{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Diese Dialoge zielen darauf ab, spezifische Anpassungsbedarfe zu erörtern, die für die unternehmerischen Aktivitäten in der Energiebranche und die Beschäftigtensituation im Unternehmen von zentraler Bedeutung sind. Themen wie die Sicherung der Energieversorgung, die Rolle von Biomethan im Energiemix, der Ausbau erneuerbarer Energien und Stromspeicher, Energieeffizienz-Fragen sowie die Wärmewende spielen eine zentrale Rolle. Ziel dieser Interessenvertretung ist es, praktische Einblicke (z.B. durch Vor-Ort-Besichtigungen) zu bieten und gezielte Vorschläge zur Verbesserung der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu unterbreiten. Auch die Erstellung und Übermittlung von Stellungnahmen und Hintergrundinformationen zu energierelevanten Gesetzesvorhaben gehört zu den Aktivitäten des Unternehmens im Bereich Interessenvertretung. 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Ein ZKM mit wettbewerblichen Ausschreibungen gewährleistet ausreichend Investitionen in neue steuerbare Kapazitäten. Ein ZKM ermöglicht langfristige Vergütungsverträge und gewährleistet einen transparenten und wettbewerbsorientierten Preisbildungsprozess, der wiederum den Markteintritt kleiner, neuer und innovativer Akteure begünstigt. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006793","title":"Vereinfachung und Standardisierung des Zertifizierungssystems für Biomethan","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Zertifizierungssystem für Biomethan sollte vereinfacht und vereinheitlicht werden, etwa durch Zusammenführung einzelner Register bzw. einem verbesserten Datenaustausch, um bürokratische Hürden abzubauen, den (grenzüberschreitenden) Handel und die Anwendung in den unterschiedlichen Sektoren zu vereinfachen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung","shortTitle":"BioSt-NachV 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/biost-nachv_2021"},{"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":"Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen","shortTitle":"Biokraft-NachV 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/biokraft-nachv_2021"},{"title":"Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Gas und das Herkunftsnachweisregister für Wärme oder Kälte","shortTitle":"GWKHV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwkhv"},{"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":"RV0006794","title":"Anpassung des Erbrechts in Bezug auf PV-Freiflächen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Alle PV-Freiflächen sind beim Erbrecht analog der Agri-PV zu begünstigen und somit dem landwirtschaftlichen Betriebsvermögen zuzuordnen, damit die drohende Erbschaftsteuerlast den Solarausbau nicht weiter hemmt. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Erbschaftsteuer- und Schenkungsteuergesetz","shortTitle":"ErbStG 1974","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/erbstg_1974"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006796","title":"Umsetzung der Stromspeicher-Strategie erforderlich ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Etablierung eines investitionsfreundlichen regulatorischen Marktumfeldes und Abbau regulatorischer Hemmnisse; Schaffung einer uniformen und transparenten Entgeltstruktur für Netzanschluss und -nutzung sowie Abschaffung der Markteintrittshürden in Systemdienstleistungsmärkte. So sind z.B. für Stromspeicher wie Pumpspeicherkraftwerke Opportunitätskosten bei der marktgestützten Beschaffung von Schwarzstartfähigkeit nach EnWG § 12h Abs, 1 Nr. 5 zu berücksichtigen.","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":"RV0006797","title":"Stärkung der kommunalen Wärmeplanung durch Abbau von widersprüchlichen  Förderanreizen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für eine erfolgreiche und kosteneffiziente Wärmewende sind Fördermittel besser mit der kommunalen Wärmeplanung zu verzahnen. Fehlanreize, die insgesamt höhere volkswirtschaftliche Kosten verursachen, sind dringend zu vermeiden.  Wärmepumpen sind dort nicht zu fördern, wo eine Erweiterung des Fernwärmenetzes sinnvoll ist. Dekarbonisierungslösungen, die im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung identifiziert werden, müssen dann für die Kommunen und ihre Bürgerinnen und Bürger verbindlich sein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006798","title":"Wärmewende ermöglichen durch Änderung von § 556 c  Abs. 1  BGB oder der Wärmelieferverordnung in Bezug auf die Ermittlung der Kostenneutralität","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Steigende Wärmekosten als Betriebskosten für Mieter sind nach § 556c BGB nicht zulässig. Auch die Wärmelieferverordnung erlaubt nach einer Umstellung auf Wärmelieferung aus einem Wärmenetz oder aus einer dezentralen Anlage die Umlage der resultierenden Kosten nur dann, wenn die Kostenneutralität für die Mieter gewährleistet ist. Nach den derzeit geltenden Vorschriften zur Ermittlung der Kostenneutralität lässt sich diese meist nicht erreichen. Das behindert neue Anschlüsse an dekarbonisierte Nah- und Wärmenetze. Hier ist nun entweder die Streichung oder Änderung von § 556 c  Abs. 1  BGB oder eine Änderung der Vorschriften zur Ermittlung der Kostenneutralität in der Wärmelieferverordnung dringend erforderlich.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"},{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012486","title":"Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ermöglichen - Pragmatisches Vorgehen bei der Definition von H2","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die delegierten Rechtsakte (delegated acts) der Europäischen Kommission zur Definition von Wasserstoff sollten so ausgestaltet werden, dass der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft gelingen kann. Bei dem delegierten Rechtsakt zu Wasserstoff auf Basis von Erneuerbarem Strom (RFNBOs) sollten Intermediäre zugelassen werden. Es ist marktübliche Praxis, dass Akteure Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen ankaufen (PPAs), die aber nicht unbedingt selbst einen Elektrolyseur betreiben. Sie fungieren als Intermediäre. \r\nFür Wasserstoff mit niedrigem CO2-Gehalt (low-carbon hydrogen) ist für den Markthochlauf ebenfalls eine pragmatische Definition dringend erforderlich.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014119","title":"Weiterentwicklung Netzentgeltsystematik","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Netzentgeltsystematik muss im Rahmen der Energiewende weiterentwickelt werden. Dabei müssen Fairness und Zukunftsfähigkeit im Vordergrund stehen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015817","title":"Einführung einer Grüngasquote","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Engie befürwortet die Einführung einer Grüngasquote, um die Gasversorgung pragmatisch, effektiv und entlang eines verlässlichen Pfades zu dekarbonisieren. Biomethan spielt dabei als Erfüllungsoption eine zentrale Rolle. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020023","title":"PPAs als Teil eines funktionierenden Strommarktsystems stärken","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Bei einer deutschen Umsetzung der Richtlinien der geänderten EU-Beihilfeleitlinien (Clean Industral Deal State Aid Framework (CISAF)) sind die Auswirkungen auf den Strommarkt und insbesondere auf das Geschäft der langfristigen Strombezugsverträgen (Power Purchase Agreements (PPA)) von entscheidender Bedeutung. PPAs sollten daher als mögliche Dekarbonisierungsoption für Unternehmen, die eine Förderung ihrer Energiepreise nach CISAF-Regeln erhalten, integriert werden. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022872","title":"Kraftwerksstrategie - faires Ausschreibungsdesign gewährleisten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Informationen über technische und regulatorische Notwendigkeiten zur Umsetzung des Auktionsdesigns für die kommenden Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":12,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0006790","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmechanismen - gesicherte Leistung für den Strommarkt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/72/7c/360969/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300233.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ENGIE begrüßt das Vorhaben der Bundesregierung, mit der Kraftwerksstrategie und einem \r\nKapazitätsmarkt neue Finanzierungsrahmen für Investitionen in gesicherte und steuerbare\r\nKapazitäten einzuführen und damit die Versorgungssicherheit der Stromversorgung zu gewährleisten. \r\nDie Kraftwerksstrategie sollte einen vorhersehbaren und sicheren Übergang für die Finanzierung von \r\nInvestitionen in einen zukünftigen umfassenden Kapazitätsmarkt vorsehen, der auf gleichen \r\nWettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer und geeigneten Technologien basiert.\r\nENGIE setzt sich für die Einführung eines zentralen Kapazitätsmarktes (ZKM) in Deutschland ein. Ein \r\nZKM mit wettbewerblichen Ausschreibungen gewährleistet ausreichend Investitionen in neue \r\nsteuerbare Kapazitäten. Ein ZKM ermöglicht langfristige Vergütungsverträge und gewährleistet einen \r\ntransparenten und wettbewerbsorientierten Preisbildungsprozess, der wiederum den Markteintritt \r\nkleiner, neuer und innovativer Akteure begünstigt. \r\nSehr kapitalintensive Erzeugungsanlagen erfordern eine langfristige und transparente Finanzierung. \r\nDaher sollten mehrjährige Verträge (mit einer Mindestlaufzeit von 15 Jahren) mit festen \r\nVergütungssätzen angeboten werden. Die Laufzeit der Vergütungsverträge sollte an die \r\nInvestitionsintensität gekoppelt sein, um eine kosteneffiziente Refinanzierung von Neuinvestitionen \r\nsowie von Revisionen oder Modernisierungen in bestehenden Anlagen zu ermöglichen. \r\nVergütungsverträge mit kürzerer Laufzeit bieten weniger Transparenz, reduzieren die Risikominderung \r\ndes Projekts und führen daher zu höheren Finanzierungskosten. Die Vorlaufzeiten für Auktionen (vor \r\nder Verpflichtungsperiode) und die kontrahierten Mengen sollten die Einschränkungen der jeweiligen\r\nTechnologien bei der Erbringung der erforderlichen technischen Anforderungen widerspiegeln (De\u0002rating) und gleichzeitig so bemessen sein, dass ausreichend Bieter teilnehmen können, um eine \r\nwettbewerbsfähige Preisgestaltung zu ermöglichen. \r\nENGIE äußert ernsthafte Bedenken hinsichtlich der Eignung anderer Kapazitätsmarktmodelle oder\r\nverpflichtender Hedging-Anforderungen, Versorgungssicherheit gewährleisten zu können.\r\nEin Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging birgt ein erhebliches Risiko der \r\nÜberregulierung bewährter Praktiken bei freiwilligen Absicherungsstrategien, wodurch der Wettbewerb \r\neingeschränkt und die Kosten für Verbraucher unnötig erhöht werden. \r\nEin dezentraler Kapazitätsmarkt, ob alleine oder als Teil eines kombinierten Kapazitätsmarktes, bietet \r\nnicht den geeigneten Rahmen für das Angebot langfristiger Vergütungsverträge, die erforderlich sind \r\num Investitionen auszulösen. Das französische Beispiel zeigt, dass die Behebung dieses Mangels \r\ndurch ein zusätzliches Instrument für Langzeitverträge nicht effizient und daher nicht angemessen ist, \r\ninsbesondere im deutschen Kontext. Ohne langfristige Vergütungsverträge wird es nur unzureichend \r\nInvestitionen in neue Erzeugungskapazitäten geben.1\r\n\r\nAls globales Energieunternehmen ist ENGIE in mehreren europäischen Ländern mit unterschiedlichen \r\nAusgestaltungsformen von ZKM tätig, darunter Belgien, Großbritannien und Italien, die eine Fülle von \r\nErkenntnissen für eine kluge Politikgestaltung in Deutschland bieten. Eine Abweichung von den in \r\nmehreren Mitgliedstaaten erarbeiteten best practices beim Kapazitätsmarktdesign, die von der \r\nEuropäischen Kommission genehmigt wurden, würde letztlich Investitionen verzögern und den \r\nAusblick auf Versorgungssicherheit verschlechtern. ENGIE freut sich darauf, mit Ihnen über den \r\nbesten Weg zur Gewährleistung einer zuverlässigen und bezahlbaren Energiewende zu diskutieren.\r\n\r\n1 Mit Ausnahme des derzeitigen französischen Modells eines dezentralen Kapazitätsmarktes mit \r\nVersorgungssicherheitsoptionen sind alle Kapazitätsmärkte in Europa zentrale Kapazitätsmärkte. Mit dem Auslaufen der beihilferechtlichen Genehmigung plant Frankreich bis zum Winter 2026/27 auf einen zentralen Kapazitätsmarkt umzustellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006790","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmechanismen - gesicherte Leistung für den Strommarkt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/59/d4/390936/Stellungnahme-Gutachten-SG2412290001.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":"Resource adequacy and hydrogen-ready CCGTs: Germany plans to phase-out coal fired power \r\nplants “ideally” by 2030, eight years before 2038, the exit date specified in the coal exit law. This \r\nincreases the need for timely investments in back-up capacities as Germany faces a structural \r\ncapacity gap estimated at 21 GW of new-built capacity required online by 2030. \r\nTo address both resource adequacy and the market ramp-up of hydrogen-ready generation \r\ntechnology, Germany’s power plant strategy foresees a total of 12.5 GW of new and \r\nmodernized CCGTs, of which 7.5 GW will be hydrogen ready to run on pure hydrogen as from the \r\n8th year of operation. \r\n• Important for ENGIE is clarity on the auction design and a fair risk sharing regarding the \r\nfuture availability of hydrogen. Many details remain unclear at this moment, amongst \r\nwhich stand out opened questions regarding unilateral risks for operators in the event of \r\nbeing unable to execute a hydrogen fuel switch as a result of events that are not the \r\nresponsibility of the plant operators.\r\nRegarding the planned introduction of a CRM by 2028, BMWK is currently favoring a combined \r\nCRM, consisting of a first segment with a centralized CRM for capital intensive new-built \r\ncapacities with 15 year long duration capacity contracts and a second segment with a \r\ndecentralized 3 year forward market for capacity-obligations similar to the French CRM design. \r\n• ENGIE advocates for a centralized CRM design, allowing for the participation of BESS \r\nand the provision of long-term contracts to incentivize investments in new capacity by \r\nnew players. The duration of remuneration contracts should be linked to investment \r\nintensity for a cost-effective refinancing of new investments, as well as for major overhauls \r\nand lifetime extensions of existing assets. Capacity contracts with shorter duration (as in a \r\ndecentralized capacity-obligations market) are providing less visibility, will reduce risk \r\nmitigation of the project and will therefore result in higher financing costs.\r\n• ENGIE voices concerns over the capability of other CRM designs such as the combined \r\nCRM, and policy measures such as hedging requirements to sufficiently and timely \r\ndeliver resource adequacy. As a global energy player ENGIE is active in several European \r\ncountries with different centralized CRM designs, amongst which Great-Britain, Belgium \r\nand Italy, offering a wealth of insights for improved policy designs in Germany. We believe \r\nthat a deviation from best practices acquired in several European Member States in \r\nCRM design and approved by the European Commission would eventually delay \r\ninvestment and worsen the adequacy outlook.\r\nRegarding BESS, the Ministry of Economic Affairs (BMWK) published a power storage strategy in \r\nMarch 2024 identifying regulatory barriers to the development of BESS. The strategy identifies \r\nneeds of action, but the proposed measures could be more ambitious. \r\nCorporate | Public Affairs\r\nThe BNetzA has already initialized first reforms such as accelerated planning, permitting and grid \r\nconnection procedures. In the medium term, a lack of grid connections will continue to remain \r\na major hurdle to BESS project development. \r\nValuable reforms on co-located BESS market integration are expected to take effect as from July \r\n2025 and July 2026 respectively, enabling the market-based use of RES co-located BESS assets \r\nwithout losing green GoOs. The implementation should be well prepared with sufficient lead \r\ntime and in close cooperation with the industry. \r\n• ENGIE advocates for a clear and comprehensive investment framework, e.g. a \r\ntransparent and uniform system of grid connection fees and costs, permanent grid fee \r\nexemptions beyond 2029 (currently only 3 year prolongation of exemptions) and a level-playing field for BESS as a flex option in the upcoming CRM design and system/ancillary \r\nservices markets."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006790","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmechanismen - gesicherte Leistung für den Strommarkt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/bf/390938/Stellungnahme-Gutachten-SG2412290003.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":"Negative price episodes in day-ahead power markets in Europe are not new. Negative \r\nprices happen when a high and inflexible power generation appears at the same time as \r\nlow electricity demand.\r\n• Over the past years, occurrences and intensity have increased though significantly \r\nand for quite different reasons :\r\no Renewables growth in Germany both wind from 60 GW in 2019 to 75 GW by the \r\nend of 2024 and according to targets, up to 80-115 GW in 2030) and solar from 50 \r\nGW in 2019 to 100 GW by the end of 2024 and up to 150-200 GW in 2030). In \r\nGermany, residential rooftop solar accounts for 37% of all installation and \r\ncommercial and industrial rooftop solar for 31%.\r\no Decentralized solar PV in The Netherlands (total solar capacity from 15 GW at \r\nthe end of 2021 to 30 GW at the end of 2024, increase mainly driven by \r\ndecentralized capacity). \r\nCorporate | Public Affairs\r\no Strong hydro event in France and Iberia, coupled with export restrictions. Hydro \r\nproduction rose by 46 TWh year on year in Europe, for the eight first months of \r\n2024, the biggest increase for a single source of supply (ahead of solar +39 TWh, \r\nwind +26 TWh nuclear +19 TWh.\r\no Low power demand in Europe, after a decline of 7% between 2021 and 2023, \r\nfinal power demand barely recovered 1-1.5% in 2024.\r\no Power interconnection capacity between countries could face congestion, \r\nhard to anticipate given the complexity of the power grid management.\r\nReminder: Day-Ahead electricity prices are the results of a single European auction, organized \r\nevery day for the 24 hours of the next day. The price in each zone depends on supply-demand \r\nequilibrium, taking into account the possible imports/exports (determined by the TSO \r\n(Transmission System Operator)). The price limits in the day-ahead auction are set at -500 and \r\n+4000 €/MWh. \r\nThe Day-Ahead price can be negative when there is too much supply (production) compared to \r\nthe sum of demand and exports. This typically happens when there is a high amount of \r\nrenewable production (typically solar production in the summer and wind production in the \r\nwinter), combined with low demand (for instance, due to holiday/Sundays period). \r\n1 Is it a problem to have negative prices ? \r\nAs such, if not too frequent or too extreme, having negative prices only translates the \r\ninformation that there is oversupply in the system and that the market encounters \r\ndifficulties to absorb it. Having clear price signals in the markets is key to (i) trigger the optimal \r\ndispatch and (ii) contribute to giving investment signals. Investments in storage assets are \r\ntriggered by price differences between moments of scarcity (high prices) and moments of \r\noversupply (low or negative prices)\r\nHowever, having negative prices could be a problem for individual actors that do not have the \r\npossibility to adjust their consumption and therefore lead to bankruptcy/default. Moreover, this \r\ncould undermine the investment in renewable capacity (wind or solar), especially at a time \r\nwhen public financial support for developing renewables is challenged. \r\n2 How to mitigate this problem ?\r\nFrom a pure energy market perspective, this negative prices environment is the demonstration \r\nof a lack of flexibility in the power system. \r\n• On the short term, it is important to let the market optimize the dispatching of production \r\nassets. In events of negative prices, this will naturally lead to a reduction (“self\u0002curtailment”) of the production, including the renewable one. It is key that the market \r\nis becoming more flexible, both on the demand and on the production side.\r\n• On the long term, one has to let market participants develop flexible assets such as BESS \r\n(Battery Energy Storage Systems), pump storage or flexible gas power plants (CCGT, \r\nwhich could be decarbonized in the future by burning e.g. biomethane or renewable H2) \r\nand demand side management tools, and offer their services to Transmission System \r\nCorporate | Public Affairs\r\nOperators. Flexible assets must be developed by the market, not by Transmission or \r\nDistribution System Operators. Additional long-term flexibility, e.g. electrolyzers and \r\nhydrogen storage facilities to allow for the long-term storage of RES production, is needed \r\nto ensure energy system resilience and resource adequacy. This requires (i) price signals \r\nin the markets and (ii) adequate support mechanisms such as CRM (capacity \r\nremuneration mechanisms). \r\nFrom a regulatory perspective, several actions could favor a swift development of flexible \r\ncapacity in the European power market:\r\n• A regular assessment of flexibility needs (every 2 years, for at least the next 5 years) \r\nis requested by the EMD Reform. Each Member State, based on this flexibility \r\nassessment may define an indicative national objective for demand response and \r\nstorage. If necessary to achieve the objectives, Member States may adapt their \r\nCapacity Remuneration Mechanism, if present, or create a new support mechanism \r\nspecifically for new non-fossil flexible capacity.\r\n• Enhance the development of demand side management by enacting a new network code \r\non demand response (currently drafted).\r\n• Monitor the development of decentralized renewable energy production and \r\nremoving wrong incentives such as net metering which could deter grid stability. \r\n3 What should be avoided ? \r\n• Review bidding zones: in Germany, a potential split of markets in different bidding zones \r\nis likely to exacerbate the phenomenon of negative prices, especially in the North of \r\nGermany where there is important wind production. \r\n• Developing new interconnection will most likely not solve this issue: of course, TSOs \r\nshould maximize the cross-zonal capacity that is allocated to the market in order to \r\nmaximize the possibility of commercial exchanges between the market participants in \r\nEurope. In particular, it is key that countries producing too much (cheap) energy are able \r\nto export to countries having an interest or need to buy this (cheap) energy. However, the \r\nsituations of oversupply (i.e. occurrence of negative prices) are in most of the cases \r\ncommon to several neighboring countries (i.e.: when there is oversupply in one country, \r\nthere is most likely oversupply in adjacent countries, because the wind is blowing and the \r\nsun is shining across borders…). Hence, there is little room for increasing the \r\npossibility to export the excess of energy compared to current situation. \r\n4 Focus on Germany: ENGIE expectations\r\n• Negative prices and reform of RES support scheme: beginning of July 2024 the \r\ngoverning coalition agreed on the economic stimulus package “growth initiative”, \r\nCorporate | Public Affairs\r\npresenting a variety of measures to boost short-term economic growth, covering also \r\nreform plans in the energy and electricity sectors.\r\nIt was agreed to stop remuneration for new RES assets during negative prices as from \r\nJanuary 2025 and corresponding legislation is expected this autumn/winter. When the \r\ngeneral remuneration is determined by tenders, it is very important that this change will \r\napply only to assets with tender participation as of January 2025. The bidder has to \r\nconsider the reduced number of remunerated hours to avoid a loss-making project.\r\n• Also, in accordance with the EU EMD requirement to introduce CfDs for new RES assets \r\nby mid-2027, it was agreed by the German government to switch RES-financing for new \r\nassets in perspective to CAPEX support. The Ministry of Economic Affairs (BMWK) \r\npublished a white paper on electricity market policy reform options also discussing \r\na variety of CfD design options.\r\n• Currently the government is favoring the introduction of CAPEX support for RES in \r\ncombination with a “capability-based” CfD. Few preliminary remarks. Important for \r\nENGIE is clarity on the short-term investment framework for RES (CfD design) to \r\nmaintain investor’s confidence and to not slow-down the deployment of RES and to not \r\njeopardize the ambitious RES targets in Germany with a disruptive reform. The \r\nmanagement of volume risk which arises from increasing numbers of negative price \r\nevents is paramount to project bankability. A volume- based support that foresees the \r\npossibility to recover curtailment-based production and revenue losses based on a \r\npredefined number of full load hours over the asset lifetime could mitigate negative price \r\ncurtailment risk."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006791","regulatoryProjectTitle":"Festlegung eines ambitionierten nationalen Biomethan-Ausbauziels ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/04/bd/390940/Stellungnahme-Gutachten-SG2412290002.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":"Germany has witnessed impressive growth of renewables in the past years, they represent \r\nnow 57% of the country’s electricity mix (in the first half of 2024). However, their share weighs \r\nsignificantly less when considering Germany’s total primary energy consumption, still dominated \r\nby fossil fuels with 77%, thereof ~ 25% natural gas.\r\n. Germany’s target of net-zero emissions by \r\n2045 remains therefore ambitious and will need to leverage many decarbonization options. \r\nNext to increased energy efficiency and electrification, the use of renewable and low-carbon \r\ngases will play a complementary role in sectors or specific cases where electrification is hard \r\nor impossible to implement:\r\n• In the power sector to balance the grid with storable and dispatchable energy\r\n• In industry for high temperature heat or as feedstock\r\n• In existing buildings via hybrid heat pumps or renewable gas boilers\r\n• In heavy-duty road and maritime transport\r\nAll vectors come along with different benefits and risks. A crisis-proof and resilient energy \r\nsystem must therefore be built on several pillars that are increasingly decarbonized – power, \r\nmethane and hydrogen. \r\nCost-competitiveness of different renewable and low-carbon gases\r\nTable: Cost ratio between natural gas + CO2 price and different renewable/low-carbon \r\noptions.\r\n \r\n(reading example: the cost of Nat Gas + CCS is 1.5 times the cost of Nat Gas + ETS allowance price)\r\n2025 2030 2040 2050\r\nMethane (CH4)\r\nNat Gas + ETS 1 1 1 1\r\nNat Gas + CCS 1.5 1.3 1 0.9\r\nBiomethane* 2 2 1.7 1.5\r\nE-methane 4 - 8 3.5 - 6 2.2 - 3.2 1.9 - 2.4\r\nHydrogen (H2)\r\nGreen H2 \r\n(low value not fully RED\u0002compliant in the short term!)\r\n6 2 – 4 1.2 – 2 1 - 1.5\r\nBlue H2 - 1.3 1.0 0.9\r\n* Based on ENGIE internal cost curve. External sources provide lower cost of biomethane, notably the BIP cost study (2023)\r\nWith a cost of around 2 times the current price of natural gas + CO2 in the coming years, biomethane \r\nis mid-range when comparing different renewable and low-carbon alternatives to natural gas. \r\nHowever, such a purely production cost-based comparison does not properly factor in many \r\nbenefits.\r\n\r\nA cost comparison between natural gas and renewable/low-carbon gases like biomethane is not \r\nappropriate in the longer run. Among these reasons, the underlying gas price scenario does not assume \r\nmajor gas price increases until 2050 – it is a “crisis-free” scenario. And there is nothing to suggest that \r\ngas prices will remain reasonably low and stable over this period.\r\nIt must also be noted that the underlying CO2 price scenario does not reflect a trajectory to net zero, \r\nas it can be assumed that further decarbonization will not only be driven by the EU ETS but also through \r\nregulation (incl. new energy taxes and/or prohibition of certain technologies) or subsidies to climate\u0002friendly solutions. These measures are also likely to be taken within the same timeframe, and \r\nrenewable/low-carbon alternatives would consequently be much more competitive compared to \r\nnatural gas.\r\nBiomethane is available today and its development can be accelerated in the coming years. It is \r\ncomplementary to H2 in terms of timing and utilization.\r\nBiomethane from anaerobic digestion is a mature technology and can be used in existing gas networks, \r\nstorages, gas-fired power plants, industrial processes (heat, feedstock) and end-user appliances (gas \r\nboilers, CNG/LNG vehicles). With the right incentives and simplified permitting, its development can \r\nbe accelerated immediately. Hydrogen-based solutions need more time to be developed at a larger \r\nscale and require new infrastructure and investments on end-consumer side (adaption of industrial \r\nprocesses, new equipment), to be made successively when existing assets reach the end of their \r\nlifetime. Biomethane is thus complementary in time, helps to avoid stranded assets and allows for a \r\nsmoother transition. It is also complementary in terms of utilization, as direct hydrogen use is less \r\nsuitable for some applications such as heating in industry and buildings, maritime shipping, etc. \r\nBiomethane provides an insurance against price volatility and security of supply risks.\r\nIn geopolitically turbulent times, price volatility and possible future supply crises are risks for natural \r\ngas-based solutions, including blue hydrogen. Also renewable power and hydrogen are vulnerable to \r\nsupply chain bottlenecks and disruptions. Biomethane, in contrast, can rely on a European value chain \r\n(equipment and feedstock) without strategic dependence on fuel, raw materials or component \r\nimports. \r\nIndeed, when gas prices reached levels way above the production cost of biomethane during the last \r\nenergy price crisis,3 the sector experienced an unprecedented demand for so-called “Biomethane \r\nPurchase Agreements (BPAs)” – equivalent to long-term PPAs in the renewable power sector. ENGIE \r\nhas concluded such biomethane contracts for instance with clients like ARKEMA or recently with BASF.\r\nBiomethane comes along with further positive externalities, that are not (yet and fully) reflected in \r\nits price.\r\nFinally, biomethane creates further benefits for players outside the energy system or society as a whole \r\n– considered as “externalities” as they are impossible or very difficult to price in. Next to the \r\ncontribution to resilience and security of supply, these include GHG savings beyond the value of the \r\nEU ETS price and even negative emissions / carbon removals from the atmosphere when combined \r\nwith CCS, creation of jobs and economic activity in rural areas, waste treatment solutions for \r\nmunicipalities and benefits for farmers. The latter play a key role in a context of agricultural transition \r\ntowards greater sustainability: farmers can benefit from extra revenues or savings through \r\n3 TTF monthly gas futures peaked at more than 340 EUR/MWh in August 2022 and remained above biomethane production \r\ncost levels throughout the 2nd half of 2022.\r\n\r\nparticipating in biomethane production, selling their feedstocks, receiving digestate which replaces \r\nfossil fertilizers, experimenting with new and sustainable cropping practices, etc.\r\n***\r\nANNEX\r\n1. Germany has the greatest potential for biomethane production in Europe, even without using \r\ncontentious crops\r\nSource: Guidehouse/EBA Biogases towards 2040 and beyond, April 2024\r\n2. Quantification of positive externalities of biomethane\r\nThese are benefits outside the energy system creating value for other players or society as a whole \r\nand they are offered free of charge or at too low a price. They have been quantified as shown in the \r\nchart below: The production cost of biomethane of between 90 to 125 EUR/MWh are offset by benefits \r\nfor the community in a range of 84 EUR/MWh to 175 EUR/MWh."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006791","regulatoryProjectTitle":"Festlegung eines ambitionierten nationalen Biomethan-Ausbauziels ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/98/65/558441/Stellungnahme-Gutachten-SG2506270058.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ENGIE hat sich zum Ziel gesetzt den Übergang zur Klimaneutralität aktiv mitzugestalten. In Deutschland planen, bauen, betreiben und vermarkten wir Wind-, Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen sowie Pump- und Batteriespeicher. Industriekunden, Kommunen und die Wohnungswirtschaft begleiten wir bei der Umsetzung ihrer Nachhaltigkeitsziele mit der Optimierung des Verbrauchs sowie der Ausführung und dem Betrieb hocheffizienter gebäude- und energietechnischer Systeme.\r\nMit Konzepten für Energieeffizienz, klimafreundliche Wärmeversorgung, Mobilität und Digitalisierung unterstützen wir bei der Entwicklung von zukunftsfähigen Quartieren. Wir handeln mit Strom und Gas, versorgen Endkunden mit Energie, bieten fachübergreifende Engineering-Lösungen im Bereich Energie, Wasser und Infrastruktur und gehören zu den führenden Gasspeicherbetreibern in Deutschland.\r\n•\r\n~ 5.900 Mitarbeitende und ~ 3 Mrd. Euro Umsatz in Deutschland\r\nFür eine erfolgreiche, kosteneffiziente Energiewende sind noch viele Schritte zu gehen und dies sind aus Sicht von ENGIE wichtige Weichenstellungen:\r\n•\r\nNationales Biomethan-Ziel und eine Grüngasquote (insb. für den schwer zu dekarbonisierenden Wärmesektor) Biomethan ist ein erneuerbarer Energieträger „made in Europe“, der wetter- und tageszeitunabhängig verfügbar ist und auf absehbare Zeit deutlich günstiger als Wasserstoff sein wird. Damit kann Biomethan einen wichtigen Beitrag zum kosten-effizienten Klimaschutz - insbesondere als grünes Molekül – in allen Sektoren leisten.\r\n•\r\nVerlässlicher Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien und PPAs Der Ausbau und die Marktintegration von Erneuerbaren Energien ist essentiell, um die Kosten zu begrenzen und Unternehmen mit Grünstrom zu versorgen. Purchase Power Agreements (PPAs) spielen eine wesentliche Rolle und dürfen nicht durch die Einführung von Differenzverträgen (CfDs) unterminiert werden.\r\n•\r\nEinführung eines zentralen Kapazitätsmarktes für steuerbare Erzeugungskapazitäten (wie z.B. in Belgien) Nicht alles muss neu erfunden werden. In Belgien gibt es einen gut funktionierenden, von der europ. Kommission genehmigten Kapazitätsmarkt, der auch Flexibilitäten wie Batteriespeicher explizit adressiert.\r\n•\r\nSichererer Investitionsrahmen für Flexibilitäten (z.B. Batteriespeicher) Über August 2029 hinaus sollten Batteriespeicher von Netzentgelten befreit werden. Projekte haben einen mehrjährigen Vorlauf und erfordern stabile regulatorische Vorgaben.\r\n•\r\nFaires, zukunftsfähiges Netzentgeltsystem Einspeisenetzentgelte, die derzeit von der Bundesnetzagentur ernsthaft erwogen werden, hätten einen massiv negativen Einfluss auf den Investitionsrahmen z.B. für Erneuerbare Energien und Speicher und erhöhen die Finanzierungskosten der Energiewende."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006792","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung der priviligierten Einspeisung von Biomethan in das Gasnetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/e6/643488/Stellungnahme-Gutachten-SG2511250002.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":"ENGIE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets\r\nGern möchten wir als ENGIE Deutschland AG Stellung nehmen zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarkt-pakets.\r\nKlimaschutz ist eine der wichtigsten Aufgaben, die wir in diesem Jahrhundert bewältigen müssen. Die ENGIE-Gruppe hat sich zur Aufgabe gemacht, den Übergang zu einer klimaneutralen Welt aktiv mitzugestalten: Über CO2-arme Stromerzeugung, Energieeffizienzlösungen für Unternehmen und Städte und die Weiterentwicklung der notwendigen Energieinfrastruktur. Für die Möglichkeit zur Transformation des Gassektors Stellung zu nehmen, bedanken wir uns außerordentlich.\r\nWir sind der Ansicht, dass die Rolle von Biomethan für die Transformation des Gas- und Wärmesektors in den vergangenen Jahren bisher systematisch unterbewertet wurde. Die starke Fokussierung auf Elektrifizierung bei der Wärmewende stellt den Stromverteilnetzausbau vor große Herausforderungen. Die bereits vorhandene Gasinfrastruktur sollte aus Kosteneffizienzgründen für die weitere Nutzung durch grüne Gase auch im Blick behalten werden.\r\nAllein die Stilllegung von Gasnetzen (Inertisierung) könnte Kosten von ca. 50.000 Euro pro Kilometer (also insg. 30 Mrd. Euro (bei der derzeitigen Gasnetzlänge von ca. 600.000 km)) nach sich ziehen. Die Kosten für den Rückbau der Gasnetze, der in einigen Fällen erforderlich sein könnte, betragen ein Vielfaches mehr. Diesen Aspekt bitten wir bei der Entscheidung über die Zukunft der Gasnetze miteinzubeziehen.\r\nVerteilnetzentwicklungsplänen (§§ 16b – e EnWG-Entwurf)\r\nDas regionale Biomethanpotenzial ist ebenso wie das regionale Nachfragepotenzial nach Biomethan bei der Erstellung der Gasverteilnetzentwicklungsplänen zwingend mitzuberücksichtigen und muss in die Entscheidung über die Stilllegung von Gasnetzen miteinfließen. Als Basis dafür sind deutschlandweit Potenziale im Einklang mit einem festzulegenden nationalen Biomethan-Ausbauziels zu kartieren und als Biomethan-Vorranggebiete auszuweisen.\r\nNetzanschluss und Anschlussvorrang von Biomethananlagen (§ 17 EnWG-Entwurf)\r\nEs ist sehr bedauerlich, dass der Gesetzentwurf keine Regelung für einen wirtschaftlich tragfähigen Anschluss von Biomethan-Anlagen ans Gasnetz enthält. Somit bleibt weiterhin ungeklärt, wie die Netzanschlusskosten nach Auslaufen der Übergangsregelungen der Gas-Netzzugangsverordung Ende 2026 zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber aufzuteilen sind. Um die Umrüstung von Biogasanlagen und den Bau neuer Anlagen nicht zum Erliegen zu bringen, braucht es hier schnellstmöglich Klarheit und ein Konzept, das die Biomethaneinspeisung auch zukünftig noch ermöglicht.\r\nAußerdem ist es dringend notwendig, die langen Investitionszeiträume von Biomethanprojekten (Neubau und Umrüstung) bei den Kündigungsfristen zur Trennung von Gasnetzanschlüssen angemessen zu berücksichtigen. Darüber hinaus sollte das regionale Biomethanpotenzial zwingend mitberücksichtigt werden. Eine deutschlandweit systematische Kartierung der Potenziale im Einklang mit einem festzulegenden nationalen Biomethan-Ausbauziel sollte als Basis für die Ausweisung von Vorranggebieten für die Biomethaneispeisung dienen. In diesen Vorranggebieten werden Biomethananlagen dann langfristig in Bezug auf den Netzanschluss privilegiert.\r\nDie Kriterien für die Ausweisung dieser Gebiete gilt es mit allen Stakeholdern zu diskutieren.\r\nIn Frankreich, zum Beispiel, wird das Biomethan-Potenzial systematisch erschlossen:\r\n1.\r\nEin langfristiges nationales Biomethan-Ziel sorgt für Planbarkeit.\r\n2.\r\nEine Biomethan-Quote sorgt ab 2026 für den weiteren Hochlauf der Biomethan-Produktion.\r\n3.\r\nDas „Recht auf Einspeisung“ (droit à l’injection) sorgt erstens unter Berücksichtigung technisch-ökonomischer Bedingungen für eine koordinierte Netzplanung der Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber (“zoning”) mit einem öffentlichen Kapazitätsregister und einer Anschluss-Warteliste. Und zweitens wird die Kostenteilung für den Netzanschluss von Biomethan-Anlagen sowohl von Anlagen- als auch Netzbetreibern als fair empfunden. So ist z.B. der Kostenanteil der Netzbetreiber auf max. 600.000 EUR begrenzt.\r\nDarüber hinaus haben Gasverteilnetzbetreiber Szenarien erstellt, wie sich der Gasbedarf langfristig entwickeln wird, welches Biomethan-Potenzial bis wann angeschlossen werden kann, welche Auswirkung dies auf ihre Verteilnetze haben würde und wie sich dementsprechend die erforderlichen Netzentgelte langfristig entwickeln würden. Die Konsequenzen der verschiedenen erarbeiteten Szenarien auf die Verschiebung von Spitzenlast (im Winter), weg von der Gasinfrastruktur hin zur Strom- und Fernwärmeinfrastruktur, wurden ebenso bewertet. Eine bessere Berücksichtigung dieser Themen würde aus Sicht der ENGIE Deutschland AG im Sinne einer ganzheitlichen Betrachtung der Umsetzungsbedingungen einer bezahlbaren Energie- und Wärmewende einen entscheidenden Beitrag zu deren Erfolg leisten.\r\nNetzanschlusstrennung (§ 17k EnWG-Entwurf)\r\nDie im Gesetzentwurf vorgesehene Frist von zehn Jahren zur Netzanschlusstrennung ab Einreichung des Netzentwicklungsplans durch den Verteilernetzbetreiber würde für viele Biomethanprojekte, die sich aktuell in der Planung befinden, das Aus bedeuten. Hier sollte eine Entschädigungsregel vorgesehen werden.\r\nUmsetzung von Artikel 9 des EU-Gaspakets\r\nZuletzt möchten wir darauf hinweisen, dass der europäische Handel von Biomethan auch zukünftig ein zentraler Bestandteil eines funktionierenden Biomethanmarktes sein muss. Dafür braucht es nicht nur die Vereinheitlichung und Vereinfachung von Nachweisregistern, die Implementierung der europäischen Union Database inklusive praktikabler Regelungen für die Massenbilanzierung, sondern auch die Aufrechterhaltung eines Gasnetzes, das den (grenzüberschreitenden) Transport des Biomethans und die Versorgung potenzieller Abnehmer sicherstellt.\r\nEine erfolgreiche Wärmewende lässt sich nur bei gemeinsamer Betrachtung und Integration aller beeinflussenden Regularien gewährleisten - wie die Vorgaben aus dem Gebäude-Energie-Gesetz, die Kommunale Wärmeplanung und die neu zu erstellenden Verteilernetzentwicklungspläne. Die Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (bis August 2026) und der EPBD (bis Mai 2026) bieten in Verbindung mit der Absicht der Bundesregierung, das Gebäudeenergiegesetz und ggf. das Wärmeplanungsgesetz zu novellieren, die Gelegenheit, diese Aspekte sinnvoll aufeinander abzustimmen. Die nationale Umsetzung des EU-Gaspakets sollte aus Sicht der ENGIE Deutschland AG daher nicht überstürzt erfolgen, sondern integriert gedacht werden. Dabei sollte Biomethan als Alleskönner der Energiewende stets angemessene Berücksichtigung finden. Dies sehen wir in dem vorliegenden Gesetzentwurf jedoch nicht gegeben."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006794","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des Erbrechts in Bezug auf PV-Freiflächen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5a/08/316899/Stellungnahme-Gutachten-SG2406240289.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Geltendes Erbschaftssteuerrecht hemmt den Solarausbau auf der Freifläche\r\nFür Landwirte besteht nach geltendem Recht eine erbschaftsteuerliche Benachteiligung, \r\nwenn sie ihre Flächen für die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen verpachten. Land- und \r\nforstwirtschaftliches Vermögen wird bei Schenkung und Erbschaft grundsätzlich privilegiert\r\nbesteuert (hinsichtlich der Bestimmung des Vermögenswertes und einer sachlichen \r\nSteuerbefreiung). Soll auf einer landwirtschaftlichen Fläche jedoch Solarstrom erzeugt werden\r\nund wird zu diesem Zweck ein Flächennutzungsvertrag abgeschlossen, ist diese Fläche nicht \r\nmehr dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zuzuordnen, sondern dem \r\nGrundvermögen und unterliegt zudem fortan der höheren Grundsteuer B – unabhängig\r\ndavon, ob die Solaranlage bereits in Betrieb genommen wurde oder dies erst in Planung ist.\r\nDiese erbschaftsteuerliche Benachteiligung von PV-Freiflächen wird vom Gesetzgeber damit \r\nbegründet, dass die Flächen nicht mehr dauerhaft im engeren Sinne dem landwirtschaftlichen \r\nBetrieb dienen - auch wenn dies nach Ablauf des Flächennutzungsvertrags ggf. wieder der \r\nFall sein sollte. Damit entfallen erbschaftsteuer- und schenkungssteuerrechtliche \r\nErleichterungen (Befreiungs- und Verschonungsregeln), was den wirtschaftlichen Anreiz zur \r\nVerpachtung solcher Flächen stark reduziert. Die daraus entstehenden finanziellen \r\nVerpflichtungen zum Zeitpunkt der Hofübertragung können die Pachteinnahmen übertreffen \r\nund somit den Hoferben eine hohe finanzielle Last aufbürden. In der Praxis bedeutet dies, \r\ndass Landwirte häufig zögern, Nutzungsverträge für PV-Freiflächenanlagen abzuschließen.\r\nDies bremst Solarprojekte aus oder verhindert sie sogar.\r\nEine Sonderregelung existiert für Flächen, die sowohl für PV genutzt als auch intensiv \r\nlandwirtschaftlich betrieben werden (sog. Agri-PV). Sie werden bereits heute vollständig dem \r\nland- und forstwirtschaftlichen Betrieb zugeordnet, behalten somit die erbschaftsteuerlichen \r\nBegünstigungen für landwirtschaftliches Betriebsvermögen und verbleiben zudem in der\r\ngünstigeren Grundsteuer A, die im Übrigen auch für Onshore-Windflächen gilt.\r\nENGIE setzt sich für eine Änderung des Steuerrechts ein:\r\n• Alle PV-Freiflächen sind beim Erbrecht analog der Agri-PV zu begünstigen und somit\r\ndem landwirtschaftlichen Betriebsvermögen zuzuordnen, damit die drohende \r\nErbschaftsteuerlast den Solarausbau nicht weiter hemmt. \r\n• Wesentliche Energieverbände (BDEW, BSW und BNE) haben gleichlautende \r\nForderungen. \r\nDie Bundesregierung hat diese Forderung im Rahmen des Solarpaketes 1 bedauerlicherweise \r\nnicht berücksichtigt. Eine entsprechende Neuregelung könnte nun entweder im Rahmen des \r\nBürokratieentlastungsgesetzes oder des Jahressteuergesetzes erfolgen. \r\nWir würden uns sehr freuen, wenn Sie unser Anliegen unterstützen könnten.\r\nHaben Sie Fragen? Wenden Sie sich gern an uns"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012486","regulatoryProjectTitle":"Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ermöglichen - Pragmatisches Vorgehen bei der Definition von H2","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/22/2a/360453/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300155.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":"Low Carbon Hydrogen – Ad-Hoc Industry Alliance - Letter\r\n\r\nTo whom it may concern\r\n\r\nWe welcome the European Commission’s intention to quickly adopt the Delegated Act (DA) \r\non Low Carbon Fuels required by the Gas and Hydrogen Directive (Article 9). We consider \r\nthis DA as fundamental for the ramp-up of the hydrogen economy which itself is a \r\nprerequisite for the EU to become climate neutral by 2050, an objective we are all \r\ncommitted to. We are convinced that low carbon hydrogen, next to growing volumes of \r\nrenewable hydrogen, will play a key role in building up a sizeable and affordable hydrogen \r\nmarket, for the decarbonization of the industry (fuel and feedstock), for seasonal storage needs \r\nas well as fuel for dispatchable low carbon power in most Member States of the European \r\nUnion.\r\nWhile dedicated EU targets for domestic and imported renewable hydrogen for 2030 have \r\nbeen set and a corresponding regulatory framework is in place, the FID share of renewable \r\nhydrogen projects remains much too low and high costs of renewable hydrogen are expected \r\nto prevail. This development poses an existential threat to EU base material industries like \r\nchemicals and steel, which require hydrogen to decarbonize their production processes in light \r\nof declining free EUAs.Therefore, low carbon hydrogen (LCH) will become essential in \r\nsecuring the time, cost and availability gap in hydrogen supply and thus regain, safeguard \r\nand strengthen the EU’s industrial competitiveness. The latter is among the top priorities \r\non the EU agenda for the upcoming legislative cycle and has been at the core of the Antwerp \r\nDeclaration, calling for a revitalization of Europe’s industrial landscape. Against this \r\nbackground, the DA is the first opportunity for Europe to pass from words to action and \r\nmoving towards a more pragmatic, clear, stable and reliable regulatory framework.\r\nIn order to strengthen Europe’s diversity in supply of energy, imports of renewable and \r\nlikewise low carbon fuels will be indispensable in the long term. Therefore, Europe needs an \r\nenabling policy framework, creating equal and ample opportunities recognising the \r\nspecific requirements for both renewable and low carbon hydrogen, based on a \r\npragmatic approach which avoids overregulation. These are important preconditions for a \r\nswift uptake of the European hydrogen economy and therefore an important driver for the \r\nurgently needed build-up of hydrogen transport infrastructure.\r\nWe are thus calling on the Commission to consider the following points in the DA:\r\n• Take into account the lessons learned from both RFNBO delegated acts ((EU) \r\n2023/1184 & (EU) 2023/1185 set as part of RED II implementation), which should be \r\nreviewed as soon as possible and way earlier than 2028 in order to alleviate barriers for \r\nthe RFNBO uptake. Amongst other factors, the very strict criteria set out in the DA EU \r\n2023/1184 for producing renewable hydrogen after the transition phase (i.e. hourly temporal \r\ncorrelation after 2030) are considered to cause serious hurdles for project FID. The IEA\r\nestimates that in 2030 renewable hydrogen can only be produced from the grid (average \r\ngrid mix) in 10 Member States, while the challenges and prices for renewable hydrogen will \r\nremain high in the other countries until at least 2040. \r\n\r\n• It is important to treat low carbon hydrogen solely by its life cycle GHG footprint by \r\naccounting for upstream emissions and the sourcing of electricity throughout the value \r\nchain, whatever the underlying technology. This should be implemented without hindering \r\nlow carbon hydrogen development via overly complicated and unachievable criteria. \r\n• Contrary to the DA (EU) 2023/1185, which only allows for default values, also project\u0002specific/company-specific values need to be accepted to demonstrate better \r\nperformance (e.g. through virtual gas supply agreements). Existing auditing and certification \r\nbodies should be enabled to testify project-specific/company-specific upstream emission \r\nvalues in order to allow producers to speed up the production of low-carbon hydrogen. In \r\ncase project-specific/company-specific measurements cannot be provided, default values \r\nfor upstream emissions for natural gas procurement should be provided, which are\r\npotentially differentiated per country of origin. For the methane emissions calculations, \r\nthe DA should be consistent with the Methane Emissions Reduction Regulation and \r\nintroduce realistic default values for the transition period until the Methane Regulation’s \r\nmethodology comes into effect. \r\n• For electricity procurement along the low carbon value chain and particularly the\r\nelectricity usage for processes not adding to the energy content of the hydrogen (CCS, \r\nsynthesis and cracking, transport, conditioning and liquefaction) it should be possible to \r\nalso use non-RFNBO compliant renewable electricity as well as other forms of low\u0002carbon electricity via PPAs to lower the carbon footprint, as is the case for ancillary \r\nservices in electricity as well as for all other industries except hydrogen as regulated by the \r\nEU. In this regard it should also be possible to use project specific electricity CO2 values \r\nthat might contain a combination from grid-mix electricity as well as partial PPAs (project\u0002specific average electricity CO2 footprints for low carbon H2 projects). Expanding the \r\nrange of acceptable electricity sourcing options for low carbon fuel production will enhance \r\nflexibility for producers and subsequently increase the production of low-carbon fuels in the \r\nEU as well as the import of such fuels into the region. This, in turn, will facilitate the \r\naccelerated decarbonization of the industry through the use of low-carbon fuels.\r\n• The DA should be technologically inclusive, leaving room for all the technologies that \r\ncan comply with the 70% GHG emissions reduction threshold and avoid discriminations\r\nbetween different technologies - in particular, if relevant legislation is currently underway to \r\nensure reliability as it is the case for CCS (CRCF) - used to produce low carbon hydrogen \r\n(e.g. electrolysis from nuclear, steam methane reforming from natural gas with CCS,\r\nmethane pyrolysis). Any dogmatic debate about the pros and cons of different low-carbon \r\ntechnologies will only hinder the swift adoption of this much-needed DA and thus delay the \r\nrapid deployment of low carbon hydrogen. Also, any small-scale requirements having a \r\nvolume-reducing effect will counteract the EU’s competitiveness and climate \r\nambitions, with additional negative effects on industry’s competitiveness and trade \r\nrelationships.\r\nLastly, we believe that the implementation of the RED III targets for Member States to ensure \r\nhigh shares of RFNBO usage by the industry, as set out by the RED III Art. 22a, should be\r\npragmatic and complemented by supporting mechanisms to avoid jeopardizing the EU \r\nindustry’s competitiveness resulting in delocalization.\r\n\r\nWe hope that you will consider our proposals and stand at your disposal should you wish to\r\ncontinue the discussion."},"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":"2024-07-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015817","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer Grüngasquote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f9/52/623301/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300143.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":"Biomethan-Potenzial in Europa und Deutschland \r\nRolle von Biomethan für die Energiewende\r\nVorteile einer Grüngasquote \r\nFranzösische Grüngasquote und Netzanschlusssystem\r\nENGIE ist ein führender Biomethanproduzent und -lieferant in Europa. \r\nENGIES Ambitionen 2030 - 2035\r\nProduktion\r\n10 TWh pro Jahr (heute: 1,1 TWh / Jahr)\r\nVermarktung\r\n25 TWh pro Jahr weltweit (heute: 7 TWh / Jahr)\r\nINVESTITIONEN\r\n3 Mrd. Euro in die Produktion von erneuerbarem Methan bis 2030\r\n\r\nENGIEs Portfolio umfasst Biomethananlagen mit verschiedenen Einsatzstoffen, zugeschnitten auf die lokalen Gegebenheiten. Für die Belieferung von Endkunden schließen wir Lieferverträge ab, die je nach Bedarf von wenigen GWh bis zu mehreren TWh reichen und sowohl kurz- als auch langfristige Laufzeiten bieten.\r\n\r\nPraxisbeispiel: Biomethan-Abnahmevertrag mit BASF (Laufzeit: 7 Jahre, Menge: 2,7–3,0 TWh Biomethan, Ziel: Substitution fossiler Rohstoffe in der Chemieproduktion)\r\n\r\nBiomethan bietet die Möglichkeit des Übergangs in eine karbonfreie Gasversorgung durch die Möglichkeit der Nutzung der existierenden Gasinfrastruktur. \r\nMit hybriden Wärmepumpen kann Biomethan in schwer zu dekarbonisierende Sektoren der Wärmeversorgung (z.B. Altbau) eine Brücke bilden. \r\n\r\nDurch die heimische Produktion stärkt Biomethan die Resilienz in der Energieversorgungssicherheit. \r\n\r\nDer Ausbau von Biomethananlagen stagniert in Deutschland jedoch bei ~ 10 TWh und der Großteil wird aktuell in den Strommarkt über das EEG vermarktet. \r\nRegulatorik: Vorteile einer Grüngasquote\r\nDer aktuelle Förderrahmen bietet weder ausreichend Investitionssicherheit für den Bau neuer Anlagen noch bietet er genug Anreize, um Biomethan dort einzusetzen, wo es am meisten benötigt wird: im Wärmesektor und in der Industrie.\r\nEine Grüngasquote schafft von Beginn an verlässliche Nachfrage und erhöht die Kaufbereitschaft für grüne Gase (Wasserstoff, Biomethan, synthetische Gase)\r\nEin verlässlich anwachsender Quotenpfad schafft Planungssicherheit und erhöht die Investitionsbereitschaft für Produktionskapazitäten, Infrastruktur und Verbrauchsanlagen\r\nStärkung der Energiesouveränität und Reduzierung von Importabhängigkeit\r\nEuropäische Nachbarländer gehen voraus\r\nFrankreich: Biomethan-Quote ab 2026\r\nNiederlande: THG-Quote geplant\r\nFranzösische Grüngasquote und Netzanschlusssystem\r\nnationales Biomethan-Ziel: 44 TWh in 2030 (im Vergleich zu 12 TWh in 2024) \r\nGünstiger Rechtsrahmen für die Netzeinspeisung (“Droit à l‘injection”) seit 2018/2019\r\nKoordinierte Netzplanung der Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber (“zoning”)\r\n40% der Anschlusskosten zahlt der Produzent – 60% der Netzbetreiber, Deckelung für Netzbetreiber bei max. 600 000 EUR\r\nBiomethan-Quote: Gaslieferanten sind ab 2026 verpflichtet bei der Belieferung von Haushalts- und Gewerbekunden eine ansteigende Biomethan-Quote zu berücksichtigen.\r\n2026: 0.48%\r\n2027: 1.82%\r\n2028: 4.15%; ab 2029 beginnt die nächste Verpflichtungsperiode.\r\nGaslieferanten erwerben Zertifikate von  Biomethan-Anlagenbetreibern (certificats de production de biométhane - CPB). \r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-15"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015817","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer Grüngasquote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b7/69/662872/Stellungnahme-Gutachten-SG2512190088.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":"FÖRDERMECHANISMEN FÜR BIOMETHANIN FRANKREICH UND DEN NIEDERLANDEN\r\nUNSERE BIOMETHAN AKTIVITÄTEN UND AMBITIONEN\r\nENGIEs Ambitionen 2030 - 2035\r\nProduktion 10 TWh pro Jahr\r\nVermarktung 30 TWh pro Jahr weltweit\r\nWachstum durch Greenfield Projects Acquisitions Partnerships\r\nAktuelle Produktionskapazität = 1.1 TWh\r\nEnge Zusammenarbeit mit mehr als 250 Partnern aus der Lebensmittelindustrie und mehr als 500 Landwirten\r\nENTWICKLUNG DER BIOMETHAN PRODUKTION IN EUROPA\r\nBiomethan Produktion in 2023 = 4.9 bcm+18% Wachstum gegenüber dem Vorjahr\r\nDEUTSCHLAND GEHÖRT ZU DEN FÜHRENDEN LÄNDERN BEI BIOMETHAN PRODUKTION UND POTENTIAL\r\nBiogas und BiomethanProduktion pro Land 2023 (Quelle: EBA)\r\nBiomethan Produktionspotential in Deutschland 2040: > 15 bcm(~ 165 TWh)(Quelle: Guidehouse)\r\nBIOMETHAN WIRD DURCH EUROPÄISCHE ZIELE GEFÖRDERT\r\nGreenhouse Gas Emissions\r\n(reduction compared to 1990)\r\nRenewable Energy\r\n(share in final energy consumption)\r\n2023: -37%\r\n2030: - 55%\r\n2040: zu definieren\r\n2050: Net zero\r\n2023: 4.1 bcm (45 TWh)\r\n2030: 35 bcm (380 TWh)\r\n→ Von einigen Mitgliedsstaaten in\r\nnationale Ziele umgesetzt\r\n2023: 24.5%\r\n2030: 42.5%\r\n2040: ?\r\n2050: ?\r\nBiomethane Production\r\n! Verpflichtend ! Verpflichtend Unverbindlich\r\nAndere Ziele außerhalb\r\ndes Energiesektors:\r\n• Getrennte Sammlung von Biomüll ab 2024\r\n• 65% Wiederverwendung oder Recycling von Siedlungsabfällen ab 2035\r\n• Max. 10% Deponierung von Siedlungsabfällen ab 2035\r\nFÖRDERMECHANISMEN ZUR PRODUKTION UND NACHFRAGE VON BIOMETHAN\r\nNachfrageseitige Anreize Produktionssubventionen (und Transportquote)\r\nProduktionsförderung\r\nBeides\r\nInvestitionsförderung\r\nBiomethan für (Wärme &)\r\nStromerzeugung\r\nSeeverkehr\r\nIndustrie\r\nTransport\r\nStromerzeugung\r\nTransportquote (Erneuerbare\r\nEnergien Richtlinie)\r\n(Mengen- oder THG-basiert)\r\nWärmesektor\r\nStraßenverkehr\r\nEuropäischer\r\nEmissionshandel\r\nFuel EU Maritime (THG Standard)\r\nEU ETS Maritime\r\nIMO Standards\r\nNationale Grüngasquoten (z.B.\r\nCPBs in Frankreich, geplante Quote in\r\nNL, etc.)\r\nTransportquote\r\nFRANKREICH IST EIN TREIBENDER MARKT IN EUROPA\r\nErfolgsfaktoren:\r\n•\r\nLangfristige Sichtbarkeit durch nationale Ziele:\r\n–\r\n14-22 TWh in 2028 (aktueller PPE)\r\n–\r\n44 TWh in 2030 (NEKP, überarbeiteter PPE*)\r\n–\r\n2035 Ziel wird gerade diskutiert\r\n•\r\nEinspeisevergütung für Biomethan seit 2011\r\n•\r\nGünstiger Rechtsrahmen für die Netzeinspeisung(“Droit à l‘injection”) seit 2018/2019\r\n•\r\nLandwirtschaft interessiert an Biomethanproduktion und Partnerschaften mit Betreibern\r\n* PPE: ProgrammationPluriannuelled‘énergie; NEKP –Nationaler Energie-und Klimaplan 2024\r\nDYNAMISCHES WACHSTUM IN DEN VERGANGENEN JAHREN\r\n~15 TWh / Jahr\r\nProduktionskapazität mit Netzanschluss\r\n731\r\nAnlagen mit Einspeisung\r\n3.2 %\r\ndes Gas-verbrauchs\r\n+ 12% Wachstum\r\n90%der Anlagen benutzen land-wirtschaftliche und industrielle Reststoffe\r\n➢\r\n15% Obergrenze für NawaRos!\r\n85% der Anlagen werden von Landwirten betrieben\r\nNetzanschluss von 2-3 neuen Anlagen pro Woche im Jahr 2024\r\nBIOMETHAN KOMMT IN VERSCHIEDENEN ENDVERBRAUCHSSEKTOREN ZUM EINSATZ\r\n28%\r\n27%\r\n24%\r\n5%\r\n16%\r\nIndustry/process heat Residential/tertiary heating\r\nMobility Heat networks\r\nOther usages / not determined\r\nBiomethan Konsumation im Jahr 2024 basierend auf Herkunftsnachweisen\r\nKÜNFTIGES WACHSTUM HAUPTSÄCHLICH DURCH MARKT-BASIERTE,\r\nAUßERBUDGETÄRE INSTRUMENTE\r\n2024:\r\nAusschreibung für\r\nAnlagen > 25\r\nGWh/y\r\n2019:\r\n“Droit à l’injection”\r\nFIT Außerbudgetäre / markt-getrieben\r\n2026 (?): Start der\r\nTransportquote (IRICC)\r\n2026: Start der\r\nGrüngasquote (“CPBs”)\r\nSeit 2023: Anerkennung im Europäischen Emissionshandel\r\nDIE FRANZÖSISCHEN GRÜNGASZERTIFIKATE (GRÜNGASQUOTE)\r\n• Baseline = Gasverbrauch Haushalte\r\nund Dienstleistungen\r\n• Quote:\r\n– 2026: 0.48%\r\n– 2027: 1.82%\r\n– 2028: 4.15%\r\n• Pönale = 100 €/MWh\r\n• Modulation:\r\n– 1 CPB/MWh für Vergärungsanlagen\r\n< 15 Jahre\r\n– 0.8 CPB/MWh für Vergärungsanlagen\r\n> 15 Jahre\r\n– 0.8 CPB/MWh für Deponiegas\r\nProducer\r\n« grey » CH4\r\n(molecules)\r\nGas supplier Gas supplier\r\nExchange\r\nplatform\r\nGas supplier\r\nState\r\nRestitution of CPBs to the State\r\nin line with obligation\r\nCPB registry\r\nx CPBs per MWh\r\nproduced\r\n(“Modulation”)\r\nClients\r\nState\r\nBiomethane and\r\nnatural gas\r\nCPBs\r\nDer Mechanismus soll eine Biomethan Produktion von mehr als 10 TWh in 3 Jahren anregen. Der\r\nQuotenverlauf nach 2028 wird gerade diskutiert.\r\n•\r\nSeit 2018/2019: „Recht auf Einspeisung“ (unter Berücksichtigung technisch-ökonomischer Bedingungen)\r\n•\r\nKoordinierte Netzplanung der Verteil-und Übertragungsnetzbetreiber (“zoning”)\r\n•\r\nKapazitätsregisterund Warteliste\r\n•\r\nNetzverstärkende Maßnahmen (Rückverdichtung, Vermaschung) und Refinanzierung durch die allgemeinen Netzentgelte\r\n•\r\nKostenteilung der Netzanschlusskosten (CAPEX):\r\n✓\r\n40% der Anschlussleitung zahlt der Anlagenbetreiber –60% der Netzbetreiber, Deckelung für Netzbetreiber bei max. 600 000 EUR\r\n✓\r\nEinspeisestation wird vom Netzbetreiber bezahlt und an den Anlagenbetreiber vermietet\r\n✓\r\nRegelung für gemeinsame Netzanschlussmöglichkeiten (Sammelleitungen) und Kostenteilung um “firstcome, payall”-Prinzip zu vermeiden\r\n•\r\nKosten der Netznutzung (OPEX) trägt der Anlagenbetreiber durch einen Einspeisetarif 0.4-0.7 €/MWh)\r\n28 Rückverdichtungsanlagen, 22 im Bau, 13 Projekte\r\n✓\r\n200 MEUR Investitionen durch ÜNB\r\n✓\r\n275 MEUR Investitionen durch VNB (~ 2500 km Vermaschung)\r\nÜNB und VNB definieren „Netzanschlusszonen“ (zonage de raccordement)\r\nbasierend auf:\r\n– Produktionskapazitäten im Kapazitätsregister und verbleibendem\r\nPotenzial\r\n– Gasverbrauch in der Region\r\n– Stakeholder-Konsultation\r\n• Ermittlung der Notwendigkeit von netzverstärkenden Maßnahmen\r\n(Rückverdichtung, Vermaschung) um Biomethaneinspeisung zu ermöglichen\r\n➢„Investitionen / Volumen“ Kriterium\r\n• Genehmigung durch die Regulierungsbehörde\r\n• Anschlusszonen schaffen Klarheit für Anlagenbetreiber über die technischen\r\nund finanziellen Bedingungen des Netzanschlusses\r\nWARUM BIOMETHAN IN DEN NIEDERLANDEN GEFÖRDERT WIRD\r\n•\r\n3.6 MtonTHG-Einsparung durch Biomethan\r\n•\r\nVersorgungssicherheit\r\n•\r\nReduzierung der Methan-Emissionen\r\n•\r\nReduzierung der Stickstoff-Emissionen\r\n•\r\nNeuer Business Case and Perspektiven für die Landwirtschaft\r\n•\r\nSubstitution von fossilen Düngemitteln (Renure)\r\nNationales Biomethan Produktionsziel (NEKP): 2 bcm(22 TWh) in 2030\r\n* Reduzierung der Stickstoffablagerungen unter den kritischen Schwellenwert in 74% der Natura 2000 Gebiete im Jahr 2030\r\nGRÜNGASQUOTE –WAS GEPLANT IST\r\nMechanismus\r\n•\r\nVerpflichtende Quote für Gaslieferanten zur Einsparung von x% THG\r\n•\r\nVoraussichtlich ab 1.1.2027\r\nGesamtziel\r\n•\r\nUrsprünglich 3.7 MtonTHG Einsparung in 2030 (Senkung um 25% angekündigt)\r\n•\r\nJährliche Quoten für Gaslieferanten basierend auf Marktanteil an Gaslieferungen\r\nScope\r\nEU ETS 2 Sektoren: Gebäude, Straßenverkehr, kleine Industriebetriebe, Gewächshäuser, ...\r\nFunktionsweise\r\n•\r\nErfüllung der Quote durch Grüngaszertifikate (GGE) →Biomethan-Herkunftsnachweise können in GGEs getauscht werden\r\n•\r\n“Banking” von Zertifikaten möglich aber begrenzt (voraussicht. 10%)\r\n•\r\nAlternativ besteht die Möglichkeit einen Buy-out Preis von 450 EUR / ton CO2zu bezahlen\r\nBedingungen\r\n•\r\nBiomethan muss in den Niederlanden eingespeist werden\r\n•\r\nBiomethan darf keine Produktionsförderung (SDE++) erhalten\r\n•\r\nBiomethan muss Nachhaltigkeitskriteriender Erneuerbaren Energien RL erfüllen →Zertifizierung (ISCC, …) und Nachhaltigkeitsnachweis\r\n•\r\nMöglicherweise zusätzliche nationale Kriterien\r\nVERGLEICH BIOMETHAN QUOTEN FRANKREICH -NIEDERLANDE\r\nFRANKREICH\r\nNIEDERLANDE\r\nNationales Ziel\r\n44 TWh –verschiedene Instruments\r\n2 bcm(22 TWh) –verschiedene Instrumente\r\nAktuelle Produktion\r\n12 TWh Einspeisung in 2024\r\n3.2 TWh Einspeisung in 2024\r\nDesign\r\nMengen-Quote\r\nTHG-Einsparungsquote\r\nLaufzeit\r\n2026 –2028 (1. Handelszeitraum)\r\n2027 –2030\r\nVerpflichtete\r\nGaslieferanten an Endkunden\r\nGaslieferanten an Endkunden\r\nBeitrag Biomethan\r\n100% 10.5 TWh\r\n100% 0.8 bcm(8.8 TWh)\r\nBuy-out Preis\r\n100 EUR/MWh\r\n450 EUR/ton CO2\r\nSektoren\r\nHaushalte + Dienstleistungssektor\r\nHaushalte, Straßenverkehr, weitere Sektoren (ETS2)\r\nZertifikatehandel\r\nJa (CPBs)\r\nJa (Herkunftsnachweise und GGEs)\r\nBanking/Borrowing\r\nFlexibilität im 1. Handelszeitraum\r\n10% Banking, kein borrowing\r\nImpact Gaspreis\r\n~ 0.4 ct/kWh in 2028\r\n< 4-12 ct/bcmin 2030 (0.4 –1.1 ct/kWh)\r\nKriterien\r\nEinspeisung in Frankreich, nicht subventioniert, Nachhaltigkeitskriterien (EE-RL) + max. 15% NawaRos\r\nEinspeisung in den Niederlanden, nicht subventioniert. Nachhaltigkeitskriterien (EE-RL)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-02"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020023","regulatoryProjectTitle":"PPAs als Teil eines funktionierenden Strommarktsystems stärken","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/25/80/623303/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300150.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":"Industriestrompreis darf Terminmärkte und Marktintegration Erneuerbarer Energien nicht unterminieren\r\nEine stabile industrielle Basis ist essentiell für die deutsche Wirtschaft und ENGIE unterstützt die Initiative der Bundesregierung und der Europäischen Kommission die Wettbewerbs-fähigkeit, Resilienz und Dekarbonisierung der Industrie zu stärken.\r\nDie Einführung eines Industriestrompreises birgt Chancen aber auch Risiken: Wenn die auszugleichenden Stromkosten der Industrie allein am Spotmarktpreis bemessen werden, haben die betroffenen Unternehmen keinen Anreiz mehr, sich eigenverantwortlich am Terminmarkt abzusichern (Hedging). Die sinkende Liquidität an den Terminmärkten führt voraussichtlich zu höheren Preisspreads, signifikanten Mehrkosten für die übrigen Marktteilnehmer und insgesamt zu Wohlfahrtsverlusten. Die Nachfrage nach langfristigen Strombezugsverträgen aus Erneuerbaren Energien (Power Purchase Agreements – PPAs) würde ebenso untergraben und damit die Energiewende verlangsamt und unnötig verteuert.\r\nENGIE begrüßt ausdrücklich, dass nach den neuen EU-Beihilfeleitlinien (Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF)) mindestens 50% des empfangenen Beihilfebetrages in Maßnahmen zur Dekarbonisierung und Senkung der Stromsystemkosten investiert werden müssen. Sinnvoll ist insbesondere die Regelung, diese Investitionen Dritten übertragen zu dürfen. Bei der Ausgestaltung eines Industriestrompreises in Deutschland bedarf es jedoch der Konkretisierung, dass Dritte diese Investitionen auch im Rahmen von PPAs erfüllen können.\r\n***\r\nDas im Koalitionsvertrag formulierte Vorhaben der Bundesregierung, „für die anderweitig nicht weiter zu entlastenden energieintensiven Unternehmen […] eine besondere Entlastung (Industriestrompreis)“ einzuführen, könnte aus Sicht von ENGIE nicht dazu geeignet sein, dauerhaft niedrige und wettbewerbs-fähige Strompreise für die energieintensive Industrie sicherzustellen.\r\nVielmehr könnte ein staatlich garantierter Industriestrompreis schwerwiegende, nicht-intendierte negative Auswirkungen auf die Funktionsweise von Strommärkten haben, Effizienzen mindern und zu signifikanten Mehrkosten führen: Neben einer erheblichen Wettbewerbsverzerrung droht insbesondere die Liquidität an den Terminmärkten geschwächt, die Marktintegration der Erneuerbaren Energien über langfristige Stromdirektbezugsverträge (Power Purchase Agreements – PPAs) untergraben und damit die Energiewende verlangsamt und unnötig verteuert zu werden.\r\nDamit würde ein Industriestrompreis einem zentralen Vorhaben des europäischen Clean Industrial Deals und des „Aktionsplans erschwingliche Energie“ zuwiderlaufen, nämlich der Kostensenkung und Schaffung langfristiger Preisstabilität für industrielle Verbraucher durch langfristige Strombezugs-verträge (PPAs) mit Erneuerbaren-Energien-Anlagen im Rahmen eines „clean flexibility instruments“.1\r\nRISIKEN\r\n1.\r\nWettbewerbsverzerrung und Schwächung der Liquidität an Terminmärkten\r\nÜber einen Industriestrompreis erhalten bestimmte energieintensive Unternehmen einen vergünstigten Strompreis, sei es durch gedeckelte Marktpreise oder staatliche Zuschüsse. Als staatliche Beihilfe stellt ein pauschaler Industriestrompreis eine erhebliche Wettbewerbsverzerrung gegenüber nicht privilegierten Marktakteuren dar und bedürfte einer beihilferechtlichen Begründung.\r\nEin Industriestrompreis würde bei einer Referenzierung auf den Spot- bzw. Day-Ahead-Preis den betroffenen Unternehmen den Anreiz nehmen, sich eigenverantwortlich am Terminmarkt gegen zukünftige Preis- und Mengenrisiken abzusichern (Hedging).\r\nAnders als heute üblich, würden Unternehmen nicht vorausschauend ihren Bedarf, bzw. ihre Produktion gegen Risiken, die sich aus zukünftigen Preis- und Produktions- oder Verbrauchsschwankungen ergeben, marktlich durch Termingeschäfte absichern. Stattdessen würden sie incentiviert, sich auf einen staatlich garantierten Fixpreis zu verlassen (Industriestrompreis). In der Folge würde dem Terminmarkt aufgrund deutlich sinkender Handelsaktivität Liquidität entzogen.\r\nOhne eine marktbasierte Preisfindung inklusive der Anreize für eine kaufmännisch etablierte Hedgingpraxis zur Absicherung gegen zukünftige Preis- und Mengenrisiken drohen signifikante Mehrkosten für die verbleibenden Marktteilnehmer und Wohlfahrtsverluste. Denn deutlich weniger Liquidität resultiert in höheren Preisspreads, einer ungenügenden Preisfindung und erhöhter Volatilität, was sich letztendlich in Effizienzverlusten und höheren Beschaffungskosten niederschlägt.\r\n2.\r\nSignalwirkung gegen PPAs und gegen die Marktintegration der Erneuerbaren Energien\r\nMit einem Industriestrompreis würde für die betroffenen Unternehmen der Anreiz gemindert, über langfristige Strombezugsverträge (PPAs) eine preisstabile Versorgung mit erneuerbarem Strom sicherzustellen, eines der zentralen Vorhaben zur Kostensenkung im „Aktionsplan erschwingliche Energie“ des EU Clean Industrial Deals. Sowohl für den Neubau als auch für die Vermarktung von Bestandsanlagen der Erneuerbaren würde damit der Anreiz genommen, diese für einen gewissen Zeitraum (üblicherweise 1 bis 5 Jahre) außerhalb des EEG direkt zu vermarkten, um auf diese Weise:\r\na)\r\nMehrerlöse zu erzielen, die zumeist in der Projektierung und Finanzierung des Kapitaldienstes der Anlage bereits eingepreist wurden und\r\nb)\r\nden Nachfragern in Industrie und Gewerbe entsprechende Herkunftsnachweise (HKN) zur (verpflichtenden) Nachhaltigkeitsberichterstattung aber auch als Nachweis für die Inanspruchnahme von Kompensationsmaßnahmen wie der Besonderen Ausgleichsregelung oder der Strompreiskompensation zur Verfügung zu stellen.\r\nIn der Folge könnten neue Erneuerbaren-Anlagen, die nach mehrjähriger Planungsphase kurz vor der Inbetriebnahme stehen und sich in Verhandlungen über ein PPA befinden, aufgrund der hohen regulatorischen Unsicherheit gezwungen sein, in die Direktvermarktung zu wechseln. Davon sind ebenso Anlagen betroffen, die nicht dem EEG unterliegen und die ohne PPA keine Bankfähigkeit (Bankability) aufweisen.\r\nDadurch würde die Liquidität auf den Terminmärkten zusätzlich verschlechtert, da Erneuerbaren-Energien-Anlagen, die zu den wenigen verbleibenden strukturellen Langfrist-Marktteilnehmern gehören, nicht in der Lage wären, dem Markt von der Angebotsseite her Liquidität zuzuführen, was die Absicherungskosten für die Verbraucherseite in Industrie und Gewerbe und damit die öffentlich zu tragenden Finanzierungskosten eines Industriestrompreises höchstwahrscheinlich erhöhen würde.\r\nDie marktbasierte Finanzierung und die Marktintegration der Erneuerbaren Energien ist auf ein level-playing-field für PPAs angewiesen, denn Projektentwickler sowie Vermarkter der Erneuerbaren brauchen verlässliche (industrielle) Abnehmer. Die Einführung eines staatlich garantierten Industriestrompreises könnte das Vertrauen von Investoren in den Standort Deutschland für PPAs und die marktbasierte Finanzierung von Erneuerbare-Energien-Projekten nachhaltig beschädigen. Einer wachsenden Nachfrage nach Herkunftsnachweisen (HKN) für grünen Strom aus neuen Anlagen in Deutschland stünde dann eine weitere Angebotsverknappung eben jener HKN gegenüber.\r\nAls ein international führender Anbieter von PPAs ist ENGIE überzeugt, dass langfristig wettbewerbsfähige Strompreise für die energieintensive Industrie aus der zunehmend marktbasierten Integration der Erneuerbaren Energien erwachsen. Dennoch kann es kurzfristig sinnvoll sein, weitere Maßnahmen zur Senkung der Großhandelspreise auf dem Strommarkt zu ergreifen, um die energie-intensive Industrie zu entlasten.\r\nHierbei gilt jedoch die Maxime, die freie grenzkostenbasierte Preisfindung auf Grundlage marktbasierter Instrumente nicht zu beeinträchtigen, die Liquidität der Terminmärkte zu wahren und den regulatorischen Eingriff auf ein zeitliches und mengenmäßiges Mindestmaß zu beschränken.\r\nCHANCEN\r\nMit dem Rahmen für staatliche Beihilfen zur Unterstützung des Deals für eine saubere Industrie (CISAF) hat die Europäische Kommission die beihilferechtlichen Anforderungen an einen Industriestrompreis konkretisiert.\r\nDemzufolge kann die Beihilfe in Form eines Industriestrompreises für die betreffenden Unternehmen aus den Branchen der KUEBLL-Liste (Annex 1) für maximal 3 Jahre bis spätestens 2030 erfolgen und für maximal 50% des jährlichen Strombedarfs gewährt werden. Dabei darf die Ermäßigung höchstens 50% des durchschnittlichen jährlichen Großhandelspreises in der Gebotszone betragen und der ermäßigte Preis für den beihilfefähigen Verbrauch nicht unter 50€/MWh liegen. Mit Inanspruchnahme der Beihilfe verpflichten sich Unternehmen, mindestens 50% des Beihilfebetrages in Maßnahmen zur Dekarbonisierung und Senkung der Stromsystemkosten zu investieren.\r\nRichtig umgesetzt, bietet der CISAF aus Sicht von ENGIE enorme Chancen, die tiefgreifende Dekarbonisierung der energieintensiven Industrie voranzutreiben, wenngleich noch einige wesentliche Punkte unklar sind und einer genauen Definition bedürfen, um diese Chancen auch Realität werden zu lassen.\r\n1.\r\nLiquidität der Terminmärkte erhalten und stärken\r\nZentral aus Sicht von ENGIE ist, dass sich die Preisermäßigung mindestens auf den durchschnittlichen jährlichen Großhandelspreis bezieht. Denn je langfristiger der Referenzzeitraum (referencing period) aus Marktpreisen auf das Underlying des Differenzvertrages (CfD) in Höhe von 50€/MWh ist, desto geringer sind die Auswirkungen auf die Liquidität der Terminmärkte, da Anreize zur langfristigen Absicherung der Unternehmen weiterhin weitgehend erhalten bleiben. Anders gesagt ist das Basisrisiko der Abnehmer und damit ihr Anreiz, sich an Terminmärkten abzusichern umso höher, je weiter der CfD von den kurzfristigen Marktpreisen (also täglicher Day-Ahead-Marktpreis) abweicht (siehe oben bzgl. Risiko einer simplen Day-Ahead-Referenz beim Industriestrompreis).\r\nZur weiteren Stärkung der Terminmärkte und Absicherung der Industrie wäre es jedoch sinnvoll, in die Definition des durchschnittlichen jährlichen Großhandelspreises auch Terminmarktpreise (Futures) einzubeziehen. Somit könnte der Industriestrompreis als einseitiger CfD ausgestaltet werden, dessen\r\nUnderlying (50€/MWh) sowohl den durchschnittlichen jährlichen Day-Ahead-Strompreis enthält als auch einen Korb von gewichteten Futures aus den folgenden drei Jahren. Hierbei sollte darauf geachtet werden, dass auch die Futures Durchschnittswerte bilden, um Marktverzerrungen auszuschließen. Somit würde der Industriestrompreis als ein CfD auf einen rollierenden Hedge etabliert und die Liquidität der Terminmärkte gestärkt.\r\n2.\r\nPPAs stärken und als Teil eines „clean flexibility instruments“ etablieren\r\nENGIE begrüßt ausdrücklich, dass gemäß CISAF mindestens 50% des empfangenen Beihilfebetrages in Maßnahmen zur Dekarbonisierung und Senkung der Stromsystemkosten investiert werden müssen. Sinnvoll ist insbesondere die Regelung, diese Investitionen Dritten übertragen zu dürfen.\r\nBei der Ausgestaltung eines Industriestrompreises in Deutschland bedarf es jedoch der Konkretisierung, dass Dritte diese Investitionen auch im Rahmen von PPAs und Energieeffizienzmaßnahmen erfüllen dürfen. Damit würde ähnlich den heutigen Regelungen zu den ökologischen Gegenleistungen bei der Strompreiskompensation und der Besonderen Ausgleichsregelung eine etablierte Realisierungsoption für die betroffenen Unternehmen geschaffen.\r\nBestenfalls wird mit der Konkretisierung, Dritten die Erfüllungsoption für entlastete Unternehmen auch über PPAs zu ermöglichen, auch gleich ein zentrales Vorhaben des Clean Industrial Deals angegangen, nämlich die Etablierung eines „clean flexibility instruments“, das auf PPAs und einer Verpflichtung der Industrie basiert, sauberen Strom zu verbrauchen.\r\nEin Nachteil herkömmlicher PPAs besteht in ihren Strukturierungskosten aufgrund der Tatsache, dass sie auf intermittierenden erneuerbaren Energien basieren. Vor diesem Hintergrund möchten wir anregen, einen ambitioniert hohen Anteil der PPAs (~20%), die als ökologische Gegenleistung für den Industriestrompreis gelten sollten, als sogenannte „24/7 carbon free energy“ (CFE) PPAs auszugestalten. Über ein 24/7 PPA wird die kontinuierliche Belieferung des Unternehmens über das ganze Jahr rund um die Uhr mit CO2-freiem Strom garantiert. Im Rahmen eines „Clean Flexibility Instruments“ mit 24/7 PPAs würden die notwendigen Investitionen in flexible Energiespeicherlösungen oder Maßnahmen zur Erhöhung der nachfrageseitigen Flexibilität direkt angereizt und skaliert zur langfristigen Senkung der Stromsystemkosten.\r\nSo würde die Kombination eines CfDs für niedrige Industriestrompreise mit einer teilweisen Verpflichtung zur Umsetzung von 24/7 PPAs das Ziel der industriellen Wettbewerbsfähigkeit mit dem Ziel einer tiefgreifenden Dekarbonisierung verbinden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022872","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerksstrategie - faires Ausschreibungsdesign gewährleisten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f2/cc/702941/Stellungnahme-Gutachten-SG2603060022.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":"Kraftwerksstrategie – 5 Punkte für erfolgreiche Ausschreibungen in 2026\r\nENGIE begrüßt das Vorhaben der Bundesregierung, mit der Kraftwerksstrategie und einem \r\nzentralen Kapazitätsmarkt einen neuen Finanzierungsrahmen für Investitionen in gesicherte und \r\nsteuerbare Kapazitäten zu schaffen und damit die Versorgungssicherheit der Stromversorgung zu \r\ngewährleisten. ENGIE plant aktiv in Deutschland in die Versorgungssicherheit und \r\nDekarbonisierung der Energieversorgung zu investieren.\r\nAls globales Energieunternehmen ist ENGIE in mehreren europäischen Ländern mit \r\nunterschiedlichen Ausgestaltungsformen von zentralen Kapazitätsmärkten tätig, darunter \r\nBelgien, Großbritannien und Italien. Dadurch ist ENGIE in der Lage aus den Erfahrungen dieser \r\nLänder Hinweise für die deutsche Ausgestaltung liefern zu können. In Flémalle (Belgien) hat \r\nENGIE 2025 ein 875 MW GuD-Kraftwerk und einen 200 MW/ 800 MWh Batteriespeicher in \r\nVilvoorde in Betrieb genommen. ENGIE besitzt durch diese Projekte aktuelle, aktive Erfahrung in \r\nder Planung und im Projektabschluss der neuesten flexiblen Kapazitäten in Europa. \r\nEin diskriminierungsfreies und wettbewerbsförderndes Ausschreibungsdesign sollte hier das Ziel \r\nsein. Darüber hinaus sind verlässliche Rahmenbedingungen für die Dekarbonisierung für ENGIE \r\nein zentrales Element jeder Investitionsentscheidung, da ENGIE eine Netto-Null-Strategie bis \r\n2045 verfolgt. \r\nDafür übermitteln wir Ihnen diese 5 wichtigen Punkte, über die wir gerne mit Ihnen in Austausch \r\nkommen möchten.\r\n1. Teilnahme neuer Marktakteure ermöglichen \r\nFaire Wettbewerbsbedingungen – auch für neue Marktteilnehmer – müssen im Vordergrund \r\nstehen. Es darf keine Rolle spielen, ob an dem Investitionsstandort derzeit ein Kraftwerk betrieben \r\nwird. Ein Level Playing Field für geeignete Standorte ist zu gewährleisten.\r\nDer derzeit geplante und sehr ambitionierte Zeitplan für die Ausschreibungen in 2026 (mit \r\nInbetriebnahme nach 5 Jahren (t-5)) lässt es nicht zu, dass umfassende umweltrechtliche \r\nGenehmigungen (insbesondere nach Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) für eine neu \r\ngebaute Anlage) vor der Gebotsabgabe eingeholt werden können. \r\nEine BImSchG-Genehmigung sollte daher keine Vorbedingung für die Teilnahme an der Auktion \r\nsein. Der bezuschlagte Bieter muss dann nachweisen, dass die notwendigen Genehmigungen \r\nbeantragt wurden. Sollten die Behörden innerhalb von 12 Monaten nach der Zuschlagserteilung \r\nkeine Genehmigung erteilen, darf der Kapazitätsvertrag ohne Pönale aufgelöst werden. \r\n2. Flexible Lösungswege aufzeigen für die Dekarbonisierungsverpflichtung bis 2045\r\nENGIE unterstützt ausdrücklich das Ziel der Klimaneutralität bis 2045. Eine erfolgreiche \r\nDekarbonisierung eines Kraftwerks gelingt jedoch nur, wenn frühzeitig die Bedingungen über die\r\nPfade bekannt sind. Es bestehen hohe Unsicherheiten bezüglich der rechtzeitigen Verfügbarkeit \r\nmarktreifer Dekarbonisierungstechnologien und der dafür notwendigen Infrastrukturen. Diese \r\nUnsicherheiten müssen von den bietenden Unternehmen eingepreist werden. \r\nUm diese Risikoaufschläge zu verringern, ist es für die Jahre nach 2045 von entscheidender \r\nBedeutung, frühzeitig (zur Bekanntgabe der Teilnahmebedingungen) Klarheit über mögliche \r\nzusätzliche Unterstützungsmaßnahmen zu erhalten. \r\nEine Flexibilisierung bei der Vertragslaufzeit (12+ Jahre) wäre eine weitere Option aus \r\nBietersicht mit den unsicheren Dekarbonisierungsszenarien umgehen zu können. \r\n3. Versorgungssicherheit im Süden Deutschlands stärker beanreizen \r\nDie Sicherung der Versorgungssicherheit ist das zentrale Ziel dieser Kraftwerkssauschreibungen. \r\nENGIE befürwortet zentralisierte Kapazitätsauktionen mit einem Pay-as-Cleared-Mechanismus. \r\nDie Gebotsreihung sollte den Mehrwert angemessen widerspiegeln, den ein Projektstandort in \r\nSüddeutschland für eine verbesserte Versorgungssicherheit bietet. \r\n4. Klarheit über Regulierungsrahmen mindestens 4 Monate vor Auktionsbeginn schaffen\r\nDie Teilnahme an den Ausschreibungen, wie sie derzeit für 2026 geplant sind, erfordert erhebliche \r\nEntwicklungskosten, die weit vor der Angebotsabgabe anfallen. In diesem Zusammenhang hat \r\nENGIE ein spezielles Team mobilisiert und tätigt erhebliche Ausgaben für Ingenieurleistungen und \r\nUmweltgenehmigungen (Planung, Genehmigungen, Beschaffung usw.), um ein wettbewerbs\u0002fähiges Angebot abzugeben und eine starke Beteiligung am Ausschreibungsverfahren \r\nsicherzustellen.\r\nUm dies zu ermöglichen, ist es unerlässlich dass die Teilnahmebedingungen rechtzeitig vor \r\nBeginn der Ausschreibung (d. h. mindestens 4 Monate im Voraus) bekannt gegeben werden. Eine \r\nfrühzeitige Klarheit in der Sache ermöglicht es ENGIE, ein maßgeschneidertes Angebot zu \r\nerstellen. Unsicherheiten führen dazu, dass Kostenvorbehalte eingebaut werden müssen, die \r\nletztendlich möglicherweise nicht Teil der endgültigen Ausschreibungsbedingungen sind.\r\n5. Angemessene und ausgewogene Geschäftsbedingungen frühzeitig erarbeiten\r\nENGIE geht davon aus, dass zwischen dem Übertragungsnetzbetreiber und dem ausgewählten \r\nKapazitätsanbieter (d.h. dem Bieter) ein Kapazitätsvertrag abgeschlossen wird, in dem die \r\ngeltenden Geschäftsbedingungen für die Kapazitätsverpflichtung festgelegt sind. ENGIE würde \r\neine Konsultation zu diesen Geschäftsbedingungen begrüßen.\r\nDarüber hinaus hält ENGIE es im Interesse erfolgreicher Ausschreibungen für unerlässlich, dass \r\ndiese Bedingungen ausgewogen sind und die aktuelle Dynamik der (globalen) Beschaffungs- und \r\nAuftragnehmermärkte widerspiegeln, die derzeit stark von den Lieferanten bestimmt werden.\r\nENGIE ist der Ansicht, dass\r\na) die Gesamthaftung des Kapazitätsanbieters auf maximal 50% der im Kapazitätsvertrag \r\nvorgesehenen jährlichen Vergütung beschränkt sein sollte;\r\nb) die Klausel über höhere Gewalt ausgewogen sein und somit im Interesse beider Parteien liegen \r\nsollte;\r\nc) eine Härtefallklausel in den Kapazitätsvertrag aufgenommen werden sollte, um im Falle einer \r\nStörung des wirtschaftlichen Gleichgewichts eine Neugewichtung des Vertrags zu ermöglichen \r\nund \r\nd) die Höhe der Vertragsstrafen stets proportional zur im Kapazitätsvertrag vorgesehenen \r\nVergütung sein sollte"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-05"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e8/e4/702940/ENGIE_ETHICS-CODE-OF-CONDUCT_DE_.pdf"}}