungen und die Zahlung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten für verbrauchte Strommengen gewährleistet sein müssen.\r\nDer VKU erkennt das Bemühen des BMWK an, neben den Wünschen der Energy-Sharing-Teilnehmer auch die Interessen der anderen Akteure, insbesondere der Elektrizitätsverteilernetzbetreiber und der Lieferanten zu berücksichtigen.\r\nDie Bemühungen um die Schaffung eines Rechtsrahmens für Energy Sharing sind Ausdruck eines Trends zu dezentralen Versorgungslösungen. Dies zeigt einmal mehr, dass die Finanzierung der Stromnetzinfrastrukturen über den Arbeitspreis nicht mehr zeitgemäß ist. Unser zunehmend dezentrales erneuerbares Energiesystem mit seiner Akteursvielfalt und den vielen denkbaren Erzeugungs- und (Eigen-)Versorgungskonzepten muss die Kosten gerecht auf alle Nutzer aufteilen (z. B. durch einen Fokus auf die Anschlussleistung oder weitere Optionen).\r\nNach Einschätzung des VKU bedürfen die geplanten Vorgaben zum Energy Sharing in § 42c weiterer Konkretisierungen (ggf. auch durch eine Festlegung der BNetzA):\r\n So fehlt es an verbindlichen Regelungen darüber, wie der Aufteilungsschlüssel massenprozesstauglich umgesetzt wird, wenn es also um die viertelstündliche Anrechnung der den Teilnehmern jeweils zugeordneten Strommengen auf ihren individuellen Stromverbrauch geht (analog § 42b Abs. 5 EnWG) (gemeinschaftliche Gebäudeversorgung)).\r\n Nur durch verbindliche Vorgaben für die beteiligten Markakteure zu notwendigen Informationen, Formatvorgaben und Fristen im Zusammenhang mit der\r\n16 / 24\r\nerforderlichen Marktkommunikation wird eine praxistaugliche Lösung in den Bereichen der Marktpartnerprozesse, der Energie- und Netzabrechnung sowie der Bilanzierung möglich sein. Die Definition dieser Vorgaben erfordert eine enge Abstimmung und gemeinsame Diskussion von Bundesnetzagentur und Branche zu Detailregelungen. Themen wie „Veränderbarkeit“ und „Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ sind hier zwingend zu diskutieren. Diese Notwendigkeit besteht auch für Vorgaben zum Aufteilungsschlüssel nach § 42 b Absatz 2 Satz 1.\r\n Es sollte klargestellt werden, dass es Letztverbrauchern (zumindest vorerst) nur möglich ist die Stromeinspeisung einer EE-Anlage bzw. eines EE-Speichers mitzunutzen (wobei in Erwägung gezogen werden sollte, EE-Speicher zunächst auszuklammern, um die Einführung von Energy Sharing möglichst zu vereinfachen). Eine Mehrfachteilnahme wie auch die Einbeziehung von Speichern würde die Einführung des Energy Sharing erheblich verkomplizieren und sollte wie in Österreich erst nach einer „Startphase“ zugelassen werden.\r\n Unklar ist, ob alle Veräußerungsformen des EEG für am § 42c EnWG teilnehmende EE-Anlagen eröffnet sind und ob Betreiber von EE-Anlagen beim Energy Sharing i. S. d. § 42c EnWG (neu) weiterhin eine Förderzahlung nach § 19 EEG 2023 für den in ein Netz eingespeisten Strom erhalten.\r\n Im Rahmen der in § 37 EnWG geregelten Unterscheidung zwischen Voll- und Reststromlieferung bleibt unklar, wie Energieversorgungsunternehmen Kenntnis davon erlangen, wenn ihre Kunden an einem Energy-Sharing-Konstrukt teilnehmen. Der VKU fordert daher eine entsprechende Informationspflicht, die auch die per Energy Sharing gelieferten oder zu liefernden Energiemengen berücksichtigt. Dies würde dem Reststromlieferanten eine belastbare Grundlage für die Prognose der Reststromlieferung bieten.\r\nDie Nutzung von Überschussstrom aus existieren PV-Anlagen für Energy Sharing bietet in der Praxis ein großes Potenzial. Es bedarf einer Regelung sowohl in § 42c Absatz 1 EnWG, als auch im EEG, wie diese Strommengen in Energy Sharing-Konzepte eingebunden werden können, etwa durch eine Weiterentwicklung der „unentgeltlichen Abnahme“, eine vereinfache „sonstige Direktvermarktung“ oder eine Peer-to-Peer Durchleitung.\r\nDie Umsetzungsfristen sind sehr ambitioniert. Es sollte sichergestellt werden, dass zu den Umsetzungsfristen die Marktprozesse seitens der BNetzA finalisiert sind. Eine Abwicklung außerhalb etablierter Prozesse erzeugt Zusatzaufwand und Ungenauigkeiten mit entsprechenden Folgeproblemen (siehe Erfahrungen aus der Umsetzung von Mieterstrom und virtuellen Kundenanlagen).\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 (Bedingungen für Energy Sharing)\r\nIn § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 sollte auch die Einbindung von Überschusseinspeisung aus bestehenden EE-Anlagen in Energy Sharing-Modelle abgebildet werden.\r\n17 / 24\r\nBegründung:\r\nDie Nutzung von Überschussstrom aus existierenden PV-Anlagen für Energy Sharing bietet in der Praxis ein großes Potenzial. Es bedarf einer gesetzlichen Regelung, wie diese Strommengen in Energy-Sharing-Konzepte eingebunden werden können, etwa durch eine Weiterentwicklung der „unentgeltlichen Abnahme“, eine vereinfachte „sonstige Direktvermarktung“ oder eine Peer-to-Peer Durchleitung.\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 i. V. m. Absatz 3 (räumliche Abgrenzung)\r\nDer VKU begrüßt, dass sich Anlagen und Verbrauchsstellen in einem räumlich abgegrenzten Gebiet befinden müssen, welches jedoch deutlich stärker eingegrenzt werden sollte als im Referentenentwurf vorgesehen, idealerweise auf benachbarte Gebäude bzw. das jeweilige Quartier. Die in § 42c Absatz 3 Nummer 1 vorgenommene Bezugnahme auf das Bilanzierungsgebietes eines Elektrizitätsverteilernetzbetreibers ist zwar besser geeignet als die Festlegung eines Radius (der mehrere Verteilnetzgebiete erfassen kann, was alles noch komplexer macht); Zur Abgrenzung sollte ein Kriterium gefunden werden, dass in den energiewirtschaftlichen Rahmen passt und bürokratiearm umsetzbar ist.\r\nKeinesfalls sollte der räumliche Anwendungsbereich jedoch, wie in § 42c Absatz 3 Nummer 2 vorgesehen, ab 01.06.2028 auf das Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Elektrizitätsverteilernetzbetreibers in derselben Regelzone erweitert werden.\r\nBegründung:\r\nDie nutzbringendsten und in der Praxis bedeutsamsten Anwendungsfälle des Energy Sharings im engen räumlichen Zusammenhang zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsort ab, etwa bei der Nutzung von Strom aus Dach-PV-Anlagen auch in Nachbargebäuden oder innerhalb eines Quartiers.\r\nWird der räumliche Anwendungsbereich zu weit gefasst, erhöht sich das Risiko von Netzengpässen durch Leistungsspitzen der mitnutzenden Letztverbraucher. Außerdem erschwert ein zu weiter räumlicher Anwendungsbereich die Netzplanung.\r\nKeinesfalls sollte das Bilanzierungsgebietes eines Elektrizitätsverteilernetzbetreibers überschritten werden, denn dann würde es zu komplex werden.\r\nZu § 42c Absatz 1 Satz 1 Nummer 4 (viertelstündliche Messung)\r\nDer VKU begrüßt, dass Energy Sharing gemäß § 42c unter der Maßgabe steht, dass die Strombezugsmengen jedes mitnutzenden Letztverbrauchers sowie die Erzeugungsmenge der Anlage viertelstündlich gemessen werden können.\r\n18 / 24\r\nZusätzliche Maßgabe für die Zulässigkeit von Energy Sharing sollte aber sein, dass die Energy-Sharing-Teilnehmer dem Reststromlieferanten, ggf. über einen professionellen Dienstleister, sowohl den Lastgang der unbeeinflussten Abnahme als auch den über das Energy Sharing bezogenen Lastgang zur Verfügung stellen.\r\nBegründung:\r\nDie viertelstündliche Messbarkeit ist Voraussetzung dafür, dass die gemeinsam genutzten Energiemengen 15-minütig-zeitsynchron bilanziert werden. Ein pauschaler Abzug (z. B. am Jahresende) der erzeugten Strommengen vom Stromverbrauch wäre nicht sachgerecht, da die Stromerzeugung abhängig von Tageszeit und Wetterverhältnissen stark im Preis schwankt.\r\nDie Notwendigkeit der Zurverfügungstellung sowohl des Lastgangs der unbeeinflussten Abnahme und des über das Energy Sharing bezogenen Lastgangs ergibt sich aus folgendem Umstand: Beim Energy Sharing muss der Reststromlieferant eine angemessene Basis für die Prognose des Reststromes zu Verfügung stehen, da die Kunden nicht mehr auf Basis von Lastprofilen bilanziert werden und somit der Reststromlieferant auch ¼ h eine Lastprognose für den Energieeinkauf erstellen muss. Die Vorhersage ist aber nur belastbar möglich, wenn der Reststromlieferant den Lastgang der unbeeinflussten Abnahme und den über das Energy Sharing bezogenen Lastgang separat zu Verfügung gestellt bekommt. Die Bereitstellung beider Lastgänge sollte über den bereits erwähnten professionellen Dienstleister erfolgen.\r\nZu § 42c Absatz 2\r\nDer VKU lehnt die Zulässigkeit kundenindividueller und jederzeit veränderbarer Aufteilungsschlüssel ab, solange nicht von der Bundesnetzagentur gemeinsam mit der Branche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und „Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel erarbeiten worden ist. Bis dahin, sollten Aufteilungsschlüssel durch die Betreiber der Energy-Sharing-Anlagen einmalig festgelegt und bei erstmaliger Nutzung dem Netzbetreiber mitgeteilt und bis zum Abschluss des Festlegungsverfahrens der BNetzA unverändert bestehen bleiben.\r\nBegründung:\r\nDie Etablierung von kundenindividuellen und jederzeit veränderbaren Aufteilungsschlüsseln zur Verteilung der gemeinsam genutzten Energie von EE-Anlagen (Energy Sharing) sehen wir aus marktprozessualer Sicht äußerst kritisch.\r\nDiese Regelung betrifft insbesondere Kleinanlagen, die einen überragend hohen Anteil der Gesamtanzahl aller EE-Anlage ausmachen. Dies bedeutet, dass von der geplanten Regelung große Teile des EE-Anlagenbestandes betroffen sein könnten.\r\n19 / 24\r\nUm diesen Massenprozess jederzeit verlässlich, schnell und rechtssicher abwickeln zu können, ist es für alle betroffenen Marktparteien unerlässlich / zwingend notwendig diesen Prozess über eine nahezu vollständig automatisierte elektronische (Markt)Kommunikation ohne manuelle Eingriffe abzuwickeln.\r\nDies wird im direkten Kontakt der Netzbetreiber mit den Letztverbrauchern jedoch nicht möglich sein, da diese nicht unmittelbar an der elektronischen Marktkommunikation teilnehmen können.\r\nEs muss also eine Lösung gefunden werden, die die Interessen der Letztverbraucher und EE-Anlagenbetreiber (Einfachheit und Flexibilität in der Umsetzung) sowie insbesondere der Netzbetreiber (vollständig automatisierte elektronische Kommunikation ohne manuelle Eingriffe) miteinander vereinbart. Weiterhin müssen ausreichend lange Übergangsfristen berücksichtigt werden, um die (system-)technischen Voraussetzungen insbesondere auf Seiten der Netzbetreiber schaffen zu können.\r\nWir schlagen daher vor, dass im EnWG keine unmittelbare Regelung zu diesem Thema, sondern nur eine Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur erlassen wird.\r\nDie Bundesnetzagentur sollte dann im Rahmen eines Festlegungsverfahrens zusammen mit der Branche eine Detailregelung zum Thema „Veränderbarkeit“ und „Individualisierbarkeit oder Standardisierung“ der Aufteilungsschlüssel erarbeiten.\r\nBis dahin könnte eine möglichst einfache und leicht umsetzbare Fallback-Lösung unmittelbar im EnWG verankert werden.\r\nZu § 42c Absatz 4\r\nDer VKU begrüßt, dass sich Energy-Sharing-Akteure zur Umsetzung und energiewirtschaftlichen Abwicklung ihrer Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung von Strom aus Erneuerbaren Energien professioneller Dienstleister, bedienen dürfen.\r\nBegründung:\r\nFür eine effiziente und massenmarkttaugliche Umsetzung von Energy-Sharing-Modellen ist es Voraussetzung, dass diese an den energiewirtschaftlichen Prozessen der Marktkommunikation teilnehmen. Eine Abwicklung außerhalb der etablierten Prozesse ist im Massenmarkt nicht umsetzbar und erzeugt unkontrollierbare Folgeprobleme. Durch die Zusammenarbeit mit professionellen Dienstleistern, z. B. Stadtwerken, können Energy-Sharing-Teilnehmer sich in die Lage versetzen, an diesen Prozessen teilzunehmen. Allerdings leuchtet der in § 42c Abs. 4 Nr. 1 EnWG-E enthaltene Verweis auf § 20 Abs. 2 EnWG nicht ein. Ggf. sollte besser auf § 20 Abs. 1a EnWG verwiesen werden.\r\n20 / 24\r\nZu § 42c Absatz 6\r\nMitnutzende Letztverbraucher sollten von ihren Stromlieferanten nicht verlangen dürfen, dass auch Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte, die auf verbrauchte Strommengen im Rahmen des Energy Sharing anfallen, über den bestehenden Stromliefervertrag abgerechnet werden. § 42c Absatz 6 sollte gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nDer VKU begrüßt, dass im Referentenentwurf außer Frage steht, dass für die geteilten Strommengen Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte gezahlt werden. Nur so ist sichergestellt, dass die Energy Sharing-Teilnehmer in fairer Weise an der Finanzierung der Kosten des Gesamtsystems beteiligt werden. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung für eine sozial verträgliche Ausgestaltung der Energiewende.\r\nWenn jedoch die Reststromlieferanten oder die VNB/MSB für die Abwicklung dieser Zahlungen in die Pflicht genommen werden, löst das in ihren Abrechnungssystemen einen erheblichen Umsetzungsaufwand aus. Stattdessen sollte daher die Abrechnung der Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte eine der Aufgaben sein, die professionellen Dienstleistern gemäß § 42c Absatz 4 übertragen werden können. Wenn weiterhin an dieser Vorgabe festgehalten wird, sollte explizit im Gesetz oder zumindest in der Gesetzesbegründung klargestellt werden, dass der Stromlieferant bzw. der VNB/MSB dem Auftraggeber für diese Dienstleistung ein angemessenes Entgelt berechnen darf. Ansonsten würden die hierdurch entstehenden zusätzlichen Kosten auf die übrigen Verbraucher umgelegt, die sich nicht für eine Form des Energy Sharing entschieden haben oder entscheiden konnten, und würden dort den Strombezug zusätzlich verteuern.\r\nZu § 42c Absatz 7\r\nDie verbraucherschützenden Lieferantenpflichten sollten für Energy Sharing-Teilnehmer nicht stärker eingeschränkt werden, als es Artikel 14a Absatz 4 (c) der Strombinnenmarktrichtlinie erfordert.\r\n§ 42c Absatz 7 Satz 1 sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n(7) Die Vorgaben der §§ 5 und 40 bis 42 sind nicht anzuwenden, wenn\r\n1. ausschließlich Haushaltskunden mitnutzende Letztverbraucher nach Absatz 1 Nummer 1 sind und die Anlage nach Absatz 1 über eine installierte Leitung von nicht mehr als 30 10,8 Kilowatt verfügt oder\r\n2. mehrere Haushaltskunden innerhalb eines Gebäudes mitnutzende Letztverbraucher nach Absatz 1 Nummer 1 sind und die Anlage nach Absatz 1 über eine installierte Leistung von höchstens 100 50 Kilowatt verfügt.\r\nBei der Prüfung, ob die Schwellenwerte über- oder unterschritten sind, sollten die Regelungen zur Anlagenzusammenfassung des EEG Anwendung finden.\r\n21 / 24\r\nBegründung:\r\nArtikel 14a Absatz 4 (c) der Strombinnenmarktrichtlinie sieht grundsätzlich vor, dass Energy-Sharing-Teilnehmer die vollständigen Verbraucherrechte haben. Eine Ausnahme sollen die Mitgliedstaaten für die gemeinsame Nutzung von 10,8 kW durch Haushaltskunden bzw. die gemeinsame Nutzung von 50 kW durch Haushaltskunden innerhalb eines Gebäudes vorsehen. Die Mitgliedstaaten dürfen die Schwellen jeweils auf 30 kW bzw. 100 kW anheben.\r\nDer VKU empfiehlt, auf eine Anhebung der Schwellenwerte zu verzichten, um den Verbraucherschutz nicht stärker zu beschneiden, als dies gemäß der Richtlinie notwendig ist.\r\nArtikel 2 Weitere Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nArtikel 3 Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz\r\nArtikel 4 Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes\r\nArtikel 5 Änderung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes\r\nZu § 22b Absatz 6 - Bürgerenergiegesellschaften\r\nDer VKU begrüßt es, dass der Handlungsspielraum der Länder bei der Verpflichtung von Anlagenbetreibern zur Beteiligung von Standortgemeinden oder Bürgern bundesgesetzlich definiert werden soll.\r\nDie angestrebte Harmonisierung der Beteiligungsgesetze schafft einheitlichere Wettbewerbsbedingungen, insbesondere in den Ausschreibungen gemäß EEG, und trägt zu einer gleichmäßigen Verteilung des EE-Ausbaus auf das Bundesgebiet bei.\r\nDie vorgesehene Obergrenze von 0,3 Cent/kWh (von denen 0,2 Cent/kWh im Wege der finanziellen Beteiligung gemäß § 6 EEG angeboten werden können und damit aus dem EEG-Konto erstattet werden) ist nach Einschätzung des VKU angemessen und hält die finanzielle Belastung der Anlagenbetreiber in einem vertretbaren Rahmen. Eine höhere Abgabepflicht würde gerade kleinere Unternehmen davon abhalten, Wind- oder Solarparks zu errichten. Dies würde der Akzeptanz letztlich schaden. Denn kommunale Unternehmen und andere, vor Ort engagierte kleinere Unternehmen achten aufgrund\r\n22 / 24\r\nihrer lokalen Verantwortung besonders darauf, dass Bürgerinnen und Bürger sowie die lokale Wirtschaft von dem Wind- oder Solarpark profitieren. Hinzu kommt, dass die Gewinne aus dem Anlagenbetrieb der Eigentümerkommune und damit der örtlichen Gemeinschaft zugutekommen.\r\nZu § 8 Absätze 8 bis 11 (neu) - Bestimmungen zum Prozess des Anschlussbegehrens ab 1. Januar 2026\r\nGemäß Absatz 8 Sätze 4 und 5 dürfen Netzbetreiber auch hier erst ab 2027 die Nutzung vorhandener Plattformen vom Anschlusspetenten verlangen. Eine zeitnahe Berechtigung wäre auch hier wünschenswert (vgl. Anmerkungen zu § 17 Absatz 6 Satz 3 EnWG-Entwurf).\r\nDer Prozess zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren wird ab dem 1. Januar 2026 in § 8 EEG 2023 und in der Neuregelung in § 17 Absatz 6 EnWG weitgehend parallel ausgestaltet. Die Kritik des VKU bzgl. der Rückmeldefristen aus § 17 Absatz 6 EnWG-Entwurf (2 Wochen, 8 Wochen) besteht hier analog.\r\nZu § 8a (neu) - Kapazitätsreservierung, Festlegungskompetenz\r\nMit den vorgelegten Regelungen sollen Kapazitätsreservierungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen ab 135 kW einen einheitlichen Rahmen erhalten. Der VKU begrüßt, dass die seitens VKU eingebrachten Verbesserungsvorschläge aufgegriffen wurden (vgl. VKU-Stellungnahme vom 22.05.2024 zu Netzanschluss Regelungen, vku.de). Vorgesehen ist zudem richtigerweise, dass einheitliche Standards im Reservierungsverfahren durch die Branche entwickelt werden sollen. Kritisch erachtet der VKU auch hier die vorgesehene Frist von 9 Monaten ab Inkrafttreten des Gesetzes.\r\n§ 52 Absatz 3 Satz 1 Nr. 3 (neu) - Doppelverstoß\r\nBei dem sogenannten „Doppelverstoß“ (keine Registrierung im Marktstammdatenregister und fehlende Kalenderjahresmeldung) soll es laut Entwurf zukünftig ausreichen, wenn einer der beiden Verstöße behoben wird, damit sich die Sanktionszahlung rückwirkend zum Beginn des Verstoßes auf 2€/kW je Kalendermonat reduziert. Der VKU hält die bisherige Ausgestaltung dieses Sanktionstatbestandes für ein geeignetes Mittel, um die Anlagenbetreiber (insb. Eigenversorgungsanlagen) an etwaige Versäumnisse zu erinnern. Anstelle des Vorschlags im Entwurf spricht sich der VKU daher für eine Auftrennung der „und“-Verknüpfung aus, sodass hieraus zwei getrennte Sanktionstatbestände entstehen. In der Praxis führt die Doppelverstoßregelung zudem zu hohen Prüfaufwänden durch die Netzbetreiber und Fehler bei der Registrierung im Marktstammdatenregister können häufig nicht geahndet werden. Da das Thema\r\n23 / 24\r\nDatenbereitstellung für viele energiewirtschaftliche Prozesse an Bedeutung gewinnt, sollte allein eine fehlende Registrierung im Marktstammdatenregister für eine Sanktionierung ausreichen.\r\nArtikel 6 Änderung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes\r\nArtikel 7 Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nZu § 19 Absatz 3 (neu) - Zahlungsanspruch\r\nDer VKU begrüßt die Umstellung des Belastungsausgleichs zwischen Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber. Dadurch wird ausdrücklich geregelt, dass Differenz-Strommengen im EEG-Belastungsausgleich zwischen VNB und ÜNB künftig finanziell ausgeglichen werden.\r\nBisher wurden die durch die Dargebotsabhängigkeit der Erneuerbaren Energien verursachten Abweichungen zwischen den prognostizierten Strommengen und den tatsächlichen Strommengen (Differenz-Strommengen) sowohl finanziell als auch energetisch ausgeglichen. Dies führte insbesondere bei stark schwankenden Strompreisen zu finanziellen Risiken bei den Netzbetreibern.\r\nArtikel 8 Inkrafttreten"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser\r\n88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. 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Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\n•\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 15.10.2024\r\nBerlin, 25.10.2024\r\n2 / 6\r\nBereits Ende August hatte das BMWK einen ersten Gesetzentwurf übermittelt und eine Anhörung eingeleitet. Der VKU hat sich daran mit einer vorläufigen Stellungnahme vom 10.09.2024 und einer finalen Stellungnahme vom 20.10.2024 beteiligt. Schon damals war die Stellungnahmefrist unangemessen kurz, worauf wir auch hingewiesen haben. Das Kernstück damals waren i. W. Regelungen zur Beschleunigung von Netzanschlussverfahren und Regelungen zum Energy Sharing. Mit dem vorliegenden Papier hat das BMWK den Gesetzentwurf im Lichte der Wachstumsinitiative der Bundesregierung und des Digitalisierungsberichts des BMWK nach § 48 des Messstellenbetriebsgesetzes (beides vom Juli 2024) umfangreich ergänzt.\r\nDie jetzt gegenüber dem 1. Referentenentwurf noch einmal verkürzte Stellungnahmefrist empfinden wir als Zumutung. Eine Anhörung zu solch wichtigen, schwierigen und komplexen Themen mit einer Frist von gerade einmal zwei Tagen einzuleiten, nachdem das Gesetzesvorhaben innerhalb der Koalition über Monate debattiert wurde, führt Beteiligungsverfahren ad absurdum. Aufgrund der äußerst kurzen Stellungnahmefrist ist es uns leider nicht möglich, die bei uns eigentlich standardmäßig durchgeführte Rückkopplung mit Expertinnen und Experten in den Unternehmen durchzuführen. Damit ist ein Praxischeck unmöglich. Das ist keine gute Gesetzgebung. Wir können uns deshalb nicht detailliert zum Referentenentwurf äußern. In dieser Stellungnahme fokussieren wir uns deshalb ausschließlich auf wenige zentrale Aspekte. Sollte eine umfassende Rückmeldung der Branche fristgerecht gewünscht sein, sind deutlich längere Stellungnahmefristen zwingend. Wir behalten uns vor, detailliertere Anmerkungen zu ausgewählten Aspekten auch nach Fristablauf zu übermitteln.\r\nWeiterhin weisen wir darauf hin, dass die von uns bereits in diversen Stellungnahmen vorgetragenen Positionen und Forderungen nach wie vor Gültigkeit behalten. Betreffende VKU-Papiere sind daher an jeweils geeigneter Stelle verlinkt. Wir bitten um entsprechende Berücksichtigung im weiteren Verfahren.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nÄnderungen des Messstellenbetriebsgesetzes (Artikel 5)\r\n•\r\nSystemstabilität hat höchste Priorität: Der VKU teilt die Auffassung, dass der Rollout von iMSys prioritär darauf ausgerichtet sein muss, zukünftig weiterhin die Systemstabilität des Netzes sicherzustellen. Insofern ist der stärkere Fokus auf einem netzdienlichem „Smart-Grid-Rollout“ grundsätzlich sehr begrüßenswert.\r\n•\r\nSteuerung am Netzanschluss: Grundsätzlich systemisch begrüßenswert, jedoch viele offene Frage, bspw. hinsichtlich der Finanzierung gerade bei großen\r\n3 / 6\r\nLiegenschaften. Anschlussnehmer als neuer (zusätzlicher) Entgeltschuldner im\r\nFalle der Steuerung am Netzanschluss führt zu erhöhter Komplexität und lässt\r\nviele Fragen nach der genauen Ausgestaltung im Rollengeflecht offen.\r\n• Wirtschaftliche Umsetzbarkeit des Rollouts: Ein erfolgreicher Rollout der iMSys\r\nist nur dann möglich, wenn er für die gMSB wirtschaftlich darstellbar ist. Die\r\nvorgeschlagenen Regelungen lassen jedoch daran zweifeln, dass es zu großen\r\nVerbesserungen kommen wird. Insbesondere die fehlende Erhöhung der POG\r\nfür moderne Messeinrichtungen (§32 MsbG-E), entgegen den Ergebnissen der\r\nGutachten und des Digitalisierungsberichts, hinterlässt eine große\r\nFinanzierungslücke, die den Rollout lähmen wird. Außerdem bleibt unklar, ob\r\nder höheren Komplexität des Rollouts mit Steuerungstechnik und bei kleinen\r\nEinspeisern ausreichend Rechnung getragen ist bei den neuen POG.\r\n• Grenze für Pflichtrollout auf < 10.000 kWh: War lange eine Forderung des VKU,\r\ninsofern grundsätzlich begrüßenswert. Es muss jedoch sichergestellt sein, dass\r\nbereits verbaute iMSys in dieser Einbaufallgruppe weiterhin in die gesetzlichen\r\nQuoten (§ 45 MsbG) einzahlen, damit der bisherige Rollout nicht „bestraft“ wird.\r\n• Steuerbarkeit von Anlagen größer 2 kW: Hohe technische Komplexität,\r\nzweifelhafter Netznutzen sowie ggf. bremsende Effekte beim PV-Zubau stellen\r\ndie Senkung auf 2 kW in Frage. Eine Erhöhung auf 7 kW wäre systemdienlicher,\r\neinfacher und kostengünstiger.\r\n• Haltefrist: Grundsätzlich begrüßenswert, jedoch erscheint eine Haltefrist von\r\n5 Jahren sachgerechter, da die primären Aufwände für die Ausstattung und\r\nAdministration neben den laufenden OPEX der Messstelle erst wieder\r\nerwirtschaftet werden müssen. Sollte die Architektur und die Anforderungen\r\nvon Gateway- und Messtechnik künftig vereinfacht werden und damit geringere\r\nOPEX und CAPEX verursachen, wäre auch eine kürzere Haltefrist vertretbar.\r\n• 15-minütige Bereitstellung von Daten (über Online-Portal): Unklar, inwiefern\r\ndiese Regelung mit Übermittlung (auch vom Gateway an den MSB) der Daten\r\ntäglich für den Vortag zusammenpasst. Hohes Datenvolumen, insbesondere\r\ndurch Bereitstellung von 15-minütigen Daten auf Verlangen (bspw. durch ÜNB)\r\nerzeugt hohe Belastung in den IT-Systemen und höhere Kosten (bspw.\r\nMobilfunk).\r\n• Rolloutquoten auf Basis von Leistung: Erschwert die Rolloutplanung.\r\n• Darüber hinaus verweisen wir auf unsere Stellungnahme vom 20.09.2024 zum\r\nDigitalisierungsbericht des BMWK.\r\n4 / 6\r\nRegelungen zum Umgang mit Stromspitzen und negativen Strompreisen\r\n• Der VKU unterstützt die Änderungen im § 51 EEG-E, wodurch Förderungen für\r\neinen Großteil der EE-Anlagen bei negativen Strompreisen entfallen. Die\r\nstündliche Erfassung der negativen Preise bei Bestandsanlagen und\r\nviertelstündlich für Neuanlagen mit dem Anhängen dieser Zeitdauer, berechnet\r\nje nach Ertragspotenzial der PV-Anlage monatlich mit unterschiedlichen Faktoren,\r\nsehen wir auf den ersten Blick positiv. Wir behalten uns jedoch vor, uns hierzu\r\ndetaillierter zu äußern.\r\n• Der VKU sieht die schrittweise Absenkung der Direktvermarktungsschwelle für EEAnlagen\r\nauf 25 kW installierter Leistung positiv. (§21 EEG-E)\r\n• Pflicht zur Steuerbarkeit für Anlagen größer 2 kW wird als sehr kleinteilig\r\nerachtet. Viele Unternehmen sehen 7 kW als praktikable Schwelle an. Die im\r\nGesetzesentwurf vorgesehene 90-Prozent-Quote könnte in diesem\r\nZusammenhang ein gangbarer Kompromiss sein.\r\n• Jährlich die Ansteuerbarkeit testen (§12 EnWG-E): Mit Blick auf die\r\nPraxiserfahrungen zur Ansteuerbarkeit von Anlagen nachvollziehbar, aber insb.\r\nim Zusammenhang mit den umfangreichen jährlichen Berichtspflichten mit\r\ngroßem Aufwand verbunden. Hier setzten wir uns bei der weiteren Ausgestaltung\r\nausdrücklich – auch mit Blick auf den vom BMWK an anderer Stelle gerne\r\ngeforderten Abbau von Berichtspflichten – für eine sehr schlanke Umsetzung ein.\r\nDigitale Netzanschlussportale\r\n• Das BMWK treibt die Standardisierung und Digitalisierung von\r\nNetzanschlussverfahren weiter voran. Mit gestuften Umsetzungsfristen sollen\r\nschlussendlich innerhalb von 3 Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes sämtliche\r\nNetzanschlussverfahren für Erzeugungsanlagen, Verbrauchseinrichtungen und\r\nSpeichern in den Verteilnetzen soweit möglich standardisiert und digitalisiert\r\nwerden (§17c EnWG-E).\r\n• Eine Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ist aus unserer Sicht\r\ngrundsätzlich im Massengeschäft anzustreben. Hierbei muss darauf geachtet\r\nwerden, den Verteilnetzbetreibern ausreichend Zeit zur Transformation\r\neinzuräumen.\r\n• Kritisch sieht der VKU insb. die Vorgabe zur Einrichtung einer\r\nProgrammierschnittstelle. Wir verweisen an dieser Stelle auf unsere\r\nStellungnahme vom 25.07.2024 zum BMWK-Konzeptentwurf Standardisierung\r\nund Digitalisierung von Netzanschlussverfahren.\r\n5 / 6\r\nFlexible Netzanschlussverträge\r\n• Der VKU begrüßt grundsätzlich die Regelung gem. §8 f EEG-E. Netzbetreiber und\r\nAnlagenbetreiber können die (zeitweise) Begrenzung der maximalen\r\nEinspeisung am Netzanschlusspunkt vereinbaren.\r\n• Damit wird die Möglichkeit zur sog. Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nregulatorisch flankiert.\r\n• Hierdurch können Anlagen auch bei begrenzter Netzkapazität zügig ans Netz\r\nangeschlossen werden.\r\n• Im Falle langfristiger Vereinbarungen können Netzausbaubedarfe reduziert\r\nwerden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser\r\n89 Prozent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz eines Gesetzes zur\r\nVerbesserung der Rahmenbedingungen für die\r\nErprobung von Innovationen in Reallaboren und zur\r\nFörderung des regulatorischen Lernens vom\r\n15.10.2024\r\nBerlin, 22.10.2024\r\n2 / 5\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Stellung zu nehmen. In Anbetracht der sehr kurzen Anhörunsfrist handelt es sich bei dieser Stellungnahme um eine erste Einschätzung, die im Nachgang gegebenenfalls noch ergänzt oder konkretisiert wird.\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1, § 3 (Reallabore-Innovationsportal des Bundes)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIn § 3 sollte auch geregelt werden, unter wessen Verantwortung das Reallabore-Innovationsportal betrieben wird und welche Akteure sich dort einbringen und Vorschläge unterbreiten können.\r\nDie Frist für die Einrichtung des Reallabore-Innovationsportal des Bundes durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) sollte von einem Jahr auf drei bis sechs Monate nach Inkrafttreten des Gesetzes verkürzt werden.\r\nÜber die Auflistung in § 3 Absatz 2 hinaus sollten als Serviceleistungen auch die Sammlung von Experimentierklauseln und entsprechende Suchfunktion, Bereitstellung von Vorlagen (Anträge, Berichte, etc), Nennung von Ansprechpersonen und Zuständigkeiten sowie Definition von Leitplanken/ Kriterien (z.B. Laufzeiten, Monitoring-Intervalle) angeboten werden.\r\nBegründung:\r\nIn § 3 des Referentenentwurfs fehlen Regelungen dazu, unter wessen Verantwortung das Reallabore-Innovationsportal betrieben wird und welche Akteure sich dort einbringen und Vorschläge unterbreiten können.\r\nDa es sich um einen Pilotbetrieb handelt, kann das Reallabore-Innovationsportal nach Einschätzung des VKU laufend angepasst werden und braucht keine so lange Vorlaufzeit.\r\nUm dem Gesetzeszweck, nämlich eine stärkere und häufigere Nutzung von Reallaboren zu ermöglichen, noch besser Rechnung zu tragen, sollte das Beratungs- und Informationsangebot wie vom VKU vorgeschlagen ergänzt werden.\r\n3 / 5\r\nZu Artikel 1, § 4 (Berücksichtigung der Innovationsförderung, des\r\nregulatorischen Lernens und der Evaluation)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEs sollte geregelt werden, inwieweit und unter welchen Voraussetzungen Reallabore bei\r\nFehlen einer entsprechenden Experimentierklausel eingerichtet werden können.\r\nBegründung:\r\nIn § 4 ist geregelt, was bei Ermessensentscheidungen über die Erteilung und\r\nAusgestaltung von Genehmigungen auf der Grundlage von Experimentierklauseln alles\r\nzu berücksichtigen ist.\r\nAllerdings existiert nicht für jeden Bereich, der für ein Reallabor infrage kommt, eine\r\nExperimentierklausel. Es fragt sich, wie damit umzugehen ist, wenn es für einen\r\nrelevanten Themenbereich keine Experimentierklausel gibt, und ob auch dann die\r\nEinrichtung eines Reallabors möglich ist.\r\nZu Artikel 1, § 5 (Dauer und Verlängerung eines Reallabors)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEs sollte geregelt werden, dass das Innovationsportal konkrete Leitlinien für die\r\nFestlegung der Dauer eines Reallabors vorgibt.\r\nBegründung:\r\nNach § 5 Absatz 1 des Referentenentwurfs soll die Dauer eines Reallabors so gewählt\r\nwerden, dass der Erprobungszweck erfüllt und ausreichend regulatorische Erkenntnisse\r\ngesammelt werden können. Diese Vorgabe ist sehr ungenau, so dass es für die Akteure\r\nhilfreich wäre, wenn das Innovationsportal konkrete Anhaltspunkte für die Dauer des\r\nReallabors bereit hält.\r\nZu Artikel 1, § 6 (Zusammenarbeit mit dem Reallabore-Innovationsportal\r\ndes Bundes)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEs sollte eine Pflicht zur Veröffentlichung von Reallaboren öffentlicher Forschung auf dem\r\nInnovationsportal geben.\r\nBegründung:\r\nIn § 6 Absatz 2 ist die Übersendung von Erkenntnissen aus Reallaboren an das\r\nReallabore-Innovationsportal in das Ermessen der Durchführenden bzw. der zuständigen\r\nBehörden gestellt (”können”). Gleiches gilt für die Veröffentlichung dieser Berichte. Da\r\n4 / 5\r\ndie Öffentlichkeit ein berechtigtes Interesse daran hat, über Erkenntnisse aus öffentlich\r\ngeförderten Reallaboren informiert zu werden, sollte es eine entsprechende\r\nVeröffentlichungspflicht geben.\r\nZu Artikel 1, § 8 (Weitere Maßnahmen des Bundes)\r\nRegelungsvorschlag:\r\nEs sollten Fristen für die Umsetzung gegebenenfalls erforderlicher weiterer Maßnahmen\r\nzur Erreichung der Ziele des Reallabore-Gesetzes festgelegt weden.\r\nBegründung:\r\nIn Anbetracht der kurzen Laufzeit des Pilotbetriebs (vier Jahre, vgl. § 3 Absatz 3), ist es\r\nwichtig, dass eventuell erforderliche weitere Maßnahmen zeitnah umgesetzt werden,\r\num ihren Zweck noch vor Ablauf der Laufzeit erreichen zu können."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014026","regulatoryProjectTitle":"Flexibilisierung steuerbarer Biogas-Einspeisungen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8b/f3/398211/Stellungnahme-Gutachten-SG2501210047.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten\r\neinverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser\r\n88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute\r\nund morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: https://www.vku.de/vku-positionen/\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nzum Entwurf des BMWK zur Änderung des EEG 2023 zu Bio-Energie (Biogaspaket) vom 05.12.2024\r\nBerlin, 06.12.24\r\nKURZSTELLUNGNAHME\r\n2 / 6\r\nVorbemerkung\r\nDie sehr kurze Konsultationsfrist in Verbindung mit einem gänzlich neuen Entwurf zur Gesetzesanpassung empfinden wir aus Verbandssicht als eine Zumutung. Dieses Vorgehen erlaubt keinen echten Praxischeck mit unseren Mitgliedsunternehmen. Ein guter Gesetzgebungsprozess wird dadurch mindestens erheblich erschwert, wenn nicht sogar verunmöglicht. Der VKU mahnt an, zu geordneten Gesetzgebungsverfahren zurückzukehren, welche eine sachgerechte Beteiligung der Verbände und eine angemessene Berücksichtigung der unterschiedlichen Interessen ermöglichen.\r\nEine Frist von wenigen Tagen oder, wie im Fall dieses Entwurfes, von nur 24 Stunden an einem Freitag erlaubt keine konstruktive Einbindung und den Austausch mit den vielen kommunalen Mitgliedsunternehmen in unserem Verband. Deshalb behalten wir es uns vor, weitere Anmerkungen nachzureichen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\n Die Unternehmen der kommunalen Versorgungs- und Entsorgungswirtschaft sind in allen Segmenten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aktiv. Durch die Errichtung und den Betrieb von Wind- und Solarparks, Solarenergie auf Dächern sowie Biomasse-, Geothermie-, Wasserkraft- und Grubengasanlagen tragen sie in erheblichem Maße zum Übergang in eine treibhausgasneutrale Gesellschaft bei. Die Ausgestaltung des Biogaspakets hat einen großen Einfluss auf das Investitionstempo sowie die Systemdienlichkeit der Biogasanlagen in Bezug auf die Strom- wie auch die Wärmeversorgung.\r\n Im Hinblick auf den zunehmenden Anteil an volatiler Stromerzeugung bedarf es einer sinnvollen Flexibilisierung steuerbarer Energieleistung, wie der Bioenergie. Stadtwerke, als lokale Energieversorger, sind oftmals in der Bioenergie tätig. Dabei ist die gesetzgeberische Ausgestaltung entscheidend für die Investitionstiefe vor Ort.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU begrüßt den Gesetzesentwurf ausdrücklich, da dieser – lange erwartet – wesentliche Anreize für mehr Flexibilisierung bei der Biogasnutzung liefert und dabei gleichzeitig die Planungssicherheit erhöht sowie Vorteile der Sektorenkopplung (durch Priorisierung von Anlagen mit Wärmenetzanschluss) sinnvoll honoriert.\r\n3 / 6\r\nDer VKU merkt positiv an, dass es insbesondere für Biogasanlagen mit\r\nWärmeauskopplung, die aus der EEG-Förderung fallen, eine Verlängerung der\r\nAnschlussförderung geben soll. Dies ist insbesondere wichtig, damit die sichere\r\nVersorgung der Kunden über Wärmenetze gewährleistet werden kann.\r\nZu einigen Aspekten dieses Entwurfs können wir uns, aufgrund der äußerst kurzen\r\nStellungnahmefrist und der somit fehlenden Möglichkeit des Austausches mit den\r\nMitgliedsunternehmen, nicht explizit äußern, da hierzu keine konsolidierte\r\nVerbandsposition besteht (Südquote, Absenkung des Maisdeckels, …).\r\n Der VKU stimmt den Zielen des Gesetzes – Anreize zur Flexibilisierung von\r\nBiogasanlagen setzen, um volatile EE-Einspeisungen sinnvoll zu ergänzen, sowie\r\nden Biogas-Bestandsanlagen (v.a. Anlagen mit Anschluss an ein Wärmenetz)\r\nPlanungssicherheit für eine Anschlussförderung zu geben – voll zu.\r\n Wir sehen es als positiv an, dass Biomasseanlagen mit Wärmeauskopplung in ein\r\nWärmenetz in § 39d EEG vorrangig bezuschlagt werden sollen. Dies entspricht der\r\nVKU-Forderung nach einer Fokussierung auf KWK-Anlagen bei der\r\nBiomasseförderung und schafft Planungssicherheit für die Wärmenetze und die\r\nKommunen im Zuge der Kommunalen Wärmeplanung.\r\n Wir möchten in diesem Zusammenhang auch herausstellen, dass sich bedingt\r\ndurch den bisherigen gesetzlichen Rahmen für Biogasanlagen die Situation von\r\neinigen Gasverteilernetzbetreibern, die mit zunehmend vielen Einspeisebegehren\r\nvon Biomethananlagen konfrontiert wurden, große Herausforderungen ergeben.\r\nDer vorliegende Entwurf könnte auch in dieser Hinsicht Abhilfe schaffen. Zu den\r\nSchwierigkeiten von Gasverteilernetzbetreibern durch die zunehmenden\r\nEinspeisebegehren durch Biomethananlagen verweisen wir auf unser\r\nPositionspapier.\r\n Andererseits dürfen anstehende Änderungen der EEG-Förderbedingungen nicht\r\ndazu führen, dass Anlagen, die nach Auslaufen der alten EEG-Förderung in den\r\n„Modus Biomethaneinspeisung“ (ins Gasverteilernetz) gewechselt sind, dann\r\nwieder in den Modus EEG-Förderung zurückwechseln, und kein Biomethan mehr\r\neinspeisen. Dies würde dazu führen, dass die Einspeiseanlagen der\r\nVerteilernetzbetreiber zum stranded asset würden, das nicht abgeschrieben ist.\r\n Zum Teil verschärfen die geplanten Vorschriften die Komplexität des EEG noch\r\nweiter (z. B. die Umstellung der Förderung bei Biogasanlagen und die\r\nVerschärfung des § 51 EEG). Die Regelungen im EEG zur Biomasseförderung sind\r\nschon heute sehr komplex, schwer verständlich und teilweise uneindeutig.\r\n4 / 6\r\nAufgrund dessen kann es zu schwierigen Auseinandersetzungen zwischen den\r\nbeteiligten Marktakteuren kommen. Es ist darauf zu achten, dass insbesondere\r\nfür den Anschlussnetzbetreiber die Umsetzbarkeit (insb. bzgl. der gesetzlich\r\nvorgesehenen (Nachweis-)Prüfung der relevanten EEG-Regelungen und der\r\nAbrechnung) gewährleistet ist.\r\nStellungnahme\r\nFlexibilisierungsanreize\r\n Der VKU unterstützt die Zielsetzung, die Flexibilisierung von Biogasanlagen über\r\ndas EEG anzureizen. Da eine höhere Flexibilität zu zusätzlichem Investitionsbedarf\r\n(BHKW und Gasspeicher) führt und die Kosten für die Wärmenutzung zunehmen,\r\nist die Anhebung des Flexibilisierungszuschlags von 65 €/kW auf 85 €/kW zur\r\nSchließung der Förderlücke positiv zu bewerten. Es ist aber fraglich, ob mit dieser\r\nErhöhung die kompletten Mehrkosten abgedeckt werden können.\r\n Die geplante Systemumstellung der Förderung auf maximal förderfähige\r\nBetriebsstunden – beginnend von 2.500 h/a abschmelzend auf 2.000 h/a – ist von\r\nder Zielsetzung her zu begrüßen (mehr Spitzenlast bereitstellen). Allerdings sollte\r\nsie mit einer Erhöhung des Ausschreibungsvolumens einhergehen, da im\r\ngeplanten System der förderfähigen Betriebsstunden mehr Leistung gebraucht\r\nwird. Die Biogasanlagen, die in Zukunft an einer Ausschreibung teilnehmen,\r\nwerden also mit höheren Leistungen bieten müssen. Wird das\r\nAusschreibungsvolumen im gleichen Zuge aber nicht erhöht, ist die\r\nKannibalisierung der Anlagen untereinander noch größer.\r\n Auf die Anpassung des § 51 EEG 2023 (Förderstopp schon bei schwach positiven\r\nPreisen kleiner/gleich 2 ct/kWh) sollte verzichtet werden. In Anbetracht der\r\ngeplanten drastischen Reduzierung der förderfähigen Betriebsstunden, sieht der\r\nVKU keinen Bedarf für eine Verschärfung des § 51 EEG 2023. Es besteht dann\r\nohnehin ein Anreiz, möglichst zu den teuersten Stunden zu produzieren. Zudem\r\nwürde die Modifikation des § 51 EEG 2023 zu einer weiteren Verkomplizierung\r\nbeitragen.\r\n Die Verlängerung der Anschlussförderung von 10 Jahren auf 13 Jahre in\r\nKombination mit geringerer Wechselfrist von alter in neue Förderung sieht der\r\nVKU grundsätzlich positiv, da mit zunehmenden Anforderungen an die Anlagen\r\nauch die Investitionsvolumina steigen. Es erscheint jedoch fraglich, ob dieser\r\nSchritt ausreicht, um die entsprechenden hohen Investitionsentscheidungen\r\n(BHKW, Gasspeicher und Wärmespeicher) auszulösen.\r\n5 / 6\r\nErhöhung des Ausschreibungsvolumens\r\n Der VKU begrüßt eine deutliche Erhöhung des Ausschreibungsvolumens für\r\nBiomasseausschreibungen. In der letzten großen EEG-Reform (EEG 2023) ist das\r\nAusschreibungsvolumen für Biomasse zu Unrecht verkleinert worden, weil der\r\nGesetzgeber zu einseitig auf biomethanbetriebene Spitzenlastkraftwerke\r\n(peaker) gesetzt hat.\r\n Im Referentenentwurf bleibt offen, auf welches Niveau das für die Jahre 2025 bis\r\n2028 geltende Ausschreibungsvolumen angehoben werden soll. In § 28c EEG\r\n2023 sind 1.300 MW vorgesehen.\r\n Der VKU rät zu einer weiteren deutlichen Anhebung des\r\nAusschreibungsvolumens, da die Ausschreibungen regelmäßig stark\r\nüberzeichnet sind (vgl. Ausschreibung vom 01.10.2024). Hinzu kommt, dass mit\r\ndem vorliegenden Biogaspaket die förderfähigen Betriebsstunden auf maximal\r\n2.500 h/a und abschmelzend auf 2.000 h/a herabgesetzt werden sollen. Dies hat\r\nzur Folge, dass mehr Leistung benötigt wird, um die gleiche Menge Strom zu\r\nproduzieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014027","regulatoryProjectTitle":"1:1 Umsetzung des neuen EU-Rechts zu Industrieemissionen ins deutsche Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/d3/503378/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010025.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Die Umsetzung der Industrieemissionen-Richtlinie\r\nerfolgt in allen Rechtsbereichen, auch im Wasserrecht,\r\nmit höchster Priorität so bald wie möglich.\r\n• Die neuen Anforderungen der Industrieemissionen-\r\nRichtlinie werden 1:1 in deutsches Recht umgesetzt.\r\nDazu gehören insbesondere auch die vorgesehenen\r\nAusnahmeregelungen.\r\n• Die spezifischen Anforderungen an die IE-Anlagen\r\nwerden nicht auf kleinere Anlagen übertragen.\r\n• Im gesamten Genehmigungsrecht werden bürokratische\r\nHürden und Aufwand konsequent überprüft und, wenn\r\nmöglich, gestrafft oder vermieden.\r\n• Durch das EU-Recht an den Mitgliedsstaat gerichtete\r\nFristen werden nicht auf die Anlagenbetreiber\r\nabgewälzt.\r\n• Die in der Störfallverordnung aufgestellte\r\nMengenschwelle für Betriebsbereiche der oberen Klasse\r\nzum Umgang mit Klärgas in Nr. 1.2.2 wird an die Nr. 2.1\r\nauf 200.000 kg angeglichen.\r\n1. Die Umweltleistungen weiter verbessern\r\nMit der Realisierung des Europäischen “Green Deal” wurde\r\nauch eine Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über\r\nIndustrieemissionen vorgenommen, die am 15. Juli 2024 im\r\nAmtsblatt der EU verkündet wurde. Die überarbeitete\r\nFassung 2024 der “IE-Richtlinie 2.0” zielt darauf ab, die\r\nmenschliche Gesundheit und die Umwelt noch besser zu\r\nschützen, indem potenziell schädliche Emissionen in Luft,\r\nWasser und Boden sowie der Verbrauch von Energie und\r\nAbwasser und die Entstehung von Abfällen vermieden oder\r\nreduziert werden.\r\nDie Richtlinie regelt Genehmigung, Betrieb, Überwachung\r\nund Stilllegung der umweltrelevantesten Industrieanlagen.\r\nIn Deutschland betrifft das bis zum Inkrafttreten der\r\nNovelle ca. 13.000 Anlagen, danach werden weitere\r\nIndustrietätigkeiten in größeren Betrieben erfasst, darunter\r\ndie Intensivtierhaltung, Bergbautätigkeiten und die\r\nBatterieherstellung. (Quelle: UBA)\r\nDie IE-Anlagen der kommunalen Energieversorgung,\r\nKlärschlammverbrennung und Abfallbehandlung stellen\r\nden umfassenden Schutz von Umwelt und Gesundheit\r\nbereits gemäß der gesetzlichen Vorgaben und technischen\r\nRegeln sicher und sind ebenfalls von den verschärften\r\nAnforderungen betroffen. Und für alle anderen, auch\r\nkommunalen, genehmigungsbedürftigen Anlagen, wie\r\nBHKW und Klärgasverwertungsanlagen, werden neue\r\nAnforderungen eingeführt.\r\nAls Unternehmen der Daseinsvorsorge unterstützen die\r\nKommunalen die Anliegen und Ziele der Richtlinie ohne\r\nVorbehalt.\r\n2. Den fairen Wettbewerb sichern und\r\ndie Gebühren stabil halten\r\nEnergie und Verwertungsabfälle unterliegen dem\r\neuropäischen Binnenmarkt. Werden an die deutschen\r\nImmissionsschutz\r\nUmsetzung von EU-Recht zum Schutz von\r\nUmwelt und Gesundheit\r\n2\r\nUnternehmen spürbar strengere oder zusätzliche\r\nAnforderungen gerichtet als in den anderen EUMitgliedsstaaten,\r\nführen diese Wettbewerbsnachteile auf\r\nDauer zu Preisnachteilen und zum Verlust von Kundschaft\r\nund Absatz und letzlich Industrie im Inland.\r\nDie Entsorgung von Beseitigungsabfällen, Abwasser und\r\nKlärschlamm ist wiederum eine kommunale Leistung der\r\nDaseinsvorsorge und durch Gebühren finanziert. Höhere\r\nAnforderungen führen zu höherem Aufwand und letztlich\r\nzu höheren Gebühren, auch wenn die kommunalen\r\nUnternehmen dieser Entwicklung vor allem durch Effizienzsteigerungen\r\nentgegenwirken. Die Einkommen der privaten\r\nHaushaltungen und kleinen Gewerbe steigen aber bereits\r\nseit Jahren weniger als ihre Kostenbelastungen.\r\nBei der Umsetzung der Änderungen an der Richtlinie über\r\nIndustrieemissionen in nationales Recht darf deshalb nicht\r\nüber die EU-Vorgaben hinausgegangen werden.\r\n3. Bürokratische Hürden vermeiden und abbauen\r\nDer Monitoring-, Management- und Berichterstattungsaufwand\r\nsteigt für IE-Anlagen mit der Umsetzung der\r\nNovelle erheblich.\r\nUm den Mehraufwand wenigstens zu begrenzen, sollten IEAnlagen\r\nzum Beispiel aus dem Geltungsbereich der 11.\r\nBImSch-Verordnung (Pflicht zur Emissionserklärung alle 4\r\nJahre) ausgenommen werden.\r\nHinsichtlich der geplanten 45. BImSch-Verordnung\r\n(Verordnung über die Umsetzung von Managementvorgaben\r\nund Umweltleistungswerte in Industrieanlagen)\r\nsollte sichergestellt werden, dass Unternehmen, die bereits\r\nein Umweltmanagementsystem eingeführt haben,\r\nbestehende Managementstrukturen nutzen können, und\r\ndass neu einzuführende UMS den international etablierten\r\nNormen entsprechen (ISO 14001, EMAS).\r\nDie Pflicht zur Erstellung konsolidierter Fassungen von\r\nGenehmigungsbescheiden einschließlich aller Nebenbestimmungen\r\nkann wenn, dann nur für die Behörden\r\ngelten, aber nicht für die Anlagebetreiber.\r\nÜberhaupt sollte mit der Einführung neuer Anforderungen\r\nernsthaft und intensiv geprüft werden, ob andere Prüf- und\r\nBerichtspflichten in bestehenden Regelwerken entfallen\r\nkönnen.\r\n4. Fristen einhalten\r\nDie IE-Richtlinie gibt bestehenden Industrieanlagen 4 Jahre\r\nZeit, um neu veröffentlichte “Schlussfolgerungen über die\r\nbesten verfügbaren Techniken” ihres Industriezweigs\r\neinzuhalten. In Deutschland müssen diese “BVTSchlussfolgerungen”\r\njedoch erst in nationales Recht\r\nüberführt werden, bevor sie gegenüber Behörden und\r\nUnternehmen wirksam werden. Derzeit ist dafür im\r\ndeutschen Recht 1 Jahr vorgesehen, und diese Spanne darf\r\nnicht verlängert werden. Die Umsetzungen müssen\r\nvielmehr stets so zügig wie nur möglich erfolgen.\r\n5. Rechtliche Anforderungen harmonisieren\r\nDie Obergrenze für die Genehmigung der Lagerung von\r\nentzündbaren Gasen wie Klärgas im vereinfachten\r\nVerfahren wird von 50 auf 200.000 Tonnen angehoben (Nr.\r\n9.1.1.2 des Anhangs 1 der 4. BImSch-Verordnung). Dies\r\nbietet jedoch keine praktische Verbesserung für die\r\nWasserwirtschaft, da die Anlagen schon die bisherige\r\nGrößenschwelle nicht erreichen.\r\nErforderlich ist hier die Harmonisierung der Anforderungen\r\ninnerhalb der Störfallverordnung (12. BImSch-Verordnung),\r\nwelche die Betriebe der Wasserwirtschaft benachteiligen:\r\nWährend Bereiche für “P2 entzündbare Gase der\r\nKategorien 1 und 2” gemäß Nr. 1.2.2 der Stoffliste zu\r\nAnhang 1 der Verordnung bereits oberhalb einer Anlagengröße\r\nvon 50.000 kg zu den Betriebsbereichen der oberen\r\nKlasse mit erweiterten Pflichten gehören, ist dies bei\r\nBereichen für “Verflüssigte entzündbare Gase, Kategorie 1\r\noder 2, (einschließlich Flüssiggas) und Erdgas” gemäß Nr.\r\n2.1 erst oberhalb von 200.000 kg der Fall."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014028","regulatoryProjectTitle":"Anhebung der Mindestbandbreiten in der TK-Mindestversorgungsverordnung (TKMV) nur im technisch gebotenen Umfang","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a6/a1/399687/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220028.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 2\r\n24.06.2024\r\nVerbändeposition zum Prüfbericht der BNetzA zur Evaluation der TKMV\r\nDie Verbände ANGA, Bitkom, BREKO, BUGLAS, Eco, VATM und VKU begrüßen, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen ihrer Überprüfung der Telekommunikationsmindestversorgungsverordnung (TKMV) wissenschaftliche Gutachten zur Bestimmung der Mindestbandbreite in Auftrag gegeben hat, in denen vor allem die Erfüllungsgrade der drei Kriterien Dienste, Mehrheit und Anreiz zu untersuchen waren.\r\nVorweg möchten wir weiterhin darauf hinweisen, dass die Branche in diesen Jahren so viel wie noch nie zuvor investiert, um den Glasfaserausbau in Deutschland voranzutreiben. Diese Entwicklung muss bei den Festlegungen zur Grundversorgung im Rahmen des Rechts auf Versorgung mit Telekommunikationsdiensten (RaVT) unbedingt berücksichtigt werden, um negative Auswirkungen auf den weiteren Glasfaserausbau zu verhindern.\r\nMit Blick auf die Annahmen und Ergebnisse der wissenschaftlichen Gutachten ist die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Erhöhung der Bandbreite auf 15 Mbit/s im Download und 5 Mbit/s im Upload fragwürdig. Die Sachverständigen stellen vielmehr fest, dass die Bandbreitenanforderungen für Online-Dienste seit der letzten Begutachtung deutlich gesunken seien. Sie halten ebenso fest, dass die Nutzung in Mehrpersonenhaushalten keine relevanten Auswirkungen auf den Bandbreitenbedarf hat. Im Ergebnis wird daher bestätigt, dass die bestehenden Mindestanforderungen grundsätzlich ausreichend seien. Damit korrespondiert die von der Bundesnetzagentur im Rahmen der Anhörung im Ausschuss für Digitales des Deutschen Bundestages geäußerte Ansicht, dass aus den Gutachten eigentlich kein Erfordernis einer Anpassung abzuleiten sei, sodass die derzeitigen Mindestanforderungen beibehalten werden könnten.\r\nAuch nach Maßgabe des sog. Mehrheitskriteriums ergibt sich aus dem Prüfbericht kein Bedarf für eine Erhöhung der Bandbreite von 10 Mbit/s für die Nutzbarkeit der gesetzlich vorgegebenen Dienste.\r\nEs wird vor allem hier die rechtliche Qualität des Mehrheitskriteriums nur unzureichend erkannt. Das Gesetz zielt auf der Basis des Europäischen Rechts auf eine Mindestversorgung, bei der die im Anhang des EKEK aufgeführten Dienste – ergänzt um zwei national spezifische Dienste – schlicht funktionieren müssen. Dahinter steht der Gedanke einer Digitalen Teilhabe, welche den Bedürfnissen der Nutzer gerecht wird.\r\nSeite 2 von 2\r\nEs wird aber gerade keine Teilhabe an dem gefordert, was Nutzer über ihre Grundbedürfnisse hinaus in Anspruch nehmen. Vielmehr begrenzt das Mehrheitskriterium die für das Funktionieren der Dienste nötigen Leistungsparameter, indem es zum Ausdruck bringt, dass vor allem die von mindestens 80 Prozent der Verbraucher genutzte Mindestbandbreite berücksichtigt werden muss. Die rechtliche Absicherung der Digitalen Teilhabe soll gerade nicht dazu führen, dass die Berechtigten besser stehen als “normale” Nutzer.\r\nEin Wert oberhalb von 15 Mbit/s würde daher nach unserer Auffassung deutlich zu hohe Anforderungen stellen. Damit verbunden wäre eine Versorgung über die eigentliche Mindestversorgung hinaus, welche nach dem europäischen Recht nur dann zulässig wäre, wenn die Versorgung durch staatliche Finanzierung abgedeckt wäre. Solche Mechanismen sind bisher jedoch nicht eingeführt.\r\nAuch über die fehlende Tragfähigkeit der Begründung hinaus halten wir eine Anhebung der Mindestbandbreiten grundsätzlich für den falschen Weg. Hiermit verbunden ist voraussichtlich eine erhebliche Steigerung der Zahl der als unterversorgt geltenden Haushalte und damit der Anspruchsverfahren. Zudem würde eine Anhebung zu einer deutlichen Reduzierung der Einsatzmöglichkeit drahtloser Technologien (Mobilfunk und Satellit) führen. Deren Versorgung wiederum wird Ressourcen bei den Netzbetreibern binden, vor allem in Bezug auf Planungs- und Tiefbaukapazitäten. Diese Ressourcen könnten nicht für andere Bauvorhaben (gerade den politisch gewünschten FTTH-Ausbau) verwendet werden, sodass insbesondere kurz vor der Realisierung stehende Projekte schlimmstenfalls abgesagt oder auf unbestimmte Zeit verschoben werden und stattdessen alte Kupfernetze erweitert werden müssten, die darüber hinaus nur für wenige Jahre genutzt würden. Dieses Vorgehen leistet keinerlei Beitrag für das Ausbauziel für 2030.\r\nWir appellieren dringend, darauf zu achten, die eigentlichen Aufgaben im Netzausbau nicht aus den Augen zu verlieren.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014028","regulatoryProjectTitle":"Anhebung der Mindestbandbreiten in der TK-Mindestversorgungsverordnung (TKMV) nur im technisch gebotenen Umfang","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/01/24/399689/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220029.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 4\r\n20.09.2024\r\nVerbändestellungnahme zum Entwurf der Bundesnetzagentur\r\nfür eine erste TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung (1. TKMVÄndV)\r\nIn ihrem Referentenentwurf einer ersten TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung vom 18. Juli 2024 beabsichtigt die Bundesnetzagentur, die für das Recht auf Versorgung mit Telekommunikationsdiensten (RaVT) geltenden Mindestbandbreiten eines Internet-zugangsdienstes von 10 Mbit/s auf 15 Mbit/s im Download und von 1,7 Mbit/s auf 5 Mbit/s im Upload anzuheben.\r\nDie unterzeichnenden Verbände danken für die Möglichkeit zur Stellungnahme und bekräftigen ihr Bestreben, die Gewährleistung bundesweit gleichwertiger Lebensverhältnisse durch die Bereitstellung möglichst leistungsfähiger Internetzugangsdienste zu unterstützen. Der hierauf abzielende Rechtsanspruch auf Versorgung mit Telekommunikationsdiensten, der seine technische Konkretisierung in der TK-Mindestversorgungsverordnung (TKMV) erfährt, muss dafür jedoch so ausgestaltet sein, dass er einerseits den nachweisbaren Lebenswirklichkeiten der Menschen für eine soziale und wirtschaftliche Teilhabe genügt und andererseits mit dem flächendeckenden Glasfaserausbau als zukunftsfähiger Lösung harmoniert. § 157 Absatz 3 des Telekommunikationsgesetzes (TKG) gibt dabei den rechtlichen Rahmen für die Festlegung der technischen Parameter vor.\r\nMit ihrer angestrebten Änderung der TKMV legt die Bundesnetzagentur die Gesetzesvorgaben jedoch weit aus. Anstatt sich unter anderem an den nachweisbaren Bedarfen der Menschen auszurichten, scheint sich die Novelle vielmehr an politischen Erwartungen des Bundestages und Bundesrates zu orientieren. Jedenfalls ist die Erhöhung der Mindestbandbreiten angesichts der von der Bundesnetzagentur selbst eingeholten Gutachten nicht erforderlich. Von den Anpassungen ist daher Abstand zu nehmen, zumal anderenfalls erhebliche negative Auswirkungen auf den weiteren Glasfaserausbau, zum Beispiel in Form von Kostensteigerungen und Verzögerungen, zu erwarten sind. Damit verbunden wäre zudem eine Versorgung über die eigentliche Mindestversorgung hinaus, welche nach dem europäischen Recht nur dann zulässig ist, wenn die Versorgung durch eine staatliche Finanzierung abgedeckt wird. Solche Mechanismen sind bisher jedoch in Deutschland nicht eingeführt worden.\r\nI.\r\nStudienergebnisse rechtfertigen keine Anpassung der Bandbreiten\r\nFür die beabsichtigte Anhebung der Mindestbandbreiten mangelt es an einer wissenschaftlichen Grundlage. Das wichtigste Gutachten zu den technischen Erfordernissen der Mindestdienste, welches von der Bundesnetzagentur in Auftrag gegeben wurde, bestätigt ausdrücklich, dass die vorgeschriebenen Telekommunikationsdienste auch in Mehrpersonenhaushalten mit den heute\r\nSeite 2 von 4\r\ngeltenden Mindestbandbreiten ohne Funktionseinschränkungen erbracht werden können. Unter anderem auf Seite 150 des Gutachtens von WIK-Consult und zafaco heißt es dazu:\r\n“Auf Basis der durchgeführten Messungen sowie Berechnungen und Analysen kommt das Gutachten zu der Schlussfolgerung, dass die in der TKMV festgelegten Anforderungen an die Datenübertragungsrate den heutigen Anforderungen einer Parallelnutzung von Mehrpersonenhaushalten durch funktionierende Dienste Rechnung tragen.”1\r\nDemgemäß zeigen die Gutachten2 bezüglich der Downloadgeschwindigkeit, dass sich bei den Mindestdiensten keine erhöhten Anforderungen seit der Festlegung der Mindestdownloadrate ergeben haben. Die jetzt geplante Anhebung beruht allein auf dem sog. “Mehrheitskriterium”, welches nach dem Verordnungsentwurf den Schluss auf die Mindestdownloadrate ermöglichen soll. Zwar ist die für 80 Prozent der Kunden zur Verfügung stehende Mindestbandbreite im Download tatsächlich gestiegen, weil Kunden höherwertige Tarife buchen. Dennoch erfordert dies keine Anhebung der Mindestbandbreite. Die Funktion des Mehrheitskriteriums erschöpft sich vielmehr darin, den aus dem Dienstekatalog abgeleiteten Bandbreitenbedarf zu begrenzen. Denn es soll verhindern, dass der Gigabitausbau nicht beeinträchtigt wird, indem RaVT-Berechtigte eine bessere Versorgung erhalten als der Großteil der anderen Verbraucher. Eine Anhebung der Mindestbandbreite im Download über den tatsächlichen Bedarf hinaus kann durch das Mehrheitskriterium nicht gerechtfertigt werden.\r\nDie Anhebung hinsichtlich der Uploadgeschwindigkeit basiert ausweislich der Begründung und der Gutachten allein darauf, dass die Nutzererfahrung in einem Mehrfamilienhaushalt bei paralleler Nutzung durch die Anhebung des Mindestwerts steigt. Damit wird nicht nur der gesetzliche Boden der Bedarfsorientierung verlassen, sondern mit dem Mehrnutzerszenario auch ein gesetzlich nicht vorgesehener Fall zum Maßstab erhoben.\r\nDie so erreichte Anhebung der Upload-Bandbreite hat weitreichende Konsequenzen, denn sie führt laut einer Studie dazu, dass 400.000 Festnetzanschlüsse nicht mehr den Anforderungen des TKG genügen würden. Der Wert für den Upload lässt sich technisch nicht mehr mit der ADSL-Technologie realisieren, da mit dieser ein Upload von max. 2,4 Mbit/s erreichbar ist. Da noch ca. 3 Prozent der bundesweiten Haushalte ausschließlich mit ADSL versorgt werden, würde deren Upload nicht der Mindestversorgung von 5 Mbit/s entsprechen. Ein Upload von 5 Mbit/s könnte nur mit anderen Technologien wie beispielsweise VDSL/Vectoring realisiert werden, die allerdings zum jetzigen Zeitpunkt ineffiziente Investitionen in das bestehende Kupfernetz induzieren würden. Ein Umstand, der nicht im Sinne des flächendeckenden Glasfaserausbauziels der Bundesregierung ist.\r\nDen Verbänden ist bewusst, dass die Bundesregierung gegenüber den Ländern in ihrer Protokollerklärung zur Bundesratssitzung am 10. Juni 2022 die Zusage abgegeben hat, “die Mindestbandbreite im Download auf mindestens 15 Megabit pro Sekunde und die Mindestbandbreite im Upload an[zu]heben”, damit der Bundesrat der TKMV zustimmte. Diese Zusage ist jedoch nicht geeignet, eine inhaltlich tragfähige Begründung zu ersetzen, zumal die Bundesregierung in ihrer Protokollerklärung auch “versichert, dass die in der TKMV festgelegten Anforderungen an, die im Rahmen der Evaluierung und Begutachtung ermittelten Bedarfe\r\n1 WIK-Consult & zafaco: Mehrpersonenhaushalte – Technische Mindestanforderungen Internetzugang. URL: https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Grundversorgung/Gutachten_WIK_zafaco_Mehrpersonenhaushalte.pdf\r\n2 s. Bundesnetzagentur. URL: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Grundversorgung/start.html\r\nSeite 3 von 4\r\nangepasst werden”. Diese haben sich, wie oben dargestellt, als unverändert herausgestellt. Stattdessen hat die Festlegung gesetzlichen Erfordernissen Rechnung zu tragen und muss sich an diesen messen lassen. Die Gutachten rechtfertigen aber, wie oben dargelegt, keine notwendige Erhöhung der Bandbreiten.\r\nII.\r\nErhöhung verzögert Ausbau und steigert Kosten\r\nDie geplante Erhöhung der Geschwindigkeiten beeinträchtigt jenseits der rechtlichen Bedenken den eigenwirtschaftlichen Glasfaserausbau. Die Zahl der Anspruchsberechtigten steigt erheblich an und wird absehbar mehr Baukapazitäten in Anspruch nehmen, die vom Ausbau der Glasfasernetze abgezogen werden müssen. Zugleich werden Opportunitätskosten steigen. Diese entstehen, wenn Netzbetreiber von eigenen geplanten Baustellen Fahrzeuge und Baumannschaften abziehen müssen, um eine Versorgung eines RaVT-Falles innerhalb der gesetzlichen Fristen zu realisieren. Diese Ressourcen könnten nicht für andere Bauvorhaben (gerade den politisch gewünschten FTTH-Ausbau) verwendet werden, sodass insbesondere kurz vor der Realisierung stehende Projekte schlimmstenfalls abgesagt oder auf unbestimmte Zeit verschoben werden und stattdessen alte Kupfernetze erweitert werden müssten, die darüber hinaus nur für wenige Jahre genutzt würden.\r\nIn Summe wird eine geringe Anzahl von Haushalten durch die Änderung der TKMV eine bessere Versorgung erhalten, wohingegen eine Mehrheit an Haushalten entsprechend länger auf eine bessere Glasfaserversorgung warten muss. Dieses Vorgehen ist volkswirtschaftlich ineffizient und leistet keinerlei Beitrag für das Ausbauziel für 2030. Vielmehr wirft es Deutschland im Glasfaserausbau weiter zurück und konterkariert den zukunftsfesten Ausbau digitaler Infrastrukturen, der überhaupt nur bei langfristiger Planung und Planungssicherheit rasch erfolgen kann.\r\nIII.\r\nAnhebung hat weitere negative Effekte\r\nDie geplante Anhebung der Geschwindigkeiten führt zum Verlust des Fokus auf diejenigen Verbraucherinnen und Verbraucher, die tatsächlich einen funktionalen Anschluss benötigen, um eine soziale und wirtschaftliche Teilhabe zu ermöglichen. Viele neue Anspruchsberechtigte, die bereits über einen funktionalen Anschluss verfügen, erhalten mit den neuen Mindestbandbreiten ein Recht auf ein „Upgrade“ ihrer, gemessen am Dienstekatalog, ausreichenden Anschlüsse. Hierdurch werden begrenzte Ressourcen bei den Netzbetreibern und bei der Bundesnetzagentur gebunden.\r\nZudem würde eine Anhebung zu einer starken Reduzierung der Einsatzmöglichkeiten drahtloser Technologien (Mobilfunk und Satellit) führen, die deutlich schneller eine digitale Teilhabe der betroffenen Bürgerinnen und Bürger sicherstellen können als der Neubau leitungsgebundener Anschlüsse.\r\nSeite 4 von 4\r\nANGA Der Breitbandverband e. V.,\r\nReinhardtstraße 14, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 2404 7739-0, E-Mail: info@anga.de\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.,\r\nReinhardtstraße 32, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 300 199-0, E-Mail info@bdew.de\r\nBitkom e. V.,\r\nAlbrechtstraße 10, 10117 Berlin Tel.: 030 / 27576-0, E-Mail: bitkom@bitkom.org\r\nBREKO Bundesverband Breitbandkommunikation e. V.,\r\nInvalidenstraße 91, 10115 Berlin\r\nTel.: 030 / 58580-415, E-Mail: breko@brekoverband.de\r\nBUGLAS Bundesverband Glasfaseranschluss e.V.,\r\nEduard-Pflüger-Straße 58, 53113 Bonn Tel.: 0228 / 909045-0, E-Mail: info@buglas.de\r\neco Verband der Internetwirtschaft e.V.,\r\nFranzösische Straße 48, 10117 Berlin Tel.: 030 / 2021567-0, E-Mail: berlin@eco.de\r\nVATM Verband der Anbieter von Telekommunikations- und Mehrwertdiensten e. V., Reinhardtstraße 31, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 505615-38, E-Mail: vatm@vatm.de\r\nVKU Verband kommunaler Unternehmen e. V.,\r\nInvalidenstraße 91, 10115 Berlin\r\nTel.: 030 / 58580-0, E-Mail: info@vku.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014381","regulatoryProjectTitle":"Möglichkeit der Sicherheitsüberprüfung auch für Betreiber kritischer Anlagen schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/de/59/399691/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220036.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nReferentenentwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung\r\ndes Sicherheitsüberprüfungsgesetzes vom\r\n19.06.2024\r\nBerlin, 24.07.2024\r\nSeite 2 von 5\r\nDer VKU bedankt sich für die Möglichkeit, zu dem „Referentenentwurf eines Zweiten Ge-setzes zur Änderung des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes“ vom 19.06.2024 Stellung neh-men zu können.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vertritt rund 1.500 kommunalwirtschaft-liche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Insbesondere befinden sich in unserer Mitgliedschaft Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die als lebenswichtige Einrichtungen die Vorgabe des Sicher-heitsüberprüfungsgesetzes (SÜG) erfüllen müssen (vgl. § 1 Abs. Abs. 4, 5; 2 Abs. 1; 34 Nr. 1 SÜG; § 16 Abs. 1 Nr. 2 Sicherheitsüberprüfungsfeststellungsverordnung [SÜFV]).\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nInsbesondere zwei Punkte sind für den VKU wichtig:\r\n• In § 25a SÜG sollte klargestellt werden, dass keine Doppelmeldung von sicher-heitsempfindlichen Stellen vorgenommen werden muss.\r\n• Auch außerhalb der in § 16 SÜFV genannten Bereiche kann der Bedarf bestehen, staatliche Sicherheitsüberprüfungen durchzuführen. Es wird gefordert, dass der Bund einen Anspruch für die Betreiber der Anlagen schafft, auf Antrag auch (po-tentielle) Mitarbeiter in sonstigen sicherheitsrelevanten Bereichen einer Sicher-heitsüberprüfung zu unterziehen. Zudem sollten auch auf Länderebene entspre-chende Ansprüche verankert werden.\r\n• Es wird eine angemessene Personalausstattung in den zuständigen Stellen für die Sicherheitsüberprüfungen gefordert. Anderenfalls werden die bereits jetzt langen Prüfverfahren zu einer schwierigen bis unlösbaren Herausforderung im Einstel-lungsprozess.\r\nSeite 3 von 5\r\nStellungnahme\r\n1. § 25a SÜG - Meldung von sicherheitsempfindlichen Stellen in lebensoder\r\nverteidigungswichtigen Einrichtungen\r\nGemäß § 25a SÜG sind die Betreiber von lebens- oder verteidigungswichtigen Einrichtungen\r\nnach § 1 Abs. 4 S. 1 in Verbindung mit § 34 Nr. 1 verpflichtet, bestehende sicherheitsempfindliche\r\nStellen der zuständigen Stelle unverzüglich, spätestens aber innerhalb von\r\neinem Jahr nach Erlangung der Eigenschaft als lebens- oder verteidigungswichtige Einrichtung,\r\nmitzuteilen.\r\nUnklar ist, ob auch diejenigen Betreiber von lebens- oder verteidigungswichtigen Einrichtungen\r\nverpflichtet sind, bestehende sicherheitsempfindliche Stellen der zuständigen\r\nStelle unverzüglich mitzuteilen, wenn bereits Kontakt zur zuständigen Stelle besteht und\r\nin der Vergangenheit bereits Sicherheitsüberprüfungen stattgefunden haben. Den Wortlaut\r\nder Norm könnte man in diese Richtung lesen. Die Gesetzesbegründung spricht dagegen\r\nvon Einrichtungen, die noch keine sicherheitsempfindlichen Stellen gemeldet haben\r\nund legt damit ein anderes Verständnis nahe.\r\nEs sollte – auch im Hinblick auf die Bußgeldvorschrift in § 38 Abs. 1 Nr. 1 SÜG neu – im\r\nNormtext klargestellt werden, dass die Verpflichtung solche Betreiber nicht trifft, die\r\nbereits mit der zuständigen Stelle in Verbindung stehen und bereits Sicherheitsüberprüfungen\r\ndurchlaufen haben.\r\n2. Anspruch auf freiwillige Sicherheitsüberprüfung\r\nBereits jetzt hat der Bund die Pflicht, bestimmte Personen auch im nichtöffentlichen Bereich\r\n(also in der Privatwirtschaft) einer Sicherheitsüberprüfung zu unterziehen. Dies gilt\r\ninsbesondere für Teile der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetze, die als lebenswichtige\r\nEinrichtungen die Vorgabe des SÜG erfüllen müssen (vgl. § 1 Abs. Abs. 4, 5; 2 Abs. 1; 34\r\nNr. 1 SÜG; § 16 Abs. 1 Nr. 2 SÜFV).\r\nAllerdings besteht auch außerhalb des in § 16 SÜFV genannten Leitstellenbetriebs teilweise\r\nein Bedürfnis, (potentielle) Mitarbeiter einer Sicherheitsüberprüfung unterziehen\r\nzu lassen. Es wird gefordert, dass der Bund einen Anspruch für die Betreiber der Anlagen\r\nschafft, auf Antrag auch (potentielle) Mitarbeiter in sonstigen sicherheitsrelevanten Bereichen\r\neiner Sicherheitsüberprüfung zu unterziehen. Bisher wird dieses Thema nur\r\ndurch Überprüfung der Terrorliste/Sanktionsliste bei Bestandspersonal und durch Vorlage\r\ndes polizeilichen Führungszeugnisses bei Einstellung abgedeckt. Dies entspricht nicht\r\nmehr den Anforderungen an die veränderte Sicherheitslage nach Beginn des russischen\r\nAngriffskriegs gegen die Ukraine.\r\nSeite 4 von 5\r\nBesondere Probleme bestehen, falls die Anforderungen an die Bedeutung der Einrichtung\r\nnach § 16 SÜFV nicht erreicht werden. In einem solchen Fall erklärt sich der Bund für nicht\r\nzuständig für die Sicherheitsüberprüfung und die Länder können diese teilweise nicht anbieten.\r\nEs kann allerdings auch unterhalb der Anforderungen des § 16 SÜFV ein Bedürfnis\r\nfür eine Sicherheitsüberprüfung von Personen im sicherheitsrelevanten Bereich geben. Es\r\nwird gefordert, dass der Bund sich mit den Ländern abstimmt und gemeinsam genügend\r\nKapazitäten aufbaut, um auch in solchen Fällen eine Sicherheitsüberprüfung anbieten\r\nzu können.\r\nHinzuweisen bleibt in diesem Zusammenhang auf den aktuellen Entwurf von § 10 Abs. 3\r\nKRITIS-DachG1. Dieser enthält eine beispielhafte Auflistung von Maßnahmen, die die Betreiber\r\nkritischer Anlagen bei der Abwägung, welche Maßnahmen zur Erreichung der Ziele\r\nnach Abs. 1 geeignet und verhältnismäßig sind, berücksichtigen können. § 10 Abs. 3 Nr.\r\n5b KRITIS-DachG enthält laut Gesetzesbegründung eine Klarstellung, dass das von den Betreibern\r\nkritischer Anlagen zu berücksichtigende Sicherheitsmanagement im Hinblick auf\r\nZuverlässigkeitsüberprüfungen hinsichtlich der Mitarbeitenden unbeschadet der Vorschriften\r\ndes SÜG in Verbindung mit der SÜFV sowie unbeschadet weiterer Fachgesetze\r\nerfolgt. Die Sicherheitsüberprüfung bzw. die Zuverlässigkeitsprüfung erlangt somit zukünftig\r\nein höheres Gewicht, das sich in dem zuvor benannten Anspruch auf freiwillige\r\nSicherheitsüberprüfung wiederfinden sollte.\r\n3. Angemessene Personalausstattung in den zuständigen Stellen für die\r\nSicherheitsüberprüfungen\r\nBereits heute benötigen die zuständigen Stellen für die Sicherheitsüberprüfungen teilweise\r\nmehrere Monate bis hin zu einem Jahr, um ihre Prüfung durchzuführen, abzuschließen\r\nund das Ergebnis den Unternehmen mitzuteilen. Mit Blick auf die Ausweitung der\r\nPrüfungsinhalte ist zu befürchten, dass die Prüfungen künftig noch mehr Zeit in Anspruch\r\nnehmen werden. Das kann betroffene Unternehmen vor schwierige und schlimmstenfalls\r\nunlösbare Herausforderungen stellen, weil es zu überprüfende Mitarbeitende bis zur Mitteilung\r\nüber das Ergebnis der Überprüfung nicht einsetzen darf (§ 27a Abs. 1 SÜG). Erschwerend\r\nkommt hinzu, dass eine bußgeldbewehrte Verpflichtung eingeführt werden\r\nsoll, nach der ein Einsatz einer nicht überprüften Person u. a. zu unterbinden ist (§ 38 Abs.\r\n1 Nr. 2 SÜG i. V. m. § 27a Abs. 2 SÜG).\r\nEs sollte daher eine angemessene Personalausstattung in den zuständigen Stellen für\r\ndie Sicherheitsüberprüfungen sichergestellt werden, die es den zuständigen Stellen ermöglicht,\r\nim Interesse eines zügigen Personaleinsatzes schnell eine Rückmeldung an die\r\nUnternehmen geben zu können.\r\n1 Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz\r\nvon Betreibern kritischer Anlagen, Bearbeitungsstand: 21.12.2023."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014621","regulatoryProjectTitle":"Rahmenbedingungen für die Betätigung kommunaler Unternehmen in der Entwicklungszusammenarbeit klären und verbessern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9b/78/453826/Stellungnahme-Gutachten-SG2502070010.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vorbemerkung:\r\nDas Wissen und die Erfahrungen der deutschen kommunalen Unternehmen\r\nwerden in der Entwicklungspolitik zunehmend nachgefragt.\r\nSie sind Experten der Daseinsvorsorge und verfügen über Fachwissen\r\nin allen Belangen der Wasserver- und Abwasserentsorgung, der Abfallbeseitigung\r\nund Stadtsauberkeit, bis hin zur Energie- und Wärmeversorgung.\r\nDarüber hinaus sind kommunale Unternehmen fest in\r\nihrer Region verwurzelt. Sie sind mit den heimischen Bürgerinnen\r\nund Bürgern, Gewerbe und Industrie eng verbunden. Dieser regionale\r\nAnsatz ist in der Entwicklungszusammenarbeit entscheidend,\r\num Akzeptanz für Projekte zu schaffen und deren Wirksamkeit sicherzustellen.\r\nUnd immer mehr kommunale Unternehmen engagieren sich im globalen\r\nSüden. In Peer-to-Peer Projekten, Partnerschaften und in Formaten\r\ndes Wissensaustausches tragen viele kommunale Unternehmen\r\nbereits jetzt dazu bei, dass die Betreiber vor Ort zu Experten\r\nihrer eigenen Infrastruktur werden und die Daseinsvorsorge nachhaltig\r\nverbessert wird. Der starke Fokus auf Wissenstransfer in den Partnerschaften\r\nder kommunalen Unternehmen ergänzt dabei bestehende\r\nMaßnahmen der finanziellen und technischen\r\nZusammenarbeit: So leisten die kommunalen Unternehmen einen\r\nwichtigen Beitrag zu entwicklungspolitischen Zielen und zur langfristigen\r\nDaseinsvorsorge, auch hier in Deutschland. Sie unterstützen\r\ndurch ihr Engagement die globalen Kreisläufe, von denen wir abhängen,\r\ntragen zur Erreichung der UN-Nachhaltigkeitsziele (Sustainable\r\nDevelopment Goals) bei und steigern durch sinnstiftende Projekte\r\ndie Attraktivität für aktive und potentielle Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter\r\nihrer Unternehmen.\r\nDie Erfahrungen mit Betreiberpartnerschaften zeigen, dass erhebliche\r\nund messbare Erfolge in der Verbesserung der Wasser und Abwasser-\r\nDaseinsvorsorge durch den direkten Know-How-Transfer\r\nzwischen den Mitarbeitenden der kommunalen Unternehmen erzielt\r\nwerden. Entscheidend ist dabei die langfristige Projektdauer für den\r\nnachhaltigen Projekterfolg. Durch den direkten Austausch und ein\r\nUnsere 6 Punkte\r\n• Entwicklungspolitisches Engagement\r\nkommunaler Unternehmen braucht\r\npolitische Rückendeckung und einen\r\neindeutigen Rechtsrahmen\r\n• Entwicklungspolitisches Engagement\r\nkommunaler Unternehmen braucht eine\r\nsichere und langfristige\r\nFinanzierungsperspektive\r\n• Mehr Klarheit bei den Fördermöglichkeiten\r\nschaffen\r\n• Kommunale Unternehmensstrukturen bei\r\nFörderprogrammen berücksichtigen\r\n• Bürokratiehürden bei den\r\nFörderprogrammen senken\r\n• Die Flexibilität in den Partnerschaften\r\nerhalten\r\nPositionspapier\r\nKommunale Unternehmen: Wichtige Partner in\r\nder Entwicklungszusammenarbeit\r\n2\r\nwachsendes Vertrauen ergeben sich auch für die deutschen Fachleute\r\nneue Perspektiven und eine berufliche sowie persönliche Weiterentwicklung.\r\nDoch für viele kommunale Unternehmen ist es weiterhin schwierig\r\nsich zu engagieren. Bei vielen Unternehmen herrscht Unsicherheit\r\ndarüber, ob und in welchem Umfang ein internationales Engagement\r\nim jeweils konkreten Einzelfall überhaupt rechtlich möglich ist. Förderprogramme\r\nsind für kommunale Unternehmen oft nicht zugänglich.\r\nVor diesem Hintergrund positioniert sich der VKU zum internationalen\r\nEngagement kommunaler Unternehmen wie folgt:\r\nEntwicklungspolitik ist grundsätzlich Aufgabe des Bundes. Und trotzdem\r\nist kommunale Entwicklungszusammenarbeit rechtlich im Rahmen\r\nder Leistungsfähigkeit der Kommunen und der grundgesetzlich\r\ngarantierten kommunalen Selbstverwaltung unter Art. 28 Abs. 2 des\r\nGrundgesetzes grundsätzlich zulässig.\r\nEine Bedingung ist dabei, dass trotz der internationalen Natur entwicklungspolitischer\r\nMaßnahmen ein Bezug zur örtlichen Gemeinschaft\r\nersichtlich sein muss. Folglich muss die kommunale Entwicklungszusammenarbeit\r\nauch eine Wirkung auf kommunaler Ebene\r\nentfalten. Nach gängiger Rechtsauslegung ist diese Voraussetzung jedoch\r\nbereits dann gegeben, wenn die in den Projekten tätigen Mitarbeiterinnen\r\nund Mitarbeiter ihre dabei gewonnene (internationale)\r\nErfahrung in ihre Kommunen und Betriebe einbringen oder eine\r\nWeiterqualifikation, bspw. die Steigerung der interkulturellen Kompetenz,\r\nim Zusammenhang der Projekte festgestellt werden kann.\r\nWeiter dürfen kommunale Unternehmen in der Entwicklungszusammenarbeit\r\nnur auf einer äquivalenten politischen Ebene (kommunal)\r\ntätig werden und müssen ihre Aufgaben auf ihre Kernkompetenzen\r\n(Daseinsvorsorge) beschränken. Hinzu kommt, dass ein internationales\r\nEngagement eine wirtschaftliche Betätigung darstellt und daher\r\ndie unterschiedlichen landesrechtlichen Bestimmungen zu beachten\r\nsind, welche einer wirtschaftlichen Betätigung unterschiedlich eng\r\ndefinierte Grenzen setzen. Je nach Landesrecht ist es demnach bei\r\nVorliegen einer derartigen wirtschaftlichen Betätigung erforderlich,\r\neine entsprechende Genehmigung der Kommunalaufsicht einzuholen.\r\nDiese Einschränkungen sind richtig und wichtig, führen bei den Betreibern\r\njedoch oft zu Verunsicherung darüber, was sie in ihren Partnerschaften\r\nunternehmen dürfen, und was nicht. Kommunale Unternehmen\r\nmüssen daher stets eigenständig prüfen, in welchem\r\nUmfang ein entsprechendes Engagement für ihr Unternehmen aufgrund\r\nder jeweiligen Vorgaben des Landesrechts, der Unternehmensverfassung\r\nund der politischen Vorgaben der jeweiligen Kommune\r\nsowie der Kommunalaufsicht möglich ist.\r\nDer VKU fordert hier ein stärkeres Bekenntnis zum Engagement von\r\nkommunalen Unternehmen in der Entwicklungszusammenarbeit, sowie\r\neinen eindeutigen, praxistauglichen, rechtssicheren und flexiblen\r\nHandlungsrahmen für dieses Engagement kommunaler Unternehmen\r\nvon Seiten des Bundes und der Länder. Ohne den politischen\r\nRückhalt auf Bundes-, Landes- und vor allem kommunaler Ebene, lehnen\r\nviele kommunale Unternehmen Aktivitäten in diesem Feld als zu\r\nrisikobehaftet ab.\r\nFür die Finanzierung entwicklungspolitischer Aktivitäten kommunaler\r\nUnternehmen kann grundsätzlich nicht auf Gebühren zurückgegriffen\r\nwerden (vgl. Antrag der Regierungsfraktionen „Kommunale\r\nPotentiale nutzen – entwicklungspolitisches Engagement auf lokaler\r\nEbene stärken“, BT Drucksache 20/11369 neu). Die betreffenden\r\nkommunalen Unternehmen sind deshalb insbesondere auf Finanzmittel\r\naus Förderprogrammen angewiesen. Finanzierungsmöglichkeiten\r\nauf Bundes- und ggf. auch Landesebene sind deshalb für ein\r\nEngagement in der Entwicklungszusammenarbeit unumgänglich. Die\r\nFinanzierung muss eine langfristige Perspektive haben, so dass die\r\nkommunalen Unternehmen sich dauerhaft (und nicht nur on-off) beteiligen\r\nkönnen und eine partnerschaftliche Kooperation, von der\r\nbeide profitieren, aufbauen können.\r\n2. Entwicklungspolitisches Engagement kommunaler Unternehmen\r\nbraucht eine sichere und langfristige Finanzierungsperspektive\r\n©Romolo Tavani/stock.adobe.com\r\n1. Entwicklungspolitisches Engagement kommunaler Unternehmen\r\nbraucht politische Rückendeckung und einen eindeutigen\r\nRechtsrahmen\r\n3\r\nFür viele kommunale Unternehmen ist das internationale Engagement\r\nals Betätigungsfeld noch Neuland. Eine sichere und langfristige\r\nFinanzierungsperspektive ist Grundvoraussetzung, um das Engagement\r\nbei den Unternehmen zu verstetigen, neue Unternehmen zu\r\ngewinnen und eine Perspektive zu schaffen, damit die Unternehmen\r\ndas Themenfeld in ihren Strukturen dauerhaft verankern. Da sich dieses\r\nEngagement derzeit nicht rechtssicher in der Entgeltkalkulation\r\nabbilden lässt, müssen hier Förderprogramme mit einer Vollfinanzierung\r\nweiter zentraler Baustein sein.\r\nSoweit zurzeit eine Anpassung z. B. der Kommunalabgabengesetze\r\nder Länder zur Erreichung einer rechtssicheren Abbildung der Kosten\r\nin den Entgelten der Gebühren diskutiert wird, wäre zwar die erzielte\r\nRechtssicherheit zu begrüßen und trotzdem begegnet dieser Vorschlag\r\nBedenken. So ist die Entwicklungszusammenarbeit grundsätzlich\r\nAufgabe des Bundes und auch ist eine gleichgelagerte Umsetzung\r\nin allen Ländern zweifelhaft. Jedenfalls wird es ohne eine auch\r\nlangfristig gesicherte ausreichende Finanzierung durch den Bund\r\nschwer, weitere Akteure für ein langfristiges entwicklungspolitisches\r\nEngagement im Kreis der kommunalen Unternehmen zu finden und\r\nsogar bestehende Projekte weiterzuführen.\r\nTrotz des anhaltenden Fachkräftemangels und der stetig steigenden\r\nAnforderungen an die kommunalen Unternehmen im Zuge der grünen\r\nTransformation nehmen sich viele Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter\r\naus eigener Motivation heraus die Zeit, um sich international\r\nzu engagieren und Partnerschaften voran zu bringen. Auch um dieses\r\nEngagement zu halten und zu fördern, braucht es eine langfristige\r\nFinanzierungsperspektive.\r\nFür ihr Engagement in der Entwicklungszusammenarbeit dürfen\r\nkommunale Unternehmen vielfach nicht auf eigene finanzielle Mittel\r\nzurückgreifen. Diverse Fördermöglichkeiten von Bund und Ländern\r\nermöglichen daher erst die Finanzierung von Delegationsreisen zur\r\nAnbahnung von Partnerschaften, Machbarkeitsstudien, Pilotprojekte\r\nsowie die Finanzierung von langjährigen Projekten, Partnerschaften\r\nund Personalstellen im eigenen Unternehmen. Zwar gibt es eine Vielfalt\r\nvon Fördermöglichkeiten, doch aufgrund der Vielzahl von Mittelgebern\r\nund Angeboten ist es nicht immer einfach ein passendes Förderinstrument\r\nzu finden. Ohne entsprechendes Vorwissen oder\r\neinen Überblick über die relevanten Akteure gestaltet es sich für viele\r\nkommunale Unternehmen schwer, die richtige Förderung für ihr Vorhaben\r\nzu identifizieren.\r\nHierbei ist eine zentrale Anlaufstelle für die Kommunalwirtschaft, die\r\neinen Überblick über relevante Förderlinien sowie Unterstützungsund\r\nBeratungsangebote bietet, von entscheidender Bedeutung. Vor\r\nallem kleinere und entwicklungspolitisch unerfahrene Unternehmen\r\nsind bei der Planung und Initiierung internationaler Projekte auf eine\r\nzielgruppenorientierte und aktuelle Übersicht zu Finanzierungs- und\r\nFördermöglichkeiten angewiesen.\r\nErschwerend kommt hinzu, dass jede Förderrichtlinie spezielle Anforderungen\r\nan die antragstellenden Akteure stellt und beispielsweise\r\nden Kreis der förderfähigen Projekte und Institutionen vorab festlegt.\r\nSo sind viele Förderprogramme mit kommunalem Schwerpunkt lediglich\r\ndirekt auf Kommunen oder auf gemeinnützige Akteure zugeschnitten.\r\nKommunale Unternehmen existieren jedoch in einer Vielzahl\r\nvon Unternehmensformen, von Eigenbetrieben über Anstalten\r\ndes öffentlichen Rechts bis hin zu Aktiengesellschaften. Diese Vielfalt\r\nder kommunalen Unternehmensformen wird in den Förderprogrammen\r\noft nicht berücksichtigt und führt dazu, dass eine Vielzahl kommunaler\r\nUnternehmen keinen Zugang zu entsprechenden Förderprogrammen\r\nhat.\r\nUm kommunale Unternehmen weiter zu mobilisieren und ihr Potential\r\nfür die Entwicklungszusammenarbeit zu nutzen, ist es daher\r\nwichtig die Vielfalt der kommunalen Unternehmensstrukturen auch\r\nin bestehenden und bei der Erarbeitung neuer Förderinstrumente zu\r\nberücksichtigen..\r\nEin Engagement in der Entwicklungszusammenarbeit erfordert nicht\r\nnur finanzielle, sondern auch personelle Ressourcen. Die Projekte\r\nmüssen sowohl geplant und verwaltet als auch vom entsprechenden\r\nFachpersonal unter technischen Gesichtspunkten begleitet und umgesetzt\r\nwerden. Für kommunale Unternehmen bedeutet dies in der\r\nRegel, dass sie Teile ihrer Belegschaft für entwicklungspolitische Aktivitäten\r\nabstellen müssen. Gerade in Zeiten des Fachkräftemangels\r\nist dies eine große Hürde, besonders für kleinere Unternehmen.\r\nDer bürokratische Aufwand im Rahmen von Förderprogrammen\r\nkann schon vom Moment der Bewerbung an sehr hoch sein. Bereits\r\nbei der Antragsstellung fordern viele Programme neben Projektplänen\r\nauch unterschiedliche Nachweise vom Antragsteller. Und wird\r\neine Förderung bewilligt, gilt es neben der fachlichen Arbeit in der\r\nRegel Abrechnungen, Mittelabrufe, ausführliche Berichtspflichten\r\nund Audits, die viel Verwaltungsaufwand bedeuten, zu leisten. Diese\r\n5. Bürokratiehürden bei den 3. Mehr Klarheit bei den Fördermöglichkeiten schaffen Förderprogrammen senken\r\n4. Kommunale Unternehmensstrukturen bei Förderprogrammen\r\nberücksichtigen\r\n4\r\nadministrativen Aufgaben nehmen einen erheblichen Teil der Arbeitszeit\r\nein und stellen damit eine enorme Hürde - gerade für kleinere\r\nUnternehmen - dar.\r\nUm mehr kommunale Unternehmen und ihr Fachwissen in die Entwicklungszusammenarbeit\r\neinzubringen ist es wichtig, hier bürokratische\r\nHürden abzubauen und die Unternehmen administrativ zu\r\nentlasten. Während die Arbeit der technischen Fachexpertinnen und\r\n-experten nicht von externer Seite übernommen werden kann, gäbe\r\nes bei der administrativen Begleitung entwicklungspolitischer Tätigkeiten\r\nverschiedene Möglichkeiten, um engagierte Unternehmen zu\r\nentlasten.\r\nZum einen kann der Verwaltungsaufwand von externen Stellen abgenommen\r\nwerden. Andererseits sollten Förderprogramme, die unter\r\nanderem auch an die Kommunalwirtschaft gerichtet sind, zugleich\r\ndie Förderung von Stellen ermöglichen, deren Umfang auch\r\nam administrativen Aufwand des jeweiligen Projekts bemessen wird.\r\nGenerell wäre es zu begrüßen, wenn die Abrechnungs- und Verwaltungsmodalitäten\r\nmöglichst schlank gestaltet werden, um den Aufwand\r\nin Grenzen zu halten.\r\nInternationale Partnerschaften zwischen Betreibern leben vom Wissensaustausch\r\nauf Augenhöhe. Durch das Vertrauen, das dabei entsteht,\r\nkann es zu einem ehrlichen und vertrauensvollen Austausch\r\nzwischen den Betreibern auch zu sensiblen Themen – wie z. B. Probleme\r\nbei den Betriebs- und Wartungsabläufen – kommen. Erst wenn\r\ndiese Probleme bekannt sind, kann auch bedarfsgerecht darauf reagiert\r\nwerden. Die Themen, die in den Betreiberpartnerschaften\r\nadressiert werden, sind vielfältig und können sich über die Projektlaufzeit\r\nändern bzw. erst im Laufe der Projektlaufzeit bekannt werden.\r\nEin flexibler Projektrahmen ermöglicht es, auf diese vielfältigen\r\nBedarfe eingehen zu können und damit die Partner bestmöglich zu\r\nunterstützen.\r\nGerade diese Flexibilität macht die Betreiberpartnerschaften zu einer\r\nsinnvollen Ergänzung zu Projekten der technischen und finanziellen\r\nZusammenarbeit. Die Partnerschaften können so dazu beitragen,\r\ndass der nachhaltige und effiziente Betrieb der im Rahmen von EZProjekten\r\nrehabilitierten oder gebauten Anlagen sichergestellt wird.\r\nDiese Flexibilität im Wissensaustausch auf Augenhöhe muss auch in\r\nzukünftigen Projekten gewahrt bleiben. Sicherlich haben Fördermittelgeber\r\ngrundsätzliche Zielsetzungen und Anforderungen an die geförderten\r\nPartnerschaften, doch kommunale Unternehmen sollten\r\nhier nicht zu reinen Dienstleistern werden, die feste Aufgabenlisten\r\nabarbeiten, sondern in einem definierten Projektrahmen weiterhin\r\nflexibel auf die Bedarfe eingehen können.\r\nEin weiterer Aspekt, der die Flexibilität, Wirksamkeit und Nachhaltigkeit\r\nder Partnerschaften begünstigt, ist die Vernetzung mit anderen\r\nrelevanten Akteuren aus Wirtschaft, Wissenschaft und EZ. So können\r\nzum Beispiel Verbindungen zu themennahen Projekten aus der Wissenschaft\r\noder zu den örtlichen Außenhandelskammern Synergieeffekte\r\nschaffen und Kooperationsmöglichkeiten aufzeigen, die den\r\nlangfristigen Erfolg der Projekte fördern. Auch eine Anbindung des\r\ninternationales Engagements kommunaler Unternehmen an schon\r\nbestehende kommunale Partnerschaften in der jeweiligen Region (z.\r\nB. Internationale Städtepartnerschaften) kann sich positiv auf die Akzeptanz\r\nund damit die Nachhaltigkeit der Projekte auswirken.\r\nStand: September 2024\r\n6. Die Flexibilität in den Partnerschaften erhalten"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ)","shortTitle":"BMZ","url":"https://www.bmz.de/de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014622","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des Rechtsrahmens zu Hochwasser, Starkregen und Sturzfluten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/17/9b/453828/Stellungnahme-Gutachten-SG2502070011.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verband kommunaler Unternehmen e.V. · Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0 · Fax +49 30 58580-100 · info@vku.de · www.vku.de\r\nDer VKU ist mit einer Veröffentlichung seiner Stellungnahme (im Internet) einschließlich der personenbezogenen Daten einverstanden.\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.550 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche\r\nUnternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit über\r\n300.000 Beschäftigten wurden 2021 Umsatzerlöse von 141 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden\r\nEuro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in\r\nzentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 60 Prozent, Wärme 88 Prozent, Trinkwasser 89\r\nProzent, Abwasser 45 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat\r\nseit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes.\r\nImmer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 206 Unternehmen investieren pro Jahr\r\nüber 822 Millionen Euro. Künftig wollen 80 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen\r\nAnschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2023\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für\r\nheute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: www.vku.de\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen\r\nund Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nSTELLUNGNAHME\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des\r\nHochwasserschutzes und des Schutzes vor Starkregenereignissen\r\nsowie zur Beschleunigung von Verfahren\r\ndes Hochwasserschutzes\r\n(Hochwasserschutzgesetz III)\r\ndes Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz,\r\nnukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV)\r\nvom 11.10.2024\r\nBerlin, 5. November 2024\r\n2 / 16\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) bedankt sich für die Möglichkeit zu dem „Entwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schut-zes vor Starkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasser-schutzes (Hochwasserschutzgesetz III, HWG III)“ des Bundesministeriums für Umwelt, Na-turschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) Stellung zu nehmen. Mit dem Gesetzentwurf werden im Wesentlichen Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) vorgenommen.\r\nBedeutung des Vorhabens für kommunale Unternehmen\r\nDer VKU vertritt als Spitzenverband der kommunalen Wirtschaft öffentliche Unterneh-men und Betriebe, die wesentliche und kritische Dienstleistungen der Ver- und Entsor-gung erbringen. Der Klimawandel und die damit einhergehenden extremen Wetterereig-nisse wie Starkregen und Hochwasser zeigen, dass ein ganzheitlicher und präventiver An-satz im Hochwasserschutz für die Daseinsvorsorge unerlässlich ist. Großflächige Überflu-tungen beeinträchtigen sämtliche Ver- und Entsorgungsinfrastrukturen. VKU-Mitglieder sind zudem teilweise auch für die Überflutungsvorsorge bei Hochwasser und Starkregen verantwortlich. Da das Risiko von Hochwasser, Starkregen und Sturzfluten potenziell zu-nimmt, halten wir eine Anpassung des Rechtsrahmens für dringend geboten. Insbeson-dere die öffentlichen Entwässerungssysteme sind bei extremen Ereignissen überlastet. Es bedarf daher vor allem „oberirdischer“ Vorsorge- und Schutzmaßnahmen im Bereich der Bauleitplanung und Flächennutzungsplanung.\r\nWir betonen, dass insbesondere die Vorsorge vor Starkregenereignissen und den hiermit gegebenenfalls einhergehenden Sturzfluten eine kommunale Gemeinschaftsaufgabe sind. Alle kommunalen Akteure müssen verantwortungsvoll eingebunden werden, insbe-sondere die kommunalen Entwässerungsbetriebe. Anstoß und Verantwortung für ein Starkregenrisikomanagement muss jedoch bei den Kommunen bzw. den kommunalen Entscheidern liegen.\r\nPositionen des VKU in Kürze\r\nDer VKU hat in seinem Positionspapier Hochwasser, Starkregen, Sturzfluten insbeson-dere auf das notwendige Vorsorge- und Risikomanagement vor dem Hintergrund aktuel-ler Ereignisse hingewiesen und darin gefordert, Planung und Bebauung besser auf die sich ändernden Klimaverhältnisse abzustimmen. Wir begrüßen daher insbesondere, dass der vorliegende Referentenentwurf des HWG III wesentliche Punkte des VKU-Positionspa-piers Starkregenkarten aufgreift.\r\n3 / 16\r\nDer vorliegende Referentenentwurf enthält eine Reihe von Regelungen, die zu einer Ver-besserung des Hochwasserschutzes führen können. Wir begrüßen die gesetzliche Veran-kerung der Starkregenvorsorge durch die Einführung von Starkregenrisikokonzepten so-wie deren Berücksichtigung in Flächennutzungs- und Bebauungsplänen. Dies ermöglicht grundsätzlich die Umsetzung entsprechender Maßnahmen. Die zusätzlichen und neuen Aufgaben in den Gemeinden verursachen jedoch dauerhaft erhebliche Personal- und In-vestitionskosten und sind abhängig von der individuellen Organisationsstruktur zu veror-ten. Der im Entwurf angegebene Erfüllungsaufwand für die Länder, die Wirtschaft sowie Bürgerinnen und Bürger in Bezug auf die Umsetzung von § 79a WHG-E ist aus Sicht des VKU fragwürdig. Im Erfüllungsaufwand sind im Referentenentwurf lediglich die Verwal-tungskosten für die Gemeinden enthalten. Wenn sich aus den Vorsorgekonzepten nach § 79a WHG-E notwendige Anpassungsmaßnahmen ergeben, um z. B. Starkregenschäden zu vermeiden, betreffen diese auch die Wirtschaft sowie Bürgerinnen und Bürger. Es fehlt der wesentliche, aber vermutlich schwer zu beziffernde Kostenansatz für die Umsetzung der Maßnahmen an Einrichtungen der öffentlichen Hand. Die aus dem Gesetz resultie-renden Kosten für Kommunen werden nicht nur aus Verwaltungs-, sondern noch erhebli-cher aus dem Umsetzungsaufwand resultieren und auch auf die Bürgerinnen und Bürger zurückfallen. Daher ist auch unklar, wie sich der Gesamtaufwand für die Verwaltung in Höhe von 51,4 Mio. € für die Anforderungen zur Starkregenvorsorge nach § 79a WHG zwischen Kommunen und Land aufteilt. Dem scheint zudem die Aussage auf Seite 28 der Begründung zu widersprechen, wonach „Schätzungen der Länder zum Erfüllungsauf-wand“ für die Umsetzung der Vorgaben des § 79a WHG-E nicht vorlägen.\r\nIn der weiteren Betrachtung müssen der Hochwasserschutz und die neuen Verantwort-lichkeiten für Länder und Kommunen über die Verwaltungsgrenzen hinaus in Einklang gebracht werden. Noch unklar ist die zeitliche Einordnung, wann Länder und Kommunen die weiteren Schritte einleiten bzw. abschließen müssen.\r\nZudem sind die geplanten Restriktionen in Überschwemmungsgebieten geeignet, die Hochwasserschäden im Ereignisfall zu minimieren. Die neuen Vorgaben für Überschwem-mungsgebiete sind wichtige rechtliche Schritte, personelle und materielle Schäden durch Hochwasserereignisse zu minimieren. Die Ergänzung in § 78 WHG-E verbessern im Rah-men der Bauleitplanung den Schutzstatus von Ober- und Unterliegern, der bestehenden Hochwasserinfrastruktur sowie von neuen Bauvorhaben. Die verpflichtende Ausnahme-genehmigung auch für die Um- oder Überplanung bereits bebauter Gebiete stärkt den Hochwasserschutz und die Hochwasservorsorge und erlaubt den zuständigen Behörden weniger Ausnahmen in festgesetzten Überschwemmungsgebieten zu nutzen. Zu begrü-ßen ist auch, dass die Ausnahmeregelungen für bauliche Anlagen in festgesetzten Über-schwemmungsgebieten ausschließlich für Versorgungs- und Entsorgungsinfrastruktur gel-ten und ein genereller Wiederaufbau von baulichen Anlagen in Überschwemmungsgebie-ten nur unter Restriktionen möglich sein sollen.\r\n4 / 16\r\nFolgende Punkte sollten im Referentenentwurf jedoch angepasst werden:\r\nVorsorge durch bauliche Maßnahmen stärken: Der Entwurf sieht verstärkte bauliche\r\nMaßnahmen wie den Ausbau von Brücken und Rückhaltebecken vor. Dies ist\r\nzweifellos ein wichtiger Bestandteil des Hochwasserschutzes. Zudem möchten wir\r\nergänzen, dass diese Maßnahmen nicht isoliert zu betrachten sind, sondern vielmehr\r\neine integrative Strategie entwickelt werden muss. Diese sollte auch natürliche\r\nRückhaltemaßnahmen wie die Renaturierung von Flussauen und die Wiederherstellung\r\nvon Überschwemmungsgebieten fördern. Dies wiederum erfordert\r\neine höhere Flächenverfügbarkeit für Retentionsräume mit einer multifunktionalen\r\nNutzung. Diese natürlichen Puffer können Hochwasserwellen effektiv\r\nabmildern und sind gleichzeitig ein wichtiger Beitrag u. a. beim Erhalt der Biodiversität.\r\nDiese Fragen werden in dem Gesetzesentwurf jedoch nur am Rande\r\nthematisiert.\r\nHaftung für Kommunen bei Ausnahmen in Überschwemmungsgebieten minimieren:\r\nDas Schadenspotenzial infolge von Überschwemmungen muss den Verantwortlichen\r\nfür Baumaßnahmen klar sein, sollten sie in entsprechenden Gebieten\r\nbauen. Ausnahmen sollten nur aufgrund eines Ratsbeschlusses mit entsprechender\r\nBegründung und Darstellung und Bewertung der Risiken in diesen Gebieten\r\nerlaubt sein. Somit könnte auch die Haftung der Kommune im Fall der Fälle\r\nminimiert werden.\r\nPlanungsbeschleunigung weiter ausbauen: Die Verkürzung der Planfeststellungsoder\r\nPlangenehmigungsverfahren durch die Ergänzung in § 70 WHG-E ist zu begrüßen,\r\nda das Verfahren im Fall eines Rechtsstreits verkürzt wird. Zusätzlich\r\nsollte geprüft werden, ob nicht insgesamt auch eine Beschleunigung des Verfahrens\r\neingeführt werden kann.\r\nHandlungsspielraum der Kommunen erhalten: Einen entscheidenden Faktor für\r\nden Erfolg von Hochwasserschutzmaßnahmen stellt die rechtzeitige Einbindung\r\nder Kommunen dar. Der HWSG III-Entwurf sieht hier eine stärkere Rolle der Kommunen\r\nbei der Planung und Umsetzung von Schutzmaßnahmen vor. Dies ist ein\r\nsehr positiver Schritt. Die Belange des Hochwasserschutzes sollten jedoch nicht\r\nnur im Rahmen der Bauleitplanung gestärkt werden, sondern auch im Bestand.\r\nDie Kommunen sollten dafür leichter Grundstücke für den Hochwasserschutz ankaufen\r\noder enteignen können.\r\nPrivate Eigenvorsorge und Objektschutz verbessern: Die private Eigenvorsorge\r\nist von besonderer Bedeutung. Neben verpflichtenden Maßnahmen, die öffentliche\r\nStellen und Aufgabenträger zu erfüllen haben, sollten auch private Grundstückseigentümer\r\ndaher stärker als bisher in Bezug auf die Objektvorsorge adressiert\r\nwerden. Die derzeitige Vorschrift in § 5 Abs. 2 WHG ist in der Praxis kaum\r\n5 / 16\r\nspürbar und sollte wirksamer vollzogen werden. Gut wäre auch, wenn darüber\r\nhinaus konkrete Anreize geschaffen würden, um die Eigenvorsorge der Bürgerinnen\r\nund Bürger explizit zu stärken. Dies könnten z. B. Förderprogramme von Bund\r\nund Ländern zur privaten Hochwasservorsorge (wie der Hochwasser-Pass sie vorschlägt),\r\nzu einem wasserdichten Ausbau von Kellern, zu einer Errichtung mobiler\r\nSchutzsysteme o. ä. leisten.\r\nStarkregenvorsorgekonzepte weiter präzisieren: Aus Sicht des VKU bedarf es\r\nhier noch weiterer Präzessionen. Dies betrifft vor allem die zentralen Begrifflichkeiten\r\nwie Starkregenereignisse etc., aber auch die verschiedenen Typen von\r\nStarkregenkarten (Hinweis-, Gefahren- und Risikokarten). Es gibt derzeit keine\r\nkonkreten Maßstäbe und Definitionen für das „Vorsorgeniveau“ im Starkregenrisikomanagement\r\noder die Ausweisung von Starkregenrisikogebieten. Im Gegensatz\r\ndazu legt der Gesetzgeber bei der Festsetzung von Überschwemmungsgebieten\r\nspezifische Hochwasserereignisse fest. Solche konkreten Jährlichkeiten fehlen\r\nbislang für Starkregenereignisse und sollten entsprechend der Klassifikation des\r\nDeutschen Wetterdienstes aufgenommen werden. Mit der bundesweiten Karte\r\ndes Bundesamtes für Kartographie und Geodäsie (BKG) könnte man die Möglichkeit\r\nschaffen, sich auf ein Gefährdungsniveau zu einigen. Bei detaillierteren Karten-\r\nbzw. Informationen von Kommunen und Ländern sind diese entsprechend zu\r\nnutzen.\r\nFinanzierung der Starkregenkarten klären: Im WHG sollte geregelt werden, wie\r\netwaige Kosten zur Umsetzung von § 79a WHG-E in Ansatz gebracht werden können.\r\nKommunale Entwässerungsbetriebe, die eigenständig Starkregenkarten erstellen\r\ndürfen oder diese im Auftrag erstellen, sollten ihre Aufwendungen immer\r\nauf die öffentlich-rechtlichen oder privatrechtlichen Entgelte umlegen dürfen.\r\nGewässerrandstreifen zur Gewässerentwicklung ausbauen: Zusätzlich zu den geplanten\r\nÄnderungen des WHG schlagen wir vor, in § 38 WHG den Gewässerrandstreifen\r\nim Außenbereich auf 10 Meter festzuschreiben und für den Innenbereich\r\neinen Streifen von mindestens 5 Meter festzusetzen. Diese Flächen würden einen\r\npositiven Beitrag für die Entwicklung der Gewässer leisten bzw. dies in einigen\r\nBereichen erst ermöglichen.\r\n6 / 16\r\nStellungnahme\r\nZu Artikel 1 Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nZu Nummer 2: § 36 Absatz 1 Satz 3 Nummer 1 und 2 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nFür die neuen Regelungen zu Brücken erscheint ein neuer Absatz 2 besser geeignet an-stelle der Erweiterung des Absatzes durch einen neuen Satz 3 mit eigener Aufzählung. Die folgenden Absätze verschieben sich entsprechend.\r\nBegründung:\r\nEiner neuer Absatz 2 zu Brücken erleichtert die Lesbarkeit dieser Norm und erscheint auch mit Blick auf die Regelungstiefe angemessen.\r\nZu Nummer 2: § 36 Absatz 1 Satz 3 Nummer 2 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDer Begriff „möglichst schadloser Abfluss“ sollte analog der Begründung des Entwurfs konkreter gefasst werden. Auch sollte die Norm der Klarheit wegen zwischen neuen und bestehenden Brücken unterscheiden.\r\n§ 36 Absatz 1 Satz 3 Nummer 2 WHG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n[…] Für neu zu errichtende Brücken ist insbesondere sicherzustellen, dass\r\n1. mindestens bei einem Hochwasserereignis mit mittlerer Wahrscheinlichkeit gemäß § 74 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 die Standsicherheit gewährleistet ist;\r\n2. auch während eines Hochwasserereignisses nach Nummer 1 der hydraulisch wirk-same Querschnitt der Brücke ausreichend Raum lässt, um einen möglichst schadlosen Abfluss eines Bemessungshochwassers zu gewährleisten, wobei eine mögliche Ge-fahr eines teilweisen oder vollständigen Verschlusses infolge angeschwemmten Treib-gutes oder Totholzes zu berücksichtigen ist;\r\n3. Für bestehende Brücken eine wesentliche Instandsetzung so ausgeführt wird, dass zumindest das instandgesetzte Teilbauwerk Für instand zu setzende Brücken, auch Teilbauwerke, so weit möglich, in einen baulichen Zustand entsprechend der Anforderungen nach Nummer 1 und 2 gebracht wird werden.\r\n7 / 16\r\nBegründung:\r\nIn der Begründung des Entwurfs sind die Anforderungen des § 36 Absatz 3 WHG-E deutlich konkreter gefasst. Demnach müssen Brücken „so errichtet werden, dass sie das Bemes-sungshochwasser schadlos passieren lassen und dem Staudruck und den Anpralllasten durch Geschiebe und Treibgut standhalten.“ In der Norm wird dies durch „möglichst“ re-lativiert. Die Norm unterscheidet auch nicht hinreichend zwischen Bestandsbauten und Neubauten.\r\nZu Nummer 2: § 36 Absatz 2 WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Vorgaben für die verschiedenen Stauanlagen sollten in dem Referentenentwurf bes-ser zum Ausdruck kommen. Auf jeden Fall sollte „mindestens“ in Bezug auf Stauanlagen gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nMit den neuen Regelungen sollen die Anforderungen an größere und mittlere Stauanla-gen erhöht werden. Anders als in der Begründung differenziert die Norm selbst nicht hin-reichend genug zwischen den verschiedenen Anlagen und das Anforderungsniveau er-scheint grundsätzlich für alle Anlagen gleich. Eine bessere Unterscheidung analog der Be-gründung wäre hier wünschenswert.\r\nAuf die Formulierung „mindestens“ sollte im Zusammenhang mit den Anforderungen an Stauanlagen verzichtet werden, da darüber hinaus gehende Anforderungen nicht spezifi-ziert sind und die Gefahr besteht, dass die Aufsichtsbehörden unterschiedliche Auslegun-gen haben. Die Anforderung nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik ist aus-reichend, da die entsprechenden Arbeitsblätter der DWA bzw. DIN 19700 dies belegen und bei neuen Anforderungen angepasst werden.\r\n§ 36 Absatz 2 WHG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n(2) Stauanlagen, bei denen die Höhe des Absperrbauwerks vom tiefsten Punkt der Gründungssohle bis zur Krone mehr als fünf Meter beträgt und bei denen das Spei-cherbecken bis zur Krone gefüllt mehr als hunderttausend Kubikmeter umfasst, sind mindestens nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik zu errichten, zu be-treiben und zu unterhalten. […]\r\n8 / 16\r\nZu Nummer 4: § 72 WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nGrundsätzlich ist die Ergänzung durch Überflutungen aus Starkregen sinnvoll. Wir würden jedoch empfehlen, die Bezeichnungen neu zu diskutieren. Die Zuordnung von Über-schwemmungen und Überflutungen unter dem Begriff „Hochwasser“ ist für Siedlungsge-biete nicht passend. Zusätzlich werden die Begrifflichkeiten teilweise nicht durchgehend einheitlich verwendet. Ein Ansatz wäre, dass man übergeordnet von „Überflutungen“ spricht und dann unterteilt in Überschwemmungen ausgehend von Gewässern und Über-flutungen ausgehend von Starkregenereignissen. Ansonsten sollte rechtlich neben dem Begriff „Hochwasser“ zumindest auch „Überflutungen durch Starkregen“ als eigenstän-dige Definition mit aufgenommen werden. Denn die Begriffe „Überschwemmung”, „Über-flutung” und „Starkniederschläge” sind von zentraler Bedeutung und sollten daher im WHG-E durch eine Legaldefinition klar bestimmt werden.\r\nBegründung:\r\nDie Begriffe Hochwasser, Überschwemmung und Gewässer sind historisch miteinander verknüpft. Innerhalb von Siedlungsgebieten spricht man üblicherweise von Überflutun-gen, die aufgrund überlasteter Entwässerungssysteme bei kurzen Starkregen entstehen können. Diese fielen bislang nicht unter den Hochwasserbegriff. Allerdings halten wir es für inkonsequent, die Begriffe „Hochwasser“, „Überschwemmung“ und „Überflutung“ zu vermischen, während gleichzeitig eine Abgrenzung zu Abwasseranlagen gezogen wird. Dies könnte rechtlich ausschließen, dass Abwasseranlagen in Risiko- oder Gefährdungs-karten berücksichtigt werden können. Wir verstehen den Ansatz, zwei Themengebiete zusammenführen zu wollen, jedoch sollte in diesem Fall die Ausnahme entfallen.\r\nDie Begründung verweist richtigerweise darauf, dass „Regen“, „Starkregen“ oder „Stark-regenereignis” sowie die „Überflutung“ und „Überschwemmung” gesetzlich nicht defi-niert sind. Mit Blick auf die aus den anderen Normen resultierenden Maßnahmen ist es von zentraler Bedeutung, diese wichtigen Begriffe einheitlich zu definieren. Dies ist auch mit Blick auf die jeweils Normadressierten und Haftungsausschlüssen relevant.\r\n§ 72 WHG-E sollte wie folgt gefasst werden:\r\n§ 72 Hochwasser Überflutungen\r\nÜberflutungen sind eine zeitlich beschränkte Überschwemmung oder pluviale Über-flutung von normalerweise nicht mit Wasser bedecktem Land, insbesondere durch oberirdische Gewässer, Starkniederschläge oder durch in Küstengebiete eindringen-des Meerwasser. Davon ausgenommen sind Überschwemmungen aus Abwasseran-lagen.\r\n9 / 16\r\nDie Ergänzung der Definition von Hochwasser um Starkregen in § 72 WHG-E ist nicht de-ckungsgleich mit der Definition, die im wasserfachlichen Kontext verwendet wird. Diese Definition ist zudem weiterhin nicht im Einklang mit der Definition von Hochwasser in der EU-Hochwasserrisikomanagement-Richtlinie. Die Grenzen zwischen einer starknieder-schlaginduzierten Überflutung und Hochwasser an Fließgewässern und anderen beste-henden Wasserkörpern verschwimmen.\r\nZu Nummer 5 a): § 76 Absatz 2 Nummer 2 WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIn § 76 Absatz 2 WHG-E sollte in Bezug auf die Klimarisikoanalyse einen Verweis auf das Bundes-Klimaanpassungsgesetz vorgenommen werden.\r\nZu Nummer 6 b): § 78 Absatz 2 WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nIn § 78 Absatz 2 WHG-E sollte ein Verweis auf § 76 Absatz 2 Nummer 2 WHG erfolgen.\r\nBegründung:\r\nAls Ergänzung in § 78 Absatz 2 WHG-E ist der Querverweis zur Definition der besonders gefährdeten Gebiete vorzunehmen, da diese nach Überarbeitung von § 76 Absatz 2 WHG\r\n§ 78 Absatz 2 WHG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n2. Die zuständige Behörde kann abweichend von Absatz 1 Satz 1 außerhalb festge-setzter besonderer Gefahrenbereiche, die nach § 76 Absatz 2 Nummer 2 festgesetzt wurden, die Ausweisung neuer Baugebiete oder die Um- oder Überplanung bereits bebauter Gebiete ausnahmsweise zulassen, wenn […]\r\n§ 76 Absatz 2 Satz 2 und 3 (neu) WHG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n2. […] Innerhalb der Gebiete nach Satz 1 Nummer 1 können unter Berücksichtigung der zu erwartenden Wassertiefe oder der Fließgeschwindigkeit sowie einer daraus re-sultierenden besonderen Gefährdungslage für Leben oder Gesundheit oder erhebliche Sachwerte, zusätzlich besondere Gefahrenbereiche festgesetzt werden. Bei der Fest-setzung nach Satz 1 und 2 sind Erkenntnisse aus vorangegangenen Hochwasserereig-nissen sowie aus vorhandenen Klimarisikoanalysen gemäß des Bundes-Klimaanpas-sungsgesetzes zu berücksichtigen.\r\n10 / 16\r\ndurch Landesverordnungen festgesetzt werden. Es stellt sich die Frage, ob die Gefahren-bereiche auch die Starkregenrisikogebiete miteinschließen.\r\nZu Nummer 6 b): § 78 Absatz 2 WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie „Kann-Bestimmung“ in § 78 Absatz 2 WHG-E sollte in eine „Soll-Vorschrift“ geändert werden. Um eine Handhabe gegen die Bebauung in Überschwemmungsgebieten zu ha-ben, müssen die Ausnahmetatbestände in § 78 kritisch betrachtet werden. Wir schlagen deshalb vor, dass in § 78 Absatz 2 mindestens die Nummern 2 und 5 gestrichen werden.\r\nBegründung:\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung soll § 78 Abs. 5 WHG-E ein intendiertes Ermessen der Behörde beinhalten und damit bei Vorliegen der Anwendungsvoraussetzungen einen Rechtsanspruch auf Erteilung der Ausnahmegenehmigung begründen. Dieser Wille des Gesetzgebers sollte im Gesetzeswortlaut deutlicher zum Ausdruck kommen, indem die derzeit als „Kann-Bestimmung“ ausgestaltete Regelung in eine „Soll-Vorschrift“ geändert wird. Dies würde eine stärkere Klarheit im Umgang mit der Regelung und damit für ent-sprechende Bauvorhaben schaffen.\r\nDas Schadenspotenzial infolge von Überschwemmungen muss den Verantwortlichen für Baumaßnahmen klar sein, sollten sie in entsprechenden ausgewiesenen Gebieten bauen. Ausnahmen sollten daher nur aufgrund eines Ratsbeschlusses mit entsprechender Be-gründung sowie Darstellung und Bewertung der Risiken in diesen Gebieten erlaubt sein. Damit sollte die Haftung beim Verantwortlichen für die Baumaßnahmen im Fall der Fälle liegen, so dass diese für die Kommune minimiert werden.\r\n§ 78 Absatz 2 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden.\r\n(2) Die zuständige Behörde kann sollte außerhalb festgesetzter besonderer Gefah-renbereiche im Einzelfall Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 nur zulassen, wenn […]\r\n2. das neu auszuweisende Gebiet unmittelbar an ein bestehendes Baugebiet an-grenzt,\r\n[…]\r\n5. die Hochwasserrückhaltung nicht beeinträchtigt und der Verlust von verloren gehendem Rückhalteraum umfang, funktions- und zeitgleich ausgeglichen wird,\r\n11 / 16\r\nZu Nummer 6 d) und e): § 78 Absatz 5 und 5a WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie „Kann-Bestimmung“ in Absatz 5 in Verbindung mit Absatz 5a sollte in eine „Soll-Vor-schrift“ geändert wird.\r\nBegründung:\r\nAnalog zu unserem Änderungsvorschlag zu § 78 Absatz 2 WHG-E sollte auch hier das in-tendierte Ermessen der Behörde in Bezug auf die Erteilung der Ausnahmegenehmigung deutlicher zum Ausdruck kommen, indem die derzeit als „Kann-Bestimmung“ ausgestal-tete Regelung in eine „Soll-Vorschrift“ geändert wird (siehe Regelungsvorschlag zu § 78 Absatz 2 WHG-E).\r\nZu Nummer 9: § 79a Absatz 1 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nAbsatz 1 sollte im Sinne der Einheitlichkeit und Vergleichbarkeit präziser gefasst werden, zumal in Bezug auf die Definition von „Starkregenrisikogebiete“. Die Verwendung des Be-griffs „Starkregenrisikogebiete“ müsste nach den Begriffsdefinitionen von Risiko, Schaden und Gefährdung „Starkregengefährdungsgebiete“ lauten. Hinweiskarten, die von einer Reihe von Ländern bereits erstellt worden sind, geben keine Auskunft über mögliche Ge-fährdungen oder Risiken. Die auf verschiedenen Ebenen erstellten Karten sollten nicht zu Widersprüchen untereinander führen.\r\n§ 78 Absatz 5 WHG-E sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(5) Die zuständige Behörde kann sollte abweichend von Absatz 4 Satz 1 die Errich-tung oder Erweiterung einer baulichen Anlage der Versorgungs- oder Entsorgungs-infrastruktur und im Übrigen die Errichtung oder Erweiterung einer baulichen Anlage außerhalb festgesetzter besonderer Gefahrenbereiche im Einzelfall nur genehmigen, wenn […]\r\n12 / 16\r\nBegründung:\r\nEs ist bisher unklar, welche Komponenten Starkregenrisikokarten enthalten sollen. So stellt sich bspw. die Frage, für welches Ereignis und ab welchen Wassertiefen eine Gefähr-dung besteht, sodass diese in den Starkregenrisikogebiete dargestellt werden. Für eine Vergleichbarkeit wäre eine bundesweite einheitliche Methodik begrüßenswert. Beispiels-weise wäre ein Ansatz, dass man die Überschwemmungskarten für HQ100 oder HQ200 und die Starkregengefahrenkarte für Starkregen T=100 a oder T = 200 a separat berechnet und die Ergebnisse in einer Karte zusammen darstellt, wohlwissend, dass die Gefährdun-gen in der Regel nicht zeitgleich, aber mit der gleichen Wiederkehrzeit eintreten können.\r\nEs gibt also derzeit keine konkreten Maßstäbe und Definitionen für das „Vorsorgeniveau“ im Starkregenrisikomanagement oder die Ausweisung von Starkregenrisikogebieten. Im Gegensatz dazu legt der Gesetzgeber bei der Festsetzung von Überschwemmungsgebie-ten spezifische Hochwasserereignisse fest. Solche konkreten Jährlichkeiten fehlen bislang für Starkregenereignisse. Mit der bundesweiten Karte des Bundesamtes für Kartographie und Geodäsie (BKG) könnte man die Möglichkeit schaffen, sich auf ein Gefährdungsniveau zu einigen. Bei detaillierteren Karten-/ Informationen von Kommunen und Ländern sind diese zu nutzen.\r\nWir merken zudem an, dass nicht festgelegt ist, mit welcher Datengrundalge die Schutz-güter bewertet werden. Da die genannten Schutzgüter auch in der EU-Hochwasserrisiko-management-Richtlinie genannt und durch die LAWA aufgegriffen wurden, ist die Daten-grundlage und Verwendung unklar. Eine Möglichkeit wäre die Verwendung des BEAM-Datensatzes (BEAM = Basic European Assets Map). Dieser enthält Vermögenswerte und Schädigungsfunktionen für die Ermittlung des finanziellen Schadens in Abhängigkeit von Wasserständen. Der Datensatz wird zum Dezember 2024 erstmalig auch für die Umset-zung der EU-Hochwasserrisikomanagement-Richtlinie verwendet (siehe Copernicus-Prä-sentation vom 29.11.2023).\r\n§ 79a Absatz 1 (neu) WHG-E sollte wie folgt gefasst werden, wobei sich die Absätze 1ff jeweils nach hinten verschieben:\r\n(1) Ein Starkregenereignis wird dadurch hervorgerufen, dass große Niederschlags-mengen mit hoher Intensität innerhalb kurzer Dauer meist lokal begrenzt anfallen. Niederschlagsmengen und Niederschlagintensität werden gemäß der jeweils aktu-ellen Klassifikation des Deutschen Wetterdienstes festgelegt. Eine Gefährdung liegt vor, wenn das Starkregenereignis innerhalb kürzester Zeit eine Überflutung mit Schäden für Mensch, Umwelt, Bauwerke und Infrastruktur nach sich zieht.\r\n13 / 16\r\nFür die bereits sehr detailliert beschriebene Risikobetrachtung nach DWA-A 118 fehlen für die Umsetzung in der Praxis die erforderlichen Datengrundlagen. Für die Einschätzung der erheblichen Sachwerte gehen wir davon aus, dass die Beachtung des Datenschutzes die Risikoeinschätzung in einigen Bereichen nur grob möglich machen wird.\r\nZu Nummer 9: § 79a Absatz 2 Nummer 2 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nThematisch passt die Übersicht der Hochwasservorsorge nicht in die Vorschrift in § 79a Absatz 2 Nummer 2 WHG-E. Es muss daher „Starkregenvorsorge“ oder bei der von uns vorgeschlagenen Anpassung von § 72 WHG-E „Überflutungsvorsorge“ heißen. Die ent-sprechenden Maßnahmen und Informationspflichten werden auch bereits in den voran-gehenden Paragrafen des Abschnitts 6 des WHG geregelt, worauf verwiesen werden sollte.\r\nBegründung:\r\nDie geforderten Klimaanpassungskonzepte für „Starkregenrisikogebiete“ mit Gefährdung für die menschliche Gesundheit, die Umwelt, das Kulturerbe, etc. bedürfen einer genauen Definition, für welche Ereignisse diese zu erstellen sind. Zu prüfen ist auch, ob und inwie-weit die aufgeführte Hochwasservorsorge von der Überflutungsvorsorge bei Starkregen getrennt betrachtet werden sollte, da beide Ereignisse sich in der Praxis häufig überla-gern, die rechtlichen Anforderungen sich teilweise jedoch unterscheiden. Hochwasservor-sorge ist Teil der gesetzlich geforderten Hochwasserrisikomanagementpläne. Alternativ wäre es denkbar, beide Pläne zusammenzuführen.\r\nEine einheitliche Verwendung der Begrifflichkeiten stärkt das Verständnis der textlichen Änderungen. Dies ist jedoch ein Beispiel für die nicht durchgehende Verwendung von ein-heitlichen Begriffsdefinitionen: Die Definition von „Hochwasser“ beinhaltet nach § 72 WHG-E Starkregen. Im § 79 WHG-E wird „Starkregen“ und „Hochwasser“ wieder getrennt genannt. Dies fördert das Verständnis, dass mit „Hochwasser“ Überschwemmungen von Gewässern gemeint wären.\r\n§ 79a Absatz 2 Nummer 2 WHG-E sollte wie folgt gefasst werden:\r\n2. eine Übersicht zum Stand der örtlichen Starkregen- und Hochwasser Überflutungs-vorsorge, insbesondere bereits durchgeführter, laufender und geplanter Maßnahmen unter Berücksichtigung von Maßnahmen zur Hochwasservorsorge nach § 75 des Wasserhaushaltsgesetzes;\r\n14 / 16\r\nZu Nummer 9: § 79a Absatz 2 Nummer 3 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie geforderten Maßnahmen des Starkregenvorsorgekonzeptes sind um eine Definition der Jährlichkeiten (Zielwerte) zu ergänzen. Wir würden zudem eine Ergänzung der Nach-weispflicht, dass die Maßnahmen wirksam und funktionsfähig sind, begrüßen.\r\nBegründung:\r\nMittlerweile existieren eine Vielzahl von Starkregenkarten (Hinweis-, Gefahren-, Risiko-karten) in unterschiedlicher Detailtiefe und Methodik. Im Sinne der Einheitlichkeit, Ver-gleichbarkeit und damit eines sicheren Vollzugs sollte der Bund die Typen von Starkregen-karten in Bezug auf Aussagekraft und Zielstellung definieren und voneinander abgrenzen. Der Bund sollte hierbei nur den notwendigen Rechtsrahmen setzen. Die Länder sollten mit den Kommunen je nach Gefährdungsgrad die Tiefe des notwendigen Vollzugs gestal-ten.\r\nWir gehen davon aus, dass der Bund in Bezug auf die Erstellung der Karten unmittelbar die Länder verpflichtet, die wiederum die Gemeinden in die Pflicht nehmen. Die Verant-wortlichkeiten sollten somit klar sein. Sollten sich die Gemeinden zur Erfüllung dieser Auf-gaben ihrer kommunalen Betriebe oder anderer Träger öffentlicher Aufgaben bedienen, dann sollten diese Aufwendungen entsprechend abgegolten werden können, bspw. durch eine Umlagefähigkeit.\r\n§ 79a Absatz 2 Nummer 3 WHG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n3. auf Grundlage der Analyse nach Nummer 1, Maßnahmen zur Vermeidung oder Ver-ringerung der bei Eintritt einer Überflutung durch ein Starkregenereignis zu befürch-tenden Gefährdungen, einschließlich Angaben zur Wirksamkeit und Umsetzung der jeweiligen Maßnahme und […]\r\n15 / 16\r\nZu Nummer 9: § 79a Absatz 2 Nummer 4 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Formulierung „persönliche Vorsorge“ ist aus Sicht des VKU zu unpräzise. Stattdessen sollte hier der private Objektschutz adressiert werden.\r\nZu Nummer 9: § 79a Absatz 2 Satz 4 (neu) WHG-E\r\nRegelungsvorschlag:\r\nDie Fortschreibung der Starkregenvorsorgekonzepte ist zu unbestimmt und sollte daher weiter präzisiert werden.\r\nBegründung:\r\nDie Aktualisierung und Fortschreibungsintervalle der Starkregenvorsorgekonzepte sind durch „bei Bedarf“ nicht eindeutig beschrieben. Hier würden wir mehr Verbindlichkeit in der Bearbeitung fordern. Eine Möglichkeit wäre, die Fortschreibung der Starkregenvor-sorgekonzepte an den Informationspflichten des Bundes-Klimaanpassungsgesetzes (KAnG) zu orientieren. Alternativ könnte der Fortschreibungsbedarf auch analog der Be-wirtschaftungszeiträume zu den Hochwasserrisikomanagementplänen erfolgen.\r\nDie Einbindung aller relevanten Akteure ist hierbei entscheidend. Zu berücksichtigen sind auch die Einzugsgebiete unter Einbindung der Flussgebiets-Verantwortlichen. Ihr effizien-tes Zusammenwirken ist Voraussetzung für eine nachhaltige Starkregenvorsorge. Struk-turelle, personelle und finanzielle Kapazitäten inklusive einer zentralen Koordination müs-sen sichergestellt sein.\r\n§ 79a Absatz 2 WHG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\nDie Gemeinden überprüfen ab dem 30. September 2026 alle zwei Jahre ihre Starkregenvorsorgekonzepte und passen diese bei wesentlichen Änderungen der Rahmendaten an. Wesentlich sind Änderungen, wenn sich die Parameter der Karten nach Absatz 1 und 2 geändert haben.\r\n§ 79a Absatz 2 Nummer 4 WHG-E sollte wie folgt gefasst werden:\r\n4. Maßnahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung und -information, zum Beispiel die Sensi-bilisierung der Bürgerinnen und Bürger für die von Starkregenereignissen ausgehenden Gefahren oder Informationen zu möglichen Maßnahmen der persönlichen Vorsorge des Objektschutzes.\r\n16 / 16\r\nZu Artikel 2: Änderung des Baugesetzbuchs (BauGB) Zu Nummer 1: § 5 BauGB-E Regelungsvorschlag: Wir begrüßen die Aufnahme der Risikogebiete und der noch nicht festgesetzten Über-schwemmungsgebiete in den Flächennutzungsplan in § 5 BauGB-E. Ergänzend regen wir an, auch den Gewässerrandstreifen im Flächennutzungsplan darzustellen. Begründung: Die Gewässerrandstreifen sind seit langem ein wichtiges Instrument im Gewässerschutz. Flächen der Gewässerrandstreifen können auch einen positiven Beitrag für die Entwick-lung der Gewässer leisten bzw. dies in einigen Bereichen erst ermöglichen. Sie sind daher auch wichtig für die Verbesserung der Hochwasser- und Starkregenvorsorge. Daher soll-ten die gemäß WHG festgesetzten Gewässerrandstreifen im Außenbereich (möglichst auf 10 Meter) und für den Innenbereich (mindestens 5 Meter) im Flächennutzungsplan ent-sprechend dargestellt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Unsere Ziele:\r\n• Mehr Raum für Wasser schaffen („Schwammstädte“)\r\nund Hochwasserschutz flächendeckend optimieren.\r\n• Fachrecht wie beispielweise Wasserhaushaltsgesetz,\r\nBaugesetzgebung an Klimavorsorge anpassen.\r\n• Das Hochwasserschutzgesetz III zügig zum Abschluss\r\nbringen.\r\n• Keine zusätzliche Bürokratie bei der Umsetzung des\r\nBundes-Klimaanpassungsgesetzes schaffen.\r\n• Kommunale Ebene nicht allein lassen – Nachhaltige\r\nFinanzierung durch Bund und Länder sicherstellen\r\n(„Gemeinschaftsaufgabe Klimaanpassung“).\r\nDer Klimawandel zählt zu den größten Herausforderungen für die\r\nkommunale Wasserwirtschaft. Extremereignisse wie Hochwasserund\r\nStarkregen, Dürre- und Trockenperioden haben erhebliche Auswirkungen\r\nauf die Sicherstellung der Aufgaben der kommunalen Unternehmen\r\nund Betriebe in der Wasserwirtschaft. Die extremen Wetterereignisse\r\nder letzten Jahre unterstreichen die Dringlichkeit einer\r\nvorausschauenden Anpassung unserer Systeme. Nur so können wir\r\ndie Risiken der Klimaänderungen und vor allem größere Schadenskosten\r\nfür unsere Volkswirtschaft in Zukunft verringern.\r\nStädte und Gemeinden wassersensibler gestalten\r\nMehr Grün- und Wasserflächen bieten einen besseren Schutz gegen\r\nHitzewellen und Starkregen. Wir müssen deutlich mehr Retentionsräume\r\nfür den Rückhalt von Wasser schaffen. Flüssen und Bächen\r\nmüssen wir wieder mehr Raum geben. Die dafür erforderliche\r\nGewässerunterhaltung und Renaturierung muss Priorität bekommen\r\nund integraler Bestandteil bei allen Entscheidungen, die sich auf die\r\nGewässer auswirken, sein. In unseren Städten brauchen wir mehr innerstädtische\r\nGrün- und Wasserflächen, die Wetterextreme wie\r\nStarkregen und Hitze abmildern. Multifunktionale Flächen können\r\nRegenwasser gezielt aufnehmen und (zwischen-)speichern. Diese\r\nwirken wie ein „Schwamm“ und dienen nicht nur dem städtischen\r\nWasserhaushalt, sondern entlasten auch unsere Kanäle.\r\nDie rechtlichen Rahmenbedingungen Anforderungen des Bundes-\r\nKlimaanpassungsgesetzes müssen durch Anpassungen im Fachrecht\r\nMind.\r\n145\r\nMilliarden Euro\r\nSchäden sind zwischen 2000 und 2021 durch\r\ndie Folgen des Klimawandels entstanden\r\nQuelle: BMWK, IÖW 2023\r\nVKU Position\r\nKlimaanpassung | Hochwasserschutz\r\n2\r\nuntersetzt werden. Die begonnenen Arbeiten am Wasser- und Baurecht\r\nmüssen in der neuen Legislatur zügig zum Abschluss gebracht.\r\nHochwasserschutz zügig anpassen\r\nUnsere Hochwasserschutzsysteme leisten essenzielle Dienste. Sie\r\nsind die letzte Barriere vor großflächigen Überschwemmungen. Die\r\nSchutzsysteme müssen an die neuen Bedingungen angepasst werden.\r\nNaturbasierte Lösungen müssen mit baulichen und technischen\r\nSystemen für einen optimalen Schutz verknüpft werden. Planfeststellungs-\r\nund Plangenehmigungsverfahren müssen verkürzt und\r\nbeschleunigt werden. Um personelle und materielle Schäden durch\r\nHochwasserereignisse zu minimieren sind in Überschwemmungsgebieten\r\nzielgenaue Restriktionen notwendig. Auch sollten private\r\nGrundstückseigentümer stärker in die Objektvorsorge eingebunden\r\nwerden. Das stärkt die Prävention in Wohn- und Gewerbegebieten\r\ninsgesamt.\r\nStarkregenvorsorge weiter präzisieren\r\nBei der Starkregenvorsorge fehlen noch notwendige Regelungen, die\r\nes für Hochwasser schon gibt. Dies betrifft zentrale Begrifflichkeiten,\r\nMaßstäbe und Definitionen. Hochwasser und Starkregen stehen in\r\neinem kausalen Verhältnis, unterscheiden sich aber trotzdem in wesentlichen\r\nPunkten. Daher sind vor allem oberirdische Lösungen, wie\r\nNotwasserwege und Rückhalteflächen gefragt. Hier müssen Bau- und\r\nWasser-Fachrecht zügig angepasst werden.\r\nStarkregenkarten in Verbindung mit einem gesamtkommunalen\r\nStarkregenrisikomanagement bilden gemeinsam eine wirksame Vorsorge\r\nvor den Folgen von Starkregenereignissen. Die bestehenden\r\nrechtlichen Lücken zur Erstellung und Veröffentlichung von Starkregenkarten\r\nmüssen im Fachrecht geschlossen werden. Dies gilt auch\r\nfür die Finanzierung der Karten.\r\nFinanzierung sicherstellen – Gemeinschaftsaufgabe\r\nKlimaanpassung im Grundgesetz verankern\r\nDie Generationenaufgabe Klimaanpassung fordert alle Bereiche unseres\r\ngesellschaftlichen Lebens. Vor allem müssen unsere Ver- und\r\nEntsorgungssysteme auf ihre Widerstandsfähigkeit geprüft und, wo\r\nnötig, an die Folgen der klimatischen Veränderungen in Deutschland\r\nangepasst werden. Neue Lösungen und Innovationen brauchen\r\nRaum zur Entwicklung bspw. in Reallaboren. Unternehmen und Kommunen\r\nbrauchen dazu auch die nötige finanzielle Beinfreiheit. Dazu\r\nbedarf es neben gezielten Förderprogrammen eines langfristiges Finanzierungsinstrument.\r\nDie begonnenen Abstimmungen zwischen\r\nBund und Ländern für ein gemeinsames Finanzierungsinstrument\r\nwie die Schaffung einer Gemeinschaftsaufgabe Klimaanapassung\r\nmüssen zügig zum Abschluss gebracht und rechtssicher umgesetzt\r\nwerden. Nur so kann sichergestellt werden, dass notwendige Maßnahmen\r\nvor Ort zeitnah und kontinuierlich umgesetzt werden.\r\nExtreme Wetterereignisse haben häufig erhebliche Schäden in der Fläche zur\r\nFolge. Vorsorgende Maßnahmen verringern Personen- und materielle Schäden\r\n© Matthias Bieck / Hochwasser_mb67_AdobeStock.jpeg (S. 2)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Mit rund\r\n309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17\r\nMilliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile\r\nin zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser\r\n88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und\r\nhat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des\r\nKlimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen\r\ninvestieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den\r\nMobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten.\r\nZahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute\r\nund morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen: https://www.vku.de/vku-positionen/\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer:\r\nR000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nPOSITIONSPAPIER\r\nHandlungsvorschläge Neustart für die Energiewende – System- und Kosteneffizienz in den Mittelpunkt\r\nstellen\r\nBerlin, 07. März 2025\r\n2 / 14\r\nEinleitung\r\nDie kommunale Wirtschaft in Deutschland steht hinter der Energiewende: Die Dekarbonisierung unseres Energiesystems und die Nutzung Erneuerbarer Energien ist und bleibt der richtige Weg, um unsere Abhängigkeit vom Import fossiler Energieträger zurückzudrängen und Deutschland als Industrieland in eine klimaneutrale und versorgungssichere Zukunft zu führen. Dieser Weg ist alternativlos. Der Beitrag kommunaler Unternehmen für das Gelingen der Energiewende ist dabei entscheidend, denn insbesondere die Wärmewende wird vor Ort gemacht. Erforderlich sind Investitionen in die Energieinfrastruktur in nie dagewesenem Umfang.\r\nDie Energiewende befindet sich deshalb an einem kritischen Punkt: Ohne entschlossenes und strikt auf die System- und Kosteneffizienz orientiertes politisches Handeln werden die Transformationskosten volkswirtschaftlich nicht aufzubringen sein. Die Akzeptanz für die Energiewende und der Wirtschaftsstandort würden ernsthaft gefährdet. Reine Kostenumverteilung innerhalb des Systems ohne echte Systemoptimierungen stößt darüber hinaus schnell an Grenzen.\r\nEs ist deshalb wichtig, den beschrittenen Pfad laufend einer Revision zu unterziehen. So steigt etwa der Stromverbrauch in Deutschland nicht so schnell wie von der Bundesregierung in der 20. Legislaturperiode (2021-2025) unterstellt und in den EEG-Ausbaupfaden festgelegt. In Verbindung mit deutlich gestiegenen Installations- und Genehmigungszahlen ermöglicht diese Entwicklung, den Fokus nunmehr auf eine deutlich stärkere Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren Energien bei gleichzeitiger Beibehaltung des Ziels von 80% erneuerbarem Anteil am Bruttostromverbrauch 2030 zu legen.\r\nDie Akzeptanz für den notwendigen Systemumbau hin zur Klimaneutralität des Energiesystems steht und fällt mit der Kostenfrage, da die Politik andere gesellschaftliche Großaufgaben nicht bedingungslos den Energiewendekosten unterordnen kann und sollte. Fortfolgend daher einige Handlungsvorschläge für die kommende 21. Legislaturperiode – für einen kosteneffizienten Neustart der Energiewende!\r\n3 / 14\r\nInhalt\r\nEinleitung ............................................................................................................................. 2\r\nBereich Netzausbau ............................................................................................................. 3\r\nBereich Stromerzeugung ..................................................................................................... 7\r\nUnterpunkt Stromerzeugung: EEG ...................................................................................... 9\r\nSonstige Stromkostensenkung .......................................................................................... 11\r\nKapitalbeschaffung ............................................................................................................ 12\r\nExkurs Gasnetze ................................................................................................................ 12\r\nExkurs Fern- und Nahwärme ............................................................................................. 13\r\nBereich Netzausbau\r\nStromnetze auf allen Ebenen höher auslasten, Netzausbau begrenzen und Stromspeicher volkswirtschaftlich sinnvoll integrieren\r\n•\r\nDie Stromnetzinfrastruktur und ihr Ausbau entwickeln sich aufgrund immer weiter steigender Anforderungen dynamisch zu einem zentralen Kostentreiber der Energiewende. Kostensteigerungen für Baukosten, Material und qualifiziertes Personal tragen ebenfalls dazu bei.\r\n•\r\nDiese Systemkosten müssen in die Investitionsentscheidungen für Stromerzeugungs- und Stromspeicheranlagen integriert werden. Denn bisher haben sich Investoren gegen diese Systemkosten und damit gegen die Allgemeinheit optimieren können (Beispiele: Eigenerzeugung oder sehr leistungsstarke Offshore-Windanlagen mit verhältnismäßig niedrigen Volllaststunden [„Starkwindanlagen“]). Das Gute: Innovationen und Kostensenkungen bei Batterie- bzw. Speichertechnologien ermöglichen völlig neue Anlagenkonzepte und Netzauslastungen.\r\nÜberbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) oder alternativ Begrenzung der Einspeiseleistung von EE-Anlagen festschreiben\r\n•\r\nWindenergie- und Solaranlagen an Land sollten zukünftig, wo immer möglich, hinter dem NVP kombiniert und mit Stromspeicher- oder Sektorkopplungsanlagen ausgestattet sein. Die EEG-Förderung von neuen, hochflexiblen Biomasseanlagen sollte ebenfalls auf solche Strom-Hybridkraftwerke ausgerichtet sein.\r\n•\r\nZiel: Maximale Netzausnutzung, Minimierung Netzausbaubedarf.\r\n4 / 14\r\n•\r\nAlternative:\r\n•\r\nWo keine Überbauung stattfindet, Begrenzung der Einspeiseleistung von neu ans Netz anzuschließenden EE-Anlagen am NVP auf:\r\no\r\nz.B. 50 % der installierten Leistung bei PV (sowohl Aufdach- als auch FFA)\r\no\r\nz.B. 80 % der installierten Leistung bei Wind Onshore und Wind Offshore\r\n➔\r\nStarker Anreiz für Überbauung mit derselben EE-Technologie und/oder Zwischenspeicherung vor dem Netzverknüpfungspunkt und Spitzenkappung, wo volkswirtschaftlich sinnvoll. Solarstrom in der Mittagsspitze ist ohnehin schon jetzt oft wertlos oder hat sogar einen negativen Wert.\r\n•\r\nAls weitere Alternative kommt zur Berücksichtigung lokaler Gegebenheiten im Netz (z.B. ausreichende Netzkapazität) eine individuelle vertragliche Vereinbarung von Netzbetreiber und Netzanschlussnehmer in Bezug auf die (temporäre) Begrenzung der Einspeiseleistung in Betracht.\r\n•\r\nBei Repowering-Projekten Wind und PV: Repowering-Standorte haben einen großen volkswirtschaftlichen Wert, da hier Infrastruktur und oftmals auch die Akzeptanz für EE-Erzeugungsanlagen bereits vorhanden sind.\r\n•\r\nEine NVP-Überbauung sollte deshalb mit größerer Flexibilität anstrebt werden. Dies kann eine Kombination von verschiedenen EE-Technologien oder aber zusätzliche Leistung derselben Technologie am Standort umfassen. Alternativ bleibt die Begrenzung der Einspeiseleistung am NVP (s.o.), also die Verringerung der Netzanschlusskapazität am Standort zugunsten anderer Standorte.\r\nSpeicherausbau auf Co-Location konzentrieren\r\n•\r\nDie Netzanschlussanfragen für Stromspeicher sind auf weit über 250 GW deutschlandweit regelrecht explodiert. Mangels eines tatsächlichen Bedarfs, wird nur ein Bruchteil dieser Projekte am Ende auch realisiert werden. Netzanschlussanfragen dürfen daher nicht als Umsonst-Reservierungen missbraucht („Mallorca-Handtuch-Effekt“) und bei den Netzbetreibern hohe Prüfaufwände auslösen, sondern müssen ökonomisch gesteuert werden.\r\n•\r\nAm lukrativsten sind für Investoren reine Stand-Alone-Speicher, die sich ausschließlich am Strommarkt betätigen und keine EE-Zwischenspeicherung vor Ort vorsehen. (Netzaus-) Baukostenzuschüsse (BKZ) für reine Marktspeicher können ihren\r\n5 / 14\r\nZubau sinnvoll entlang der für ihre Realisierung entstehenden Netzausbaukosten\r\nsteuern.\r\n•\r\nDurch geeignete Regelungen in der Stromnetzanschlussverordnung sowie im EEG (siehe ff.) sollte der weitere Stromspeicherausbau auf die Verstetigung von EE-Einspeisung oder der Flexibilisierung des Verbrauchs (z.B. von Produktionsprozessen in der Industrie) und eine Höherauslastung des Netzes fokussiert werden.\r\n•\r\nEine Netzentgeltreform (s.u.) sollte dazu beitragen, Heimspeicher systemdienlicher zu betreiben, damit sie insbesondere in der PV-Mittagsspitze einspeichern und nicht schon am Vormittag volllaufen. Weitere Regelungen zur Vermeidung dieses Effekts sind zu prüfen.\r\nErneuerbaren-Ausbau durch (Netzaus-) Baukostenzuschüsse volkswirtschaftlich kanalisieren\r\n•\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen werden bisher gänzlich ohne Beachtung der für ihre Netzintegration anfallenden Netzausbaukosten geplant und umgesetzt.\r\n•\r\nBaukostenzuschüsse können einen wesentlichen Beitrag dafür leisten, den Zubau stärker entlang der für das EE-Projekt konkret anfallenden Netzausbaukosten zu kanalisieren.\r\nAusbauziele für die Offshore-Windenergie auf 45-50 GW anpassen\r\n•\r\nAusbauziel für Offshore-Windenergie anpassen: 70 Gigawatt (GW) installierte elektrische Leistung ist als Zielgröße deutlich zu viel, da sich die Anlagen bei einer so konzentrierten Bebauung der zur Verfügung stehenden Baufelder in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) Deutschlands in der Nordsee gegenseitig den Windertrag wegnehmen („Verschattung“).\r\n•\r\nDer Verschattungseffekt wird durch die Ausbauplanungen in unseren Nachbarländern (Niederlande, Belgien, Dänemark) noch wesentlich verstärkt.\r\n•\r\nVom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrografie (BSH) prognostizierte Erträge von teilweise deutlich unter 3.000 Vbh bis hin zu 2.200 Vbh auf einzelnen Baufeldern sind volkswirtschaftlich aufgrund der hohen Systemkosten der Offshore-Windenergie gänzlich inakzeptabel!\r\n•\r\nDaher sollte auf eine extrem komprimierte Bauweise verzichtet und das Offshore-Ausbauziel auf ca. 45 bis max. 50 GW bei gleichzeitig starker Überbauung der NVP angepasst und der Ausbau zeitlich gestreckt werden.\r\n6 / 14\r\n•\r\nZudem sollte stärker auf Windenergieanlagen mit niedrigerer Nennleistung, dafür aber deutlich höheren Volllaststunden („Schwachwindanlagen“) zurückgegriffen werden.\r\n•\r\nIm Ergebnis könnte dann, ggü. der bisherigen Netzanschlusspraxis, annähernd auf die Hälfte (!) des Übertragungsnetzausbaus bei den sehr teuren Offshore-Netzanbindungssystemen sowie bei der landseitigen Abführung der Strommengen – insbesondere über HGÜ-Trassen quer durch Deutschland – verzichtet werden. Der Einspareffekt beliefe sich auf weit über 100 Mrd. Euro, bei Beibehaltung des Erdkabelvorrangs für HGÜ-Leitungen sogar voraussichtlich auf deutlich mehr als 200 Mrd. €.\r\nNetzausbau auf Übertragungsnetzebene minimieren und generellen Erdkabelvorrang aufheben\r\n•\r\nAllein schon durch die Reduzierung der Offshore-Zielleistung lassen sich viele HGÜ-Projekte vermeiden.\r\n•\r\nDadurch kann ein wesentliches Argument für den generellen Erdkabelvorrang, nämlich die räumliche Ballung von HGÜ-Trassen in einigen norddeutschen Gebieten, entkräftet werden.\r\n•\r\nZudem hat sich gezeigt, dass sich die Konflikte um die zu errichtenden Trassen durch den Erdkabelvorrang lediglich auf andere Akteursgruppen verlagert haben. Der zeitliche Vorlauf bis zur Aufnahme von Projekten in das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) konnte durch den Erdkabelvorrang nicht maßgeblich verkürzt, die Akzeptanz nicht uneingeschränkt gesteigert werden.\r\n•\r\nFreileitungen bieten zudem gravierende Kostenvorteile bei den laufenden Wartungskosten, im Havarie- oder Anschlagsfall sowie, energiesystembezogen, der Vermaschungsfähigkeit bzw. der Offenheit für mögliche weitere Ein- und Ausspeisepunkte.\r\n•\r\nFür alle zukünftigen Leitungsbauvorhaben, die in das BBPlG aufgenommen werden, sollte zur Kostenminimierung daher auf den generellen Erdkabelvorrang verzichtet werden. Erdverkabelungen im Einzelfall bleiben davon unbenommen.\r\nZuständigkeit BNetzA: Reform für ein maßgeblich grundpreisbasiertes Netzentgeltsystem\r\n•\r\nDurch immer mehr Eigenerzeugung vor Ort sinkt die Stromentnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung teils drastisch. Immer höhere Netzentgelte gerade für sozial sensible Kundengruppen und mittelständisches Gewerbe sind die Folge.\r\n7 / 14\r\n•\r\nDie BNetzA hat dieses Problem erkannt und arbeitet gemeinsam mit der Branche an einer Reform der Netzentgeltsystematik.\r\n•\r\nZukünftig sollten Netzentgelte auf Verursachungsgerechtigkeit ausgerichtet und ein stark grundpreis- bzw. kapazitätsbasiertes System mit lokalen Flexibilitätsoptionen eingeführt werden.\r\n•\r\nDie „Freigrenze“ von 4,2 kW je Haushalt im § 14a EnWG, unterhalb derer im Fall kritischer Netzzustände nicht gesteuert werden darf, könnte dabei eine gute Ausgangsbasis bilden. Wer mehr Leistung beansprucht und mehr Strom verbraucht oder einspeist, sollte in jedem Fall stärker bzw. aufsteigend für die Finanzierung der Netzentgelte herangezogen werden.\r\nBereich Stromerzeugung\r\nKostensteigernden Auflagen für neue Gaskraftwerke vermeiden\r\n•\r\nDer Entwurf für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) sah teils umfangreiche Auflagen für neue Gaskraftwerke vor, so etwa den Ausschluss bestehender Gaskraftwerksstandorte, die Vorhaltung von Technologien für die Netzstabilität oder aber für feste Umstiegsdaten auf die Wasserstoffverstromung.\r\n•\r\nAuf alle diese Auflagen sollte – soweit es irgend geht – verzichtet werden, da diese Anlagen wie alle anderen Gaskraftwerke auch dem europäischen Emissionshandel (EU ETS I) und damit einem stetigen Emissionsminderungspfad bis auf 0 unterliegen.\r\n•\r\nJede Art von klimafreundlichem Wasserstoff muss für die Dekarbonisierung des Kraftwerksparks zulässig sein – ohne Einschränkungen!\r\n•\r\nRichtigerweise sah der letzte Referentenentwurf für ein KWSG für neue Gaskraftwerke auch CCS als weitere Dekarbonisierungsoption vor. Obgleich CCS – nicht zuletzt entlang der Verfügbarkeit einer CO2-Pipeline-Infrastruktur – aus wirtschaftlichen Gründen keinen flächendeckenden Einsatz bei Gaskraftwerken erwarten lässt, sollte er rechtlich ermöglicht werden. Die Umrüstung von Anlagen auf den Betrieb mit klimaneutralen Brennstoffen bleibt jedoch das vorrangige Ziel.\r\nKostensenkende Potenziale der KWK nutzen, KWKG weiterentwickeln\r\n•\r\nDer systemische Nutzen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) muss im zukünftigen Energiemix weiterhin Berücksichtigung finden. KWK-Anlagen sind durch ihre steuerbare und verbrauchsnahe Erzeugung von Strom und Wärme ein Kernelement der Sektorenkopplung und der Versorgungssicherheit. Die verbrauchsnahe Erzeugung\r\n8 / 14\r\nund Flexibilität von KWK\r\n-Anlagen wirkt zudem Netzengpässen entgegen und damit kostensenkend.\r\n•\r\nAufgrund der hocheffizienten Nutzung von Brennstoffen (von bis zu 90 Prozent Umwandlungseffizienz), stellen KWK-Anlagen volkswirtschaftlich einen großen finanziellen Nutzen für das Strom- und Wärmesystem dar. Dies gilt auch und gerade für den perspektivischen Umstieg auf den Betrieb mit klimaneutralen Gasen wie Wasserstoff und Biomethan.\r\n•\r\nDas Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) muss daher in der kommenden Legislaturperiode grundlegend überarbeitet und bis mindestens 2035 verlängert werden. Ziel muss es sein, KWK-Anlagen weiterhin zur residualen Spitzenlastabdeckung sowohl im Strom- als auch in Wärmenetzsystemen einsetzen zu können.\r\nKapazitätsmarkt so kostengünstig wie möglich umsetzen\r\n•\r\nDeutschland hat bei gegenwärtiger Ausgangslage auf der Angebotsseite ein komparatives Kostenproblem im Vergleich zu anderen großen Volkswirtschaften und Weltregionen: Erdgas ist teurer, Wasserstoff wird es bis auf Weiteres auch sein. Biomasse und Wasserkraft stehen nur begrenzt zur Verfügung. Und das Wind- und Sonnendargebot sind andernorts teils um den Faktor 3 höher.\r\n•\r\nEin marktlich organisierter, technologieoffener Kapazitätsmarkt muss sich zwingend auch auf die Aktivierung von bestehenden Flexibilitäten auf der Nachfrage- und Angebotsseite (Industrie, Gewerbe, Wärmepumpen, E-Mobilität, Batterien, flexible KWK-Anlagen…) konzentrieren. Ein Kapazitätsmarkt, der für diese bestehenden Assets Hürden errichtet und sie faktisch in größerem Umfang aus dem System hält, führt zu deutlich höheren volkswirtschaftlichen Kosten.\r\n•\r\nGelingt Deutschland die maximale Aktivierung der Nachfrageflexibilität für die Stromversorgungssicherheit und zur Systemkostenreduktion, kann Deutschland das fortschrittlichste, digitalisierteste Energiesystem der Welt verwirklichen.\r\nBestehenden jungen Steinkohleanlagen eine Umrüstung auf Gasbetrieb ermöglichen\r\n•\r\nJunge, hochflexible Steinkohleanlagen mit nicht einmal 20-jähriger Nutzungsdauer stellen einen erheblichen volkswirtschaftlichen Wert dar.\r\n•\r\nSie deutlich vor ihrem technischen Lebensebene über das Kohleverstromungsbeendigungsgesetz stillzulegen bzw. ihnen keine wirtschaftliche Umstellung auf einen Gasbetrieb zu ermöglichen, während parallel der Neubau von\r\n9 / 14\r\nGaskraftwerkskapazitäten in erheblichem Umfang ausgeschrieben wird, verteuert die\r\nEnergiewende unnötig.\r\n•\r\nDaher sollte die Umrüstung dieser Anlagen auf einen Gasbetrieb gefördert werden, um ihre Kapazität am Strommarkt zu halten. So könnten sie stromkostendämpfend am regulären Kapazitätsmarkt teilnehmen, der Kohleanlagen aufgrund emissionsbegrenzender EU-Regularien nicht offensteht.\r\nUnterpunkt Stromerzeugung: EEG\r\nFörderung für PV-Dachanlagen ohne Direktvermarktung beenden\r\n•\r\nDie EEG-Förderung von PV-Dachanlagen ohne Direktvermarktung wird beendet. Durch Eigenverbrauchs- und Zwischenspeicherkonzepte ist die Wirtschaftlichkeit von Neuanlagen schon heute ohne Einspeisevergütung mehr als ausreichend.\r\nKostenwettbewerb in den EEG-Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sicherstellen, nur noch die besten 80% der Gebote bezuschlagen:\r\n•\r\nWährend bei den Ausschreibungen für Windenergie auf See, PV-Freiflächenanlagen und bedingt auch PV-Aufdachanlagen ein echter Kostenwettbewerb entstanden ist, ist für Windenergie an Land seit Jahren eine Art Festvergütungssystem entlang der Höchstpreisgrenzen in den Auktionen zu beobachten. Dies war auch in der jüngsten, deutlich überzeichneten Ausschreibung der Fall. Durch den sehr erfreulichen, gesetzlich beförderten enormen Hochlauf der Genehmigungszahlen kann und muss nun auch in diesem Segment mehr Wettbewerb entfacht werden. Denn u.a. riesige Pachtzahlungen (s.u.) sind ein klares Indiz für volkswirtschaftlich ineffiziente Überrenditen.\r\n•\r\nIn den EEG-Ausschreibungen für Windenergie an Land sollten daher ab sofort (spieltheoretisch hergeleitet) nur noch die 80% besten Gebote (mengenbezogen) bezuschlagt werden, um mehr Kostenwettbewerb zu erhalten.\r\n•\r\nWeiterhin muss jedoch vermieden werden, dass es durch mehr Wettbewerb zu einer Konzentration des Windausbaus im Norden kommt. Dies würde die Netzprobleme eher vergrößern als reduzieren.\r\nSonderregelungen für Bürgerenergieprojekte beenden\r\n•\r\nBürgerenergieprojekte sind sehr zu begrüßen und können akzeptanzsteigernd auf den weiteren EE-Ausbau wirken. Nicht zuletzt aufgrund der enormen Komplexität der Genehmigungsverfahren, hat sich die Projektentwicklung jedoch flächendeckend\r\n10 /\r\n14\r\nprofessionalisiert\r\n– unabhängig von der Eigentümerfrage an den Projekten. Das Missbrauchspotenzial ist bei Sonderregelungen dadurch hoch.\r\n•\r\nBürgerbeteiligungsmodelle werden bereits an anderer Stelle im EEG umgesetzt und wurden durch viele Akteure wie Stadtwerke, die die lokale Akzeptanz ihrer Projekte erhöhen wollen, ohnehin bereits etabliert.\r\nPV-Sonderförderungen beenden, PV-Flächenrestriktionen aufheben:\r\n•\r\nSonderregelungen wie die Agri-PV-Förderung sind missbrauchsanfällig. Auch die Sonderförderung von Konversionsflächen ist verzichtbar.\r\n•\r\nBeide Regelungen sollten ebenso wie die Innovationsausschreibung – hier mit Blick auf die drastisch gesunkenen Batteriekosten sowie anderweitige Anreize wie Begrenzung der Einspeiseleistung (s.o.) – unter Berücksichtigung einer Stichtagsregelung bzw. Übergangsfrist im Sinne des Vertrauensschutzes ersatzlos gestrichen werden.\r\n•\r\nDarüber hinaus sollte mindestens eine Diskussion über die Aufhebung aller Flächenrestriktionen für PV-Freiflächenanlagen begonnen werden. Deutschland hat bei PV-FFA kein Flächenproblem!\r\nEEG-Förderung nur noch für Projekte mit NVP-Überbauung oder Einspeisebegrenzung\r\n•\r\nSiehe weiter oben. Absicherung neuer Netzanschlussregeln über die Streichung der EEG-Förderung für „Stand-Alone-Projekte“ von Wind und PV mit Volleinspeisung in nur wenigen Stunden im Jahr.\r\n•\r\nAlternativ: Berücksichtigung lokaler Gegebenheiten im Netz (z.B. ausreichende Netzkapazität) über individuelle vertragliche Vereinbarung von Netzbetreiber und Netzanschlussnehmer in Bezug auf die (temporäre) Begrenzung der Einspeiseleistung.\r\nPachthöhen bei EEG-geförderten Anlagen gesetzlich begrenzen\r\n•\r\nDa die Verfügbarkeit geeigneter Flächen insbesondere für Windparks begrenzt ist, nimmt der Wettbewerb um Flächen zu. Dies macht sich in stark gestiegenen Pachten für Windenergieanlagen bemerkbar, was in die Gebote in den EEG-Ausschreibungen eingepreist wird und die Förderkosten erhöht.\r\n•\r\nKolportiert werden Pachtkosten von bis zu 800.000 Euro für eine neue Windanlage an einem guten Standort – pro Jahr! Die öffentliche Hand leistet dieser Entwicklung durch Versteigerungen ihrer Flächen teilweise beträchtlichen Vorschub.\r\n11 /\r\n14\r\n•\r\nEine gesetzgeberische Begrenzung der Pachthöhen bei EEG-geförderten Anlagen wirkt dem entgegen.\r\nEEG-Förderregime weiterentwickeln - Marktintegration von EE-Anlagen stärken\r\n•\r\nDer zukünftige Ausbau der Erneuerbaren Energien (sofern EEG-abgesichert) muss stärker auf Ertrag und systemintegrierte Kosten ausgerichtet sein, um die Ausbauziele aus volkswirtschaftlicher Sicht optimal zu erreichen.\r\n•\r\nEin zukünftiges Fördermodell muss eine effiziente Erzeugungs- und Standortwahl ermöglichen und darf Marktpreissignale für den Anlageneinsatz nicht verzerren. Das bisherige EEG-Fördersystem ist hierfür weniger geeignet, weshalb mittelfristig ein neues, produktionsunabhängiges Modell genutzt werden sollte. Ein neuer Fördermechanismus für Erneuerbare Energien (EE) sollte gewährleisten, dass der Anlageneinsatz nach Strompreissignalen erfolgt und Förderzahlungen diese Preisanreize nicht verzerren.\r\n•\r\nDie derzeit diskutierten Modelle “Financial CfD”, welches die Förderung nach der Produktion einer Referenzanlage orientiert, und „Investitionskostenförderung“ (Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag), haben entscheidende Vorteile und sollten genauer ausbuchstabiert werden.\r\nSonstige Stromkostensenkung\r\nDirekte Stromkostensenkung mittels CO2-Preiseinnahmen\r\n•\r\nDie Stromsteuer sollte für alle Endverbraucher auf das europarechtliche Minimum abgesenkt sowie die steigenden Netzentgelte, insbesondere auch im Verteilnetz, mit den Einnahmen aus der CO2-Bepreisung abgefedert werden.\r\n•\r\nEine Absenkung der Übertragungsnetzentgelte ist dafür allein unzureichend, da sie sich auf der Niederspannungsebene nur sehr verdünnt im Endkundenpreis niederschlägt. Eine Kompensation sollte daher gezielt bei den Verteilnetzentgelten bzw. den netzseitigen Umlagen für die Endverbraucher ansetzen (i.W. § 19 StromNEV-Umlage, Offshore-Netzumlage, KWKG-Umlage).\r\nZeitliches Strecken von Netzkosten\r\n•\r\nFür Übertragungs- und Stromverteilnetzkosten kann es notwendig werden, den durch die notwendigen Investitionen unvermeidlichen Anstieg der Netzentgelte zeitlich befristet zu strecken, um temporäre Härten zu vermeiden. Nach 2030 wird\r\n12 /\r\n14\r\naufgrund der zunehmenden Elektrifizierung des Energiesystems der dann deutlich\r\nhöhere Stromverbrauch eine gesellschaftsverträgliche Refinanzierung dieser Investitionen leichter ermöglichen.\r\n•\r\nBeispielhaft könnte sich hier an der Regelung zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes, dem sogenannten intertemporalen Kostenausgleich, orientiert werden.\r\n•\r\nBei der Ausgestaltung der Regelung ist sicherzustellen, dass den Verteilnetzbetreibern keine Liquiditätsrisiken zugeordnet werden, die sie nicht tragen können. Deshalb ist eine zusätzliche Absicherung, z.B. in Form von KfW-Krediten erforderlich.\r\nKapitalbeschaffung\r\nEnergiewendefonds mit staatlicher Flankierung:\r\n•\r\nEnergieversorgungsunternehmen müssen zur Erreichung der Klimaziele in kurzer Zeit beispiellos hohe Investitionen stemmen, die erhebliche Verschiebungen von Finanzkennzahlen in den Bilanzen der Unternehmen zur Folge haben werden.\r\n•\r\nInsbesondere bedarf es hier einer Eigenkapitalstärkung der Unternehmen. Die entsprechenden Instrumente hierfür sind zu entwickeln.\r\n•\r\nDa Eigenkapital teuer ist, bedarf es staatlicher Garantien, um das Chancen- und Risikoprofil für die Investoren zu verbessern. So kann die Finanzierung von Energiewendeinvestitionen durch staatliche Garantienahmen deutlich kostengünstiger erfolgen – und damit die Energiewende insgesamt wesentlich kostengünstiger werden.\r\n•\r\nEin entscheidender Baustein dafür wäre die Einrichtung eines Energiewendefonds, wie von VKU, BDEW und Deloitte vorgeschlagen.\r\nExkurs Gasnetze\r\nGasnetztransformation zu Wasserstoff\r\n•\r\nGasverteilernetzbetreiber, die ihre Infrastruktur für Wasserstoff ertüchtigen, müssen finanzielle Ausgleichsmechanismen erhalten.\r\n•\r\nDiese sollten sich am intertemporalen Kostenausgleich orientieren, der für das Wasserstoff-Kernnetz mit dem Amortisationskonto bereits etabliert wurde. Die Renditen der Netzbetreiber sind so ausgestaltet, dass sie angemessen und kapitalmarktfähig bleiben.\r\n13 /\r\n14\r\n•\r\nAußerdem könnten anfänglich prohibitiv hohe Wasserstoffnetzentgelte durch eine –im Rahmen des EU-Gaspakets mögliche – Mitfinanzierung aus dem Erdgasnetzvermieden werden.\r\n•\r\nBei heimischer Wasserstoffproduktion gilt es dabei, die Wechselwirkung mit derWasserversorgung und -infrastruktur von vorneherein zu berücksichtigen.\r\nAbschreibungszeiträume\r\n•\r\nEs ist absehbar, dass Gasnetzbetreiber auch Leitungen stilllegen werden. In diesemZusammenhang wird an den BNetzA-Rahmen mit neuen und flexiblenAbschreibungsmodalitäten (KANU 2.0) angeknüpft. Diese Modalitäten ermöglichenes, die Kosten für Gasleitungen zeitlich über die nächsten Jahre zu verteilen, sodassdie Netze innerhalb ihrer geplanten Nutzungsdauer vollständig abgeschriebenwerden können.\r\n•\r\nDa verkürzte Abschreibungszeiträume und Stilllegungen zu steigendenGasnetzkosten und somit zu höheren Gaspreisen führen könnten, wird ein staatlichesKompensationskonto eingerichtet. Dieses Konto dient dazu, Netzbetreibern einen Teilder Kosten auszugleichen, die durch Stilllegungen und verkürzteAbschreibungszeiträume entstehen und die sonst über die Netzentgelte auf dieKunden umgelegt werden müssten. Damit werden Gaskundinnen und Gaskundenentlastet, und unverhältnismäßige Kostensteigerungen für die Verbraucher könnenvermieden werden.\r\nGasnetzstilllegung vor -rückbau\r\n•\r\nDer vollständige Rückbau von Gasnetzen sollte, nicht zuletzt aus ökologischenGründen, absolute Ausnahme und nicht die Regel sein. Die damit verbundenefinanzielle Belastung der Verteilernetzbetreiber muss auf ein vertretbares Maßminimiert und angemessen auf die Allgemeinheit verteilt werden. Anderenfalls drohtinsbesondere bei großflächigen Rückbaumaßnahmen der wirtschaftliche Blackout fürdie betroffenen Verteilernetzbetreiber und mittelbar für deren in aller Regelkommunal geprägte Gesellschafter.\r\nExkurs Fern- und Nahwärme\r\n•\r\nFernwärme trägt erheblich zur volkswirtschaftlichen Kosteneffizienz bei, indem sie dieErschließung zusätzlicher erneuerbarer und klimaneutraler Wärmequellen wieGeothermie oder unvermeidbare Abwärme überhaupt erst ermöglicht.\r\n14 /\r\n14\r\n•\r\nDadurch werden Stromnetze entlastet und wird Stromnetzausbau vermieden, daandernfalls hauptsächlich dezentrale Wärmepumpen zum Einsatz kommen müssten.\r\n•\r\nZusätzlich ermöglichen Wärmenetze die Integration unterschiedlicherGebäudeeffizienzstandards in ein Wärmenetz bzw. einen „Quartiersansatz“: Nichtjedes einzelne Gebäude muss höchsten Effizienzstandards genügen. Sondern zeitlicheAusgleichseffekte ermöglichen beträchtliche volkswirtschaftliche Einspareffekte.Denn die Summe der Wärmehöchstlast aller Gebäude in einem Quartier bzw.Wärmenetzsystem liegt weit unterhalb der spezifischen Wärmehöchstlast desEinzelgebäudes – unabhängig von der energetischen Sanierungstiefe.\r\n•\r\nUm den weiteren Ausbau leitungsgebundener Wärmeversorgungslösungen zuermöglichen, muss der Rechtsrahmen angepasst werden. Dafür braucht es rasch eingroßes Wärmepaket. Denn die aktuellen Bestimmungen der Verordnung überAllgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) sowieder Wärmelieferverordnung (WärmeLV) brauchen dringend ein Update. Dabeimüssen die Interessen des Verbraucherschutzes und der Versorgungsunternehmen ineinen fairen Ausgleich gebracht werden.\r\n•\r\nDie Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) sollte daher mit 3,5 Mrd.€/p.a.ausgestattet sein, damit alle Wärmenetzausbau- und Projekte zurWärmenetzdekarbonisierung finanzierbar sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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März 2025\r\nOptionen zur Absenkung der Netzentgelte für die\r\nStromverteilnetze durch einen staatlichen Zuschuss\r\nOptionen zur Absenkung der Netzentgelte für die Stromverteilnetze durch einen staatlichen Zuschuss\r\nKurzgutachten\r\nfür\r\nVerband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU), Invalidenstr. 91, Berlin, und\r\nZVEI e.V. Verband der Elektro- und Digitalindustrie, Amelia-Mary-Earhart-Str. 12, Frankfurt am Main\r\n6. März 2025\r\nConsentec GmbH\r\nGrüner Weg 1 52070 Aachen Deutschland Tel. +49 (2 41) 93 83 6-0\r\nE-Mail: info@consentec.de https://www.consentec.de\r\nInhalt\r\nInhalt\r\nZusammenfassung _____________________________________________________________ i\r\n1 Einleitung _________________________________________________________________ 1\r\n2 Wesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik ____________________________ 3\r\n3 Optionen zur Umsetzung von Zuschüssen _______________________________________ 8\r\n3.1 Überblick und Prämissen ................................................................................... 8\r\n3.2 Zuschuss zu regulären ÜNB-Netzentgelten ........................................................ 8\r\n3.3 Zuschuss zu regulären VNB-Netzentgelten ........................................................ 9\r\n3.4 Zuschuss zu netzbezogenen Umlagen .............................................................. 11\r\n3.5 Zwischenfazit .................................................................................................. 11\r\n4 Verteilungswirkungen der betrachteten Optionen _______________________________ 12\r\n4.1 Zuschuss zu regulären ÜNB-Netzentgelten ...................................................... 12\r\n4.2 Zuschuss zu regulären VNB-Netzentgelten ...................................................... 15\r\n4.3 Zuschuss zu netzbezogenen Umlagen .............................................................. 15\r\n4.4 Zwischenfazit .................................................................................................. 16\r\n5 Sonstige Wirkungen________________________________________________________ 16\r\n5.1 Auswirkungen auf Erlös- und Effizienzregulierung der Netzbetreiber ............... 16\r\n5.2 Kompatibilität mit Anreizwirkungen der Netzentgelte ..................................... 16\r\n6 Zusammenfassende Bewertung ______________________________________________ 17\r\n\r\nZusammenfassung\r\ni\r\nZusammenfassung\r\nIn der Debatte über die Höhe der Strompreise in Deutschland wird von verschiedenen Seiten gefordert, dass die Stromnetzentgelte kurzfristig durch Bundeszuschüsse abgesenkt werden sollten. Einen solchen Zuschuss hat es erstmals 2023 gegeben, als die Engpassmanagementkos-ten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) infolge der Energiepreiskrise drastisch gestiegen sind. Für 2024 hatte die Bundesregierung ebenfalls zunächst einen Zuschuss beschlossen, der jedoch kurz vor Jahresende 2023 aus Haushaltsgründen wieder gestrichen wurde. In der aktuell wieder aufgekommenen Debatte hierüber wird darauf verwiesen, dass die Zuschüsse durch Einnahmen aus der CO2-Bepreisung gegenfinanziert werden könnten. So würde ein Rückfluss dieser Mittel erreicht, für den ansonsten Optionen wie z. B. die Zahlung eines Klimageldes an Bürgerinnen und Bürger diskutiert werden.\r\nWeniger Augenmerk wird dabei jedoch auf die Frage gelegt, auf welchem Weg und mit welchen konkreten Verteilungswirkungen die Netzentgelte bezuschusst werden sollten. Mitunter wird unausgesprochen unterstellt, dass der 2023 gewählte Weg eines Zuschusses zu den Netzentgel-ten der ÜNB die sinnvollste oder sogar einzig mögliche Option sei. Dies ist jedoch nicht der Fall. Neben dieser Option ist auch denkbar, die Netzentgelte der Verteilernetzbetreiber (VNB) und/oder die netzbezogenen Umlagen, d. h. den Aufschlag für besondere Netznutzung und die Offshore-Netzumlage, durch Zuschüsse abzusenken. Diese Optionen unterscheiden sich u. a. in der Verteilung der Entlastungswirkung auf Netzebenen, Netzgebiete und Verbrauchergruppen grundlegend.\r\nDie Verbände VKU und ZVEI befürchten, dass die Frage nach den Umsetzungsoptionen mögli-cher Zuschüsse nicht das notwendige Gewicht in der Debatte erhält und zu stark auf Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten eingeengt wird. Vor diesem Hintergrund untersucht das vor-liegende Kurzgutachten die drei oben genannten Umsetzungsoptionen im Hinblick auf ihre Ver-teilungswirkungen und ihre kurzfristige praktische Umsetzbarkeit. Die Bewertung der Umsetz-barkeit geht dabei von der Prämisse aus, dass die Netzentgeltsystematik kurzfristig im Wesent-lichen unverändert bleibt. Im Fall einer größeren Reform, zu der die Bundesnetzagentur einen zeitnah beginnenden Diskussionsprozess angekündigt hat, müssten die Wirkungen möglicher Umsetzungswege für Bundeszuschüsse erneut untersucht werden.\r\nDie wesentlichen Untersuchungsergebnisse sind in der untenstehenden Tabelle gegenüberge-stellt. Zusammenfassend ergibt sich folgende Bewertung:\r\n▪\r\nDa es in der aktuellen Debatte um kurzfristig umsetzbare Maßnahmen geht, die sehr schnell zu Entlastungen der Stromverbraucher führen sollen, erscheint die Option der Bezuschus-sung der VNB-Netzentgelte kaum realistisch, da sie großen Gestaltungsspielraum aufweist und somit hohen Aufwand im Vorfeld einer Umsetzung auslöst. Dies betrifft v. a. die not-wendigen Regeln zur Aufteilung eines Zuschusses auf Netzebenen und Netzgebiete.\r\n▪\r\nDie Optionen der Bezuschussung der ÜNB-Netzentgelte und der netzbezogenen Umlagen sind kurzfristig und einfach umsetzbar, weil sie nur geringen Gestaltungsbedarf aufweisen und durch Zahlungen an die vier ÜNB unter Nutzung bereits vorhandener Datenaustausch- und Verrechnungsprozesse umgesetzt werden können.\r\n▪\r\nZuschüsse zur Absenkung der ÜNB-Netzentgelte würden unmittelbar die (wenigen) an das Übertragungsnetz angeschlossenen Großverbraucher und mittelbar alle weiteren Letztver-braucher entlasten, Letzteres allerdings mit regional sehr ungleicher Verteilung. In manchen VNB-Netzgebieten würden praktisch keine Entlastungen „ankommen“.\r\nZusammenfassung\r\nii\r\n▪\r\nZuschüsse zu den netzbezogenen Umlagen würden bei kleineren Letztverbrauchern Entlas-tungen in bundesweit einheitlicher Höhe bewirken, bei Großverbrauchern hingegen nur ge-ringe Entlastungen.\r\n▪\r\nHinsichtlich der Entlastungswirkungen sind die beiden letztgenannten Optionen teilweise komplementär, so dass es erwägenswert erscheint, beide Optionen parallel umzusetzen und einen etwaigen Zuschuss zu jeweils signifikanten Anteilen – z. B. etwa hälftig – auf die ÜNB-Netzentgelte und die netzbezogenen Umlagen aufzuteilen.\r\nNetzbezogenen UmlagenVNB-NetzentgeltenÜNB-NetzentgeltenZuschuss zu…GeringHochGeringAusgestaltungsbedarfGeringMäßigGeringProzessualer AufwandKurzfristigHöchstens mittelfristigKurzfristigUmsetzbarkeitKeinePotenziell geringHochGebietsabhängigkeitGeringPotenziell hoch(aber nicht im ÜNB-Netz)Im Durchschnitt hochEntlastung industrieller VerbraucherHochPotenziell hochMittelEntlastung privater Verbraucher und GHD\r\nEinleitung\r\n1\r\n1 Einleitung\r\nDie Höhe der Strompreise in Deutschland ist schon lange ein Schwerpunktthema in der energie-politischen Debatte, aktuell aufgrund der Entwicklung in den letzten Jahren aber besonders in den Vordergrund gerückt. Dabei stehen nicht nur die Wettbewerbsbedingungen für die deut-sche Industrie im Fokus, sondern auch die Kostenbelastung der privaten Haushalte und die Wettbewerbsfähigkeit des Energieträgers Strom im Zusammenhang mit der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung, des Verkehrssektors und der industriellen Prozesse.\r\nEinen wesentlichen Teil der Strompreise machen die Netzentgelte und die auf Netzkosten bezo-genen Umlagen wie der Aufschlag für besondere Netznutzung (vormals §19-StromNEV-Umlage) und die Offshore-Netzumlage aus, wie Bild 1.1 beispielhaft für einen typischen Haushalts-Strom-kunden zeigt. Die Netzentgelte sind in den letzten Jahren für alle Verbrauchergruppen stark an-gestiegen, wie auch aus dem aktuellen Monitoring-Bericht von Bundesnetzagentur und Bundes-kartellamt hervorgeht (Bild 1.2). Mit dem Jahreswechsel 2024/25 haben sich zwar bei einigen Netzbetreibern in Gebieten mit viel Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) aufgrund eines neuen Mechanismus zur regionalen Umverteilung der Netzkosten deutliche Absenkungen der regulären Netzentgelte ergeben. Zu deren Refinanzierung wurde jedoch der bundeseinheit-liche Aufschlag für besondere Netznutzung von 0,643 ct/kWh auf 1,558 ct/kWh angehoben. Die gesamte Kostenbelastung der Verbraucher ändert sich durch diesen Mechanismus somit nicht.\r\nFür die Zukunft wird ein weiterer Anstieg der Netzentgelte erwartet, u. a. weil die Transforma-tion der Netze massive Investitionen auf allen Netzebenen mit hoher Umsetzungsdynamik er-fordern wird.\r\nBild 1.1 Entwicklung und Zusammensetzung durchschnittlicher Strompreise für Haus-haltskunden 2014-2024 (Quelle: BDEW-Strompreisanalyse Dez. 2024)\r\nDurchschnittlicher Strompreis für einen Haushalt in ct/kWh, Jahresverbrauch 3.500 kWh,Grundpreis anteilig enthalten, Tarifprodukte und Grundversorgungstarife inkl. Neukundentarife enthalten, nicht mengengewichtet\r\nEinleitung\r\n2\r\nBild 1.2 Entwicklung der Stromnetzentgelte 2015-2024 (Quelle: Monitoring-Bericht 2024 von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt, S. 119, Abb. 33-34)\r\nIm Vorfeld der Bundestagswahl haben mehrere politische Parteien das hohe Niveau der Strom-netzentgelte als relevantes Problem für den Wirtschaftsstandort Deutschland und für die Kos-tenbelastung der privaten Haushalte adressiert und gefordert, dass die Netzentgelte durch Bun-deszuschüsse abgesenkt werden sollten. Einen solchen Zuschuss hat es erstmals 2023 gegeben, als die Engpassmanagementkosten („Redispatch“-Kosten) der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) infolge der Energiepreiskrise drastisch gestiegen sind. Einen solchen Zuschuss hatte die Bundesregierung zunächst auch für 2024 beschlossen. Der geplante Zuschuss in Höhe von 5,5 Mrd. Euro wurde jedoch kurz vor Jahresende 2023 in den Haushaltsverhandlungen infolge des Bundesverfassungsgerichtsurteils zum Klima- und Transformationsfonds wieder gestrichen.\r\nIn der wieder aufgekommenen Debatte über zukünftige Zuschüsse zu den Netzentgelten wird auch darauf verwiesen, dass die Zuschüsse durch Einnahmen aus der CO2-Bepreisung gegenfi-nanziert werden könnten. So würde ein Rückfluss dieser Mittel erreicht, für den ansonsten Op-tionen wie z. B. die Zahlung eines Klimageldes an Bürgerinnen und Bürger diskutiert werden.\r\nWeniger Augenmerk wird in dieser Debatte jedoch auf die Frage gelegt, auf welchem Weg und mit welchen konkreten Verteilungswirkungen die Netzentgelte bezuschusst werden sollten. Mitunter wird unausgesprochen unterstellt, dass der 2023 gewählte Weg eines Zuschusses zu den ÜNB-Netzentgelten die sinnvollste oder sogar einzig mögliche Option sei. Dies ist jedoch nicht der Fall. Neben dieser Option ist auch denkbar, die Netzentgelte der Verteilernetzbetreiber (VNB) und/oder die netzbezogenen Umlagen durch Zuschüsse abzusenken. Diese Optionen un-terscheiden sich grundlegend in der Verteilung der Entlastungswirkung auf Netzebenen, Netz-gebiete und Verbrauchergruppen. Sie sollten daher sorgsam abgewogen werden.\r\nWesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\n3\r\nDie Verbände VKU und ZVEI befürchten, dass die Frage nach den Umsetzungsoptionen mögli-cher Zuschüsse nicht das notwendige Gewicht in der Debatte erhält und zu stark auf Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten eingeengt wird. Hiermit wäre zwar aufgrund der Mechanis-men der Netzentgeltsystematik auch eine Absenkung der Netzentgelte der VNB verbunden. Diese hinge jedoch ebenso wie die Verteilung der Entlastungswirkung auf die einzelnen Netz-ebenen der VNB sehr stark von gebietsspezifischen Eigenschaften der Netze ab. In manchen Gebieten würde sogar praktisch keine Entlastungswirkung bei den privaten Haushalten ankom-men, in anderen Gebieten eine umso stärkere. Dies würde sich bei anderen Umsetzungsoptio-nen deutlich anders gestalten. So hätte etwa die Absenkung einer netzbezogenen Umlage bun-desweit einheitliche Auswirkungen, und zwar in erster Linie für private Haushalte und sonstige kleinere Stromverbraucher. VKU und ZVEI halten Überlegungen zur Verteilung der durch Zu-schüsse erzielbaren Einsparungen auf die Verbrauchergruppen im Fall der Verwendung von Mit-teln aus der CO2-Bepreisung auch für relevant, um Forderungen in der politischen Debatte nach einem Mindestmaß an Kongruenz zwischen den einzahlenden und den durch Zuschüsse entlas-teten Verbrauchergruppen begegnen zu können.\r\nVor diesem Hintergrund haben VKU und ZVEI uns damit beauftragt, im vorliegenden Kurzgut-achten die oben genannten Umsetzungsoptionen für die Bezuschussung von Netzentgelten und Umlagen näher zu beleuchten. Die Optionen sollen hinsichtlich ihrer Verteilungswirkungen so-wie ihrer kurzfristigen praktischen Umsetzbarkeit bewertet werden. Die Bewertung der Umsetz-barkeit geht dabei von der Prämisse aus, dass die Netzentgeltsystematik kurzfristig im Wesent-lichen unverändert bleibt. Im Fall einer größeren Reform, zu der die Bundesnetzagentur einen zeitnah beginnenden Diskussionsprozess angekündigt hat, müssten die Wirkungen möglicher Umsetzungswege für Bundeszuschüsse erneut untersucht werden.\r\n2 Wesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\nUm die Wirkungen der betrachteten Optionen für Bundeszuschüsse nachvollziehen zu können, ist ein Verständnis bestimmter Grundzüge der deutschen Netzentgeltsystematik hilfreich. Diese Eigenschaften werden nachfolgend skizziert, beginnend mit der für die Verteilungswirkungen der Entgeltsystematik elementaren vertikalen Kostenwälzung.\r\nVertikale Kostenwälzung\r\nDas Stromnetz ist hierarchisch in Netz- und Umspannebenen gegliedert, die sich nach der Höhe der elektrischen Spannung und der Art der verwendeten Betriebsmittel unterscheiden. Auf der obersten Ebene dieser Hierarchie steht das Übertragungsnetz, das die mit „Höchstspannung“ (teils 380.000 und teils 220.000 Volt) betriebenen Leitungen und Umspannanlagen umfasst. Die-ses von den vier deutschen ÜNB betriebene Netz ist bundesweit wie auch im europäischen Ver-bundnetz durchgehend verbunden, d. h. nicht in isolierte Teilnetze untergliedert. Dem Übertra-gungsnetz unterlagert sind die Verteilungsnetze, die ihrerseits in die Netzebenen Hochspannung (110.000 Volt), Mittelspannung (meist 20.000 oder 10.000 Volt) und Niederspannung (400 Volt) und die zwischenliegenden Umspannebenen gegliedert sind. Die Verteilungsnetze sind in iso-lierte Teilnetze unterteilt, die mit abnehmender Nennspannung immer kleiner werden. Ein typi-sches Teilnetz auf der Niederspannungsebene hat z. B. nur einen Versorgungsradius von weni-gen 100 Metern. Die Verteilungsnetze werden von bundesweit knapp 900 VNB betrieben, deren Netzgebiete extrem unterschiedliche Ausdehnungen und Eigenschaften aufweisen.\r\nDie Netzentgeltsystematik greift diese Gliederung in Netz- und Umspannebenen auf, indem sie einen Mechanismus der vertikalen Kostenwälzung vorsieht. Dieser Mechanismus beruht auf der\r\nWesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\n4\r\nGrundprämisse, dass ein jeder Netznutzer alle Netzebenen ausgehend von der Ebene, an die er angeschlossen ist, bis herauf zum Übertragungsnetz in Anspruch nimmt, nicht jedoch die Ebenen unterhalb seiner Anschlussebene. (Diese Prämisse ist bei hoher Durchdringung der Verteilungs-netze mit EE-Anlagen nicht mehr haltbar, aber weiterhin Grundlage der Netzentgeltkalkulation.) Die vertikale Kostenwälzung bewirkt, dass die Kosten einer Netz- oder Umspannebene nicht nur von den daran direkt angeschlossenen Letztverbrauchern, sondern auch von den Nutzern aller unterlagerten Ebenen getragen werden. Dies wird auf folgende, in Bild 2.1 veranschaulichte Weise erreicht:\r\n▪\r\nDie vier ÜNB ermitteln gemeinsam für ihre Ebenen (Netzebene Höchstspannung und Um-spannebene Höchst-/Hochspannung) bundeseinheitliche Entgelte. Hierbei berücksichtigen sie nur ihre eigenen Netzkosten, d. k. keine Anteile von Verteilungsnetzkosten.\r\n▪\r\nDie Netzentgelte der ÜNB werden einerseits den wenigen sehr großen Letztverbrauchern (z. B. Chemieparks und Stahlwerken) in Rechnung gestellt, die direkt an das Übertragungs-netz angeschlossen sind. Andererseits zahlen auch die VNB, deren Netze dem Übertragungs-netz direkt unterlagert sind, Netzentgelte an die ÜNB. So wird der überwiegende Teil der Übertragungsnetzkosten an die VNB weitergewälzt.\r\n▪\r\nDie VNB, die den ÜNB Netzentgelte zahlen, kalkulieren diese als „vorgelagerte Netzkosten“ in ihre eigenen Netzentgelte für die Hochspannungsebene ein. Diese Entgelte werden einer-seits den direkt an das Hochspannungsnetz angeschlossenen Letztverbrauchern und ande-rerseits den VNB mit unterlagerten Netzen in Rechnung gestellt. So wird ein erheblicher Teil der Hochspannungsnetzkosten einschließlich der darin enthaltenen Anteile von Übertra-gungsnetzkosten in die weiter unterlagerten Netzebenen weitergewälzt.\r\n▪\r\nDieser Mechanismus wird bis zur Niederspannungsebene fortgesetzt, so dass die an das Nie-derspannungsnetz angeschlossenen Letztverbraucher Kostenanteile aller Netz- und Um-spannebenen tragen. Soweit VNB mehrere Netz- und Umspannebenen betreiben, wird die-ser Wälzungsmechanismus auch VNB-intern bei der Entgeltkalkulation nachempfunden, um unabhängig von der Zuordnung der Ebenen zu den Netzbetreibern durchgängig die ge-wünschte abwärts gerichtete Kostenwälzung zu gewährleisten.\r\n▪\r\nDie VNB ermitteln – anders als die ÜNB – keine bundeseinheitlichen Entgelte, sondern je-weils gebietsspezifische Entgelte auf Basis ihrer eigenen Netzkosten (inklusive der jeweiligen „vorgelagerten Netzkosten“). Dies führt dazu, dass die vertikale Kostenwälzung von Netzge-biet zu Netzgebiet sehr unterschiedliche Auswirkungen haben kann. Diese Wirkungen wer-den seit Anfang 2025 zusätzlich durch den von der Bundesnetzagentur eingeführten Mecha-nismus zur Umverteilung von Mehrkosten aus der EE-Netzintegration beeinflusst (siehe un-tenstehende Erläuterungen zum Aufschlag für besondere Netznutzung).\r\nWesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\n5\r\nBild 2.1 Hierarchische Struktur der Stromnetze und Wirkungsweise der vertikalen Kos-tenwälzung (schematische Darstellung; Quelle: Consentec)\r\nEntgeltkomponenten Leistungs-, Arbeits- und Grundpreis\r\nEin weiteres wesentliches Merkmal der Netzentgeltsystematik ist die Gliederung in die beiden regulären Entgeltkomponenten Leistungs- und Arbeitspreis. Der Leistungspreis bezieht sich auf die Jahreshöchstleistung der Stromentnahme durch einen Netznutzer innerhalb eines Kalender-jahrs (in Kilowatt, kW) und der Arbeitspreis auf die im Kalenderjahr entnommene Energiemenge (in Kilowattstunden, kWh). Beide Entgeltkomponenten beziehen sich somit auf die tatsächliche, messtechnisch erfasste Stromentnahme. Dies gilt unabhängig davon, ob es sich bei einem Netz-nutzer um einen Letztverbraucher oder um einen unterlagerten VNB handelt. Hieraus ergibt sich ein höchst relevanter Einfluss auf die Wirkungen der vertikalen Kostenwälzung: Die Höhe der Netzentgelte, die ein VNB an den vorgelagerten ÜNB oder VNB zu zahlen hat, hängt stark davon ab, wieviel Strom aus Erzeugungsanlagen in sein Netz eingespeist wird. Die Bedeutung dieses Einflussfaktors für die Verteilungswirkungen eines möglichen Bundeszuschusses zu den Netz-entgelten wird in Abschnitt 4.1 eingehender erörtert.\r\nDie Auswirkungen dieses Einflussfaktors hängen auch davon ab, wie die Entgeltkomponenten Leistungs- und Arbeitspreis bemessen sind. Hierfür ist ein weiteres spezielles Merkmal der deut-schen Netzentgeltsystematik von Bedeutung, nämlich dass Leistungs- und Arbeitspreise danach differenziert sind, ob die Benutzungsstundenzahl eines Netznutzers unterhalb oder oberhalb von 2.500 Stunden pro Jahr liegt. (Die Benutzungsstundenzahl ist der Quotient aus der im Jahr entnommenen Energiemenge und der Jahreshöchstleistung.) Im Bereich unter 2.500 Benut-zungsstunden ist meist der Arbeitspreis dominant und der Leistungspreis gering, während ober-halb der Schwelle der Leistungspreis dominant wird und der Arbeitspreis deutlich zurückgeht.\r\nBei Letztverbrauchern ohne Leistungsmessung, zu denen auch die privaten Haushalte gehören, tritt an die Stelle des Leistungspreises ein Grundpreis, der pro Zählpunkt erhoben wird und nicht vom Umfang der Stromentnahme abhängt. Da dies nur die Niederspannungsebene betrifft, hat dies keine Folgen für die vertikale Kostenwälzung, wohl aber für die Verteilung der Kostentra-gung auf unterschiedliche Verbrauchergruppen. Eine vieldiskutierte Wirkung betrifft Letztver-braucher, die zusätzlich eine Photovoltaik-Anlage betreiben, häufig in Kombination mit einem Heimspeicher. Diese Netznutzer können durch Eigenverbrauchsoptimierung die Stroment-nahme aus dem Netz und damit die Entgeltzahlungen auf Basis des Arbeitspreises minimieren,\r\nHochspannungsnetzUmspg. Hoch-/Mittelspg.MittelspannungsnetzUmspg. Mittel-/Niederspg.NiederspannungsnetzLVLVLVLVHöchstspannungsnetzUmspannungHöchst-/HochspannungLVLVHochspannungsnetzUmspg. Hoch-/Mittelspg.MittelspannungsnetzUmspg. Mittel-/Niederspg.NiederspannungsnetzLVLVLVUmspannungHöchst-/HochspannungLVMittelspannungsnetzUmspg. Mittel-/Niederspg.NiederspannungsnetzLVLVLVVNB2VNB3VNB1Vier ÜNBLV: Letztverbraucher: Abrechnung Netzentgelte: Interne Verrechnung Netzentgelte\r\nWesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\n6\r\nwohingegen sie den Grundpreis unabhängig davon zahlen, wieviel Strom sie aus dem Netz be-ziehen.\r\nNetzbezogene Umlagen\r\nDie Umlagen, die bestimmte Anteile der Kosten von ÜNB und VNB decken, werden nach gänzlich anderen Prinzipien ermittelt und abgerechnet als die regulären Netzentgelte. Hier findet weder eine vertikale Kostenwälzung noch eine Aufteilung in Leistungs- und Arbeitspreise statt; viel-mehr sind die Umlagen reine Arbeitspreise (in ct/kWh). Für das vorliegende Gutachten sind v. a. die folgenden zwei Umlagen von Bedeutung:\r\n▪\r\nDer Aufschlag für besondere Netznutzung wurde bis Ende 2024 als §19-StromNEV-Umlage bezeichnet und diente bis dahin in erster Linie dazu, Erlösminderungen zu decken, die den Netzbetreibern durch Gewährung individueller Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV entstehen. Gemäß dieser Regelung werden einerseits für Fälle einer „atypischen“, vom ge-wöhnlichen zeitlichen Verbrauchsprofil abweichenden Netznutzung und andererseits für Großverbraucher mit sehr gleichmäßigem Verbrauchsprofil (mindestens 7.000 Benutzungs-stunden) erhebliche Ermäßigungen gegenüber den regulären Netzentgelten gewährt. Seit 2023 werden über diese Umlage auch Mindererlöse durch Netzentgeltbefreiungen für Was-serstoff-Elektrolyseanlagen refinanziert. Mit Wirkung ab Anfang 2025 wurde der Anwen-dungsbereich der Umlage deutlich ausgedehnt. Sie dient jetzt auch dazu, einen Teil der Mehrkosten von VNB zu sozialisieren, an deren Netz sehr viel EE-Erzeugungsleistung ange-schlossen ist. Dieser Mechanismus für den überregionalen Ausgleich von EE-Netzintegrati-onskosten wurde durch die Bundesnetzagentur mit ihrer „Festlegung zur Verteilung von Mehrkosten in Netzen aus der Integration von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneu-erbaren Energien“ (BK8-24-001-A) eingeführt. Die nunmehr als Aufschlag für besondere Netznutzung bezeichnete Umlage ist hierdurch erheblich angestiegen.\r\n▪\r\nDie Offshore-Netzumlage wurde ursprünglich eingeführt, um Kosten durch Entschädigun-gen an die Betreiber von Offshore-Windparks im Fall von Verzögerungen ihres Netzanschlus-ses zu refinanzieren, und daher zunächst auch als „Offshore-Haftungsumlage“ bezeichnet. Mit Wirkung ab 2019 wurde ihr Anwendungsbereich um die Refinanzierung der Kosten der Errichtung und des Betriebs der Offshore-Anbindungsleitungen erweitert. Diese Kosten wur-den zuvor über die regulären Netzentgelte refinanziert.\r\nDiese Umlagen werden als separate Strompreisbestandteile durch die Netzbetreiber direkt oder über die Lieferanten von den Letztverbrauchern erhoben. Ihre Höhe wird bundeseinheitlich er-mittelt; Bild 2.2 gibt einen Überblick über die Entwicklung seit 2016.\r\nWesentliche Eigenschaften der Netzentgeltsystematik\r\n7\r\nBild 2.2 Entwicklung des Aufschlags für besondere Netznutzung und der Offshore-Netzumlage (Quelle: www.netztransparenz.de, abgerufen 18.02.2025)\r\nDie Umlagen werden allerdings nicht für die gesamte Stromentnahme aller Letztverbraucher in regulärer Höhe erhoben. Vielmehr sieht der Gesetzesrahmen unterschiedliche Sonderregelun-gen vor, u. a. für Letztverbraucher mit hohem Strombedarf:\r\n▪\r\nDer Aufschlag für besondere Netznutzung wird gemäß Stromnetzentgeltverordnung nur für Stromentnahmen bis zu 1 Mio. kWh (= 1 GWh) in regulärer Höhe erhoben. Für den darüber hinaus gehenden Verbrauch wird nur ein reduzierter Betrag von 0,05 ct/kWh erhoben, bei Unternehmen des produzierenden Gewerbes unter bestimmten Voraussetzungen sogar nur ein Betrag von 0,025 ct/kWh.\r\n▪\r\nDie Offshore-Netzumlage wird gemäß Energiefinanzierungsgesetz u. a. für Unternehmen der stromkostenintensiven Industrie, die bestimmte Voraussetzungen erfüllen, deutlich re-duziert. Auch hier wird die reguläre Umlage nur für 1 GWh Stromentnahme erhoben. Für den darüber hinaus gehenden Verbrauch werden die Umlagen je nach Branche und weite-ren Bedingungen auf 15-25 % der regulären Höhe reduziert.\r\nFür die Ermittlung und Veröffentlichung der Umlagen sowie die Organisation des für ihre Ermitt-lung und Abrechnung erforderlichen Datenaustauschs und Zahlungsverkehrs zwischen ÜNB und VNB sind die vier ÜNB zuständig. Weitere Informationen dazu finden sich auf der von den ÜNB betriebenen Plattform www.netztransparenz.de.\r\nOptionen zur Umsetzung von Zuschüssen\r\n8\r\n3 Optionen zur Umsetzung von Zuschüssen\r\n3.1 Überblick und Prämissen\r\nWie eingangs skizziert, werden im Weiteren folgende drei Umsetzungsoptionen für Bundeszu-schüsse zu den Netzentgelten bzw. Umlagen näher untersucht:\r\n▪\r\nZuschuss zu den regulären Netzentgelten der ÜNB\r\n▪\r\nZuschuss zu den regulären Netzentgelten der VNB\r\n▪\r\nZuschuss zu einer oder beiden der netzbezogenen Umlagen (Aufschlag für besondere Netz-nutzung und Offshore-Netzumlage)\r\nDie drei Optionen werden in den nachfolgenden Abschnitten näher erläutert und auf Aspekte der praktischen Umsetzung hin bewertet. Dabei wird insbesondere auch diskutiert, welche Ent-scheidungen im Vorfeld der Umsetzung getroffen werden müssten, da dies die kurzfristigen Re-alisierungschancen stark beeinflussen kann. Die Verteilungseffekte, die mit den Optionen in Be-zug auf die Allokation der Netzkosten erzielt würden, werden in Kapitel 4 untersucht.\r\nWie ebenfalls bereits erwähnt, werden die Optionen unter der Prämisse bewertet, dass eine kurzfristige Umsetzung mit Wirkung spätestens ab Anfang 2026 angestrebt wird. Unter dieser Prämisse ist davon auszugehen, dass die Netzentgeltsystematik zumindest anfangs noch weit-gehend in der heutigen Form Bestand hat. Die Bundesnetzagentur beabsichtigt, Regelungen für eine „große“ Netzentgeltreform spätestens 2028 zu erlassen und so die Vorgaben der Strom-netzentgeltverordnung spätestens mit deren Außerkrafttreten Ende 2028 zu ersetzen.\r\nKleinere Anpassungen der Entgeltsystematik sind durchaus auch kurzfristig denkbar, etwa im Bereich der Regelungen zu individuellen Netzentgelten für industrielle Großverbraucher mit sehr hoher Benutzungsstundenzahl. Hierfür hat die Bundesnetzagentur bereits ein Festlegungs-verfahren eröffnet. Derartige Anpassungen haben aber voraussichtlich keinen wesentlichen Ein-fluss auf die Ergebnisse dieses Gutachtens.\r\nFür die Situation nach Umsetzung einer großen Reform wird jedoch erneut zu beurteilen sein, welche Optionen für die Gewährung von Bundeszuschüssen noch in Frage kommen und welche Auswirkungen sie hätten. Hier kann der Entwicklung aus heutiger Sicht nicht vorgegriffen wer-den, da die Reformüberlegungen sehr grundsätzliche Aspekte der Entgeltsystematik betreffen. Hierzu gehören u. a. die Definition und Bemessung der Entgeltkomponenten (und damit die Wir-kungen der Kostenwälzung), die Einbeziehung unterschiedlicher Netznutzergruppen in die Kos-tentragung, die mögliche bundesweite Vereinheitlichung der VNB-Netzentgelte und die Dyna-misierung der Entgelte.\r\n3.2 Zuschuss zu regulären ÜNB-Netzentgelten\r\nEin Zuschuss zur Minderung der Netzkosten, die über die Netzentgelte der ÜNB refinanziert wer-den, würde dazu führen, dass die regulären Netzentgelte der ÜNB für die Netzebene Höchst-spannung und die Umspannebene Höchst-/Hochspannung abgesenkt würden. Ein Zuschuss die-ser Art wurde bereits 2023 gewährt, und zwar speziell mit Blick auf die infolge der Energiepreis-krise drastisch gestiegenen Redispatch-Kosten der ÜNB. Eine solche Fokussierung auf be-stimmte Kostenelemente wäre aber – sofern nicht rechtliche Gründe dafür sprechen – nicht erforderlich. Der Zuschuss könnte auch zur Minderung der Infrastrukturkosten (Kapital- und Be-triebskosten der Netzbetriebsmittel) oder anderer Kostenelemente genutzt werden. Für die Netznutzer wäre diese Frage ohne Auswirkungen, da die Netzentgelte nicht nach den damit ge-deckten Kostenelementen differenziert sind.\r\nOptionen zur Umsetzung von Zuschüssen\r\n9\r\nEinen Eindruck von der Wirkungsintensität eines solchen Zuschusses vermitteln die Auswirkun-gen des Wegfalls des ursprünglich für 2024 geplanten Zuschusses in Höhe von 5,5 Mrd. Euro: Die von den ÜNB kommunizierten durchschnittlichen Entgeltbelastungen ihrer Netznutzer, an-gegeben in Form von rein arbeitsbezogenen Kosten (nicht zu verwechseln mit den Entgeltkom-ponenten), sind hierdurch von etwa 3,1 auf etwa 6,4 ct/kWh angestiegen. Der Zuschuss hätte in 2024 somit gut die Hälfte der netzentgeltrelevanten Kosten der ÜNB gedeckt. Im Umkehrschluss bedeutet dies, dass das Niveau der ÜNB-Netzentgelte zukünftig durch einen Zuschuss in der Größenordnung von 5-6 Mrd. Euro gegenüber dem aktuellen Stand näherungsweise halbiert werden könnte.\r\nEin Zuschuss zu den Netzentgelten der ÜNB ist, wie auch die Erfahrung von 2023 gezeigt hat, vergleichsweise einfach umzusetzen. Dies liegt v. a. daran, dass die ÜNB seit Anfang 2023 bun-deseinheitliche Netzentgelte erheben und die notwendigen Mechanismen und Prozesse für den dafür erforderlichen gegenseitigen Datenaustausch und Zahlungsverkehr bereits etabliert ha-ben. Daher ist die genaue Aufteilung des Zuschusses auf die vier ÜNB, die sich z. B. nach der Höhe der jeweils zugestandenen Erlösobergrenzen (EOG) richten könnte, letztlich nicht ent-scheidend, denn die etablierten Verrechnungsmechanismen sorgen dafür, dass jeder ÜNB im Ergebnis seine EOG erlösen kann und Mehr-/Mindereinnahmen unter den ÜNB ausgeglichen werden.\r\nIm Vorfeld wäre – voraussichtlich durch die Bundesnetzagentur – einzig zu entscheiden, zu wel-chen Anteilen der Zuschuss auf die beiden von den ÜNB betriebenen Netz- bzw. Umspannebe-nen aufgeteilt wird. Als naheliegender Ansatz könnte er vollständig der Netzebene Höchstspan-nung zugeordnet werden, um eine möglichst breite Wirkung zu erzielen. So würden sowohl die direkt an diese Netzebene angeschlossenen Letztverbraucher und die Nutzer der dort ange-schlossenen Verteilungsnetze als auch – infolge der vertikalen Kostenwälzung – die Netznutzer der Umspannebene Höchst-/Hochspannung von der Absenkung profitieren. Abgesehen von die-ser Entscheidung dürfte die Gewährung eines solchen Zuschusses für die Bundesnetzagentur keinen weiteren Gestaltungsaufwand und Verwaltungsbedarf verursachen.\r\nProzessual müsste ein Zuschuss, der in einem bevorstehenden Kalenderjahr wirksam werden soll, spätestens im September des Vorjahres festgelegt werden, also z. B. im September 2025 für eine Absenkung der Netzentgelte ab Anfang 2026. Die ÜNB ermitteln und veröffentlichen ihre Netzentgelte für das Folgejahr in der Regel bis zum 1. Oktober eines Jahres, so dass die VNB in die Lage versetzt werden, ihre Netzentgelte für alle Verteilungsebenen wie gesetzlich gefor-dert bis zum 15. Oktober zu veröffentlichen. Strenggenommen handelt es sich hierbei nur um vorläufige Veröffentlichungen, so dass Anpassungen – ggf. also auch nach Berücksichtigung ei-nes erst danach festgelegten Zuschusses – noch bis zum Jahresende erfolgen könnten. Die Vor-gänge Ende 2024 haben allerdings gezeigt, dass dies für Netzbetreiber, Letztverbraucher und Lieferanten unbefriedigend ist und möglichst vermieden werden sollte.\r\n3.3 Zuschuss zu regulären VNB-Netzentgelten\r\nDer zuvor diskutierte Zuschuss zu den ÜNB-Netzentgelten würde zwar grundsätzlich über die vertikale Kostenwälzung auch bei den VNB zu Absenkungen der Netzentgelte auf allen Netz- und Umspannebenen führen. Dabei würde sich aber, wie in Abschnitt 4.1 näher erläutert wird, eine sehr unausgewogene regionale Verteilung der Entlastungswirkung ergeben; in einzelnen Netz-gebieten würde voraussichtlich praktisch gar keine Entlastung stattfinden. Daher könnte alter-nativ oder zusätzlich erwogen werden, Zuschüsse direkt an die VNB auszuzahlen, um deren Netzentgelte flächendeckend abzusenken.\r\nOptionen zur Umsetzung von Zuschüssen\r\n10\r\nDa die jährlichen Netzkosten der VNB insgesamt aktuell in der Größenordnung von 20 Mrd. Euro und damit grob doppelt so hoch wie die der ÜNB liegen, würde ein Zuschuss in der Größenord-nung von 5 Mrd. Euro hier bei weitem keine Halbierung der Netzentgelte bewirken. Dies gilt bei einem Zuschuss zu den ÜNB-Netzentgelten für die Wirkungen auf VNB-Ebene aber ebenso: Eine Absenkung der ÜNB-Entgelte um ungefähr die Hälfte bewirkt infolge der Kostenwälzung zwar Reduktionen der VNB-Netzentgelte, aber bei weitem nicht deren Halbierung. Daher würden die wesentlichen Wirkungsunterschiede bei direkten Zuschüssen an die VNB darin bestehen,\r\n▪\r\ndass hierdurch ausschließlich die Netzentgelte der VNB und nicht auch die der ÜNB abge-senkt würden, so dass die direkt an das Übertragungsnetz angeschlossenen Letztverbrau-cher keine Entlastung erfahren würden, und\r\n▪\r\ndass die Absenkungen bei den Netzentgelten der VNB gleichmäßiger über die Netzgebiete verteilt werden könnten.\r\nDer letztgenannte Punkt macht aber auch einen grundlegenden Unterschied im Hinblick auf den Entscheidungs- und Gestaltungsaufwand aus. Es gäbe anders als bei den ÜNB keine eindeutig vorzugswürdigen Regeln für die Aufteilung des Zuschusses, so dass diese zunächst ausgestaltet und beschlossen werden müssten. Dies betrifft sowohl die Verteilung auf Netzebenen als auch die Verteilung auf Netzgebiete:\r\n▪\r\nNetzebenen: Wenn der Zuschuss analog zum in Abschnitt 3.2 vorgeschlagenen Ansatz voll-ständig auf der höchsten der von den VNB betriebenen Netz- und Umspannebenen berück-sichtigt würde, so wäre nicht eindeutig, welche Ebene dies ist. Die VNB, deren Netz an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, betreiben teilweise neben Anlagen auf Hochspan-nungsebene auch solche auf der überlagerten Umspannebene und in manchen Fällen sogar (in relativ geringem Umfang) Höchstspannungsleitungen. Noch gravierender wäre aber, dass das Problem der regional unausgewogenen Verteilung der Entlastungswirkungen dann auf den unterlagerten Ebenen immer noch auftreten würde, denn auch die vertikale Wäl-zung der Kosten aus der Hochspannungsebene hängt stark davon ab, wieviel Erzeugungs-leistung an die unterlagerten Ebenen angeschlossen ist.\r\n▪\r\nNetzgebiete: Selbst wenn – ungeachtet der vorgenannten Problematik – Zuschüsse nur an Betreiber von Hochspannungsnetzen ausgezahlt und von dort nach den Regeln der vertika-len Kostenwälzung weitergereicht würden, gäbe es keinen eindeutig „richtigen“ Schlüssel für die Aufteilung auf die rund 80 VNB mit Hochspannungsnetz. Hier wäre z. B. zu klären, ob sich die Zuteilung nach der Höhe der EOG inklusive oder exklusive der vorgelagerten Netz-kosten oder nach sonstigen Größen richten sollte und wie die Wirkungen der vertikalen Kos-tenwälzung dabei berücksichtigt werden sollten.\r\nDa es hierbei um relevante Einflüsse auf die Verteilung der Kostentragung unter den Netznut-zern geht, wäre mit einer kontroversen Diskussion zu rechnen, die voraussichtlich nicht einfach auf Basis von Vorschlägen z. B. eines Branchenverbands zu einer für alle Stakeholder akzeptab-len Lösung führen würde. Wahrscheinlicher ist, dass die Bundesnetzagentur Regelungen im Rah-men eines Festlegungsverfahrens entwickeln, konsultieren und beschließen müsste.\r\nEbenfalls aufwändiger als bei den ÜNB wäre die Auszahlung der Zuschüsse, da wesentlich mehr Unternehmen – bei einer nach Netzebenen differenzierten Bezuschussung evtl. sogar alle knapp 900 VNB – zu berücksichtigen wären. Im Vergleich zu anderen staatlichen Förderungsinstrumen-ten wäre dieser Aufwand aber sicherlich vertretbar, sobald eine eindeutige und transparente Berechnungsgrundlage für die Höhe des Zuschusses je VNB vorläge.\r\nOptionen zur Umsetzung von Zuschüssen\r\n11\r\nIm Rahmen des jährlichen Kalkulationsprozesses müssten Zuschüsse für die VNB praktisch zum gleichen Zeitpunkt festgelegt werden wie Zuschüsse für die ÜNB, also idealerweise im Septem-ber eines Jahres für das Folgejahr, denn die Kalkulation der Netzentgelte der VNB erfolgt jedes Jahr unmittelbar nach Veröffentlichung der ÜNB-Netzentgelte.\r\n3.4 Zuschuss zu netzbezogenen Umlagen\r\nEin Zuschuss zur Absenkung des Aufschlags für besondere Netznutzung und/oder der Offshore-Netzumlage würde sich ausschließlich auf die Höhe dieser Umlagen auswirken, da die Umlagen nur von Letztverbrauchern erhoben werden und keinen Einfluss auf die vertikale Kostenwälzung haben. Auf Basis der von den ÜNB auf www.netztransparenz.de veröffentlichten Jahresabrech-nungen dieser Umlagen für 2023 und der Entwicklung der Höhe der Umlagen lässt sich verein-fachend abschätzen, dass das Umlagevolumen des Aufschlags für besondere Netznutzung für 2025 in der Größenordnung von gut 4 Mrd. Euro und das der Offshore-Netzumlage in der Grö-ßenordnung von knapp 3 Mrd. Euro liegen dürfte. Die beiden Umlagen bieten somit insgesamt mit rund 7 Mrd. Euro erhebliches Potenzial für Entlastungen durch Zuschüsse. Das Umlagevolu-men dürfte bei beiden Umlagen aufgrund von Anstiegen der damit umverteilten Kosten zukünf-tig auch weiter zunehmen, sofern es nicht zu strukturellen Anpassungen der Umlagemechanis-men kommt.\r\nDie einzige relevante Gestaltungsentscheidung, die hier zur Verwendung etwaiger Zuschüsse getroffen werden müsste, betrifft deren Aufteilung auf die beiden Umlagen. Da die Regelungen für die Ermäßigung der Umlagen für Großverbraucher und andere Sonderfälle nicht ganz de-ckungsgleich sind, würde die konkrete Aufteilung für diese Netznutzer durchaus eine Rolle spie-len. Aufgrund dieser Unterschiede wären auch die Auswirkungen, die ein bestimmter Zuschuss-betrag auf die reguläre Umlagehöhe hätte, etwas unterschiedlich. Daher wäre die Aufteilung des Zuschusses auf die Umlagen auch für die nicht privilegierten Letztverbraucher, die den weit überwiegenden Teil der Umlagevolumina aufbringen, nicht ganz unerheblich.\r\nDa die ÜNB dafür zuständig sind, die Umlagen zu ermitteln und die Verrechnung untereinander und mit den VNB zu organisieren, wäre ein Zuschuss zu den Umlagen ebenso einfach umsetzbar wie ein Zuschuss zu den regulären Netzentgelten der ÜNB. Die ÜNB könnten auf Basis ihrer Kal-kulationen einen Aufteilungsschlüssel für die Auszahlungen des Zuschusses an jeden der vier ÜNB selbst vorschlagen; dieser Schlüssel hätte keinen Einfluss auf die sich ergebenden Entlas-tungswirkungen. Für alle erforderlichen Abrechnungs- und Zahlungsvorgänge könnten die für die Umsetzung der Umlagen bereits etablierten Mechanismen genutzt werden.\r\nProzessual müssten Zuschüsse zu den beiden Umlagen rechtzeitig vor der Kalkulation und Ver-öffentlichung der Höhe der Umlagen festgelegt werden. Da die Frist für diese Veröffentlichung der 25. Oktober eines jeden Jahres ist, könnte die Festlegung der Zuschüsse wenige Wochen später erfolgen als bei Zuschüssen zu den regulären Netzentgelten.\r\n3.5 Zwischenfazit\r\nUnter den drei betrachteten Umsetzungsoptionen für staatliche Zuschüsse erweisen sich Zu-schüsse zur Absenkung der regulären ÜNB-Netzentgelte sowie Zuschüsse zur Absenkung der netzbezogenen Umlagen als gleichermaßen einfach umsetzbar. Bei diesen Optionen müssten keine besonders komplexen Gestaltungsentscheidungen getroffen werden, und die Zuschüsse würden nur an die vier ÜNB ausgezahlt. Für alle weiteren Schritte der Kalkulations- und Abrech-nungsprozesse könnten etablierte Mechanismen genutzt werden.\r\nVerteilungswirkungen der betrachteten Optionen\r\n12\r\nWesentlich aufwändiger und mit deutlich komplexeren Entscheidungserfordernissen verbun-den wäre hingegen eine direkte Bezuschussung der VNB. Da diese Entscheidungen relevante Auswirkungen auf die Verteilung der Kostentragung auf unterschiedliche Verbrauchergruppen hätten, würden sie einen vertieften Untersuchungs- und Konsultationsprozess voraussetzen, etwa in Form eines Festlegungsverfahrens der Bundesnetzagentur. Die Umsetzung würde zu-dem gewisse Anpassungen der Prozesse bei den VNB erfordern, u. a. im Zusammenhang mit der Kalkulation der den einzelnen VNB auszuzahlenden Anteile des Zuschusses.\r\n4 Verteilungswirkungen der betrachteten Optionen\r\n4.1 Zuschuss zu regulären ÜNB-Netzentgelten\r\nEin Zuschuss zu den Netzentgelten der ÜNB würde unmittelbar zu einer Entlastung der Letztver-braucher mit direktem Anschluss an das Übertragungsnetz führen. Wenn der Zuschuss, wie in Abschnitt 3.2 diskutiert, auf der obersten Netzebene (Höchstspannung) angesetzt würde, so würden hiervon sowohl die an diese Netzebene als auch die an die nachgelagerte Umspann-ebene angeschlossenen Verbraucher profitieren.\r\nDer Letztverbrauch auf Höchstspannungsebene macht jedoch (grob genähert) nur rund ein Zehntel der Stromentnahme aus dem Übertragungsnetz aus. Der überwiegende Teil der Ent-nahme entfällt auf die Netze der VNB. Dementsprechend würde auch der überwiegende Teil des Zuschusses in die Verteilungsnetze weitergewälzt. Hier würde sich aufgrund der in Kapitel 2 er-läuterten Eigenschaften der Entgeltsystematik und der ungleichmäßigen Verteilung von Strom-erzeugung und -verbrauch auf die Netzgebiete der VNB eine sehr unausgewogene regionale Verteilung der Entlastungswirkungen auf die Netzgebiete ergeben. Dies hat folgende Gründe:\r\n▪\r\nDie vertikale Kostenwälzung richtet sich – wie die Netzentgeltkomponenten – nach der tat-sächlichen Stromentnahme aus einer Netz- oder Umspannebene. Die Stromentnahme eines Verteilungsnetzes aus der nächsthöheren Netz- oder Umspannebene hängt somit nicht nur vom Stromverbrauch der an das Verteilungsnetz (bis herab zur untersten Netzebene) ange-schlossenen Letztverbraucher ab, sondern auch vom Umfang der dezentralen Erzeugung in dem Netzgebiet. In dieser Hinsicht unterscheiden sich die Netzgebiete fundamental, insbe-sondere durch den stark gebietsabhängigen Ausbau der EE-Erzeugung, aber auch weiterhin durch Unterschiede bei der konventionellen Stromerzeugung. Eine aktuelle Auswertung der installierten Leistung der EE-Stromerzeugung pro Einwohner auf Ebene der Landkreise und kreisfreien Städte (Bild 4.1) veranschaulicht die extrem ungleiche Verteilung der Erzeugung über die Gebiete. In Gebieten mit hohem Erzeugungsanteil wird die Stromentnahme aus dem jeweils vorgelagerten Netz stark gemindert. In einigen Gebieten ist die Erzeugungsleis-tung heute bereits so dominant, dass es in der meisten Zeit zu Rückspeisungen und nicht zu Stromentnahmen kommt.\r\n▪\r\nDieser Einfluss der Erzeugungssituation auf die Wirkungen der vertikalen Kostenwälzung wird durch die Struktur der Netzentgelte weiter verschärft. Verteilungsnetze mit geringem Erzeugungsanteil weisen in der Regel Benutzungsstundenzahlen weit über der Schwelle von 2.500 Stunden auf. In diesem Bereich ist für die Höhe der Netzentgelte und somit die Wir-kung der Kostenwälzung v. a. der Leistungspreis ausschlaggebend. Die Höchstleistung der Stromentnahme ist bei zunehmender Durchdringung mit dezentraler Erzeugung noch ver-gleichsweise stabil, so dass deren Einfluss auf die Kostenwälzung begrenzt ist. Sobald jedoch die Benutzungsstundenzahl eines Netzes diese Schwelle unterschreitet, wird der\r\nVerteilungswirkungen der betrachteten Optionen\r\n13\r\nArbeitspreis zur dominanten Entgeltkomponente. Die an den vorgelagerten Netzbetreiber\r\nzu zahlenden Entgelte sinken dann unmittelbar mit zunehmender Erzeugungsmenge. Dies kann dazu führen, dass betroffene VNB kaum noch Entgelte für die Nutzung des vorgelager-ten Netzes zahlen müssen und dementsprechend kaum noch Kostenanteile der überlager-ten Netz- und Umspannebenen weitergewälzt werden.\r\nBild 4.1 Gebietsabhängigkeit der EE-Durchdringung am Beispiel der auf Landkreisebene aufgeschlüsselten EE-Leistung pro Einwohner (Quelle: Consentec)\r\nDiese Wirkungszusammenhänge führen zu Umverteilungseffekten bei der Kostenwälzung, die sich in einer regional sehr ungleichmäßigen Wälzung der Kosten höherer Netz- und Umspann-ebenen äußern. Im Umkehrschluss würde auch ein Zuschuss, der bei der Minderung der regulä-ren Netzentgelte der ÜNB ansetzt, sehr ungleich auf die Netzgebiete der VNB verteilt. Dies hätte nicht nur Auswirkungen auf die privaten Haushalte und gewerblichen Stromverbraucher, die an die unteren Netzebenen angeschlossen sind. Vielmehr ist auch der weitaus größte Teil der in-dustriellen Letztverbraucher nicht an das Übertragungsnetz, sondern an die oberen Ebenen der Verteilungsnetze angeschlossen. Somit würde ein solcher Zuschuss auch bei der stromverbrau-chenden Industrie nicht ansatzweise zu gleichmäßigen Entlastungen führen.\r\nDas Ausmaß dieser Wirkungen lässt sich an den Ergebnissen einer vom VKU durchgeführten Un-tersuchung ablesen, die sich auf die Netzentgelte der VNB für 2024 nach Wegfall des ursprüng-lich geplanten Zuschusses zu den ÜNB-Netzentgelten bezieht. Hierzu wurde ermittelt, wie stark die endgültigen Netzentgelte von den im Oktober 2023 veröffentlichten vorläufigen Entgelten abwichen. Die vorläufigen Entgelte waren noch unter Berücksichtigung des beabsichtigten Zu-schusses ermittelt worden. Als zentrales Ergebnis der Untersuchung zeigt Bild 4.2 die Verteilung der festgestellten Änderungen an den Arbeitspreisen für nicht-leistungsgemessene Niederspan-nungskunden (also z. B. private Haushalte). Hierzu ist zunächst anzumerken, dass zwischen der vorläufigen und der endgültigen Festlegung der Netzentgelte neben der Änderung der vorgela-gerten Netzentgelte noch weitere Änderungen der Eingangsdaten für die Entgeltkalkulation auf-getreten sein können. Die hier ersichtlichen Effekte müssen daher nicht ausschließlich durch den Wegfall des Zuschusses bedingt sein, was im Fall des VNB, bei dem der Arbeitspreis zurückge-gangen ist (Säule „<0“) auch schwer zu erklären wäre. Dennoch ist davon auszugehen, dass der Wegfall des Zuschusses der relevanteste Treiber dieser Änderungen war. Zudem ist zu beachten,\r\nInstallierte Leistung EE-Anlagen in kW pro Einwohner0510152025Landkreise und kreisfreie Städte (NUTS 3)\r\nVerteilungswirkungen der betrachteten Optionen\r\n14\r\ndass hier nur Änderungen des Arbeitspreises für nicht-leistungsgemessene Letztverbraucher dargestellt sind. Diese geben kein vollständiges Bild von den eingetretenen Änderungen der Ent-geltkomponenten für die einzelnen Netz- und Umspannebenen wieder.\r\nBild 4.2 Anpassungen der VNB-Netzentgelte für 2024 (hier: Arbeitspreise für nicht-leis-tungsgemessene Niederspannungskunden) nach Wegfall des Zuschusses zu den ÜNB-Netzentgelten (Quelle: VKU; veröffentlicht in: Kai Lobo, Alexander Sewohl: Auswirkungen gestiegener Übertragungsnetzentgelte auf Haushaltskunden. Energiewirtschaftliche Tagesfragen Heft 4/2024, S. 23-26)\r\nTrotz dieser Anmerkungen lassen die Ergebnisse zwei wesentliche Erkenntnisse zu:\r\n▪\r\nDer Zuschuss, der nach Angaben der ÜNB bei deren Netzentgelten eine Differenz der Ent-geltbelastung von durchschnittlich mehr als 3 ct/kWh ausgemacht hätte, würde aufgrund der Mengenverhältnisse bei der vertikalen Kostenwälzung bei den nicht-leistungsgemesse-nen Niederspannungskunden nur zu einer Absenkung der Arbeitspreise von durchschnittlich rund 1 ct/kWh führen. Dies ist zu beachten, wenn versucht wird, aus Änderungen der ÜNB-Netzentgelte auf Auswirkungen für Letztverbraucher im Bereich der Verteilungsnetze zu schließen. Die erzielbare Absenkung in ct/kWh bei gegebener Höhe des Zuschusses hängt davon ab, welche Netzebene betrachtet wird.\r\n▪\r\nDiese Absenkung weist eine breite Streuung in einem Bereich von ca. 0-2 ct/kWh auf. Es gibt also Gebiete, in denen praktisch keine Entlastungswirkung auftreten würde, während in an-deren Gebieten eine weit überdurchschnittliche Wirkung zu verzeichnen wäre.\r\nZusammenfassend ist festzuhalten, dass ein Zuschuss zu den Entgelten der ÜNB über den Me-chanismus der vertikalen Kostenwälzung grundsätzlich für Letztverbraucher auf allen Netz- und Umspannebenen Entlastungen bringen würde, die aber regional sehr ungleich verteilt und in manchen Gebieten voraussichtlich verschwindend gering wären.\r\nIn gewissem Umfang gedämpft würde die Ungleichmäßigkeit der regionalen Verteilung dadurch, dass der Zuschuss auch die Entgeltreduktionen absenken würde, die den stromintensiven In-dustrieunternehmen und anderen besonderen Letztverbrauchern nach § 19 Abs. 2 StromNEV gewährt werden. Dies würde zu einer (voraussichtlich relativ geringen) Absenkung des Auf-schlags für besondere Netznutzung führen, der in bundeseinheitlicher Höhe erhoben wird und\r\n1721231010510152025<00 bis 0,490,5 bis 0,991 bis 1,491,5 bis 2>2Anzahl VNBAnpassung Arbeitspreis (ct/kWh)\r\nVerteilungswirkungen der betrachteten Optionen\r\n15\r\ndaher die Letztverbraucher – unter Beachtung der mit diesen Umlagen verbundenen Privilegie-rungsregelungen – gleichmäßig betrifft (siehe Abschnitt 4.3).\r\n4.2 Zuschuss zu regulären VNB-Netzentgelten\r\nWie in Abschnitt 3.3 bereits festgestellt wurde, dürfte eine direkte Bezuschussung der VNB zur Erzielung zeitnaher Entlastungen bei den regulären Netzentgelten der VNB kaum in Frage kom-men, da hierfür genaue und voraussichtlich kontrovers diskutierte Allokationsregeln entwickelt werden müssten. Wenn eine kurzfristige Umsetzung dieser Option realistisch wäre, hätte sie den Vorteil, dass mit den Allokationsregeln gezielt gesteuert werden könnte, welche Letztver-brauchergruppen in welchen Gebieten und auf welchen Netzebenen wie stark entlastet würden. Aus genau diesem Grund ist es allerdings nicht möglich, die sich ergebenden Verteilungswirkun-gen in allgemeiner Weise abzuschätzen und zu beurteilen. Daher kann diese Frage hier nicht weiter vertieft werden.\r\nVielmehr kann eine Forderung an die Ausgestaltung der Allokationsregeln abgeleitet werden: Da nicht ersichtlich ist, warum Letztverbraucher in unterschiedlichen Netzgebieten unterschied-lich stark entlastet werden sollten, sollte das Ziel verfolgt werden, eine regional möglichst gleich-mäßige Verteilung der Entlastungswirkung zu erreichen. Schwieriger wäre die Frage zu beant-worten, wie der Zuschuss auf die Netz- und Umspannebenen verteilt werden sollte. Dies hängt davon ab, ob schwerpunktmäßig bestimmte Verbrauchergruppen entlastet werden sollen oder auch in dieser Hinsicht eine gleichmäßige Verteilung angestrebt wird. Letzteres könnte am ehes-ten dadurch erreicht werden, dass der Zuschuss auf der Hochspannungsebene angesetzt wird. Dabei wäre aber zu beachten, dass die vertikale Kostenwälzung auch unterhalb der Hochspan-nungsebene zu regional ungleichen Verteilungen führen kann. Der Anspruch, gleichmäßige Ent-lastungswirkungen bei den Nutzern der Verteilungsnetze zu erreichen, ist also keineswegs leicht zu erfüllen.\r\n4.3 Zuschuss zu netzbezogenen Umlagen\r\nDa die netzbezogenen Umlagen als bundeseinheitliche arbeitsbezogene Zuschläge erhoben werden, ist die Verteilungswirkung eines möglichen Zuschusses hier sehr offensichtlich, jeden-falls für den nicht-privilegierten Verbrauch bis zu 1 GWh je Letztverbraucher: Für dieses Ver-brauchsvolumen würde die Kostenbelastung je kWh gleichmäßig absinken, unabhängig von Ort und Netzebene des Netzanschlusses eines Letztverbrauchers.\r\nFür das privilegierte Verbrauchsvolumen sind die Wirkungen differenzierter zu betrachten:\r\n▪\r\nBeim Aufschlag für besondere Netznutzung sind für Stromentnahmen oberhalb von 1 GWh feste und sehr niedrige Obergrenzen in ct/kWh vorgegeben, so dass ein Zuschuss hier nur dann eine weitere Entlastung bewirken würde, wenn die reguläre Höhe der Umlage unter diese Grenzen absinken würde. Dann würde insgesamt nur noch ein marginales Umlagevo-lumen hierüber gedeckt.\r\n▪\r\nBei der Offshore-Netzumlage ergibt sich die reduzierte Umlagehöhe für den privilegierten Verbrauchsanteil dagegen über prozentuale Vorgaben aus der regulären Umlagehöhe, so dass eine gewisse weitere Entlastung auch jenseits der Grenze von 1 GWh auftreten würde.\r\nInsgesamt führen die Privilegierungsregelungen dazu, dass ein Zuschuss zur Absenkung dieser Umlagen in erster Linie kleineren Letztverbrauchern im Bereich der Nieder- und Mittelspan-nungsnetze zugutekommen würde. Die stromintensive Industrie würde hierdurch nur geringfü-gig entlastet.\r\nSonstige Wirkungen\r\n16\r\nEin Nebeneffekt dieser Umsetzungsoption wäre, dass sie – weil rein kWh-bezogen – stärker als die anderen Optionen den Kostenvorteil mindern würde, den Letztverbraucher mit eigenen Pho-tovoltaik-Anlagen und ggf. Heimspeichern durch Eigenverbrauchsoptimierung erzielen können. Dies kann als vorteilhaft gewertet werden, da die aktuell durch Eigenverbrauch erzielbaren Ein-sparungen die damit verbundenen volkswirtschaftlichen Kosteneinsparungen bei weitem über-steigen und vielfach Anlass für Diskussionen über die Fairness der Kostenverteilung sind.\r\n4.4 Zwischenfazit\r\nDie beiden Optionen, die in Kapitel 3 als einfach und kurzfristig umsetzbar erkannt wurden, wei-sen grundlegend unterschiedliche Verteilungswirkungen auf. Ein Zuschuss zu den Netzentgelten der ÜNB würde unmittelbar zu Entlastungen bei den an das Übertragungsnetz angeschlossenen Letztverbrauchern und mittelbar über die Kostenwälzung auch bei Letztverbrauchern in den Verteilungsnetzebenen führen, Letzteres aber regional sehr ungleich verteilt. In manchen Netz-gebieten wäre sogar praktisch keine Entlastung zu erwarten, auch für die dortigen Industrieun-ternehmen. Ein Zuschuss zu den netzbezogenen Umlagen, dem Aufschlag für besondere Netz-nutzung und/oder der Offshore-Netzumlage, würde in erster Linie kleinere Letztverbraucher wie private Haushalte und Unternehmen im GHD-Sektor entlasten, dies aber in bundesweit einheit-lichem Umfang.\r\nDie dritte Option, eine direkte Bezuschussung der VNB, würde es zwar erlauben, die Verteilungs-wirkungen örtlich und nach Verbrauchergruppen gezielt zu steuern. Dies würde aber detaillierte Vorgaben für die Allokationsregeln der Zuschüsse erfordern. Der hiermit verbundene Aufwand ist der Hauptgrund dafür, dass diese Option kurzfristig nicht realisierbar erscheint.\r\n5 Sonstige Wirkungen\r\n5.1 Auswirkungen auf Erlös- und Effizienzregulierung der Netzbetreiber\r\nDie Bezuschussung der Netzentgelte oder Umlagen würde dazu dienen, die Kostenbelastung der Letztverbraucher zu dämpfen. Sie sollte jedoch nicht die Anreizsituation der Netzbetreiber für einen effizienten Betrieb ihrer Netze beeinträchtigen. Dies ist bei den betrachteten Optionen aber nicht zu befürchten, da hierdurch die Ermittlung und Deckung der Erlösobergrenzen der ÜNB und VNB nicht beeinflusst würde. Die etablierten Mechanismen der Netzentgeltkalkulation und der ex-post-Verrechnung über das Regulierungskonto sorgen dafür, dass jeder Netzbetrei-ber genau – oder strenggenommen höchstens – die ihm zugestandene Erlösobergrenze über Netzentgelte und etwaige Zuschüsse decken kann. Somit würden auch die mit der Systematik der Erlösobergrenzen verknüpften Effizienzanreize unbeeinflusst bestehen bleiben.\r\n5.2 Kompatibilität mit Anreizwirkungen der Netzentgelte\r\nPotenziell kritisch könnten Zuschüsse zu den Netzentgelten und Umlagen auch dann sein, wenn hierdurch bestimmte bewusst geschaffene Anreizwirkungen der Netzentgelte gegenüber den Netznutzern beeinflusst würden. Auch dies ist aber bei der aktuellen Gestaltung der Netzent-geltsystematik nicht zu befürchten. Das einzige Element im Bereich der regulären Netzentgelte, das gezielt auf eine Anreizwirkung hin ausgestaltet ist, ist das erst kürzlich eingeführte, optional für Verbraucher mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen anzubietende zeitvariable Netzent-gelt. Hiermit sollen Anreize für eine netzorientierte Einsatzweise dieser Verbrauchseinrichtun-gen vermittelt werden. Dieses Element würde aber durch die betrachteten Optionen allenfalls\r\nZusammenfassende Bewertung\r\n17\r\nin der Weise beeinflusst, dass die Spreizung des zeitvariablen Entgelts geringfügig abnehmen würde.\r\nIm Fall der Bezuschussung der Umlagen wäre gar keine Wirkung dieser Art zu erwarten. Die Umlagen sind ohnehin als reine Refinanzierungselemente ohne spezielle Anreizwirkung konzi-piert.\r\n6 Zusammenfassende Bewertung\r\nDie wesentlichen Untersuchungsergebnisse zu den drei betrachteten Optionen sind in Tabelle 6.1 gegenübergestellt. Zusammenfassend ergibt sich folgende Bewertung:\r\n▪\r\nDa es in der aktuellen Debatte um kurzfristig umsetzbare Maßnahmen geht, die sehr schnell zu Entlastungen der Stromverbraucher führen sollen, erscheint die Option der Bezuschus-sung der VNB-Netzentgelte kaum realistisch, da sie großen Gestaltungsspielraum aufweist und somit hohen Aufwand im Vorfeld einer Umsetzung auslöst.\r\n▪\r\nDie Optionen der Bezuschussung der ÜNB-Netzentgelte und der netzbezogenen Umlagen sind kurzfristig und einfach umsetzbar, weil sie nur geringen Gestaltungsbedarf aufweisen und durch Zahlungen an die vier ÜNB unter Nutzung bereits vorhandener Datenaustausch- und Verrechnungsprozesse umgesetzt werden können.\r\n▪\r\nZuschüsse zur Absenkung der ÜNB-Netzentgelte würden unmittelbar die (wenigen) an das Übertragungsnetz angeschlossenen Großverbraucher und mittelbar alle weiteren Letztver-braucher entlasten, Letzteres allerdings mit regional sehr ungleicher Verteilung. In manchen VNB-Netzgebieten würden praktisch keine Entlastungen „ankommen“.\r\n▪\r\nZuschüsse zu den netzbezogenen Umlagen würden bei kleineren Letztverbrauchern Entlas-tungen in bundesweit einheitlicher Höhe bewirken, bei Großverbrauchern hingegen nur ge-ringe Entlastungen.\r\n▪\r\nHinsichtlich der Entlastungswirkungen sind die beiden letztgenannten Optionen teilweise komplementär, so dass es erwägenswert erscheint, beide Optionen parallel umzusetzen und einen etwaigen Zuschuss zu jeweils signifikanten Anteilen – z. B. etwa hälftig – auf die ÜNB-Netzentgelte und die netzbezogenen Umlagen aufzuteilen.\r\nTabelle 6.1 Gegenüberstellung wesentlicher Bewertungsergebnisse für die betrachteten drei Optionen („Potenziell“ = abhängig von konkreter Ausgestaltung)\r\nNetzbezogenen UmlagenVNB-NetzentgeltenÜNB-NetzentgeltenZuschuss zu…GeringHochGeringAusgestaltungsbedarfGeringMäßigGeringProzessualer AufwandKurzfristigHöchstens mittelfristigKurzfristigUmsetzbarkeitKeinePotenziell geringHochGebietsabhängigkeitGeringPotenziell hoch(aber nicht im ÜNB-Netz)Im Durchschnitt hochEntlastung industrieller VerbraucherHochPotenziell hochMittelEntlastung privater Verbraucher und GHD"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Das aktuelle Urteil des Bundesfinanzhofs (BFH) vom 29. August 2024 (V R 43/21) bedroht mit Blick auf die sogenannte „Kettenzusammenfassung“ die steuerliche Ergebnisverrechnung in zahlrei-chen Querverbünden sowohl auf Ebene der Kommunen als auch in Stadtwerken in privater Rechts-form bzw. in Stadtwerke-Konzernen in Deutschland. Den betroffenen Kommunen und kommunalen Konzernen drohen dadurch sowohl erhebliche steuerliche Mehrbelastungen, tiefgreifende Umstruk-turierungen und massive Finanzierungslücken im ÖPNV und insbesondere bei den kommunalen Bä-derbetrieben.\r\nWir sehen daher dringenden Handlungsbedarf und regen die Veröffentlichung eines zeitlich unbe-grenzten Nicht-Anwendungserlasses für dieses Urteil an. Zudem sollte das Urteil keine Verzögerung bei der klimafreundlichen Weiterentwicklung des steuerlichen Querverbundes mit Bädern zur Folge haben. Die Arbeiten an dem Anwendungsschreiben zu neuen Möglichkeiten der technisch-wirtschaft-lichen Verflechtung müssen ungebremst fortgesetzt werden.\r\nUm eine langfristige Rechtssicherheit zu erreichen, halten wir zudem eine Weiterentwicklung der ge-setzlichen Regelungen für zwingend erforderlich, zumal die Regelungen zum steuerlichen Querver-bund auch an weiteren Stellen reformbedürftig sind. Neben der gesetzlichen Klarstellung, wonach die seit jeher von der Verwaltung zugelassene Kettenzusammenfassung unmissverständlich zugelassen ist, sind aus unserer Sicht z.B. auch modifizierte Regelungen für die Anwendung der Spartentrennung innerhalb eines Organkreises auf Ebene des Organträgers erforderlich. Hier deutet sich ebenfalls an, dass der geltende Gesetzeswortlaut durch die Rechtsprechung deutlich enger ausgelegt werden könnte, als es der Gesetzgeber mit dem Jahressteuergesetz 2009 beabsichtigt hat.\r\n1.\r\nBegründung\r\nForderungen nach einem Nicht-Anwendungserlass können nur in seltenen Ausnahmen und insbeson-dere nur dann angebracht sein, wenn die Auswirkungen eines Urteils offenkundig der Intention des Gesetzgebers widersprechen. Dies gilt umso mehr in solchen Fällen, in denen ein Urteil des BFH zu einem sehr ungewöhnlichen Sachverhalt ergeht, die Anwendung der entsprechenden Urteilsgrund-sätze aber auch erheblich nachteilige Auswirkungen auf in der Praxis weit verbreitete steuerliche Ge-staltungen hat, deren Erhalt ausdrückliches, gesetzgeberisches Ziel war.\r\nDiese Voraussetzungen sind vorliegend erfüllt.\r\nSeite 2 von 6\r\n1.1\r\nUntypischer Sachverhalt\r\nDer Sachverhalt, der dem Urteil des BFH zugrunde liegt, kann jedenfalls als sehr untypisch für Quer-verbunds-Gestaltungen angesehen werden. Konkret sollten im Streitfall die drei Betriebe gewerbli-cher Art (BgA) Freibad, BHKW und Wasserversorgung zusammengefasst werden. Um eine Form der Kettenzusammenfassung handelt es sich vor dem Hintergrund, dass eine isolierte Zusammenfassung zwischen dem Bad und der Wasserversorgung nicht möglich ist, so dass im ersten Schritt eine Zusam-menfassung zwischen Bad und BHKW erfolgen und dieser zusammengefasste BgA im zweiten Schritt mit dem BgA Wasserversorgung zusammengefasst werden sollte.\r\nDem BMF-Schreiben vom 11.05.2016 zufolge ist eine Zusammenfassung in einem solchen Fall nicht möglich. Dem Anwendungsschreiben zufolge kann das BHKW eine technisch-wirtschaftliche Verflech-tung zwischen einem Bad und einem Energieversorgungs-BgA herstellen. Besteht ein solcher Ener-gieversorgungs-BgA nur aus dem Betrieb eines BHKW, scheitert die Zusammenfassung in der Praxis aber bereits daran, dass die reine Stromerzeugung dem BMF-Schreiben vom 11.05.2016 zufolge keine verflechtungsfähige Tätigkeit ist.\r\nSelbst wenn diese möglich gewesen wäre, hätte die Finanzverwaltung auf Grundlage des BMF-Schrei-bens vom 12.11.2009 eine weitere Zusammenfassung mit dem BgA Wasserversorgung nicht zulassen können, da das BHKW, das isoliert betrachtet mit der Wasserversorgung zusammengefasst werden könnte, dem zusammengefassten BgA nicht das Gepräge verliehen hätte (vgl. Tz. 6 des BMF-Schrei-bens vom 12.11.2009). Diese Sicht der Finanzverwaltung stellen wir nicht in Frage.\r\nDamit halten wir die Entscheidung des BFH in Bezug auf den konkreten Einzelfall im Ergebnis für rich-tig. Es ist sachgerecht, dass allein der Betrieb eines BHKW die steuerliche Zusammenfassung eines Bad-BgA mit einem Wasserversorgungs-BgA nicht ermöglichen kann. Dies würde zu einer Überdeh-nung der Gestaltungsmöglichkeiten im Querverbund führen, die auch wir als unangemessen anse-hen. Die von der Finanzverwaltung entwickelte Geprägetheorie, der zufolge zwei (oder mehrere) zu-sammengefasste BgA nur dann mit einem weiteren BgA zusammengefasst werden können, wenn der dominierende BgA des bereits zusammengefassten BgA mit dem weiteren BgA zusammengefasst werden kann, verhindert einen ausufernden Anwendungsbereich der Ergebnisverrechnungen im Querverbund und führt damit zu sachgerechten Lösungen.\r\n1.2\r\nAuswirkungen auf typische Querverbundskonstellationen\r\nAuch wenn das Urteil im konkreten Fall unsere Zustimmung findet, so ist zu konstatieren, dass die Urteilsbegründung auch die Zusammenfassungsgrundsätze, die in zahlreichen kommunalen Querver-bundskonstellationen in der Praxis seit jeher gelten, auf grundsätzliche Weise in Frage stellt.\r\nDer BFH argumentiert, dass Wortlaut und Systematik des § 4 Abs. 6 Satz 1 KStG ganz grundsätzlich gegen die Zulässigkeit einer stufenweisen Zusammenfassung sprechen würden. Aus diesem Grund sei eine abgestufte Kettenbetrachtung, bei der mehrere BgA gedanklich nacheinander zusammenge-fasst werden, nicht möglich. Daher müssten bei einer Zusammenfassung von mehr als zwei BgA die Voraussetzungen des § 4 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 bis 3 KStG jeweils zwischen allen BgA, die zusammenge-fasst werden sollen, vorliegen.\r\nSeite 3 von 6\r\nKeine Auswirkungen hat das Urteil auf Querverbünde, in denen ausschließlich Tätigkeiten ausgeübt werden, die in § 4 Abs. 3 KStG ausdrücklich genannt sind. Diese sogenannten Katalogtätigkeiten kön-nen untereinander jeweils nach § 4 Abs. 6. Satz 1 Nr. 3 KStG zusammengefasst werden, so dass deren Zusammenfassung auch insgesamt nach den strengen Vorgaben des genannten BFH-Urteils möglich ist.\r\nDoch schon in dem Fall, in dem das jeweilige Querverbundsunternehmen zusätzlich noch Telekom-munikationstätigkeiten ausübt, sind die Urteilskriterien nicht mehr erfüllt, da die Telekommunikati-onstätigkeit zwar wegen der bestehenden Gleichartigkeit nach § 4 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 KStG mit den in § 4 Abs. 3 KStG genannten Versorgungstätigkeiten, nicht aber mit dem ÖPNV oder dem Hafenbetrieb, zusammengefasst werden kann.\r\nNoch problematischer ist das Urteil für die in der Praxis noch wesentlich bedeutenderen Querver-bünde, in die auch öffentliche Bäderbetriebe eingebunden sind. Bäderbetriebe können nur nach § 4 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 KStG bei Vorliegen einer engen-wechselseitigen technisch-wirtschaftlichen Ver-flechtung in den steuerlichen Querverbund einbezogen werden. Derzeit ist dies nahezu ausnahmslos nur möglich, wenn im Bad ein BHKW betrieben wird, das den Anforderungen des BMF-Schreibens vom 11.05.2016 entspricht. Dabei beschränkt sich die Zusammenfassbarkeit auf Versorgerseite, auf den Stromnetzbetrieb und das Stromendkundengeschäft. Eine unmittelbare Zusammenfassung mit den übrigen Versorgungstätigkeiten (Gas-, Wasser- und Wärmeversorgung) ist für Bäder derzeit nicht gegeben, wobei derzeit ja die klimafreundliche Weiterentwicklung des Bäder-Querverbundes mit neuen Verflechtungsmöglichkeiten konstruktiv diskutiert wird. Doch auch dann wird eine Zusammen-fassung bei einer isolierten Betrachtung entweder nur mit der Strom- oder nur mit der Wärmeversor-gungstätigkeit möglich sein. Querverbundsunternehmen, in denen neben dem Bäderbetrieb mehrere Versorgungstätigkeiten ausgeübt werden, sind also von dem Urteil erheblich nachteilig betroffen.\r\n1.3\r\nGesetzgeberischer Wille\r\nDamit wirkt sich das Urteil auf viele Unternehmen aus, deren Querverbunds-Gestaltung bereits vor 2009 bestanden haben und seitens der Finanzverwaltung anerkannt wurden. Vor diesem Hintergrund überraschen die Ausführungen des BFH, wonach auch die Gesetzgebungsgeschichte gegen die An-nahme einer Kettenzusammenfassung spreche. Wie das Gericht ausführt, war es der ausdrückliche Wille des Gesetzgebers des Jahressteuergesetzes 2009, die bis dahin geltenden Verwaltungsgrund-sätze bei der Zusammenfassung von BgA vollumfänglich im Gesetz zu verankern. Demnach sollten Querverbunds-Gestaltungen, die bereits zuvor bestanden haben und anerkannt waren, ohne Ein-schränkungen fortgeführt werden.\r\nDa bereits vor 2009 in großer Zahl Querverbünde in Deutschland existierten, in denen Bäder und mehrere Versorgungstätigkeiten insgesamt steuerlich zusammengefasst wurden, ohne dass die Fi-nanzverwaltung die Zulässigkeit dieser Zusammenfassung jemals erkennbar hinterfragt hätte, ist nicht nachvollziehbar, warum der BFH es als fraglich ansieht, dass es eine entsprechende, bundesweit einheitliche Verwaltungspraxis gegeben hat. Dabei ist ja auch zu beachten, dass solche Gestaltungen in aller Regel durch verbindliche Auskünfte mit der Finanzverwaltung abgestimmt waren. Offensicht-lich gab es also eine entsprechende Verwaltungspraxis.\r\nSeite 4 von 6\r\nNicht überzeugen kann in dem Zusammenhang insbesondere der Hinweis des BFH auf den Umstand, dass in einem Entwurf des Anwendungsschreibens der Finanzverwaltung die Kettenzusammenfas-sung nicht vorgesehen war. Gerade weil dies eine Verschärfung gegenüber der alten Verwaltungspra-xis und diese mit dem gesetzgeberischen Willen unvereinbar gewesen wäre, sind in das finale An-wendungsschreiben vom 12.11.2009 ja die Formulierungen aufgenommen worden, wonach die Ket-tenzusammenfassung weiterhin zulässig ist.\r\nBestätigt wird das im Grunde auch durch die vom BFH herangezogene Auswahl an Literaturmeinun-gen zur Zulässigkeit der Kettenzusammenfassung vor 2009. Hier leitet der BFH ein „gemischtes Bild“ aus dem Umstand ab, dass sich lediglich ein Vertreter im Schrifttum kritisch zur Kettenzusammenfas-sung geäußert hat, während die deutlich herrschende Meinung zu einem anderen Ergebnis gekom-men ist.\r\nZusammengefasst lässt sich festhalten, dass die Grundsätze zur Kettenzusammenfassung bereits vor 2009 wesentlicher Bestandteil der Verwaltungspraxis zum steuerlichen Querverbund gewesen ist und es somit auch gesetzgeberisches Ziel gewesen ist, diesen Status Quo zu erhalten. Da der BFH die Zu-lässigkeit der Kettenzusammenfassung als mit dem Gesetzeswortlaut unvereinbar ansieht, ist festzu-stellen, dass die Umsetzung dieses gesetzgeberischen Willens eine konkretisierende Neufassung des Gesetzeswortlauts erfordert.\r\n1.4\r\nAuswirkungen sind erheblich/Gesetzeskonflikt auf Ebene von Kapitalgesellschaften\r\nWie bereits eingangs ausgeführt, würde die Anwendung der Urteilsgrundsätze die steuerliche Ergeb-nisverrechnung in zahlreichen Querverbünden sowohl auf Ebene der Kommunen als auch in Stadt-werken in privater Rechtsform bzw. in Stadtwerke-Konzernen in Deutschland deutlich einschränken.\r\nAuf Ebene der Kommune betrifft dies in der Mehrheit Stadtwerke in der Rechtsform eines Eigenbe-triebs, in dem Kettenzusammenfassungen im Einklang mit der Verwaltungspraxis erfolgt sind. Hier ergibt sich insbesondere das Problem, dass die Gewinne allein aus dem Stromversorgungs-BgA mit-unter nicht ausreichen, um die Verluste aus dem Bäder-BgA abzudecken. Ohne die weitere Anerken-nung der Kettenzusammenfassung wäre also in solchen Fällen eine vollständige, steuerliche Ergeb-nisverrechnung nicht mehr möglich, mit den Folgen einer entsprechend höheren Steuerlast der be-troffenen Kommunen und von Finanzierungslücken in der Daseinsvorsorge. Das gleiche Problem stellt sich auch auf Ebene von kommunalen Eigengesellschaften (Kapitalgesellschaften) oder auch in kom-munalen Konzernstrukturen, in denen die jeweiligen Tätigkeiten in unterschiedlichen Gesellschaften in privater Rechtsform ausgeübt werden. In diesen Fällen ergibt sich aber noch ein weiteres, erhebli-ches Problem, das mit der Anwendung der BFH-Rechtsprechung einhergehen würde.\r\nAuf Ebene von Kapitalgesellschaften, in denen die Regelungen zur Spartentrennung nach § 8 Abs. 9 KStG greifen, ist zu beachten, dass anders als auf BgA-Ebene nach § 4 Abs. 6 KStG zusammenfassbare Tätigkeiten auch zwingend zusammengefasst werden müssen. Für zahlreiche in der Praxis umgesetzte gesellschaftsrechtliche Gestaltungen würde die Anwendung des BFH-Urteils der Anwendung des § 8 Abs .9 KStG entgegenstehen. Dies soll anhand des folgenden, in der Praxis sicherlich weit verbreiteten Beispiels verdeutlicht werden:\r\nSeite 5 von 6\r\nEine Stadtwerke GmbH übt die Tätigkeiten Stromversorgung, Gasversorgung, Wasserversor-gung und öffentlicher Bäderbetrieb aus. In dem Bad wird ein BHKW betrieben, das die Voraus-setzungen des BMF-Schreibens vom 11.05.2016 erfüllt.\r\nIn dem Beispiel sind die Tätigkeiten Strom-, Gas- und Wasserversorgung sowohl nach § 4 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 KStG (Gleichartigkeit) als auch nach § 4 Abs. 6 Satz 1. Nr. 3 KStG (Katalogtätigkeiten) zusam-menfassbar. Gem. § 8 Abs. 9 KStG müssen diese Tätigkeiten also einer gemeinsamen Sparte i.S.d. § 8 Abs. 9 Nr. 2 KStG zugeordnet werden. Zugleich ist jedoch die Stromversorgungstätigkeit nach § 4 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 KStG (technisch-wirtschaftliche Verflechtung) mit dem Bäderbetrieb zusammenfassbar und muss daher nach § 8 Abs. 9 KStG auch mit dem Bäderbetrieb zusammengefasst werden. Bei An-wendung des gegenständlichen BFH-Urteils müsste also die Stromversorgungstätigkeit gleichzeitig in zwei verschiedenen Sparten geführt werden, was nicht möglich ist. Die gleichen Probleme ergeben sich in Konzernstrukturen, in denen im Rahmen von Organschaften auf Ebene einer Holdinggesell-schaft steuerliche Ergebnisse aus diversen Tätigkeiten der Organgesellschaften steuerlich zu erfassen sind.\r\nDieser Gesetzeskonflikt wäre im Beispielsfall nur in der Weise auflösbar, dass die Tätigkeiten Strom-versorgung und Bäderbetrieb einerseits und die Tätigkeiten Gasversorgung und Wasserversorgung andererseits auf zwei verschiedene Gesellschaften aufteilt werden. In Konzernstrukturen wären ver-gleichbare Maßnahmen erforderlich. Dies würde einen tiefgreifenden Eingriff auf bestehende gesell-schaftsrechtliche Strukturen im Konzern, die auch im Vertrauen auf den Bestand der Grundsätze der Kettenzusammenfassung umgesetzt wurden, darstellen.\r\n2.\r\nDringender Handlungsbedarf\r\nAus unserer Sicht sind die dargestellten Konsequenzen der BFH-Rechtsprechung sowohl in finanzieller als auch in organisatorischer Sicht für die betroffenen Kommunen bzw. kommunalen Unternehmen nicht zumutbar. Insbesondere mit Blick auf den gesetzgeberischen Willen, demzufolge die Verwal-tungspraxis vor 2009 dauerhaft rechtssicher erhalten bleiben sollte, halten wir den Erlass eines Nicht-Anwendungserlasses für geboten; erteilte verbindliche Auskünfte dürfen nicht aufgehoben werden.\r\nDa nicht auszuschließen ist, dass sich der BFH in weiteren Verfahren zur Kettenzusammenfassung äußern könnte, halten wir zudem eine Gesetzesänderung – möglichst mit Wirkung für die Vergangen-heit - für erforderlich. In dem Zusammenhang müssten aus unserer Sicht noch weitere Problemfelder, die sich in den letzten Jahren mit Blick auf die gesetzlichen Regelungen zum steuerlichen Querver-bund aufgetan haben, ausgeräumt werden.\r\nBeispielhaft weisen wir etwa auf die Reglung des § 15 Satz 1 Nr. 5 KStG hin, die sich mit der Frage befasst, unter welchen Voraussetzungen und mit welchen Prämissen die Spartentrennung auf Ebene eines Organträgers vorzunehmen ist. Auch hier ist zu konstatieren, dass der Wortlaut des § 15 Satz 1 Nr. 5 KStG zumindest nicht eindeutig in allen Konstellationen sicherstellt, dass die Verwaltungspraxis vor 2009 auch nach der Kodifizierung des steuerlichen Querverbundes rechtssicher erhalten bleibt.\r\nInsofern sei auf die Ausführungen des BFH in seinem Urteil vom 14.03.2024 (V R 51/20) verwiesen, wonach das Gericht lediglich wegen des Verböserungsverbots offengelassen hat, ob Tätigkeiten von Organgesellschaften, die kein Dauerverlustgeschäft im Sinne des § 8 Abs. 7 Satz 2 KStG ausüben, in jedem Fall der einheitlichen Sparte des § 8 Abs. 9 Satz 1 Nr. 3 KStG zuzuordnen sind. Dieser Hinweis\r\nSeite 6 von 6\r\ndes Gerichts lässt erahnen, dass das Gericht hier zu einer Sichtweise gelangen könnte, die Querver-bunds-Gestaltungen im Rahmen von ertragsteuerlichen Organschaften umfassend ausschließen könnte. Deshalb sehen wir u.a. auch bei § 15 KStG dringenden Anpassungsbedarf. Gerne möchten wir diese Themen mit Ihnen in einem persönlichen Gespräch diskutieren. Mit Blick auf eine Gesetzesänderung würden wir mit Ihnen dann auch gerne die zu beachtenden beihilferecht-lichen Fragestellungen erörtern. Über die Einladung zu einem persönlichen Gespräch würden wir uns sehr freuen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015630","regulatoryProjectTitle":"Insolvenzanfechtung - Ausnahmen für Daseinsvorsorge schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/12/21/503416/Stellungnahme-Gutachten-SG2504010028.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Warum ist eine Ausnahme dringend geboten?\r\n• Die Lieferungen und weiteren Leistungen der\r\nkommunalen Unternehmen in den Bereichen Energie,\r\nWärme, Wasser und Abwasser sind unabdingbare\r\nDaseinsvoraussetzungen für eine jederzeit\r\nfunktionierende Gesellschaft und Wirtschaft.\r\n• Diese Leistungen müssen daher auch im Insolvenzfall\r\nden Bürgern und Unternehmen grundsätzlich zur\r\nVerfügung stehen. Das Insolvenzrecht, insbesondere das\r\nInsolvenzanfechtungsrecht, muss dem angemessen\r\nRechnung tragen.\r\n• Gerade für die Sicherung des Lebensbedarfs und die\r\nUnternehmensfortführung bedarf es bei Insolvenzanfechtungen\r\neiner Ausnahmeregelung für den\r\nBereich der leitungsgebundenen Ver- und Entsorgung.\r\nDie Insolvenzordnung (InsO) ermöglicht es Insolvenzverwaltern unter\r\nbestimmten Voraussetzungen, Zahlungen des Schuldners, auch\r\nschon jahrelang vor der Insolvenzantragstellung erfolgte, anzufechten\r\nund vom Zahlungsempfänger zurück zu verlangen.\r\nDies und die besonders anfechtungsfreundliche Rechtsprechung des\r\nBundesgerichtshofs haben dazu geführt, dass die Insolvenzanfechtungspraxis\r\nden allgemeinen Wirtschaftsverkehr und besonders den\r\nBereich der Daseinsvorsorge vermehrt mit unverhältnismäßigen und\r\nunkalkulierbaren Risiken belastet. Auch die im April 2017 in Kraft getretene\r\npunktuelle Novellierung der Insolvenzanfechtungsregelungen\r\nhaben nicht zu einer wesentlichen Änderung dieser Praxis beigetragen.\r\nUm dem mit den Änderungen verfolgten Ziel gerecht zu\r\nwerden, hätte es insbesondere aus der Sicht der kommunalen Unternehmen\r\nweitergehender Änderungen bedurft.\r\nDie Lieferungen und Leistungen kommunaler Unternehmen in den\r\nBereichen Energie, Wärme, Wasser und Abwasser erfolgen überwiegend\r\naufgrund gesetzlicher Verpflichtungen, denen sich die Unternehmen\r\nauch bei finanziell angeschlagenen Kunden – anders als andere\r\nGläubiger - nicht ohne weiteres entziehen können. Dies führt im\r\nInsolvenzfall vermehrt zu hohen Forderungsausfällen, wie sich insbesondere\r\nin den letzten Jahren gezeigt hat.\r\nKommunale Unternehmen sind insbesondere immer dann einem Anfechtungsrisiko\r\nausgesetzt, wenn sie zahlungssäumigen Kunden zur\r\nKommunale Unternehmen\r\nhalten Deutschland am Laufen\r\nDie kommunalen Unternehmen sorgen maßgeblich\r\ndafür, dass die Letztverbraucher in Deutschland zuverlässig\r\nmit Strom, Gas, Wasser und Wärme versorgt\r\nund das Abwasser und der Abfall entsorgt werden.\r\nDabei können sie sich ihren Verpflichtungen aufgrund\r\ngesetzlicher Vorgaben auch bei finanziell angeschlagenen\r\nKunden nicht ohne Weiteres durch Einstellung\r\nihrer Leistungen entziehen. Kommunalen Leistungen\r\nkommt eine besondere Bedeutung für die Fortführung\r\nvon Gewerbe- und Industrieunternehmen und\r\nderen Erhalt zu. Dieses Ziel wird durch die bestehenden\r\nAnfechtungsrisiken jedoch konterkariert. Hier bedarf\r\nes dringend einer Anfechtungsausnahme\r\nInsolvenzanfechtung\r\nAusnahme für Daseinsvorsorge schaffen\r\n2\r\nVermeidung von „Energiearmut“ oder der Einstellung ihrer unternehmerischen\r\nTätigkeit, entgegenkommen und ihre Leistungen daher\r\ntrotz Zahlungsschwierigkeiten nicht bei der ersten Möglichkeit\r\neinstellen.\r\nDenn sie sind sich bewusst, dass gerade den Lieferungen und Leistungen\r\nin den Bereichen Energie, Wärme, Wasser und Abwasser essentielle\r\nBedeutung für die Fortführung von Gewerbe- und Industrieunternehmen\r\nund deren von § 1 InsO angestrebten Erhalt\r\nzukommen. Dieses Ziel wird durch die bestehenden Anfechtungsrisiken\r\njedoch konterkariert.\r\nEs ist widersprüchlich, wenn die Rechtsprechung einerseits die existentielle\r\nBedeutung von Daseinsvorsorgeleistungen – zum Nachteil\r\ndes Leistungserbringers – hervorhebt, der Gesetzgeber andererseits\r\nim Vergleich zu sonstigen Gläubigern des Schuldners keine höheren\r\nHürden für die Insolvenzanfechtung vorsieht. Die Intention des Gesetzgebers\r\nund die Rechtsprechung zur Anfechtung bilden hier, auch\r\nnach der 2017 erfolgten Änderung der InsO, keine Einheit.\r\nDie kommunalen Ver- und Entsorgungsunternehmen unterliegen\r\nmithin derzeit nicht auflösbaren gesetzlichen und politischen Wertungswidersprüchen\r\nund werden letztendlich „bestraft“, wenn sie\r\nGutes tun.\r\nDa die insolvenzbedingten Forderungsausfälle und Rückzahlungsverpflichtungen\r\noft längere Zeiträume betreffen, sind sie daher mit erheblichen\r\nfinanziellen Konsequenzen für kommunale Unternehmen\r\nverbunden. Dies wirkt sich zunehmend auf ihr wirtschaftliches Leistungsvermögen\r\nund in der Folge auch dementsprechend negativ auf\r\ndie Kommunen und ihre Bürger aus.\r\nLeistungen der Daseinsvorsorge für in finanzielle Notlage geratene\r\nprivate und gewerbliche Kunden dürfen durch übermäßige insolvenzrechtliche\r\nAnfechtungsmöglichkeiten und dementsprechende\r\nAusfallrisiken zu Lasten der Hilfe leistenden kommunalen Unternehmen\r\nnicht sanktioniert werden.\r\nDie von kommunalen Unternehmen gesetzlich zu erbringenden Leistungen\r\nmit Energie, Wärme, Wasser und Abwasser müssen für den\r\nInsolvenzfall auf ihre wirtschaftlichen Auswirkungen auf die Unternehmen\r\nund deren Kunden überprüft und durch einen Ausnahmebereich\r\nin der InsO angemessen neu geregelt werden. Dadurch wird\r\nauch nicht der insolvenzrechtliche Grundsatz der Gläubigergleichbehandlung\r\ndurchbrochen. Denn für diese vermeintliche Gläubigerungleichbehandlung\r\ngibt es einen sachlichen Grund.\r\nDer Gesetzgeber hat dies während der Coronapandemie erkannt und\r\nim Rahmen des COVID-19-Insolvenzaussetzungsgesetz eine zeitlich\r\nbefristete Einschränkung von Insolvenzanfechtungen geregelt. Angesichts\r\nder vor allem krisenbedingten allgemeinen Wirtschaftslage bedarf\r\nes noch mehr als zuvor einer generellen Anfechtungsausnahme\r\nfür grundlegende Leistungen der Daseinsvorsorge, ohne die eine Unternehmenssanierung\r\ngar nicht erst in Betracht kommt.\r\nLetztendlich ist es auch verfassungsrechtlich geboten, wesentlich unterschiedliche\r\nSachverhalte auch unterschiedlich zu behandeln."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Dies ist bereits aus Gründen der\r\nTechnologieoffenheit geboten. Hinzu kommt, dass zum Erreichen\r\nder Klimaneutralität auch gasförmige Energieträger benötigt\r\nwerden, da Strom allein nicht zur sicheren Energieversorgung\r\nausreicht. Eine feste Quote für die Beimischung von grünen\r\nGasen läuft jedoch Gefahr, grundlegende Mechanismen der\r\nderzeitigen Dekarbonisierungsstrategie auszuhebeln. Sie muss\r\ndaher vor einer Einführung eingehend auf die Kompatibilität mit\r\ndem Emissionshandel als Leitinstrument der Dekarbonisierung\r\nsowie die Vermeidung von Bürokratieaufbau und\r\nPreissteigerungen untersucht werden.\r\nZuvorderst wäre eine Grüngasquote auf die massiven Preis- und\r\nMengenrisiken zu überprüfen. Beim Grüngas-Hochlauf ist nicht\r\ndie Nachfrage das Problem, sondern die verfügbaren Mengen.\r\nEine sichere und stabile Versorgung mit Wasserstoff kann derzeit\r\nnicht gewährleistet werden und ist zudem perspektivisch mit\r\nhohen Importkosten verbunden. Ähnliches gilt für die\r\nVerfügbarkeit von Biomethan, dessen Einspeisevolumen sich seit\r\nJahren kaum gesteigert hat – und für welches insbesondere im\r\nKraftstoffmarkt eine steigende Nachfrage erwartet wird.\r\nAufgrund der fehlenden Wirtschaftlichkeit neuer Biogasanlagen\r\n(u.a. aufgrund hoher Zinsen) wird der Markt perspektivisch kaum\r\nangebotsseitig erweitert. Eine Quote lässt dieses Problem nicht\r\nnur unberücksichtigt, sondern verschärft es voraussichtlich noch.\r\nDaher müsste vor einer Einführung die sichere und stabile\r\nVersorgung mit grünen Gasen gewährleistet werden. Nicht\r\nzuletzt die Insolvenz zweier sehr großer Biomethananbieter\r\nzeugte in der jüngeren Vergangenheit eher vom Gegenteil, die\r\nkommunalen Unternehmen z.T. hohe Verluste bescherte.\r\nZudem ist sicherzustellen, dass keine doppelten Auflagen für\r\nLetztverbraucher entstehen. Eine Quote birgt die Gefahr, die\r\nWärmeversorgung auf Grundlage von Gas erheblich zu verteuern\r\nund die Attraktivität der gasgebundenen Wärmeversorgung zu\r\nmindern. Hier besteht bereits der CO2-Preis als das primäre\r\nInstrument, welches den Umstieg zu klimaneutralen\r\nEnergieträgern anreizt. Ein steigender Preispfad, wie er im BEHG\r\nund im europäischen ETS2 vorgesehen ist, sichert den\r\nschrittweisen Ersatz fossiler Energieträger.\r\nEine zusätzliche Quote als ordnungspolitisches Additiv schwächt\r\njedoch die Anreizwirkung des CO2-Preises. Durch eine\r\nverpflichtende Quote würden zusätzliche Preisrisiken für\r\nGasvertriebe entstehen und der Wettbewerbsdruck in einem\r\nPrüfung einer Grüngas-Quote\r\nVereinbarkeit mit Emissionshandel und\r\nAusschluss von Preissteigerungen wahren\r\n2\r\nbereits knappen Markt unnötig erhöht. Am Ende könnte dies zu\r\neiner Mehrbelastung der Gaskunden über die gestiegenen\r\nVersorgungskosten führen und die Akzeptanz in Anstrengungen\r\ngegen den Klimawandel untergraben. Für Kunden, die bereits\r\naufgrund anderer gesetzlicher Vorgaben verpflichtet sind,\r\nerneuerbare Energien einzusetzen, sollte eine Grüngasquote\r\ndaher angerechnet und nicht zusätzlich erhoben werden.\r\nAuch die langfristigen Folgen einer Quote müssten geprüft\r\nwerden. Sie könnte einen Carbon-Lock-In-Effekt zur Folge haben,\r\nda ein gewisser Anteil fossilen Erdgases auf Dauer im Netz\r\nenthalten bleiben und verpflichtend weiter verteilt, transportiert\r\nund genutzt wird. Abweichende Ergebnisse der kommunalen\r\nWärmeplanung, welche näher an den lokalen Gegebenheiten und\r\nPotenziale ist, würden von einer Bundesquote verdrängt werden.\r\nIm Sinne der Technologieoffenheit sollte auch der Einsatz von\r\nCO₂-neutralen sowie CO2-armen Gasen (z.B. blauer Wasserstoff)\r\nmöglich sein. Voraussetzung hierfür ist, dass die\r\nTreibhausgasemissionen des substituierten Erdgases vollständig\r\ndurch die CO2-armen Gase kompensiert werden.\r\nBildnachweis: Natascha_adobe/stock.com"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nUnsere Ziele\r\n• Echte Technologieoffenheit herstellen\r\n• Bürokratie abbauen und Wärmenetzausbau erleichtern\r\n• Fokussierte Förderung und Fairness in der\r\nWärmeplanung stärken\r\n• Rechtliche Konsistenz und Planungssicherheit\r\ngewährleisten\r\nTechnologieoffenheit und Flexibilität bei Energiequellen\r\nsicherstellen\r\nEine erfolgreiche Wärmewende erfordert eine umfassende\r\nTechnologieoffenheit und den Einsatz verschiedener klimaneutraler\r\nEnergiequellen. Auch Wasserstoff spielt hierbei eine Rolle. Das\r\nGebäudeenergiegesetz (§ 71 Abs. 3 Nr. 5 und § 71f GEG) darf keine\r\nBeschränkungen auf bestimmte Wasserstoffarten wie grünen oder\r\nblauen Wasserstoff vorsehen, sondern muss sämtliche\r\nkohlenstoffarmen Technologien zulassen, etwa Elektrolyse,\r\nDampfreformierung aus Biogas oder Pyrolyse. Diese Vielfalt\r\nermöglicht den Markthochlauf und gewährleistet eine ausreichende\r\nVerfügbarkeit. Auch bei hybriden Heizsystemen (§ 71h GEG) ist\r\nFlexibilität entscheidend. Neben Brennwertkesseln sollten\r\nTechnologien wie Blockheizkraftwerke (BHKW) und Brennstoffzellen\r\nberücksichtigt werden, insbesondere in großen kommunalen\r\nGebäuden. Zudem sollte die Deckelung von Biomasse in großen\r\nFernwärmenetzen (§ 31 Abs. 2 WPG) gestrichen werden, um lokal\r\nverfügbare Potenziale effizient zu nutzen. Gleichzeitig sollte Wärme\r\naus Altholz IV als erneuerbare Wärme anerkannt werden, um\r\nzusätzliche Optionen zur Dekarbonisierung bereitzustellen.\r\nDer VKU setzt sich daher für umfassende Technologieoffenheit für\r\nWasserstoff, die Einbeziehung von KWK-Technologien in\r\nHybridheizungen und die ersatzlose Streichung der Biomasse-\r\nDeckelung ein, um Flexibilität und Effizienz in der Wärmewende\r\nsicherzustellen.\r\nBürokratie abbauen und Praxistauglichkeit verbessern\r\nDer Weg zur Klimaneutralität darf nicht durch unnötige Bürokratie\r\nund praxisferne Regelungen blockiert werden. Die Regelungen zu\r\nWasserstoffnetzausbaugebieten (§ 71k Abs. 2–6 GEG) stellen\r\nNetzbetreiber und Kommunen vor eine kaum umsetzbare Aufgabe.\r\nEs wird von ihnen eine Planung auf Basis von unbekannten Informationen\r\neingefordert. Gleichzeitig haben diese Planungen eine\r\nhohe Rechtsverbindlichkeit (u.a. auch mit Regressansprüchen des\r\nGebäudeeigentümers gegen den Netzbetreiber). Aus diesem Grund\r\nsollten in § 71k GEG die Absätze 2-6 ersatzlos gestrichen werden.\r\nÄhnliches gilt für die Übergangslösungen bei Wärmenetzen (§ 71j\r\nGEG): Die hohen vertraglichen Anforderungen an Wärmenetzbetreiber\r\nund Gebäudeeigentümer verhindern eine effektive Nutzung\r\ndieser Regelung. Hier bedarf es einer praxisnahen Vereinfachung,\r\num Havarien zu überbrücken und den Wärmenetzausbau zu erleichtern.\r\nDarüber hinaus ist die Pflicht zur strategischen Umweltprüfung\r\n(Artikel 2 WPG) bei der Ausweisung von Wasserstoff- und Wärmenetzausbaugebieten\r\nabzuschaffen. Diese Prüfungen verzögern\r\ndie Umsetzung der Wärmeplanung erheblich, ohne wesentliche ökologische\r\nVorteile zu bieten. Schließlich sollten Veröffentlichungspflichten\r\nfür Wärmenetzausbaupläne (§ 32 WPG) auf zusammenfassende\r\nBerichte beschränkt werden, um sensible Geschäfts- und Sicherheitsinformationen\r\nzu schützen.\r\nDer VKU setzt sich für die Vereinfachung von\r\nPlanungsanforderungen und Umweltprüfungen sowie für\r\npraktikable Übergangslösungen und optimierte\r\nVeröffentlichungspflichten ein, um Bürokratie abzubauen und die\r\nWärmewende effizient und anwendungsnah voranzubringen.\r\nWärmewende\r\nEffiziente und zukunftsfähige Wärmewende\r\ndurch Optimierung von Gebäudeenergiegesetz\r\nund Wärmeplanungsgesetz\r\n2\r\nFörderungseffizienz und Zielgenauigkeit erhöhen\r\nEine effiziente und gezielte Förderung ist der Schlüssel, um die\r\nWärmewende wirtschaftlich zu gestalten und\r\ngemeinwohlorientierte Projekte zu stärken. Im\r\nWärmeplanungsgesetz (§ 19 WPG) sollte die Förderung auf die im\r\nWärmeplan als geeignet identifizierten Wärmeversorgungsarten\r\nfokussiert werden. Dies schafft Anreize für Anschlussdichten und\r\nhonoriert gemeinwohlorientiertes Handeln. Gleichzeitig ist es\r\nunabdingbar, alle Akteure fair zu behandeln. Während\r\nBezirksschornsteinfeger für die Bereitstellung von\r\nwärmeplanungsrelevanten Daten entschädigt werden (§ 11 WPG),\r\nwird dieser Aufwand bei kommunalen Netzbetreibern nicht\r\nberücksichtigt. Diese Ungleichbehandlung muss beendet werden,\r\num eine gerechte Verteilung der finanziellen Lasten sicherzustellen.\r\nDer VKU fordert eine gezielte, auf die Wärmeplanung abgestimmte\r\nFörderung sowie eine faire Entschädigung für Netzbetreiber, um\r\nFördereffizienz und Fairness sicherzustellen.\r\nKonsistenz und langfristige Planungssicherheit schaffen\r\nDie Wärmewende erfordert nicht nur kurzfristige Maßnahmen,\r\nsondern auch eine langfristige und konsistente Planung. Hierbei\r\nmüssen nationale Regelungen eng mit europäischen Vorgaben\r\nabgestimmt werden. Die Mindesterzeugungsanteile für\r\nerneuerbare Energien, unvermeidbare Abwärme und KWK-Wärme\r\nsollten sich an der EU-Energieeffizienzrichtlinie (Art. 26) orientieren\r\n(§ 29 Abs. 1 WPG). Die flexiblen Transformationspläne, die bereits\r\nmit der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW)\r\neingeführt wurden, sind ein zentraler Baustein, um langfristige\r\nZielpfade zu entwickeln. Diese Ansätze sollten nicht durch\r\nzusätzliche Anforderungen im WPG konterkariert werden. Die\r\nPflicht zur Veröffentlichung von Wärmenetzausbau- und\r\nDekarbonisierungsfahrplänen (§ 32 WPG) sollte so gestaltet werden,\r\ndass sie Sicherheits- und wettbewerbsrelevante Aspekte\r\nberücksichtigt. Eine Beschränkung auf zusammenfassende\r\nInformationen schafft einen ausgewogenen Ansatz, der die\r\nTransparenz wahrt und gleichzeitig sensible Daten schützt. Eine\r\nkonsistente und praxisgerechte Abstimmung nationaler und\r\neuropäischer Anforderungen ist dabei der Schlüssel, um langfristige\r\nPlanungssicherheit für alle Akteure im Wärmemarkt zu\r\ngewährleisten. Der VKU spricht sich für eine Harmonisierung\r\nnationaler Vorgaben mit EU-Richtlinien aus, um eine einheitliche und\r\nzukunftsorientierte Umsetzung zu gewährleisten. Flexible\r\nTransformationspläne und eine Fokussierung der\r\nVeröffentlichungspflichten auf wesentliche Informationen tragen\r\ndazu bei, Planungssicherheit und Effizienz im Wärmemarkt zu\r\nfördern.\r\nGEG und WPG praxisnah und zukunftssicher gestalten\r\nDie Regelungen des GEG und des WPG sind wichtige Schritte\r\nRichtung Wärmewende. Damit die ambitionierten Klimaziele jedoch\r\neffizient, sozialverträglich und technologieoffen erreicht werden\r\nkönnen, setzt sich der VKU dafür ein, diese Regelungen gezielt\r\nnachzuschärfen. Mit den vorgeschlagenen Verbesserungen wird die\r\nWärmewende nicht nur praxistauglicher, sondern auch\r\nzukunftssicher und für alle Akteure tragfähig gestaltet.\r\nDas Gebäudeenergiegesetz legt wichtige Grundlagen für die\r\nWärmewende, doch um tatsächliche Technologieoffenheit und\r\nPraxistauglichkeit zu gewährleisten, sind Anpassungen erforderlich:\r\n• Technologieoffenheit für Wasserstoff und alle\r\nkohlenstoffarmen Technologien sicherstellen (§ 71 Abs. 3\r\nNr. 5 i.V.m. § 71f GEG GEG).\r\n• Einbeziehung von KWK-Technologien in Hybridheizungen\r\nermöglichen (§ 71h GEG).\r\n• Bürokratische Hürden bei Wasserstoffnetzausbaugebieten\r\nabbauen (§ 71k GEG).\r\n• Übergangslösungen für Wärmenetze praxisnah gestalten\r\nund Hemmnisse beseitigen (§ 71j GEG).\r\nDas Wärmeplanungsgesetz bietet eine wichtige Grundlage für die\r\nstrategische Wärmeplanung, erfordert jedoch gezielte Anpassungen,\r\num Effizienz und Fairness sicherzustellen:\r\n• Förderung auf geeignete Wärmeversorgungsarten\r\nfokussieren (§ 19 WPG).\r\n• Faire Entschädigung für alle Datenbereitsteller\r\ngewährleisten (§ 11 WPG).\r\n• Vorgaben für erneuerbare Energien und Abwärme mit\r\neuropäischen Richtlinien harmonisieren (§ 29 WPG).\r\n• Veröffentlichungspflichten auf wesentliche Informationen\r\nbegrenzen (§ 32 WPG).\r\n• Strategische Umweltprüfungen streichen (Artikel 2 WPG)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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