{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-10-04T12:26:36.914+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R000826","registerEntryDetails":{"registerEntryId":73687,"legislation":"GL2024","version":11,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R000826/73687","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c7/63/799527/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R000826-2026-07-01_13-01-21.pdf","validFromDate":"2026-07-01T13:01:21.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2026-07-01T13:01:21.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2025-02-12T13:48:26.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-22T10:47:33.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-07-01T13:01:21.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":73687,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/73687","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-07-01T13:01:21.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":70805,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/70805","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-13T11:45:52.000+01:00","validUntilDate":"2026-07-01T13:01:21.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":70802,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/70802","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-13T11:31:46.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-13T11:45:52.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66593,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/66593","version":8,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-26T10:49:35.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-13T11:31:46.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":50446,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/50446","version":7,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-25T08:25:49.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-26T10:49:35.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45061,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R000826/45061","version":6,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-02-12T13:48:26.000+01:00","validUntilDate":"2025-07-25T08:25:49.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Hauptstadtbüro Bioenergie","legalFormType":{"code":"NETWORK_PLATFORM_OR_OTHER","de":"Netzwerk, Plattform oder andere Form kollektiver Tätigkeit","en":"Network, platform or other form of collective activity"},"legalForm":{"code":"LF_OTHER_UNDEFINED","de":"Netzwerk, Plattform oder andere Form kollektiver Tätigkeit","en":"Networks, platforms or other forms of collective activity","legalFormText":"Verbändegemeinschaft ohne eigene Mitarbeiter"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4930275817913","emails":[{"email":"rostek@bioenergie.de"}],"websites":[{"website":"https://www.hauptstadtbuero-bioenergie.de/"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"EUREF Campus","streetNumber":"16","zipCode":"10829","city":"Berlin","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Karle","firstName":"Thomas","function":"Präsident des Fachverband Biogas","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Sabet","firstName":"Stefanie","function":"Geschäftsführerin des deutschen Bauernverband","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Mortler","firstName":"Marlene","function":"Vorsitzende des Vorstandes Bundesverband Bioenergie e.V. 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(BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzenergie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Energieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen Akteuren und verschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. 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Hierbei geht es insbesondere um den Abbau von Bürokratie, der Stärkung von Anreizsystemen für den Ausbau Ereuerbarer-Energien-Anlagen, dem Abbau hemmender Regularien, der Ermöglichung neuer Geschäftsmodelle, einer praxisgrechen Umsetzung bestehender Regularien sowie der Förderung des Umwelt- und Klimaschutzes.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009621","title":"Umsetzung der RED III in nationales Recht im Sinne der Branche unterstützen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Unterstützung bei einer für die Branche praxistauglichen Umsetzung der EU-Vorgaben, insbesondere in Hinblick auf Umsetzungsfristen.","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"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009622","title":"In der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie Biogas und Biomethan adressieren","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie","printingNumber":"20/7910","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/079/2007910.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/fortschreibung-der-nationalen-wasserstoffstrategie/302519","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte in ein größeres Gesetz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten auch Biogas und Biomethan adressiert. 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Der BBE setzt sich dafür ein, dass dort auch die Erzeugung von biogenem Wasserstoff und synthetischem Methan erleichtert wird.","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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009628","title":"BECCS in Strategie Negativemissionen aufnehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung arbeitet an einer Langfriststrategie für die Speicherung von CO2, um unvermeidbare Emissionen durch \"Negativemissionen\" zu kompensieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009630","title":"Privilegierung von Biomethan beim Gasnetzzugang erhalten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ende 2025 läuft die Gasnetzzugangsverordnung aus und die BNetzA muss Folgeregelungen festlegen, auch für die bisherige Privilegierung von Biomethan beim Gasnetzzugang.","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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009632","title":"Praxisgerechte Ausgestaltung  der Nationale Biomassestrategie erreichen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Gemäß Koalitionsvertragt plant die Bundesregierung, eine Strategie zur Neuausrichtung der Bioenergiepolitik zu entwerfen. 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Der BBE setzt sich dafür ein, dass bei der Ausgestaltung Biogasanlagen eine faire Teilnahme ermöglicht wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009636","title":"Bioenergie in Carbon Management Strategie angemessen beteiligen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Carbon-Management-Strategie (CMS) schafft die Grundlagen, um CO2-Emissionen einzufangen, bevor sie in die Atmosphäre gelangen. 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Es sind auf absehbare Zeit höhere variable Kosten als die am Strommarkt in der Regel preissetzenden Erdgaskraftwerke absehbar. Mögliche Einnahmen aus einem Kapazitätsmarkt ändern nur wenig daran, das ausschließlich die Bereitstellung regelbarer Leistung entlohnt wird. Bei der Bioenergieanlagen ist eine zusätzliche Deckung der variablen Kosten notwendig, die über die reinen Strommarkterlöse und gegebenenfalls zusätzlichen Kapazitätszahlungen hinausgeht.","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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014665","title":"Bioenergiepotentiale in Nationaler Kreislaufwirtschaftsstrategie stärker berücksichtigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Entwurf einer Nationalen Kreislaufstrategie legt das BMUV einen begrüßenswerten Schritt hin zu mehr Nachhaltigkeit in den Wertschöpfungsketten zurück. Die Bioenergieverbände kritisieren jedoch die veralteten Definitionen diverser Begriffe. Bspw. ist der energetische Verbrauch von Biomasse nichts, dass das verwendete CO2 aus seinem Kreislauf entlässt. Zudem können einige Indikatoren, wie kritische Rohstoffe auf nationaler Ebene konkreter gefasst werden (siehe Phosphor). Der technologische Stand der Biogasanlagen und deren Abscheidepotentiale hinsichtlich CO2 sollten ebenfalls mehr berücksichtigt werden. Im Bereich zur Kreislaufwirtschaft bei Fahrzeugen, Batterien und Mobilität wird lediglich von Elektromobilität gesprochen, während erneuerbare Treibstoffe nicht berücksichtigt werden","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014666","title":"Bau von Wärmespeichern an Bioenergieanlagen anreizen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","printingNumber":"20/13092","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013092.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-genehmigungsverfahren-von-geothermieanlagen-w%C3%A4rmepumpen-und-w%C3%A4rmespeichern/315288","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","publicationDate":"2024-06-28","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240628-entwurf-beschleunigung-genehmigungsverfahren-geowg.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240628-entwurf-beschleunigung-genehmigungsverfahren-geowg.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Erstens: Flexible Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) sind sowohl ein ideales Back-Up zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung von Wind- und Solaranlagen als auch eine wichtige erneuerbare Wärmequelle im ländlichen Raum. Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Behälterwärmespeicher am BHKW-Standort errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich zu entkoppeln. An sogenannten Satelliten-BHKW im Außenbereich, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und an eine Wärmesenke im Außenbereich versetzt wurden, können jedoch keine Wärmespeicher errichtet werden, da in § 35 Baugesetzbuch (BauGB) kein entsprechender Privilegierungstatbestand für Wärmespeicher existiert. 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Es wird kritisiert, dass das derzeitige Verfahren lediglich die Bedingungen für den Gasnetzzugang von Biomethananlagen regelt, während die Regelungen zum Gasnetzanschluss Ende 2025 auslaufen. Diese sind jedoch entscheidend für die Förderung der Biomethaneinspeisung. Das Konsultationsverfahren sollte daher erweitert werden, um die Regelungen über 2026 hinaus zu verlängern.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014669","title":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"436/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0436-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-st%C3%A4rkung-der-integrierten-stadtentwicklung/315291","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Sonderregelungen des Wärmeplanungsgesetzes im Baugesetzbuch (§ 246d BauGB) sollen den Einsatz von Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen und die Nutzung von Satelliten-BHKW erleichtern. Allerdings sind die aktuellen Bestimmungen nicht ausreichend, um diese Ziele zu erreichen. Die Biogasbranche fordert daher Korrekturen, wie die Streichung des pauschalen Änderungsverbots und eine Änderung der Anforderungen für Satelliten-BHKW, um mehr Flexibilität zu ermöglichen. Weitere Vorschläge betreffen die Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW und die Erweiterung der Biomethan-Zusammenschlüsse, um das energie- und klimapolitische Potenzial vollständig auszuschöpfen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020845","title":"Nachfolgeregelung GasNZV muss Investitionsschutz &  fairen Netzzugang für Biomethan ermöglichen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) soll neben einer Übergangsregelung zur Rechtsklarheit auch §§ 32, 33 Abs. 10 und 34 GasNZV einbeziehen. Ab 2026 braucht es eine Nachfolgeregelung im EnWG, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und europarechtliche Vorgaben einzuhalten. Zentrale Punkte sind: vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen einschließlich Speicher, eine Kostenprivilegierung bei Netzanschlüssen zur Entlastung von KMU und Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, sowie mehr Flexibilität durch individuelle vertragliche Abweichungen. Zudem muss klargestellt werden, dass Biomasse-Verbrennung mit null Emissionen anzusetzen ist. Parallel sind Anpassungen im EEG erforderlich.\r\n","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020846","title":"Wärmespeicher privilegieren, UVP-Schwellen anpassen & EE-Wärmeleitungen dauerhaft priorisieren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Hauptstadtbüro Bioenergie begrüßt den Referentenentwurf zum Geothermiebeschleunigungsgesetz, sieht aber Nachbesserungsbedarf für Bioenergie. Flexible Biogas-BHKW benötigen Wärmespeicher, um Strom- und Wärmeerzeugung zu entkoppeln – hierfür soll § 35 BauGB um eine Privilegierung von Behälterspeichern ergänzt werden. Zudem sind die vorgesehenen Erleichterungen bei der Genehmigung von Wärmeleitungen unzureichend, da UVP-Schwellenwerte im UVPG zu niedrig angesetzt bleiben. Schließlich fordert die Branche, dass Wärmeleitungen mit mindestens 65 % erneuerbarer Energie dauerhaft im überragenden öffentlichen Interesse liegen, ohne Befristung bis 2040. So können Bioenergie und Holzenergie ihre Rolle in klimafreundlichen Wärmenetzen sichern.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020850","title":"Industrieemissionen für Bioenergieanlagen an EU-Recht angleiche &, Kaskadennutzung ermöglichen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände fordern, die Industrieemissionsrichtlinie (IED) strikt EU-konform und ohne nationale Verschärfungen umzusetzen. Zusätzliche Auflagen, die mehr Biogasanlagen als nötig erfassen oder allgemeine Anforderungen auf alle genehmigungsbedürftigen Anlagen ausweiten, sind abzulehnen. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität für Altholz auf < 6 t/h stärkt KMU, sichert Kaskadennutzung und unterstützt die industrielle Defossilisierung. Die verpflichtende Einführung kostenintensiver Umweltmanagementsysteme für erneuerbare Anlagen ist unverhältnismäßig. Statt zusätzlicher Melde- und Prüfpflichten braucht es den im Koalitionsvertrag verankerten Bürokratieabbau, um Planungssicherheit, Investitionen und das volle Potenzial der Bioenergie zu sichern.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020851","title":"Biomassepotenziale nutzen: Rechtssicherheit, Investitionsschutz, Marktchancen schaffen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Bioenergie ist unverzichtbar für Versorgungssicherheit, Klimaschutz und Wertschöpfung im ländlichen Raum. Sie liefert flexible, steuerbare Leistung, nutzt heimische Rohstoffe und entlastet Strom- und Wärmenetze. Die BR muss das Biomassepaket weiterentwickeln, Übergangsregeln für Bestandsanlagen schaffen, Ausschreibungsvolumina ab 2027 erhöhen und sachlich unbegründete Restriktionen wie die Maisdeckelung abschaffen. Im neuen Strommarktdesign braucht es faire Rahmenbedingungen für steuerbare, klimaneutrale Bioenergie. Biomethaneinspeisung muss erleichtert und durch eine nationale Strategie für Grüne Gase flankiert werden. Zudem sind Bürokratieabbau, praxisgerechte Umsetzung der RED III und ein klares politisches Bekenntnis zu Bioenergie als Innovationsmotor und Wirtschaftsfaktor nötig.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020852","title":"EEG schnell reformieren: Flexibilität sichern, Vergütung stärken, Kleinanlagen fördern.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen das Biomassepaket, sehen aber akuten Anpassungsbedarf für ein tragfähiges EEG. Kernforderungen sind: Einführung eines Strommengenmodells für mehr betriebswirtschaftliche Freiheit und flexible Fahrweise, Erhöhung von Vergütungssätzen, Ausschreibungsvolumen und Flexibilitätszuschlag sowie Zulassung von Biomethan. Kleinanlagen benötigen verbesserte Bedingungen durch höhere Zuschläge, verlängerte Anschlussregelungen und Anerkennung ökologisch wertvoller Substrate. Ziel ist die Sicherung bestehender Anlagen, Anreize für neue Investitionen und die volle Nutzung der Bioenergiepotenziale für Versorgungssicherheit, Klimaschutz und regionale Wertschöpfung.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020853","title":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Zur Sicherung erneuerbarer Wärme fordern die Bioenergieverbände bewährte Regelungen (GEG, WPG, BEG) fortzuführen und diskriminierende Vorgaben gegen Biomasse (Deckelungen, Brennsoffrestriktonen, Nachweispflichten) zu streichen. Erneuerbare Wärmequellen sollen technologieoffen genutzt werden können, inkl. Holz, Biogas und Biomethan. Anlagen und Infrastrukturen zur Erzeugung erneuerbarer Gase sollen al sim überragenden Öffentlichen Interesse gelten. 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Der Entwurf der BioSt-NachV greift mit neuen Definitionen wie „nachhaltige Waldnutzung“ oder „großer Kahlschlag“ in Länderkompetenzen ein und schafft Doppelregelungen zum Forstrecht. Gefordert werden die Streichung unnötiger Definitionen, die Wahrung des Bestandsschutzes auch für Flächenkriterien, praktikable Übergangsfristen und vereinfachte nationale Überprüfungssysteme für kleine Anlagen. Zudem sollen die Nutzung von Biomasse aus Landschaftspflegeheiden erlaubt, bestehende Zertifizierungen anerkannt und die bewährte BLE-Anerkennung von Zertifizierungsstellen beibehalten werden.","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"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020857","title":"Übergangsregelungen für GasNVZ beibehalten, bei Nachfolgeregelungen des EnWG Privilegierung von Biogasanlagen und Marktregelungen berücksichtigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen die geplante Übergangsregelung zur Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) als wichtigen Schritt zum Investitionsschutz laufender Projekte. Um Rechtsklarheit zu schaffen, sollten jedoch auch §32, §33 Abs.10 und §34 GasNZV einbezogen werden. Zudem muss die künftige Behandlung von Biomethan im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geregelt werden, um den Wegfall der GasNZV ab 2026 auszugleichen. Dabei fordert die Branche: vorrangigen Netzanschluss für Biogasanlagen, Übernahme der Anschlusskosten durch Netzbetreiber sowie flexible Vertragsoptionen. CO2-Emissionen aus Biomasse sind weiterhin mit null anzusetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020858","title":"Biomethan als Schlüsselenergie anerkennen und regulatorisch mit Wasserstoff gleichstellen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Positionspapier fordert, Biomethan und Bio-LNG als gleichwertige Säule der Energiewende anzuerkennen. Erneuerbares Methan bietet Speicherkapazität, Versorgungssicherheit und Kostenersparnis und sollte in allen energiepolitischen Strategien verankert werden. Nötig sind eine Nachfolgeregelung zur GasNZV, erleichterter Anlagenbau und Netzanschluss, vereinfachte Zertifizierung sowie faire Marktbedingungen im Vergleich zu Wasserstoff und importiertem Biomethan. Zudem sollen steuerliche Vorteile, THG-Quotenanreize und Förderinstrumente Biomethan im Verkehr, in der Wärmeversorgung und Stromproduktion stärken.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026622","title":"10-Jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen kippen, Nachfolgeregelung zur GasNZV und GasNEV treffen und Anknüftpunkte für VNEP finden.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"186/26","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0186-26.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände kritisieren den Referentenentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als europarechtswidrig und investitionsfeindlich. Insbesondere lehnen sie die geplante 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ab, da sie Investitionen gefährde und den Ausbau erneuerbarer Gase ausbremse. Gefordert wird eine Mindestlaufzeit von 20 Jahren sowie Entschädigungen bei Stilllegung. Zudem verlangt die Branche verbindliche Nachfolgeregelungen für GasNZV und GasNEV, eine faire Kostenteilung, die Sicherung der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses sowie eine stärkere Ausrichtung der Netzentwicklungsplanung am künftigen Gastransport statt an der Erdgasnachfrage.\r\n","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"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026623","title":"Bioenergie als systemrelevanten, technologieoffenen Klimaschutzbaustein in allen Sektoren regulatorisch stärken und diskriminierungsfrei fördern.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände forderen im neuen Klimaschutzprogramm eine sektorübergreifende stärkere und diskriminierungsfreie Einbindung von Bioenergie. Im Verkehr sollen E-Kraftstoffe durch höhere Beimischungsquoten, Abschaffung von E5 und einen Well-to-Wheel-Ansatz gestärkt werden. Im Wärmebereich verlangt das HBB die Streichung regulatorischer Restriktionen für Biomasse in GEG und WPG sowie investitionsfreundliche Förderbedingungen. Für indust. Prozesswärme sollen Förderhemmnisse, insbesondere für größere Biomasseanlagen, abgebaut werden. Im Stromsektor wird eine Reform des EEG mit Strommengenmodell, höheren Ausschreibungsvolumina und besseren Bedingungen für Bestands- und Kleinanlagen gefordert. Zudem soll BECCS/BECCU zur Erzeugung von Negativemissionen finanziell unterstützt werden.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026624","title":"Bioenergie muss in allen energiepolitischen Regelwerken diskriminierungsfrei und technologieoffen behandelt werden.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände legen eine systematische Übersicht regulatorischer Benachteiligungen von Bioenergie in zentralen energie- und klimapolitischen Regelwerken vor. Betroffen sind u.a. GEG, WPG, BEW, EEW, BEHG, BImSchG, EnergieStG, EU-Flottengrenzwerte, LKW-Mautrecht sowie BauGB. Kritisiert werden u.a. restriktive Primärenergiefaktoren, Förderausschlüsse und -kürzungen, Nachhaltigkeitsanforderungen über EU-Recht hinaus, Deckelungen in Wärmenetzen, der Tailpipe-Ansatz bei Fahrzeugregulierung sowie steuerliche Gleichstellung mit fossilen Energien. Gefordert wird ein technologieoffenes, diskriminierungsfreies Level-Playing-Field für Bioenergie in Wärme, Strom und Verkehr.\r\n","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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026625","title":"Bestandsschutz sichern und nachhaltig erzeugtes Biomethan vollständig von unnötigen Emissionshandels- und Berichtspflichten befreien.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024 (Emissionshandelsverordnung 2030)","publicationDate":"2026-01-16","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/ehv_2030/Entwurf/ehv_2030_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-einer-verordnung-zur-anpassung-der-emissionshandelsverordnung-2030-an-das-tehg-europarechtsanpassungsgesetz-2024"}]},"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen begrüßt die Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024, fordert jedoch eine europarechtskonforme und praxisnahe Umsetzung der RED III. Insbesondere soll die in der BioSt-NachV vorgesehene Bestandsschutzregelung für Bestandsanlagen konsequent in EU-ETS 1, EU-ETS 2 und das TEHG übernommen werden. Die vorgesehene starre 70-%-THG-Minderungsschwelle für Biomethan wird als marktfremd kritisiert; stattdessen sollen zertifizierte Realwerte maßgeblich sein. 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Dies gefährde Förderfähigkeit, Brennstoffverfügbarkeit und Investitionssicherheit. Gefordert werden RED-III-konforme, markt- und waldbezogene Definitionen, eine differenzierte Regelung für unvermeidbar anfallende Stümpfe und Wurzeln sowie Bestandsschutz für bestehende Anlagen. Zudem soll § 2 Abs. 4 BiomasseV beibehalten werden, um Förderlücken zu vermeiden.\r\n","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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026627","title":"Bioenergie stärker einbeziehen in Ausschreibungsdesign des StromVGK","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten","publicationDate":"2026-04-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.html"}]},"description":"Die Bioenergieverbände bewerten den RefE zum Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätenrecht nur eingeschränkt, weil der Höchstgebotswert fehlt, ohne realistischen Höchstwert drohen Unterzeichnung und ausbleibender Kapazitätsaufbau. Positiv ist die Mindestleistung von 1 MW, weil sie auch dezentrale/aggregierte Anlagen einbindet. Kritisch ist ein starrer CO2-Grenzwert: Er könne fossile Erzeugung faktisch erlauben und setze keine ausreichenden Transformationsanreize. Stattdessen wird eine „Bio-Treppe“-Analogie gefordert: ein Mindestanteil erneuerbarer Gase. Standortkriterien sollen nicht pauschal alle früheren Gas-Standorte ausschließen; Standorte mit Biogas/Biomethan müssen zulässig bleiben, um bestehende Infrastruktur systemdienlich zu nutzen und Flexibilität zu heben. ","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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026628","title":"Vorschlag einer Nachfolgeregelung zur Gasnetzzugangsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das HBB schlägt Kernelemente einer Nachfolgeregelung zur GasNZV vor, um neue Biomethaneinspeiseprojekte anzureizen. Zentral sind ein Kostendeckel für Einspeiser, da viele Projekte Umrüstungen bestehender EEG-Biogasanlagen sind und Betreiber oft finanzschwächer sind; zudem bestehen Wettbewerbsnachteile ggü. geförderten Importen. Ein Anspruch auf kapazitätsverstärkende Maßnahmen bei gleichzeitig möglicher vertraglicher Flexibilität. Vorgeschlagen wird eine Kostenteilung auf gesetzliche Referenzkosten, differenziert nach Netzverstärkung, sowie eine Matrix, bei der der Einspeiseranteil mit höherer Kapazität/Auslastung sinkt. Zudem wird die volle Fortführung der Kostenwälzung („Biogas-Umlage“) inkl. Netzverstärkung gefordert und eine Nachfolge/Übergangsregelung für § 20a GasNEV angemahnt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026629","title":"Umsetzung des europäischen Gaspakets muss Biomethanausbau fördern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das HBB kritisiert den Kabinettsentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als nicht vereinbar mit dem Ziel, Biomethaneinspeisung auszuweiten. Zentraler Kritikpunkt ist die neue Möglichkeit, Biomethan-Netzanschlüsse mit 10-jährigem Vorlauf entschädigungslos zu kündigen; dies gefährde Investitionen (Amortisation 15–20 Jahre), breche mit Investitions-/Bestandsschutz und konterkariere EU-Vorgaben. Gefordert wird, dass Trennungen nur als ultima ratio bei Gemeinwohlbegründung erfolgen, frühestens nach 20 Jahren, für Bestandsanlagen mit verlängertem Schutz (bis 2046) und ggf. mit Ausgleich von Gewinnausfällen. Weitere Punkte: Entwicklungspläne sollen am Gastransport statt an Erdgasnachfrage anknüpfen; Netzentwicklungspläne müssen erneuerbare Gas-Potenziale berücksichtigen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026630","title":"Biomasse-Deckel in Wärmenetzen streichen & grünes Methan in der Wärmeplanung ohne Sonderhürden ermöglichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes","publicationDate":"2026-04-30","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.html"}]},"description":"Das HBB kritisiert den RefE zur WPG-Novelle, weil er die leitungsgebundene Versorgung im ländlichen Raum strukturell unterschätzt: Kommunen sollen verpflichtend prüfen, ob Wärmenetze nach § 22a Abs. 2 geeignet sind und bei positivem Ergebnis „Prüfgebiet Wärmenetz“ ausweisen. Zudem sollen die pauschalen Biomassebegrenzungen in großen Wärmenetzen für neue Netze und für 2045 ersatzlos gestrichen werden. Für „grünes Methan“ fordert das HBB den Abbau unverhältnismäßiger Anforderungen (u. a. Wegfall/Überarbeitung der „Wirtschaftlichkeits“-Hürde) sowie die Streichung des bundeslandspezifischen Bedarfs-/Potenzialabgleichs (§ 28 Abs. 5 Satz 2). Außerdem wird eine Präzisierung der Holzbiomasse-Definition und die Einstufung biogenen Wasserstoffs als EE-Energieträger gefordert.","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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026631","title":"Bio-Treppe im GModG muss jährlich anwachsen & unnötige Restriktionen für Biomasse im Ordnungsrecht streichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen das Ziel, den Rechtsrahmen für Gebäude flexibler und praxistauglicher zu machen, kritisieren jedoch zentrale Punkte des Entwurfs: Durch die Streichung der bisherigen Bio-Treppe im GEG und das spätere Greifen der neuen Treppe entsteht eine Regelungslücke für seit 1.1.2024 installierte Öl-/Gasheizungen; diese seien in die neue Bio-Treppe zu überführen. Die Bio-Treppe soll darüber hinaus jährlich steigen und bis 2045/100% reichen. Importiertes, im Herkunftsland bereits signifikant gefördertes Biomethan soll nicht anrechenbar sein; außerdem werden Anpassungen bei PEF/Emissionswerten sowie BEW/BEG/KfN gefordert.\r\n","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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":34,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009620","regulatoryProjectTitle":"Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz zur Stärkung der Bioenergiebranche","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d8/c1/643894/Stellungnahme-Gutachten-SG2511260008.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wichtigste Eckpunkte für ein Biomassepaket 2.0\r\nDie Notwendigkeit einer Überarbeitung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) für die Strom- und\r\nWärmeerzeugung aus Biogas ist offensichtlich. Das Biomassepaket hat zwar Biogasanlagen eine klare\r\nRolle im Energiesystem zugewiesen, indem es ihre wichtige Funktion zur Bereitstellung von Flexibilität\r\nim Stromsystem betont. Allerdings adressiert es nur Teile der Branche und schöpft somit das volkswirt-\r\nschaftliche Potenzial von Biogasanlagen nicht vollständig aus. Um die Umsetzung von Ausschreibun-\r\ngen noch im Kalenderjahr 2025 zu ermöglichen, muss das EEG innerhalb der ersten 100 Tage überar-\r\nbeitet werden. Ein Biomassepaket 2.0 könnte der deutschen Energiewirtschaft entscheidend weiterhel-\r\nfen. Hierfür sind folgende Anpassungen erforderlich:\r\n• Umbau der Vergütungssystematik zu einem Strommengenmodell mit Leitplanken zur fle-\r\nxiblen Fahrweise inkl. Ausweitung der Ausschreibungsvolumina ab 2027\r\n• Einführung von Übergangsregeln für Anlagen, deren Vergütung 2025-2027 endet\r\n• Schaffung einer Anschlussperspektive für Anlagen mit geringerer Leistung\r\n• Berücksichtigung gestiegener Kostenstrukturen\r\n• Sicherstellung eines zügigen Netzzugangs für flexibilisierte Anlagen\r\n1. Vergütungssystematik auf Strommengenmodell mit Leitplan-\r\nken umstellen & „Sondermonate“ für 2025-2027 einführen\r\nSpätestens mit dem Biomassepaket bekommen Biogasanlagen eine klare Rolle im Energiesystem zu-\r\nerkannt. Biogasanlagen müssen im Stromsystem dringend benötigte Flexibilität bereitstellen. Ein Ver-\r\ngütungsmodell ist jedoch nur dann erfolgreich, wenn gleichzeitig die Wettbewerbsfähigkeit von Biogas-\r\nanlagen erheblich verbessert wird. Die neue Methodik der Begrenzung der Betriebsviertelstunden ist\r\ndabei zu restriktiv und verhindert die optimale Platzierung der wertvollen Ressource Biogas auf den\r\nEnergiemärkten. Um das volkswirtschaftliche Optimum zu erzielen, ist es entscheidend, dass die neue\r\nSystematik sowohl den Anforderungen der Energiewende als auch den wirtschaftlichen Zwängen der\r\nBetreiber Rechnung trägt. Eine grundsätzliche Änderung der Vergütungssystematik ist zwingend erfor-\r\nderlich. Die Branche schlägt ein Strommengenmodell vor. Dieses Modell knüpft in seiner Ausgestal-\r\ntung sowie hinsichtlich der technischen Anforderungen an die Flexibilisierung an das Biomassepaket\r\nan.\r\n• Festlegung einer vergütungsfähigen Strommenge: Anstatt einer fixen Vergütung auf Basis\r\nfestgelegter Laufzeiten wird eine insgesamt vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die die\r\nbetreffende Anlage über einen flexiblen Zeitraum abfahren kann.\r\n• Größenabhängige Strommenge: Die Höhe der vergütungsfähigen Strommenge bemisst sich\r\nnach der installierten Leistung der Anlage. Anlagen erhalten 32.000 kWh je kW installierter und\r\nbezuschlagter Leistung. Eine Anlage, die gut dreifach überbaut ist und 2.667 kWh/kW und Jahr\r\nerzeugt, hat wie im Biomassepakt eine Förderdauer von 12 Jahren. Bei anderen Überbauungs-\r\ngraden bzw. kürzeren oder längeren Laufzeiten verändert sich die Förderdauer.\r\n• Bagatellgrenze für kleine Anlagen unter 500 kWinstl.: Kleinere Anlagen bekommen analog\r\nzum Biomassepaket ein größeres Volumen an förderfähigen Kilowattstunden je installierter\r\nLeistung zuerkannt (48.000 kWh je kW installierter Leistung). Die 500 kW Grenze entspricht in\r\netwa der genehmigungsrechtlichen Schwelle vom Baurecht zum Bundes-Immissionsschutz-\r\nrecht. Die Bagatellgrenze soll wie bereits im Biomassepaket die besonderen Hemmnisse für\r\nAnlagen berücksichtigen, die bislang nur nach dem Baurecht genehmigt waren und die bei einer\r\nstarken Überbauung erstmals eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\neinholen müssen.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n2\r\n• Festlegung einer jährlichen Obergrenze: Anstelle der zu restriktiven Begrenzung der jährli-\r\nchen Betriebsviertelstunden des Biomassepakets wird festgelegt, wieviel Strom aus dieser ge-\r\nsamten vergütungsfähigen Strommenge in einem Jahr maximal vergütet wird. Auf diese Weise\r\nwerden auf der einen Seite den Betreibern mehr Freiheitsgrade zur wirtschaftlichen Platzierung\r\ndes erzeugten Stroms an den Märkten gegeben und der von Stromvermarktern häufig kritisierte\r\nBürokratieaufwand vermieden, der mit einer Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsvier-\r\ntelstunden einhergeht. Auf der anderen Seite werden eine Mindestüberbauung der Anlagen\r\nsichergestellt und Anreize für deutlich stärkere Überbauungsgrade gesetzt. Für Bestandsanla-\r\ngen sollte die jährliche Obergrenze so bemessen sein, dass sie eine zweifache Überbauung\r\nzulässt (d.h. jährlich mind. 4.000 kWh je kW installierter Leistung). Nutzt eine Anlage diese\r\nMenge reduziert sich seine Förderdauer auf acht Jahre. Der Flexzuschlag wird dann ebenfalls\r\nkürzer gezahlt. Es besteht also bereits an dieser Stelle der Anreiz zur Flexibilisierung. Kleinere\r\nAnlagen unter 500 kWinstl. können mit 4.000 kWh je kW 12 Jahre Vergütung erhalten.\r\n• Festlegung von maximalen Einspeisestunden: Ergänzend zur jährlichen Obergrenze für die\r\nvergütungsfähige Strommenge wird eine bestimmte Anzahl maximaler Einspeisestunden pro\r\nJahr festgelegt, in denen die Anlage nicht einspeisen darf. Damit werden Zeiten fixiert, an de-\r\nnen die Anlage ruht und nicht einspeist. Insbesondere in den ersten Jahren, in denen eine sehr\r\nhohe Flexibilisierung aus energiewirtschaftlicher Sicht nicht so stark zum Tragen kommt, sollte\r\neine höhere Anzahl an Mindest-Ruhestunden zugestanden werden, die aber im Zeitverlauf ab-\r\nschmilzt. Als Startbasis für die Ruhezeiten werden 3.000 h bzw. 2.000 h (Anlagen unter 500\r\nkWinstl.) als sinnvoll erachtet.\r\n• Der Entfall der Marktprämie bei negativen Preisen garantiert, dass Biogasanlagen in Zeiten\r\nhoher Wind- und Solareinspeisung die Stromproduktion einstellen.\r\nDie jährliche Obergrenze der vergütungsfähigen Strommenge in Kombination mit Mindest-Ruhestunden\r\ngarantiert, dass anders als im Biomasse-Paket eine doppelte Überbauung sowie Teillastfahrweise für\r\neine gewisse Zeit möglich bleiben, allerdings zu dem Preis, dass die vergütungsfähige Strommenge\r\nschneller aufgebraucht wird. Dies gibt betriebswirtschaftliche Flexibilität für einen Übergangszeitraum,\r\nmacht aber dauerhafte Grundlast-BHKW wirtschaftlich uninteressant.\r\n• Sondermonate für die Jahre 2025-2027: Bestandsanlagen, die in diesem Zeitraum in den\r\nzweiten Vergütungszeitraum wechseln, können bis zu 45 „Sondermonate“ in Anspruch nehmen.\r\nIn diesen Monaten werden die Anlagen nicht pönalisiert, wenn die bezuschlagte Leistung noch\r\nnicht errichtet ist. Außerdem wird nur die Hälfte der eingespeisten Strommenge auf die vergü-\r\ntungsfähige Strommenge angerechnet.\r\nDie Einführung von „Sondermonaten“ ist notwendig, um auch den mehreren tausend Biogasanlagen-\r\nbetreiber eine Chance für eine umfangreiche Flexibilisierung zu geben, deren EEG-Vergütung in 2024-\r\n2026 ausläuft. Diese Anlagen brauchen ausreichend Zeit für Planung, Finanzierung und Realisierung\r\nvon neuen BHKW-Kapazitäten, Speichern und Netzanschlüssen.\r\n2. Kleinanlagen-Regelung in der EEV & Kleinanlagenzuschlag\r\naufwerten\r\nDie verschiedenen Anforderungen sowie der harte Wettbewerb im Ausschreibungsverfahren sind für\r\nKleinanlagen unverhältnismäßig. Im Sinne der Akteursvielfalt sowie der Honorierung von klima- und\r\numweltpolitisch besonders sinnvollen Kleinanlagen sollten eine Reihe von Maßnahmen ergriffen wer-\r\nden.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n3\r\n• Verlängerung und Umgestaltung der Anschlussregelung von Kleinanlagen in der EEV:\r\nDie ausgelaufene Regelung sollte verlängert und sinnvoll überarbeitet werden. Dazu gehört\r\ninsbesondere eine Anhebung der Vergütung und die Möglichkeit, dass Anlagen ihre bisherige\r\ninstallierte Leistung reduzieren, um die Regelung in Anspruch nehmen zu können. Weiterhin\r\nsollte die Obergrenze auf 150 kW Bemessungsleistung erhöht und die Anforderungen an den\r\nSubstrateinsatz umgestellt werden: Anstatt mindestens 80 Prozent Gülle/Mist, sollte der Einsatz\r\nvon mindestens 80 Prozent ökologisch besonders wertvoller Substrate gefördert werden, wozu\r\nz.B. Blühpflanzen, Kleegras und der Aufwuchs von Dauergrünland gehören.\r\n• Verlängerung und Anhebung des Kleinanlagenzuschlags: Der bis Ende 2025 befristete Zu-\r\nschlag für Bestandsanlagen mit geringer Leistung sollte verlängert und überarbeitet werden.\r\nDazu gehört eine Anhebung von 0,5 auf mindestens 2 ct/kWh sowie eine Obergrenze von 500\r\nkW Bemessungsleistung (nicht installierter Leistung). Die Regelungen sollten auch für bereits\r\nbezuschlagte Anlagen gelten.\r\n3. Biomasse-Ausschreibungsvolumen für 2027 und 2028 stark\r\nerhöhen und bis 2032 verlängern.\r\nMit dem Biomassepaket wurden für 2027 und 2028 die Biomasse-Ausschreibungsvolumina extrem re-\r\nduziert, dabei ist bei passenden Rahmenbedingungen auch in diesen Jahren mit einer sehr starken\r\nBeteiligung zu rechnen. Um Planungssicherheit zu erhalten, ist darüber hinaus eine Verlängerung bis\r\nmindestens 2032 notwendig. Es wird empfohlen, das jährliche Volumen auf 3 GW festzulegen, um eine\r\nausreichende Überbauung zu ermöglichen.\r\n4. Gesetzliche Anhebung von Höchstwerten, Vergütungssätzen\r\n& Zuschlagswerten\r\nAngesichts gestiegener Investitions- und Betriebskosten sowie neuer Anforderungen ist das reguläre\r\nAusschreibungssegment für den Bau von Neuanlagen als auch für den Weiterbetrieb vieler Bestands-\r\nanlagen nach Ablauf des ersten EEG-Vergütungszeitraums nicht attraktiv. Auch die Kosten für bereits\r\nbezuschlagte Anlagen sind in den letzten Jahren stark gestiegen. Um dies zu adressieren, sollten die\r\nHöchstwerte aber auch existierende anzulegende Werte im EEG (u.a. von bereits bezuschlagten Anla-\r\ngen) deutlich angehoben werden, z.B. über eine pauschale Anhebung des Zuschlagswerts.\r\n5. Maisdeckel streichen – Einsatz ökologisch wertvoller Einsatz-\r\nstoffe fördern\r\nDie absinkende Begrenzung des Einsatzes von Mais auf 25 Prozent ab 2026 ist fachlich nicht zu recht-\r\nfertigen und verschlechtert die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen massiv. Sie sollte deshalb gestri-\r\nchen werden. Zumindest sollte die Begrenzung an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz\r\n(GEG) angeglichen werden (40 Prozent; keine jährliche Absenkung).\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n4\r\nUm dennoch den Einsatz von alternativen Substraten, der in der Regel mit höheren Kosten verbunden\r\nist, anzureizen bzw. die Kosten zu decken, sollte der Strom aus ökologisch wertvollen Einsatzstoffen,\r\nwie Wirtschaftsdünger, Blühpflanzen, Kleegras oder der Aufwuchs von Dauergrünland, mit einem Zu-\r\nschlag von 5 ct/kWh gefördert werden.\r\nDie Regelungen sollten auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n6. Flexibilitätszuschlag auf 120 Euro/kW anheben\r\nNach Berechnungen des Fachverband Biogas e.V. (FvB) muss der Flexibilitätszuschlag auf mind. 120\r\nEuro/kW erhöht werden, um die Inflation der letzten Jahre sowie die Zinssteigerungen auszugleichen\r\nund den weiteren Zubau von Flexibilität zu ermöglichen. Für „bereits über die Flexibilitätsprämie geför-\r\nderte Leistung“ ist eine Anhebung auf mind. 100 Euro/kW notwendig. Im Sinne eines Inflationsaus-\r\ngleichs sollte dies auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n7. Netzbetreibern zum Angebot einer flexiblen Netzanschluss-\r\nvereinbarung verpflichten\r\nEines der größten Hemmnisse für eine umfassende Flexibilisierung ist oft, dass Netzbetreiber den An-\r\nschluss stark überbauter Anlagen verhindert. Mit dem neuen § 8a EEG wird es Netzbetreibern ermög-\r\nlicht, mit Anlagenbetreibern sog. „flexible Netznutzungsvereinbarungen“ anzubieten. Eine solche Ver-\r\neinbarung enthalten beispielsweise, dass eine flexibilisierte Biogasanlage an den Netzeinspeisepunkt\r\neiner nahegelegenen PV-Anlage angeschlossen wird mit der Maßgabe, nur dann einzuspeisen, wenn\r\ndie PV-Anlage keinen Strom einspeist. So wird eine effiziente und schnellere Nutzung von Netzan-\r\nschlüssen ermöglicht. Diese „Kann“-Bestimmung sollte zu einer „Muss“-Bestimmung ausgeweitet wer-\r\nden, so dass Netzbetreiber verpflichtet sind, flexibilisierten Biogasanlagen eine flexible Netzanschluss-\r\nvereinbarung anzubieten, insofern dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist.\r\n8. Biomethan als vergütungsfähigen Brennstoff zulassen\r\nBiomethan (auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas) ist in den Biomasse-Ausschreibungen aktuell kein\r\nvergütungsfähiger Brennstoff, d.h. Biomethan-BHKW können nicht an den Biomasse-Ausschreibungen\r\nteilnehmen und flexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung können nicht ergänzend Biomethan\r\neinsetzen. Dies ist nicht sinnvoll, da Biomethan über viele Monate im Gasnetz gespeichert werden kann.\r\nDeshalb stellt es eine hervorragende Möglichkeit dar, den Schwerpunkt der Biogasverstromung auf die\r\nWintermonate zu verlagern und in Dunkelflautezeiten die Stromproduktion flexibler Biogasanlagen auch\r\ndann aufrecht zu erhalten, wenn der Biogasspeicher vor Ort leer ist. Zudem wird damit auch bestehen-\r\nden Biomethan-Konzepten überhaupt wieder die Möglichkeit eröffnet, eine Anschlussvergütung zu er-\r\nhalten.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n5\r\n9. Klarstellung: Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergü-\r\ntungszeitraum\r\nDerzeit gibt es eine Unklarheit, welche Zahlungen/Werte bei der Ermittlung der Vergütungsbegrenzung\r\nbei Bestandsanlagen in der Anschlussvergütung (Durchschnitt der 3 Jahre vor der Teilnahme an der\r\nAusschreibung) zu berücksichtigen sind. Die Regelung sollte auch aus Vereinfachungsgründen gestri-\r\nchen werden; die Vergütungshöhe ist über maximalen Gebotshöchstwerte bereits ausreichend be-\r\ngrenzt. In jedem Fall ist klarzustellen, dass es dabei auf den anzulegenden Wert /den Vergütungsan-\r\nspruch sowie die Zahlungen an Flexibilitätsprämie ankommt und nicht auf den Zahlungsbetrag der\r\nMarktprämie bei Anlagen, die ihren Strom direkt vermarkten.\r\n10. Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen weiterentwi-\r\nckeln - Flexibilisierung wieder zulassen\r\nDie Obergrenze von 150 kW installierter Leistung sollte auf mindestens 150 kW Bemessungsleistung\r\numgestellt werden, ohne Begrenzung der installierten Leistung. Dadurch können die Anlagen flexibili-\r\nsieren und zudem die Kostenvorteile größerer BHKW nutzen, wobei bei einer mindestens doppelten\r\nÜberbauung dann auch der Flexibilitätszuschlag gewährt werden sollte. Der Vergütungssatz sollte auf-\r\ngrund gestiegener Kosten erhöht werden (bis 75 kW: 26,4 ct/kWh; bis 150 kW: 22,8 ct/kWh) und die\r\nDegression ausgesetzt werden.\r\nDas zulässige Substratspektrum (Mindestanteil von 80 Masse-%) sollte auf ökologisch wertvolle Ein-\r\nsatzstoffe, wie Blühpflanzen, Leguminosen, Kleegras oder der Aufwuchs von Dauergrünland erweitert\r\nwerden.\r\nFür bestehende Güllekleinanlagen sollte ein Wahlrecht geschaffen werden, in das EEG 2023 zu wech-\r\nseln."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009622","regulatoryProjectTitle":"In der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie Biogas und Biomethan adressieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/75/324846/Stellungnahme-Gutachten-SG2406240215.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZum Entwurf des\r\nBundesministeriums für\r\nWirtschaft & Klimaschutz\r\nfür ein Wasserstoffbeschleunigungsgesetz\r\nvom 11.04.2024\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nVorbemerkung .................................................................................................................................................4\r\n1. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle\r\nWasserstoffderivate adressiert werden, einschließlich synthetischem Methan.............5\r\n1.1. Deutschland verfügt über eine gut ausgebaute Methaninfrastruktur...................5\r\n1.2. Deutschland ist in den internationalen Methantransit eingebunden ..................5\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von\r\nGaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen sowie den Import eignet sich Methan\r\nbesser als Wasserstoff.........................................................................................................................6\r\n1.4. Methan kann über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf der\r\nchemischen Industrie decken.......................................................................................................... 7\r\n1.5. Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und\r\nsynthetischem Methan ........................................................................................................................ 7\r\n1.6. Die dezentrale Methaneinspeisung kann den Wasserstoffhochlauf im\r\nTransportnetz unterstützen...............................................................................................................8\r\n2. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle Quellen für\r\nerneuerbaren Wasserstoff adressiert werden, auch Wasserstoff aus Biomasse............8\r\n2.1. Beispiel #1: Wasserstoff aus Biogas/Biomethan-Dampfreformierung..................8\r\n2.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse ............................................................9\r\n2.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von klimaneutralem\r\nCO2 ...............................................................................................................................................................10\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte in ein größeres Gesetz zum\r\nHochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten\r\nauch Biogas und Biomethan adressiert. Nur so lassen sich die Ziele zur Emissionsminderung, Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit erreichen.\r\nDas Spektrum der Energieträger, auf die das WassBG angewendet werden soll, wird im Referentenentwurf (RefE) zu stark eingeschränkt:\r\n1. Das WassBG sollte alle Wasserstoffderivate adressieren, nicht nur Ammoniak und flüssige organische Wasserstoffträger. Insbesondere die Nutzung von synthetischem Methan (methanisiertem Wasserstoff) bietet eine Reihe von Vorteilen:\r\n• Deutschland verfügt über eine sehr gut ausgebaute Methaninfrastruktur und ist in den internationalen Methantransit eingebunden. Die Nutzung dieser bestehenden Infrastruktur schafft\r\neinen erheblichen Geschwindigkeitsvorteil zur Erreichung der Klimaschutzziele.\r\n• Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen\r\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie den Import eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\n• Methan kann als Kohlenwasserstoff über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf\r\nder chemischen Industrie decken, Wasserstoff nicht.\r\n• Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und der Herstellung von synthetischem Methan.\r\n2. Das WassBG sollte nicht nur Wasserstoff aus Elektrolyse adressieren, sondern auch biogenen Wasserstoff, z.B. aus Biogas-Dampfreformierung oder Biomasse-Pyrolyse.\r\n3. Das WassBG sollte deshalb folgende Infrastruktur einbeziehen:\r\n• eine Anlage zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff;\r\n• eine Anlage zur Gewinnung von CO2 aus der Luft oder aus nachhaltiger Biomasse, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale CO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• eine Anlage zur Methanisierung von Wasserstoff, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale\r\nCO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• Infrastruktur zur Einspeisung von synthetischem Methan ins Gasnetz.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nVorbemerkung\r\nDie Europäische Kommission sieht im REPowerEU-Plan eine deutliche Ausweitung der europäischen\r\nProduktion von Biomethan vor. Konkret soll die jährliche Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz bis\r\n2030 von 3 auf 35 Milliarden Kubikmeter erhöht werden. Auch Deutschland weist noch ein signifikantes\r\nungenutztes Potenzial zum Ausbau der Biogas- und Biomethanerzeugung auf, das zur Erreichung dieses Zwecks gehoben werden sollte.\r\nDas Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte deshalb in ein größeres Gesetz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten auch Biogas und Biomethan adressiert.\r\nDie vorliegende Stellungnahme bezieht sich auf die für die Bioenergie besonders relevanten Aspekte\r\ndes Referentenentwurfs (RefE). Für weitere Aspekte wird auf die Stellungnahme des Bundesverband\r\nErneuerbare Energie e.V. (BEE) verwiesen, die die Bioenergieverbände unterstützen.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle\r\nWasserstoffderivate adressiert werden, einschließlich synthetischem Methan\r\n§ 2 Abs. 1 RefE WassBG schränkt das Spektrum der Energieträger, auf die das Gesetz angewendet werden soll, stark ein. Neben Wasserstoff in Reinform (Nr. 1-3, 8) werden nur das Wasserstoffderivat Ammoniak (Nr. 4, 6) sowie flüssige organische Wasserstoffträger (Nr. 5, 7) adressiert. Diese Einschränkung\r\nist nach Ansicht der Bioenergieverbände verfehlt, weil sie insbesondere die potenzielle Rolle von synthetischem Methan unterschätzt.\r\nBei synthetischem Methan (CH4) handelt es sich um ein Wasserstoffderivat, also einem Energieträger,\r\nder aus der Synthese von Wasserstoff (H2) und CO2 gewonnen wird. Wenn der Wasserstoff mit erneuerbarem Strom erzeugt und das CO2 aus einer erneuerbaren Quelle gewonnen wird, z.B. aus nachhaltiger Biomasse oder aus der Luft, dann handelt es sich bei synthetischem Methan ebenfalls um einen\r\nerneuerbaren Energieträger.\r\n1.1. Deutschland verfügt über eine gut ausgebaute Methaninfrastruktur\r\nDer deutsche Energiebedarf wird aktuell zu rund 25 Prozent über Methan gedeckt, überwiegend Erdgas.\r\nDazu verfügt Deutschland über eine gut ausgebaute Infrastruktur für den Import, Export, Verteilung\r\nund Speicherung von Methan (Gastransportnetz, Gasverteilnetz, Gasspeicher, LNG-Importterminals);\r\nentsprechend sind auch die Endgeräte technisch auf den Einsatz von Methan ausgerichtet (Gaskraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizkessel etc.). Bei einer Umstellung des Energieverbrauchs\r\nauf klimaneutrale Energieträger hat die (ganz oder anteilige) Nutzung von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) den Vorteil, dass Kosten für den Neubau oder die Umrüstung bestehender Infrastruktur und Endgeräte sowie notwendige Änderungen im Nutzungsverhalten geringer\r\nausfallen können als bei einer Nutzung von reinem Wasserstoff oder anderen Wasserstoffderivaten.\r\nAuch würde die Geschwindigkeit zur Emissionsminderung erheblich an Fahrt gewinnen, da die Infrastruktur vorhanden ist und die Energieträger schneller als bei einem Wasserstoffhochlauf genutzt werden könnten.\r\n1.2. Deutschland ist in den internationalen Methantransit eingebunden\r\nSelbst wenn Deutschland langfristig anstrebt, die Gasversorgung vollständig auf Wasserstoff umzustellen, so ist aufgrund der Vorteile von Methan (siehe Abschnitte 1.1. & 1.3.-1.5.) davon auszugehen,\r\ndass andere Länder weiterhin auf die Nutzung von Methan setzen: Langfristig entweder in Form von\r\nerneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) oder in Form von Erdgas mit CO2-Abscheidung. Ein europaweiter Plan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nSo hat die Europäische Kommission im RePowerEU-Paket das Ziel ausgegeben, die Biomethan-Produktion in der EU bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu erhöhen. Entsprechend verpflichtet die\r\nnovellierte Gasbinnenmarktrichtlinie die EU-Mitgliedstaaten dazu, den erneuerbaren und CO2-armen\r\nGasen den Marktzugang und Zugang zur Infrastruktur zu gewährleisten, sowohl für die Fernleitungsals auch für die Verteilnetzebene, und dies nicht nur für Wasserstoff, sondern auch für erneuerbares\r\nMethan (Artikel 30 und Erwägungsgründe).\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nDie Biogas- und Biomethanproduktion wird in den meisten europäischen Ländern aktuell stark ausgeweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug auf die für den\r\ndeutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien,\r\nDänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen,\r\ndie Slowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gasversorgung\r\nbis 2030 vollständig auf Biomethan umzustellen.1\r\nDeutschland ist im internationalen Gashandel ein bedeutender Knotenpunkt, so dass zumindest ein\r\nTeil der deutschen Fernleitungsnetze für den internationalen Transit von Methan benötigt wird. In\r\ndiesem Fall ist es sinnvoll, auch die Gasinfrastruktur in Deutschland mit der europäischen Infrastruktur zu synchronisieren und zumindest teilweise weiterhin auf die Nutzung von Methan zu setzen.\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen sowie den Import eignet sich Methan besser als Wasserstoff\r\nDer Bedarf an gasförmigen Energieträgern wird auch zukünftig stark saisonal schwanken, weil längere\r\nPhasen mit hoher Residuallast im Stromsystem bzw. Spitzenlast in der Fernwärme überwiegend im\r\nWinter und dann auch etwa gleichzeitig auftreten, so dass gerade in den Wintermonaten von einem\r\nsehr hohen Bedarf auszugehen ist, während der Gasbedarf im Sommer sehr viel geringer liegt. Angesichts der über das Jahr hinweg in etwa konstanten Importen bzw. heimischen Erzeugung besteht ein\r\ngroßer Bedarf einer saisonalen Speicherung von Gas, um im Winter den Bedarf an Brennstoff für BackUp-Kapazitäten zu decken.\r\nMethan kann problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in ausreichendem Umfang saisonal\r\ngelagert werden. Wird bei der saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen\r\nnicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer Wasserstoffspeicher in großem Umfang notwendig. Denn im Vergleich zu Methan benötigt Wasserstoff insbesondere in Kavernenspeichern ein dreimal so hohes Volumen für die gleiche Energiemenge.\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fernwärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas\r\nin Höhe von 73 TWh (in diesem Szenario Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge die bestehenden Gasspeicher ausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund\r\nder anderen physikalischen Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan, ist jedoch nur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können\r\ndie bestehenden Gasspeicher laut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32\r\nTWh Wasserstoff speichern.2\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher,\r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Wasserstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiterhin eine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärmeversorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen.\r\n1 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2023), Statistical Report 2023\r\n2\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1.4. Methan kann über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf der\r\nchemischen Industrie decken\r\nSelbst wenn die gesamte Energieversorgung Deutschlands ausschließlich auf Strom und Wasserstoff\r\numgestellt werden könnte, so blieben doch Wirtschaftsbereiche, die klimaneutrale Kohlenstoffmoleküle mindestens als Grundstoff für ihre Produktionsprozesse benötigen („stoffliche Nutzung“). Hier\r\nsind allen voran die zwölf großen deutschen Chemieparks betroffen. Die deutsche Chemieindustrie\r\ngehört zu den besten weltweit und hat mit ihren zwölf größten Chemieparks eine hohe volkswirtschaftliche Bedeutung. Aber auch Raffinerien für strombasiertes Kerosin (synthetic aviation fuels) oder die\r\nAbluftbehandlung z.B. in Lackieranlagen benötigen CO2. Diese Prozesse können nicht ohne technischen\r\nAustausch auf die Nutzung von Methan verzichten, aber sehr wohl ohne Zusatzinvestitionen auf erneuerbares Methan umgestellt werden. Eine abrupte Umstellung der Technik führt zu erheblichen\r\nMehrinvestitionen, die insbesondere mittelständische Unternehmen überfordern.\r\n1.5. Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und synthetischem Methan\r\nRohbiogas besteht zu knapp 50 Prozent aus CO2, welches bei der Aufbereitung des Biogases zu Biomethan (CH4) abgeschieden wird. Dabei fällt als Nebenprodukt klimaneutrales CO2 an. Eine technisch und\r\nwirtschaftlich sinnvolle Möglichkeit zum Transport und Einsatz von strombasiertem Wasserstoff ist\r\ndeshalb, Elektrolyseanlagen am Standort von Biogasaufbereitungsanlagen zu errichten. So kann das\r\nbei der Aufbereitung abgeschiedene CO2 des Biogases genutzt werden, um den Wasserstoff zu synthetischem Methan zu verarbeiten. Da Biogasaufbereitungsanlagen ohnehin über einen Gasnetzanschluss\r\nverfügen, kann das synthetische Methan zusammen mit dem Biomethan ins Gasnetz eingespeist und\r\ndort zwischengespeichert bzw. an anderer Stelle wieder entnommen werden.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1.6. Die dezentrale Methaneinspeisung kann den Wasserstoffhochlauf im\r\nTransportnetz unterstützen\r\nBei der Umstellung von bestehenden Gastransportnetzen von Methan auf Wasserstoff im Zuge des\r\nsukzessiven Ausbaus des Wasserstoff-Kernnetzes muss sichergestellt werden, dass bestehende Methan-Verbraucher auch in Verteilnetzen weiterhin sicher versorgt werden können. Die dezentrale Einspeisung von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetischem Methan) in Netze auf der Verteilnetzebene reduziert den Bedarf von Methan aus vorgelagerten Hochdrucknetzen. Infolgedessen könnten\r\neinzelne Hochruckleitungsstränge für die Versorgung mit Wasserstoff früher „frei“ und somit für Wasserstoff umgenutzt werden, ohne dass zwangsläufig Methanverbraucher auf unteren Netzebenen nicht\r\nmehr versorgt werden können. Die Versorgung regionaler Endkunden mit Methan bleibt so trotz Umstellung ausgewählter Leitungsstränge der Hochdrucknetze sichergestellt.\r\nVorschlag\r\nDas WassBG sollte neben Wasserstoff nicht nur Ammoniak und flüssige organische Wasserstoffträger adressieren, sondern – technologieneutral – alle Wasserstoffderivate. In\r\nBezug auf synthetisches Methan bedeutet dies insbesondere, dass in die Liste in § 2 Abs.\r\n1 RefE die folgende Infrastruktur aufgenommen wird:\r\n• Eine Anlage zur Gewinnung von CO2 aus der Luft oder aus nachhaltiger Biomasse, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale CO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• eine Anlage zur Methanisierung von Wasserstoff, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale\r\nCO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• Infrastruktur zur Einspeisung von synthetischem Methan ins Gasnetz.\r\n2. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle\r\nQuellen für erneuerbaren Wasserstoff adressiert werden, auch\r\nWasserstoff aus Biomasse\r\nNeben der Herstellung von erneuerbarem Wasserstoff aus erneuerbarem Strom mittels Elektrolyse,\r\nkann erneuerbarer Wasserstoff auch aus Biomasse gewonnen werden. Dieser biogene Wasserstoff\r\nkann in konventionellen Techniken erzeugt werden und ist nahezu beliebig skalierbar. Er kann daher\r\nals Einstieg in eine erneuerbare Wasserstoffwirtschaft dienen und später, mit dem Roll-Out der Elektrolyse, durch strombasierten Wasserstoff ergänzt oder ersetzt werden.\r\nHier sind zwei Verfahren besonders interessant, da für diese bereits heute technisch ausgereifte sowie\r\nkosteneffiziente Lösungen gefunden wurden, um auch kleine, dezentrale Anlagen zu betreiben und\r\ndort Wasserstoff herzustellen, wo er aktuell noch fehlt.\r\n2.1. Beispiel #1: Wasserstoff aus Biogas/Biomethan-Dampfreformierung\r\nDer Energiegehalt von Methan (CH4), also dem Hauptbestandteil von Rohbiogas oder Biomethan,\r\nstammt aus dem darin enthaltenen Wasserstoff (H) . Das heute übliche konventionelle Verfahren zur\r\nHerstellung von Wasserstoff in der Industrie ist die so genannte „Dampfreformierung“ von Methan\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n(üblicherweise Erdgas), bei dem der Wasserstoff vom Kohlenstoff getrennt wird. In diesem konventionellen Verfahren kann anstatt Erdgas auch Biogas oder Biomethan eingesetzt werden.\r\nDie Wasserstoffherstellung mithilfe der Dampfreformierung an kleineren Biogasanlagen ist insbesondere dann lukrativ, wenn die Abwärme aus reiner Biogasverstromung nicht vor Ort abgesetzt werden\r\nkann und dezentrale Möglichkeiten der Wasserstoffgewinnung aus Elektrolyse eingeschränkt sind. Biogasanlage mit beispielsweise 400 kW elektrischer Leistung könnte etwa 430 kg H2/Tag erzeugen.\r\nEine Biomethan-Dampfreformierung hat den Vorteil, dass die bestehenden Anlagen in Raffinerien, die\r\nbislang Erdgas einsetzen, ohne technischen Änderungen auf Biomethan umgestellt werden können.\r\n2.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse\r\nSämtliche biologische Ausgangsstoffe wie Gülle, Klärschlamm, Biomüll, Waldrestholz oder landwirtschaftliche Reststoffe können in thermo-chemischen Umwandlungsprozesse unter Abwesenheit von\r\nSauerstoff in unterschiedliche Endprodukte gespalten werden. Dabei werden je nach Verfahren und\r\ngewünschten Endprodukten unterschiedliche Temperaturniveaus benötigt. Grundsätzlich fallen in der\r\nPyrolyse Kohle, Öl und Gase an. Während die Kohle sowie das Öl speicherbar sind, kann aus dem\r\nPyrolysegas eine große Bandbreite an unterschiedlichen Endprodukten entstehen. Beispielsweise\r\nkann mithilfe einer Wasserstoff-Shift Reaktion Wasserstoff gewonnen werden. Die Pflanzenkohle kann\r\nhingegen auf Äckern ausgebracht und eingearbeitet werden, um dort beispielsweise die Bodenfruchtbarkeit zu steigern, ohne sich mittelfristig zu zersetzen. Dadurch ist die Herstellung von Pyrolysekohle\r\nauch ein effektiver Weg zur CO2-Fixierung.\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nEine Alternative zur Pyrolyse fester Biomasse sind Pyrolyse-Verfahren mit Biomethan.\r\n2.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von klimaneutralem CO2\r\nFür das Ziel der Klimaneutralität ist die Gewinnung von klimaneutralem CO2 ein entscheidender Baustein: für die Nutzung z.B. als Grundstoff in der industriellen Produktion oder für die dauerhafte Speicherung, um nicht vermeidbare Rest-Emissionen auszugleichen („Negativemissionen“).\r\nGrundsätzlich fällt klimaneutrales CO2 zwar bei vielen Verfahren der Erzeugung oder Nutzung von Bioenergie an. Bei der Herstellung von biogenem Wasserstoff aber besonders viel. So wird z.B. bei der\r\nBiogasdampfreformierung nicht nur – wie bei der Biogasaufbereitung – das CO2 im Rohbiogas abgeschieden, sondern auch der Kohlenstoffanteil im Methan.\r\nFür die CO2-Speicherung ist das Verfahren der Biomasse-Pyrolyse besonders geeignet, da der Kohlenstoff als Pflanzenkohle und damit bereits in festem Zustand anfällt.\r\nVorschlag\r\nDas WassBG sollte neben Wasserstoff aus Elektrolyse auch Wasserstoff aus Biomasse adressieren. Dies bedeutet, dass in die Liste in § 2 Abs. 1 RefE neben „Elektrolyseuren zur\r\nErzeugung von Wasserstoff“ auch „Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff“ aufgenommen werden.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. 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Bundesimmissionsschutzverordnung vom\r\n18.09.2024\r\nDie Stellungnahme wird unterstützt von:\r\nBundesverband der Deutschen Bioethanolwirtschaft e.V.\r\nDeutscher Bauernverband e.V.\r\nDeutscher Raiffeisenverband e.V.\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nOVID Verband der ölsaatenverarbeitenden Industrie in\r\nDeutschland e.V.\r\nUnion zur Förderung von Oel- und Proteinpflanzen e.V.\r\nVerband der Deutschen Biokraftstoffindustrie e.V.\r\nSeite 2\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\nInhalt\r\n\r\n1. Bewertung des Verordnungsentwurfs..............................................................................................3\r\n1.1. Der VoE schafft Liquiditätsprobleme bei KMU & privilegiert „große“ Akteure\r\nsowie die Quotenverpflichteten......................................................................................................3\r\n1.2. Laut VoE können fortschrittliche Biokraftstoffe, die nicht in 2024 angerechnet\r\nwurden, weiterhin auf 2025 übertragen werden. ....................................................................4\r\n1.3. Der VoE adressiert nur die Symptome, nicht die Ursachen, und schafft keine\r\nInvestitionssicherheit...........................................................................................................................4\r\n1.4. Fazit.......................................................................................................................................................5\r\n2. Forderungen.................................................................................................................................................6\r\n2.1. Kurzfristige Änderungen des VoE bzw. der 38. BImSchV ..............................................6\r\n2.2. Darüber hinaus gehender Handlungsbedarf....................................................................6\r\nKontakt................................................................................................................................................................ 7\r\n\r\n\r\nSeite 3\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\n1. Bewertung des Verordnungsentwurfs\r\nDer Einsatz von Biodiesel, Bioethanol, Biomethan und anderen Biokraftstoffen spart in Deutschland\r\n10,5 Mio Tonnen CO2Äq. pro Jahr ein. Sie stellen mit 82 Prozent den mit Absatnd größten Anteil der\r\nErneuerbaren Energien im Verkehrssektor. Die Erzeugung von Biokraftstoffen in Deutschland setzt\r\njährlich wirtschaftliche Impulse von mehr als 5 Mrd. Euro (Stand 2023).\r\n1 Die im\r\nBundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) und verschiedenen untergesetzlichen Regelungen\r\nverankerte Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) ist das zentrale Steuerungsinstrument für den\r\nHochlauf erneuerbarer Energien im Verkehrsbereich sowie für Investitionen für\r\nKraftstoffproduktionsanlagen in Deutschland.\r\nGrundsätzlich ist zu begrüßen, dass das Bundesumweltministerium (BMUV) das Problem der\r\nÜbererfüllung der THG-Quote mit dem entsprechenden Preisverfall erkannt hat und kurzfristig\r\nregulatorisch adressieren möchte. Ebenso ist der Ansatz im Verordnungsentwurf (VoE) zu begrüßen,\r\ndass die „Übermengen“ der THG-Quotenerfüllung des Jahres 2024 erst frühestens im Jahr 2027\r\nangerechnet werden können und in 2025 und 2026 nur Mengen aus Erfüllungsoptionen angerechnet\r\nwerden, die im jeweiligen Jahr tatsächlich physisch eingesetzt wurden. So könnte sich potenziell der\r\nQuotenmarkt für 2025 und 2026 stabilisieren. Nach der Veröffentlichung des VoE konnte festgestellt\r\nwerden, dass der Preis für THG-Minderungsmengen für das Quotenjahr 2025 wieder leicht angestiegen\r\nist.\r\nTrotz des grundsätzlich positiven Ansatzes des BMUV ist sicherzustellen, dass die Verordnung\r\ntatsächlich die gewünschte Wirkung erzielt. Die noch bestehenden Probleme des VoE werden in diesem\r\nund die Lösungsvorschläge der Bioenergieverbände zur Anpassung des VoE im nächsten Abschnitt\r\nerläutert.\r\nZudem ist die Voraussetzung für eine langfristige Wirksamkeit der THG-Quote, dass die Anrechnung\r\nzweifelhafter Biokraftstoffimporte und nichtexistierender UER-Projekte zeitnah beendet wird und\r\nMaßnahmen ergriffen werden, welche die Betrugsvorbeugung und Kontrollmöglichkeiten mit\r\nInkrafttreten zum 01.01.25 deutlich verbessern.\r\n1.1. Der VoE schafft Liquiditätsprobleme bei KMU & privilegiert „große“ Akteure\r\nsowie die Quotenverpflichteten.\r\nGemäß dem vorliegenden Entwurf wird die Möglichkeit, die Übererfüllung der in § 37a Abs. 4 BImSchG\r\nfestgelegten THG-Quote nach § 37 Abs. 6 S. 5 und Abs. 8 auf das Folgejahr zu übertragen, für die\r\nQuotenjahre 2025 und 2026 (Zieljahre für die Übertragung) ausgesetzt. Ziel ist laut Begründung des\r\nBMUV, dass die THG-Quote in den Jahren 2025 und 2026 nur mit im jeweiligen Jahr physisch\r\neingesetzten Optionen zu erfüllen ist. Damit soll neben einer Marktstabilisierung auch sichergestellt\r\nwerden, dass Deutschland die Ziele der revidierten Erneuerbare Energien-Richtlinie (RED II) zum\r\nMindesteinsatz fortschrittlicher Biokraftstoffe im Jahr 2025 erfüllt.\r\nLeider führt die Regelung dazu, dass insbesondere kleine und mittelgroße Biokraftstoffproduzenten –\r\nwie sie im Biodiesel- und Biomethan-Bereich üblich sind – kurzfristig noch mehr unter Druck geraten\r\nund Kraftstoffmengen geradezu entwertet werden.\r\n1 Siehe: AGEE Stat / Umweltbundesamt (2024), Zeitreihen zur Entwicklung Erneuerbarer Energien in Deutschland.\r\nSeite 4\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\nFür Biodiesel sinkt die Nachfrage am Spot-Markt im letzten Quartal 2024 absehbar auf ein Minimum.\r\nAnstatt Biodiesel beizumischen, nutzen Quotenverpflichtete lieber ihre angehäufte\r\nQuotenübererfüllung, die sie andernfalls erst 2027 wieder zur Quotenerfüllung einsetzen dürften. Eine\r\nErholung der Nachfrage ist folglich erst 2025 zu erwarten. Biodieselproduzenten sind jedoch in der\r\nRegel auf kontinuierliche Verkäufe und Einnahmen angewiesen, damit Kosten, die 2024 anfallen\r\n(Rohstoffe, Kapitaldienste etc.), auch kurzfristig gedeckt werden. Eine Verschiebung der für Ende 2024\r\nkalkulierten Einnahmen ist oft aus Liquiditätsgründen kaum möglich.\r\nDasselbe gilt für Inverkehrbringer von Biomethan. Sie sind im Sinne des § 37a Abs. 6 BImSchG Dritte\r\nohne eigene Quotenverpflichtung und können üblicherweise die durch die Biomethan-Vermarktung\r\ngenerierte THG-Minderung im laufenden oder folgenden Jahr an Quotenverpflichtete verkaufen. Der\r\nVoE verwehrt nach unserem Verständnis jedoch Dritten die Möglichkeit, 2024 generierte THGMinderung im Jahr 2025 zu verkaufen, stattdessen wäre eine Vermarktung erst 2027 wieder möglich. 2\r\nFür Biomethanproduzenten und -händler ist dieser Aufschub wichtiger Einnahmen aus\r\nLiquiditätsgründen jedoch häufig nicht tragbar. Viele von ihnen versuchen daher derzeit, 2024\r\ngenerierte THG-Minderungsmengen noch im laufenden Jahr zu vermarkten. Das Ergebnis ist ein\r\nweiteres Überangebot an Quotenerfüllungsoptionen und neuer Druck auf den Quotenpreis.\r\nBereits nach Veröffentlichung des VoE konnte beobachtet werden, dass der Preis für THGMinderungsmengen, die 2024 generiert wurden, nochmals gesunken ist. Dies ist höchst wahrscheinlich\r\nauf die abfallende Nachfrage nach Biodiesel am Spot-Markt und die beschriebenen Reaktionen durch\r\nBiomethan-Inverkehrbringer zurückzuführen. Profiteure sind Quotenverpflichtete, die sich sehr\r\ngünstig mit Quotenerfüllung für das Jahr 2027 eindecken können.\r\n1.2. Laut VoE können fortschrittliche Biokraftstoffe, die nicht in 2024\r\nangerechnet wurden, weiterhin auf 2025 übertragen werden.\r\nDer VoE lässt weiterhin zu, dass fortschrittliche Biokraftstoffe nach § 14 Abs. 4 Nr. 2 der 38. BImSchV,\r\ndie in 2024 in Verkehr gebracht wurden, nicht auf die Quote der Verpflichteten angerechnet, sondern,\r\nnach Wahl der Verpflichteten, zwar in 2024 angezeigt, aber im erst im Folgejahr auf die Unterquote\r\nsowie die Gesamtquote angemeldet werden. Dies gilt es vor allem deshalb zu verhindern, da die\r\ngroßen Mengen an Inverkehrbringung von vermeintlich fortschrittlichem/double counting\r\nBiokraftstoff in 2023 und 2024 eines der Kernprobleme ist, die der VoE zu adressieren versucht.\r\n1.3. Der VoE adressiert nur die Symptome, nicht die Ursachen, und schafft keine\r\nInvestitionssicherheit.\r\nWie oben beschrieben konnte festgestellt werden, dass der Preis für THG-Minderungsmengen für das\r\nJahr 2025 wieder etwas angestiegen ist. Dies ist zwar ein positives Signal, das Vorkrisenniveau ist\r\ndennoch bei weitem noch nicht erreicht, sodass sich der THG-Quotenpreis immer noch auf einem sehr\r\nniedrigen Preisniveau bewegt.\r\nZudem wird das Problem der niedrigen Quotenpreise nur kurzfristig für die Jahre 2025 und 2026\r\nadressiert. Um Investitionssicherheit zu schaffen, müssen sich Projektierer darauf verlassen können,\r\ndass auch ab 2027 ausreichende Quotenpreise vorhanden sein werden. Nach aktuellem Stand ist für\r\ndas Jahr 2027 ein erneuter Preisverfall zu erwarten, wenn die Erfüllungsoptionen aus dem Jahr 2024\r\n2\r\nSeite 5\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\nangerechnet werden dürfen. Nötig ist daher unbedingt eine deutliche Erhöhung von THG-Quote und\r\nUnterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe spätestens ab dem Verpflichtungsjahr 2027, um die bis\r\nEnde 2024 angehäuften Übererfüllungen aufzufangen.\r\nAuch ist der VoE keine hinreichende Antwort auf die mutmaßlichen Betrugsfälle bei der Zertifizierung\r\nfortschrittlicher Biokraftstoffe. Die Aussetzung der THG-Quotenübertragung für die Jahre 2025 und 2026\r\nschließt nicht aus, dass auch in den kommenden Jahren große Mengen fragwürdiger Importe auf den\r\nMarkt gelangen und für die Erfüllung eines erheblichen Anteils der THG-Quote in beiden Jahren\r\neingesetzt werden. Es ist daher unbedingt notwendig, dass die Bundesregierung über die vorliegende\r\nAnpassung der 38. BImSchV hinaus Maßnahmen zur Betrugsprävention ergreift, die schon zum 01.01.25\r\nwirksam werden.\r\n1.4. Fazit\r\nIm Ergebnis wird der VoE dafür sorgen, dass\r\n- der THG-Quotenpreis 2024 noch weiter einbricht (bereits direkt geschehen)\r\n- sich finanzstarke Quotenverpflichtete noch günstiger als ohnehin schon mit THGMinderungsmengen eindecken, die dann in 2027 (margenträchtig) in Verkehr gebracht werden\r\n(findet bereits statt)\r\n- in den Jahren 2025 und 2026 der Quotenpreis zwar leicht steigt, aber ab 2027 wieder stark\r\neinbricht. Werden zweifelhafte Importe nicht ausgeschlossen, droht selbst dieser Effekt zu\r\nverpuffen.\r\nDer VoE hat also für Ende 2024 das Gegenteil von dem bewirkt, was die eigentliche Absicht war, nämlich\r\nden THG-Quotenmarkt für Biokraftstoffproduzenten kurzfristig zu stabilisieren, und setzt weiterhin\r\nkeine Anreize, ab 2027 nachhaltige Biokraftstoffe in Deutschland zu produzieren. Im Gegenteil wird\r\nbestehende Produktion aufgrund der absehbar niedrigen Preise abgebaut werden.\r\nSeite 6\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\n2. Forderungen\r\n2.1. Kurzfristige Änderungen des VoE bzw. der 38. BImSchV\r\nAuch die Übertragung von fortschrittlichen Biokraftstoffen aussetzen. Die Bioenergieverbände fordern\r\neine Erweiterung der Aussetzung der Quotenübertragbarkeit auf die Übererfüllung der Unterquote für\r\nfortschrittliche Biokraftstoffe und schlagen folgende Ergänzung in § 4a des VoE vor:\r\n„(2) [neu] Abweichend von § 14 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 können Mengen an fortschrittlichen\r\nBiokraft-stoffe, die den Mindestanteil nach § 14 Abs. 1 in Verbindung mit Abs. 2 im\r\nVerpflichtungsjahr 2024 und 2025 übersteigen, nicht auf den Mindestanteil der\r\nVerpflichtungsjahre 2025 und 2026 angerechnet werden.“\r\nKeine Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe ohne Vor-Ort-Kontrollen. Eine\r\nDoppelanrechnung bei Übererfüllung der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe sollte untersagt\r\nwerden, wenn das Herkunftsland des Kraftstoffes oder der Produzent selbst keine Witness Audits der\r\nBundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) zulässt. So wird sichergestellt, dass nur\r\nvorschriftskonform geprüfte Biokraftstoffe aus redlicher Produktion eingesetzt werden. Diese\r\nMaßnahme sollte bereits für das Erfüllungsjahr 2024 gelten, muss aber zwingend für das Quotenjahr\r\n2025 umgesetzt werden, da sonst die deutschen Märkte weitere mit Importen aus Asien überschwemmt\r\nwerden, deren Herkunft zweifelhaft ist.\r\nDritte (insb. Inverkehrbringer von Biomethan) sollten die Möglichkeit erhalten, THG-Minderungsmenge\r\naus einem Verpflichtungsjahr auch in die Folgejahre zu übertragen, zumindest von 2024 auf 2025.\r\nZusätzlich sollten Dritte, zur Vermeidung einer Ungleichbehandlung gegenüber Quotenverpflichteten,\r\nim Jahr 2023 generierte THG-Minderungsmengen, auch noch im Verpflichtungsjahr an\r\nQuotenverpflichtete verkaufen können.\r\n2.2. Darüber hinaus gehender Handlungsbedarf\r\nZügige ambitionierte Umsetzung der RED III: Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie\r\n(RED III) muss für den im Kraftstoffbereich muss so schnell wie möglich angegangen und eine\r\ndauerhafte Lösung gefunden werden, die sowohl die Ursachen des Preisverfalls adressiert als auch\r\nweitere Anreize zum Einsatz von nachhaltigen Biokraftstoffen einschließlich Investitionssicherheit für\r\nNeuinvestitionen in Deutschland setzt. Dazu gehört auch eine kurzfrisitge Anhebung der THG-Quote\r\nsowie der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe.\r\nBetrug ausschließen: Um die mutmaßlichen Ursachen für den Quotenpreisverfall auszuschließen und\r\nVertrauen in das Instrument der Treibhausgasminderungsquote wiederherzustellen, müssen\r\nBetrugsfälle generell ausgeschlossen werden. Aktuell sind insbesondere die Importe potentiell\r\nfragwürdiger Biokraftstoffe zu adressieren.\r\nDie BLE als zuständige Behörde muss jede notwendige Unterstützung der Bundesregierung erfahren,\r\num die Verdachtsfälle gegen auf die THG-Quote und die Unterquote angerechneten Importmengen\r\nfortschrittlicher Biokraftstoffe zu prüfen und ihre Quotenanrechnung ggf. rückwirkend abzuerkennen.\r\nDie BLE hat hierzu grundsätzlich nach § 17 Abs. 2 Nr. 1 Biokraft-NachV die Möglichkeit, wenn dem\r\njeweiligen Quotenverpflichteten im Rahmen üblicher Nachweispflichten die Betrugsindizien hätten\r\nbekannt sein müssen. Dies ist unserer Auffassung spätestens nach seit der einsetzenden\r\nSeite 7\r\n11.10.2024 | Stellungnahme zum Entwurf zur Änderung der 38. BImSchV vom 20.9.2024\r\nBerichterstattung im April 2023 der Fall. Ein kurzfristiger Importstopp potentiell falscher Biokraftstoffe\r\nkann erfolgen, indem die BLE die potentiell von Betrug betroffenen Biomassecodes sperrt, bis\r\nlückenlos sichergestellt ist, dass Betrug ausgeschlossen werden kann. Im aktuellen Verdachtsfall\r\n„China“ zählen dazu Fettabscheider-Inhalte gemäß BLE-Biomassecodes 3826-w020305-01 und 15162-\r\nw020305-01 sowie 3826-w020305-91 und 15162-w020305-91, außerdem Biomassecodes für soapstockoder food waste sludge-basierte Biokraftstoffe, ggf. auch weitere.\r\nKontakt\r\nBundesverband Bioenergie e.V.\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel.: 030 27 58 179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009639","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie stärken in Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/7e/324862/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250118.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 14\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDie Fördertatbestände in 4.3. werden wie folgt ergänzt:\r\n„Förderfähig sind Maßnahmen zur Nutzung von Abwärme, die durch Prozesse entsteht,\r\nbeispielsweise:\r\n[…]\r\nd) Investive Maßnahmen zur Einspeisung von Abwärme in stationäre oder mobile Wärme-\r\nspeicher, inklusive der erforderlichen Speichertechnologie.\r\nBezüglich der Verwendung der erschlossenen Abwärme gibt es keine Einschränkungen.\r\nDie Wärme kann beispielsweise auch für die Beheizung von Gebäuden verwendet wer-\r\nden.“\r\n5. Stellungnahme zur Evaluation der „Bundesförderung für Ener-\r\ngie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ (Zuschuss und\r\nKredit/Förderwettbewerb)\r\nDer Evaluierungsbericht zur EEW → LINK! Enthält einige Passagen, die aus Sicht des HBB irreführend\r\nsind bzw. zu falschen Schlüssen verleiten.\r\n1. So heißt es z.B. auf S. 174 zum Brennstoffmix: „Es ist davon auszugehen, dass insbesondere\r\nHolzabfälle der Kategorie „A 1 – naturbelassenes Holz“ und „A 2 – verleimtes, gestrichenes,\r\nbeschichtetes, lackiertes oder anderweitig behandeltes Altholz ohne halogenorganische Ver-\r\nbindungen in der Beschichtung und ohne Holzschutzmittel, das lediglich mechanisch bearbei-\r\ntet wurde“ zu den bei der Produktion anfallenden Reststoffen gehören und deshalb direkt im\r\nUnternehmen verwertet werden, in dem diese Abfälle anfallen.“\r\nBei dieser Annahme handelt es sich - vermutlich bedingt durch die Art der Evaluierung - um\r\neine Fehleinschätzung. Industrielle Prozesswärmeanlagen, die Altholz der Kategorien A I / A II\r\nverwerten, werden in zahlreichen Wirtschaftszweigen eingesetzt, bei denen keine eigene Rest-\r\nstoffverwertung in ausreichendem Umfang zur Prozesswärmeerzeugung stattfindet. Die Anla-\r\ngen müssen demnach die A I / A II-Brennstoffe zu 100 Prozent zukaufen.\r\nDem HBB liegen Zahlen von Mitgliedsunternehmen aus dem Förderzeitraum 2020 – 2023 vor,\r\naus denen hervorgeht, dass vor allem im kleinen und mittleren Anlagensegment Altholz-\r\nBrennstoffe zu 100 Prozent zugekauft werden müssen. Die förderpolitischen Privilegien, z.B. die\r\nFreistellung von Nachweispflichten greifen daher für diese Anlagen nicht. Grundsätzlich zeich-\r\nnet die Annahme aus Sicht der Branche ein falsches Bild von den Brennstoffbeschaffungs-\r\nstrukturen im industriellen Prozesswärmebereich.\r\nZudem kann die Annahme, dass es sich bei A I- und A II-Althölzern um produktionsinterne\r\nAbfälle handelt, nicht zutreffen, wenn die Begriffe abfallrechtlich korrekt verwendet werden\r\nund auch von den Unternehmen in der Abfrage korrekt zugeordnet wurden: wenn es sich um\r\nproduktionsintern anfallendes und auch verwendetes Holz handelt, ist es per abfallrechtlicher\r\nDefinition kein Abfall, also auch kein Altholz, sondern Nebenprodukt bzw. Reststoff, in diesem\r\nFall Industrierestholz. Zum Abfall würde es erst, wenn sich das Unternehmen dieses Restholzes\r\nentledigen wollte, und es einem Abfallverwerter überlässt.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n2. Auf S. 180 führt der Evaluierungsbericht zu den Brennstoffkosten von Altholz aus: „In der Be-\r\nfragung wurden die geförderten Unternehmen zudem nach Brennstoffpreisen für die Biomasse\r\ngefragt. Die wenigen Antworten der Teilnehmenden der Befragung ergaben eine sehr große\r\nStreubreite der Ergebnisse. Gerade bei Unternehmen, die eigene Holzabfälle der Kategorien A\r\nI und A II nutzen, dürften zudem keine Brennstoffkosten anfallen. Vielfach wurde auch in der\r\nBefragung darauf verwiesen, dass die Anlagen noch nicht in Betrieb sein.“\r\nIn Verbindung mit der falschen Annahme, dass A I/A II-Brennstoffe hauptsächlich in der eige-\r\nnen Produktion anfallen, wird der Eindruck vermittelt, dass für den Einsatz von Altholz nahezu\r\nkeine Brennstoffkosten anfallen. In den letzten Jahren sind die Brennstoffkosten für A I- und\r\nA II-Sortimente im Zuge der Energiekrise drastisch angestiegen und liegen aktuell nach einer\r\nPhase der „Normalisierung“ für A I-Sortimente bei ca. 47 €/t und für A II-Sortimente bei ca. 25\r\n€/t (Vgl. EUWID Recycling und Entsorgung, Preisspiegel Januar 2024).\r\nDie Annahme, dass für die energetische Verwertung von Holzabfällen nahezu keine Brenn-\r\nstoffkosten anfallen, setzt in Richtung Fördermittelgeber falsche Signale, insbesondere bei der\r\nBewertung der Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Hier ist aus Sicht des HBB dringend eine Diffe-\r\nrenzierung der Betrachtung durchzuführen.\r\n3. Zum Einsatz von Biomasseanlagen heißt es im Evaluierungsbericht auf S. 180 schließlich: „Bi-\r\nomasseanlagen kommen zudem bisher nur in wenigen Wirtschaftszweigen zum Einsatz und\r\ndann vor allem in Branchen, in denen eine Reststoffverwertung stattfindet.“\r\nAuch diese Annahme ist aus Sicht des HBB irreführend. Biomasseanlagen werden in zahlrei-\r\nchen Wirtschaftszweigen eingesetzt. Dem HBB liegen von Anlagenbauern Rückmeldungen zum\r\nEinsatzbereich vor, nach denen Biomasseanlagen in einer Vielzahl von Branchen eingesetzt\r\nwerden, wie z.B. in der Pharmaindustrie, Lebensmittelverarbeitung, Pflanzenproduktion, Bau-\r\nstoffindustrie, Energieversorgung, Entsorgungswirtschaft, Pulverbeschichtung, Holzindustrie,\r\nFuttermittelproduktion und Textilreinigung. Mit Ausnahme der Holzindustrie fallen in den\r\nBranchen keine Reststoffe an, die für eine energetische Reststoffverwertung zur Prozesswär-\r\nmeerzeugung ausreichen würde. Die Anlagen sind teilweise zu 100 Prozent auf Brennstoffzu-\r\nkauf angewiesen.\r\nFür den Erfolg der EEW und deren Überarbeitung ist es entscheidend, die im Evaluierungsbericht ge-\r\nmachten Aussagen korrekt einordnen zu können. Nur auf Basis fundierter und richtig interpretierter\r\nSachlage sollte eine Anpassung der EEW vorgenommen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009639","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie stärken in Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dc/79/455774/Stellungnahme-Gutachten-SG2410040003.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":"Prozesswärmeförderung muss für erfolgreichen Klimaschutz verstärkt auf Biomasse setzen\r\nBerlin 15.07.24: Die Verbände im Hauptstadtbüro Bioenergie kritisieren die vom Bundesministerium\r\nfür Wirtschaft & Klimaschutz (BMWK) vorgelegte Überarbeitung der Merkblätter der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) als unzureichend. Die aktuelle\r\nÜberarbeitung, zu der derzeit ein Stakeholder-Beteiligungsprozess läuft, sollte laut der Verbände\r\ndringend genutzt werden, um Verbesserungen für die Biomassenutzung in der Prozesswärme umzusetzen.\r\nSandra Rostek zeigt sich enttäuscht und unterstreicht: „Der erste Aufschlag des BMWK zur Überarbeitung der\r\nMerkblätter der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) vertut erneut\r\neine große Chance, echte Verbesserungen zur Biomassenutzung in der Prozesswärme zu erreichen. Gerade\r\nhier müssen unnötige Beschränkungen für die Bioenergie als einer der wichtigsten Bausteine für den Ausbau\r\nErneuerbarer Energien in der Industrie im Sinne des Klimaschutzes aber auch der Versorgungssicherheit,\r\nbeseitigt werden.“ Der Anteil erneuerbarer Energien bei der industriellen Prozesswärme liegt aktuell nur bei\r\nrund 7 % und ist damit das Schlusslicht der Wärmewende. Gleichzeitig werden in diesem Bereich 19 % des\r\ngesamten deutschen Energieverbrauchs eingesetzt, womit die Prozesswärme in der Industrie zu den größten\r\nEnergieverbrauchern Deutschlands gehört.\r\n„Es müsste klar sein, dass wir die Ziele der Wärmewende verfehlen werden, wenn wir den Bereich der industriellen Prozesswärme nicht besser adressieren! Allen voran muss die starke Absenkung der Förderquoten für\r\nBiomasse zurückgenommen werden“, fordert Rostek. Bei der letzten Novelle der EEW im Februar wurde die\r\nbisherigen Förderquoten für alle erneuerbaren Energien abgesenkt - besonders einschneidend jedoch für\r\nBiomasseanlagen. Für kleine Unternehmen wurde die Förderung auf 40 % für mittlere Unternehmen auf 30\r\n% und für große Unternehmen auf 20 % um jeweils 20 Prozentpunkte abgesenkt. Für die anderen Erneuerbaren Energien wurden die Fördersätze insgesamt nur um 5 Prozentpunkte im Vergleich zur vorherigen Förderung gekürzt. „Doch gerade für kleine und mittlere Unternehmen zählt der Fuel Switch oftmals zu den\r\ngrößten Investitionen in der Firmengeschichte. Neben der CO2-Neutralität ist es entscheidend, dass der Energieträger den wirtschaftlichen und technischen Anforderungen der Unternehmen gerecht wird. Aufgrund der\r\nhohen Investitionskosten für Biomasseanlagen führt die Absenkung der Förderquoten in Verbindung mit den\r\nbereits vorgenommenen massiven Beschränkungen zu einer deutlichen Schlechterstellung und schadet der\r\nindustriellen Prozesswärmewende“, führt Rostek aus.\r\nDaneben müssen laut der Verbände auch die bereits erfolgten Einschränkungen für Biomasse der Vergangenheit endlich abgeschafft werden. Dazu zählt, neben den nicht sachgerechten und politisch willkürlich\r\nfestgelegten förderfähigen Holzbrennstoffen, dass der direkten Elektrifizierung z.B. von Dampferzeugungsprozessen der Vorzug vor Holzenergie gegeben wird, indem zwar die technische Umsetzbarkeit, nicht jedoch\r\ndie Wirtschaftlichkeit als Fördervoraussetzung von Biomasse gegenüber der Wärmeerzeugung aus Strom gilt.\r\nDie Leiterin des HBB erläutert: „Für Unternehmen kann es mit den jetzigen Förderbedingungen betriebswirtschaftlich sinnvoller sein, gänzlich auf eine Umrüstung der Prozesswärmeerzeugung zu verzichten und weiterhin Erdgas zu nutzen, da ein wirtschaftlicher Betrieb der Wärmeerzeugung keine Rolle spielt. Dies ist nicht\r\nnur schlecht für den Klimaschutz in der Industrie, sondern auch für den Stellenwert, den Wettbewerbsfähigkeit in der Regierung einzunehmen scheint.“\r\n2\r\nNicht zuletzt sind auch die Einschränkungen für die Förderung neuer Biogasanlagen derart restriktiv, dass\r\nhier auf absehbare Zeit wohl gar kein Fördertatbestand nicht mehr in Anspruch genommen wird. „Um beispielsweise KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch über\r\nein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten zukünftig Wärmekonzepte gefördert werden, bei denen\r\ndie Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird“, schließt Rostek.\r\nWeitere Änderungsempfehlungen zur EEW finden Sie in der heute eingereichten Stellungnahme des Hauptstadtbüros Bioenergie.\r\n\r\nÜber die Bioenergieverbände\r\nIm „Hauptstadtbüro Bioenergie“ bündeln vier Verbände ihre Kompetenzen und Ressourcen im Bereich Energiepolitik: der Bundesverband Bioenergie e.V. (BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzenergie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Energieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen Akteuren und\r\nverschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. Insbesondere in den\r\nSektoren Strom und Wärme setzt es sich technologieübergreifend für die energiepolitischen Belange seiner Trägerverbände ein. Im\r\nKontakt mit politischen Entscheidungsträgern kann das Hauptstadtbüro Bioenergie auf ein breites Unterstützernetzwerk zurückgreifen\r\nund kooperiert insbesondere mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de\r\n\r\nKontakt\r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nBernd Geisen\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 02 28 / 810 02 59\r\nMail: geisen@bioenergie.de\r\nFachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nJörg Schäfer\r\nFachreferent Politische Kommunikation\r\nTel. 0 30 / 2758 179 15\r\nMail: Joerg.schaefer@biogas.org\r\nDeutscher Bauernverband e.V. (DBV)\r\nAxel Finkenwirth\r\nPressesprecher\r\nTel. 0 30 /31904 240\r\nMail: presse@bauernverband.net\r\nFachverband Holzenergie im BBE (FVH)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 0 30 / 2758 179 21\r\nMail: buecheler@bioenergie.de"},"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":"2024-07-15"},{"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":"2024-07-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009639","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie stärken in Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/fa/591486/Stellungnahme-Gutachten-SG2504080011.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZum Entwurf des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft & Klimaschutz\r\nfür eine Novelle der\r\nBundesförderung für\r\nEnergie- und\r\nRessourceneffizienz in\r\nder Wirtschaft\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Grundsätzliches: Unternehmen große wirtschaftliche und technische Freiheit\r\ngewähren............................................................................................................................................................4\r\n2. Förderrichtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in\r\nder Wirtschaft – Zuschuss und Kredit..................................................................................................4\r\n2.1 Sale- und Leaseback (5 Gegenstand der Förderung, nicht gefördert werden im\r\nRahmen dieser Förderrichtlinie) .............................................................................................................4\r\n2.2 Fördersätze Biomasseanlagen (8.2 Höhe der Förderung)....................................................4\r\n3. Modul 2: Prozesswärme aus erneuerbaren Energien...............................................................5\r\n3.1. Förderung von Anlagen mit Anschluss an ein Wärmenetz (1. Förderfähige\r\nAnlagen, allgemeine und spezifische Fördervoraussetzungen).......................................5\r\n3.2. Anforderungen und Fördervoraussetzungen (1.4 BiomasseFeuerungsanlagen)................................................................................................................................6\r\n3.2.1. Dokumentation der Herkunft und der Heizwert der eingesetzten\r\nBiomasse .............................................................................................................................................6\r\n3.2.2. Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW..................................................6\r\n3.2.3. Ausnahmen von der Nachweispflicht für Anlagen mit einer\r\nNennwärmeleistung ab 5 MW.................................................................................................... 7\r\n3.3. Zugelassene Biomassearten (1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen).............................8\r\n3.3.1. Brennstoffliste........................................................................................................................8\r\n3.4. Ausnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700kW („kleine\r\nAnlagen“)....................................................................................................................................................9\r\n3.5. Dimensionierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (1.5 Kraft-WärmeKopplungsanlagen)..............................................................................................................................10\r\n3.5. Antragsstellung Biomasseanlagen (2. Technische Unterlagen zur\r\nAntragstellung)...................................................................................................................................... 11\r\n4. Modul 4: Energie- und ressourcenbezogene Optimierung von Anlagen und\r\nProzessen......................................................................................................................................................... 11\r\n4.1. Änderung der Fördervoraussetzungen von 2.5.1 (Erzeugung von Biogas)......... 11\r\n4.1.1. Ausweitung des Substratspektrums .......................................................................... 11\r\n4.1.2. Streichung der der vollständigen betriebsinternen Nutzung des\r\nBiogases............................................................................................................................................. 12\r\n4.2. Ergänzung der Fördertatbestände in 2.5.2 (Nutzung von Abwärme) um\r\nWärmekonzepte mit mobilen Wärmespeichern ....................................................................13\r\n4.2.1. Anerkennung von nicht nutzbarer Nutzwärme aus KWK- und ORCAnlagen als Abwärme ..................................................................................................................13\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n4.2.2. Neuer Fördertatbestand: Modulare Wärmespeicher.........................................13\r\n5. Stellungnahme zur Evaluation der „Bundesförderung für Energie- und\r\nRessourceneffizienz in der Wirtschaft“ (Zuschuss und Kredit/Förderwettbewerb).....14\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nMit dem vorliegenden Entwurf einer Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) werden der Bioenergie als einer der wichtigsten Bausteine bei der Implementierung Erneuerbarer Energien in der Industrie unnötige Beschränkungen auferlegt.\r\nDie unverhältnismäßige Absenkung der Förderquoten bei Biomasseanlagen verhindert die effiziente\r\nTransformation des Prozesswärmesektors im Mittelsand. Diese Absenkung ist zurückzunehmen, um\r\ndie Technologieneutralität des Förderprogrammes zu gewährleisten.\r\nDer direkten Elektrifizierung z.B. von Dampferzeugungsprozessen den Vorzug vor Holzenergie zu geben,\r\nist bei einem Strommix, der noch erhebliche Anteile von Kohlestrom enthält, nicht nachzuvollziehen.\r\nDie Wirtschaftlichkeit bei der Machbarkeitsprüfung zur Direktelektrifizierung muss mitberücksichtigt\r\nwerden. Auch die Auflage, Wasserstoff, der heute weder insgesamt noch als „grüner Wasserstoff“ verfügbar ist, zu bevorzugen, ist widersinnig und behindert die Transformation des Sektors.\r\nDie weitestgehende Einschränkung auf die ausschließliche Nutzung von holzigen biogenen Rest- und\r\nAbfallstoffen wird dazu führen, dass sinnvolle Projekte der Defossilierung und des Klimaschutzes nicht\r\numgesetzt werden. Die Aufnahme von Sortimenten wie z.B. Waldrest- und Kalamitätsholz ist notwendig,\r\num nachhaltig verfügbare Biomassen zur Transformation der Prozesswärme nutzen zu können. Grundsätzlich sollten die Nachhaltigkeitskriterien der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung für die\r\neingesetzten Biomassen als Maßstab gelten.\r\nDas EEW muss gezielt Transformationstechnologien anreizen, die Klimaschutz, Wirtschaftlichkeit und\r\nVersorgungssicherheit sicherstellen. Als Fördertatbestand müssen dringend Hybridkesselsysteme aufgenommen werden, die eine kombinierte Energieerzeugung aus Biomasse und Strom ermöglichen.\r\nDie Beschränkung der Förderung neuer Biogasanlagen in Modul 4 auf Anlagen, bei denen ausschließlich biogene Reststoffe eingesetzt und das gesamte Biogas von dem Unternehmen selbst verbraucht\r\nwird, wird absehbar dazu führen, dass der Fördertatbestand nicht mehr in Anspruch genommen wird.\r\nDie Beschränkungen sollten deshalb gestrichen werden. Insofern an der Begrenzung des Biomassespektrums festgehalten wird, sollte die Begrenzung analog zum Erneuerbare-Energien-Gesetz und zum\r\nGebäude-Energie-Gesetz explizit die politisch nicht erwünschten Substrate einschränken (maximal 40\r\nProzent Getreidekorn oder Mais). Insofern Mindestvorgaben für den Eigenverbrauch gemacht werden,\r\nsollten sich diese ausschließlich auf die Wärmerzeugung beziehen. Dann könnte der erzeugte Strom\r\nins öffentliche Netz eingespeist werden, um in Zeiten von niedrigem Solar- und Windenergieaufkommens die öffentliche Stromversorgung abzusichern.\r\nUm die KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch\r\nüber ein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten Wärmekonzepte gefördert werden, bei denen die Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird.\r\n\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n1. Grundsätzliches: Unternehmen große wirtschaftliche und technische Freiheit gewähren\r\nEine effektive und effiziente Wärmewende in der Wirtschaft sollte Unternehmen eine möglichst große\r\nwirtschaftliche und technische Freiheit gewähren, damit sie jene Technologie wählen können, die am\r\nbesten zu ihren jeweiligen Produkten und Marktsituation passt. Der vorliegende Vorschlag zur Überarbeitung der Prozesswärmeförderung wird den Anforderungen einer wirtschaftlichen Wärmewende bei\r\nweitem nicht gerecht. Anstatt auf möglichst viele und einfache Erfüllungsoptionen zu setzen, werden\r\nin dem vorliegenden Entwurf Barrieren aufgebaut, indem Anlagen zur Erzeugung von Prozesswärme\r\ntechnischen und wirtschaftlichen Restriktionen unterworfen werden (Modul 2) und viele potenzielle\r\nAdressaten der Förderung durch unnötige Restriktionen ausgeschlossen werden (Modul 4). Dies wird\r\ndie Wärmewende in der Industrie aufhalten und Chancen für Effizienzsteigerungen bei der Erzeugung\r\nund Nutzung erneuerbarer Brennstoffe ungenutzt lassen.\r\n2. Förderrichtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft – Zuschuss und Kredit\r\n2.1 Sale- und Leaseback (5 Gegenstand der Förderung, nicht gefördert werden im Rahmen dieser Förderrichtlinie)\r\nMaßnahmen wie Sale- und Leaseback Finanzierungen sind für viele Kunden heutzutage eine wertvolle\r\nUnterstützung, um wettbewerbsfähig im Markt zu bleiben, da es ohne solche Finanzierungsmöglichkeiten vielen Betrieben z.B. in der Wäschereiindustrie ansonsten schwer möglich ist, erforderliche Investitionen zur Effizienzsteigerung im Betrieb und Aufrechterhaltung der Nachhaltigkeitsanforderungen der Kunden im hart umkämpften Markt tätigen zu können. Bisher waren Maßnahmen wie Saleund Leaseback-Lösungen vom BAFA für Förderanträge ausdrücklich akzeptiert. Das Contracting bleibt\r\nim EEW erhalten und so sollten auch andere Finanzierungsmodelle dem gleichgestellt werden\r\nVorschlag\r\nSale- und Leaseback Finanzierungsmöglichkeiten bleiben weiterhin wie auch das Contracting bestehen und werden nicht von einer Förderung ausgeschlossen.\r\n2.2 Fördersätze Biomasseanlagen (8.2 Höhe der Förderung)\r\nDie Förderung von Biomasseanlagen wird für kleine Unternehmen auf 40 % für mittlere Unternehmen\r\nauf 30 % und für große Unternehmen auf 20 % abgesenkt. Für die anderen Erneuerbaren Energien (EE)\r\nwerden die Fördersätze insgesamt nur um 5 % Punkte gekürzt im Gegensatz zur bestehenden Förderung.\r\nDie Kürzung der Förderung für Biomasseanlagen im Vergleich zu Solarkollektoren, Wärmepumpen und\r\nder Geothermie steht im klaren Widerspruch zum Prinzip der Technologieoffenheit.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nTechnologieoffenheit setzt voraus, dass verschiedene Ansätze gleichberechtigt betrachtet werden. Die\r\nDefossilisierung der industriellen Prozesswärme zählt zu den größten Herausforderungen der Energiewende in Deutschland. Die Umstellung auf Erneuerbare Energieträger zählt für viele Unternehmen zu\r\nden strategischen Schlüsselfragen der nächsten Jahre. Vor allem für kleine und mittlere Unternehmen\r\nzählt der Fuel Switch oftmals zu den größten Investitionen in der Firmengeschichte. Neben der CO2-\r\nNeutralität ist es entscheidend, dass der Energieträger den wirtschaftlichen und technischen Anforderungen der Unternehmen gerecht werden. In der industriellen Prozesswärmebereitstellung sind dabei\r\nentscheidenden Parameter das Temperaturniveau, die Grundlastfähigkeit und die Versorgungssicherheit. Im Mittel- und Hochtemperaturbereich ist Biomasse der Schlüsselenergieträger. Aufgrund der\r\nhohen Investitionskosten für Biomasseanlagen führt die Absenkung der Förderquoten in Verbindung\r\nmit den bereits vorgenommenen massiven Beschränkungen zu einer deutlichen Schlechterstellung\r\nund schadet der industriellen Prozesswärmewende. Eine Angleichung der Förderquoten im Sinne der\r\nTechnologieoffenheit ist dringend geboten.\r\nVorschlag\r\nModul 2\r\n- Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien -\r\nArtikel 41 AGVO\r\nSolarkollektoren, Wärmepumpen, Geothermie, Biomasseanlagen\r\nBiomasseanlagen\r\nGroße Unternehmen 40 % 20 %\r\nMittlere Unternehmen 50 % 30 %\r\nKleine Unternehmen 60 % 40 %\r\nDer maximal mögliche Förderzuschuss beträgt 20 Millionen Euro pro Vorhaben\r\n3. Modul 2: Prozesswärme aus erneuerbaren Energien\r\n3.1. Förderung von Anlagen mit Anschluss an ein Wärmenetz (1. Förderfähige\r\nAnlagen, allgemeine und spezifische Fördervoraussetzungen)\r\nIn vielen Projekten bestehen Wärmenetze, in denen der überwiegende Teil der Wärme für Prozesse\r\ngenutzt wird und demnach eine Wärmeerzeugung und -nutzung im Sinne dieses Förderprogramms\r\nstattfindet. Es kann jedoch in keinem Projekt sichergestellt werden, dass alle Wärmeabnehmer die\r\nWärme überwiegend für Prozesswärme nutzen. Neben größeren gewerblichen Prozesswärmeabnehmern bestehen oft untergeordnete, kleine Wärmeabnehmer von Heizwärme.\r\nZum ersten Spiegelstrich:\r\nEs kann in keinem Projekt sichergestellt werden, dass alle Wärmeabnehmer die Wärme überwiegend\r\nfür Prozesswärme nutzen. Neben größeren gewerblichen Prozesswärmeabnehmern bestehen oft untergeordnete, kleine Wärmeabnehmer von Heizwärme. Die aktuelle Regelung führt dazu, dass viele\r\nWärmeverbrauchskonstellationen nicht realisiert werden können.\r\nZum zweiten Spiegelstrich:\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nEs kann in keinem Wärmenetz sichergestellt werden, dass ausschließlich Wärme des geförderten Nutzwärmeerzeugers eingespeist wird, da in der Regel Spitzenlast- und/oder Redundanzkessel bestehen\r\nbzw. die Nutzwärmeanlage auf die Grundlast des Netzes ausgelegt wird. Die Anforderung, dass im Jahresdurchschnitt mindestens 70 % der eingespeisten Nutzwärme von nur einem Unternehmen abgenommen werden dürfen, bilden viele in der Industrie gängige Wärmeverbrauchskonstellationen nicht\r\nab. Entscheidend ist, dass 70 % die eingespeiste Nutzwärme ausschließlich für Prozesse im Sinne des\r\nFörderprogramms abgenommen werden, ob diese Zielstellung durch eines oder mehrere Unternehmen erreicht wird, darf hier nicht ausschlaggebend sein. Eine Anpassung wäre hier dringend geboten,\r\nda die aktuelle Regelung zahlreiche Konstellationen aus der Förderung ausschließt und dadurch die\r\nindustrielle Prozesswärmewende ausbremst.\r\nÄhnlich wie für den Betrieb, der selbst eine Prozesswärmeanlage aufbaut, sollte auch die 50%\r\nNutzungsschwelle für Wärmenetze gelten.\r\nVorschlag\r\no Jeder an das Wärmenetz angeschlossene Wärmeabnehmer muss Die im Wärmenetz\r\nübertragene Wärme muss überwiegend (> 50%) für Prozesse im Sinne des Förderprogramms nutzen. genutzt werden.\r\noder:\r\no Es wird ausschließlich überwiegend (> 50 %) die mit dem geförderten Nutzwärmeerzeuger erzeugte Nutzwärme in das Wärmenetz eingespeist. Außerdem nimmt eines\r\noder mehrere der an das Wärmenetz angeschlossenen Unternehmen im Jahresdurchschnitt mindestens 70 % der eingespeisten Nutzwärme ab und nutzt diese ausschließlich für Prozesse im Sinne des Förderprogramms. Wärmemengen, die über die 70%\r\nhinausgehen, darf dieses Unternehmen auch für andere Einsatzwecke verwenden.\r\n3.2. Anforderungen und Fördervoraussetzungen (1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen)\r\n3.2.1. Dokumentation der Herkunft und der Heizwert der eingesetzten Biomasse\r\nEs wird gefordert, die Herkunft und den Heizwert der eingesetzten Biomasse für die Betriebsdauer der\r\nAnlage zu dokumentieren und für etwaige Prüfungen vorzuhalten. Ein Einsatzstofftagebuch auf unbefristete Zeit, also für die gesamte Lebensdauer der Anlage zu führen, erscheint unverhältnismäßig.\r\nAuch der gesetzliche Rahmen sieht deutlich kürzere Speicher- und Dokumentationspflichten vor. Eine\r\nAnpassung an den gesetzlichen Rahmen\r\nVorschlag\r\nDie Menge, die Herkunft und der Heizwert der eingesetzten Biomasse ist für die Betriebsdauer der Anlage bis zum Ablauf der Zweckbindungsfrist des Förderprogramms zu dokumentieren und für etwaige Prüfungen vorzuhalten.\r\n3.2.2. Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nAnlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW sind nur förderfähig, sofern der Antragsteller in geeigneter Form nachweisen kann, dass eine Direktelektrifizierung technisch nicht möglich und eine Nutzung von Wasserstoff technisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist.\r\nDie Stromnachfrage wird in den nächsten Jahren deutlich ansteigen. Neben dem Zuwachs bei elektrischen Anwendungen wie Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen sowie der Elektrifizierung von Industrieprozessen, treibt auch der Hochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft die Stromnachfrage an.\r\nInsgesamt wird die Bruttostromnachfrage Schätzungen zu Folge bis 2030 auf 698 TWh und bis 2045 auf\r\n910 TWh steigen.1\r\nIm Jahr 2022 wurden in Deutschland 506,8 TWh Strom erzeugt. Insgesamt lag im Jahr\r\n2022 die Erzeugung aus erneuerbaren Energien bei 233,9 TWh. Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Verbrauch lag im Jahr 2022 bei 48,3 Prozent (2021: 42,7 Prozent). Der Fokus\r\nauf eine Elektrifizierung großer Prozesswärmeanlagen, die in erster Linie Dampf erzeugen, erscheint\r\nkontraproduktiv und führt zu unnötigen Netzbelastungen und vermeidbaren Stromnachfragen. Stattdessen sollten vorhandene Alternativen mit der Biomasse genutzt werden. Gleiches gilt für die Verwendung von Wasserstoff. Dieser sollte für Prozesse eingesetzt werden, in denen er unabkömmlich ist\r\nwie z.B. der Stahlherstellung. Dampf und andere Prozesswärme auf mittlerem Temperaturniveau aus\r\nWasserstoff herzustellen, erscheint nicht sinnvoll.\r\nGrößere Anlagen müssen auch dann realisiert werden können, wenn nachgewiesen wird, dass die Direktelektrifizierung nicht wirtschaftlich ist.\r\nDie Größengrenze von 5 MW erscheint an dieser Stelle willkürlich gewählt. 7,5 MW wäre hier eine sinnvollere Größengrenze, da diese auch zukünftig in der überarbeiteten Erneuerbare Energien Richtlinie\r\nder EU (RED III) als Größengrenze für die Nachhaltigkeitszertifizierung verankert wird. Dies würde die\r\ndringend erforderliche Konsistenz zwischen europäischer und nationaler Gesetzgebung herstellen.\r\nVorschlag\r\nAnlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW 7,5 MW sind nur förderfähig, sofern der\r\nAntragsteller in geeigneter Form nachweisen kann, dass eine Direktelektrifizierung technisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist und eine Nutzung von Wasserstoff technisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist. Eine Wirtschaftlichkeit ist nicht gegeben,\r\nwenn die Summe aus Investitions- und Energiekosten für die Direktelektrifizierung und\r\ndie Nutzung von Wasserstoff die Summe aus Investitions- und Energiekosten für die Nutzung der Biomasseanlage um mindestens 50% übersteigen. Hybridkesselanlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 7,5 MW, die eine kombinierte Erzeugung aus Strom und Biomasse vorsehen, sind von der Nachweispflicht ausgenommen.\r\n3.2.3. Ausnahmen von der Nachweispflicht für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW\r\nDie Anforderung, dass die Nachweispflicht nur für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW für\r\nbiogene pflanzliche Abfall- und Reststoffe entfällt, wenn sie ausschließlich innerbetrieblich und vor\r\nOrt anfallen, ist unverhältnismäßig. In zahlreichen Branchen fallen keine innerbetrieblichen Abfallund Reststoffe, die als Regelbrennstoff eingesetzt werden zu können an. Auch das Kriterium, dass die\r\nBiomasse „vor Ort“ anfallen muss ist nicht zielführend, da die Nachhaltigkeit der Biomasse nicht an\r\n1EWI/ITG/FIW/ef.Ruhr (2021). dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität. Klimaneutralität\r\n2045 - Transformation der Verbrauchssektoren und des Energiesystems. Zusammenfassung.\r\nHerausgegeben von der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena)\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\neinen räumlichen Zusammenhang zur energetischen Nutzung geknüpft ist. Ein Ausschluss von Biomassen, die nicht am Ort der Energieerzeugung anfallen ist weder begründet noch sinnvoll, da somit\r\nauch verfügbare regional anfallende und vor allem nachhaltig nutzbare Biomassen ausgeschlossen\r\nwürden.\r\nEntscheidend ist, dass die zur Energieerzeugung eingesetzte Biomasse aus nachhaltigen Herkünften\r\nstammt. Die EU hat mit der Erneuerbare Energien Richtlinie II (RED II) einen regulatorischen Rahmen\r\ngeschaffen, der definiert, unter welchen Voraussetzungen Biomasse als nachhaltig eingestuft wird.\r\nDurch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) als nationale Umsetzung der\r\nRED II werden gesetzliche Anforderungen an die Nachhaltigkeit von Rest- und Abfallbiomassen sowie\r\nvon land- und forstwirtschaftlicher Biomasse zur energetischen Nutzung definiert. In der RED III werden diese Anforderungen noch einmal verschärft und die Größengrenze für die Einhaltung der Nachhaltigkeitsanforderungen von 20 MW auf 7,5 MW abgesenkt.\r\nVorschlag\r\n• Diese Nachweispflicht für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW entfällt, sofern\r\nausschließlich innerbetrieblich und vor Ort anfallende biogene pflanzliche Abfall- und\r\nReststoffe genutzt werden. Die Nachweispflicht entfällt ebenfalls für Biomassen, die die\r\nNachhaltigkeitsanforderungen der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der jeweils geltenden Fassung erfüllen.\r\n3.3. Zugelassene Biomassearten (1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen)\r\n3.3.1. Brennstoffliste\r\nIn der Positivliste des EEW werden ausschließlich pflanzliche Abfall- und Reststoffe benannt. Dabei\r\nspielen Energieholzsortimente aus dem Wald eine wichtige Rolle bei der Sicherstellung einer nachhaltigen lokalen Energieversorgung. Oft stehen für diese Sortimente wie Waldresthölzer und Schadholz\r\naus Kalamitäten keine adäquaten stofflichen Verwertungswege offen. Für den zwingend erforderlichen\r\nWaldumbau ist es notwendig, den Waldeigentümern die Verwertungsoption von ansonsten unverkäuflichen Energieholzsortimenten nicht zu nehmen. Auch für die Sicherung der zuverlässigen Versorgung\r\nvon Industrieanlagen mit Brennstoff dürfen diese Sortimente von einer Nutzung nicht ausgeschlossen\r\nwerden.\r\nHinzu kommt Energieholz aus Kurzumtriebsplantagen und Agroforstsystemen (z.B. Pappeln und Weiden), deren Anbau perspektivisch auf marginalen Standorten und Flächen zur Biodiversitäts- und Umweltförderung wie z.B. wiedervernässten Moorflächen zunehmen wird. Auch diese zunehmend wichtiger werdenden Energieholzsortimente müssen in die Positivliste aufgenommen werden. Auch ein Hinweis darauf, dass Pellets aus den zugelassenen Brennstoffen in den Anlagen zulässig sind, würde für\r\nmehr Rechtssicherheit bei den Anlagenbetreibern führen.\r\nVorschlag\r\nZu den Biobrennstoffen im Sinne dieses Förderprogramms zählen:\r\n• Produkte land- oder forstwirtschaftlichen Ursprungs aus pflanzlichem Material oder aus Teilen\r\ndavon, die die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nder jeweils geltenden Fassung einhalten. Der Anteil an Produkten, die hauptsächlich zur Nutzung des Energieinhalts angebaut wurden, wie zum Beispiel Anbaubiomasse, darf nicht mehr\r\nals 50 % an der gesamten eingesetzten Biomasse betragen;\r\n• Biogene Abfall- und Reststoffe, falls die erzeugte Wärme genutzt wird\r\nDie Brennstoffliste wird mindestens um die nachfolgenden Sortimente ergänzt:\r\n• Holz aus Kalamitäten\r\n• Waldrestholz und nicht sägefähiges „Industrieholz“\r\n• Erstdurchforstungsmaterial\r\n• Holz aus Agroforstsystemen und Kurzumtriebsplantagen\r\n• Siebüberläufe aus der Grünschnittkompostierung\r\n• Presslinge aus den benannten Stoffen, die die Anforderungen gem. BioSt-NachV erfüllen\r\n3.4. Ausnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700kW\r\n(„kleine Anlagen“)\r\nNur für Anlagen unter 700 kW ist land- und forstwirtschaftliche Biomasse eine zulässige Option. Es darf\r\nin diesen kleinen Anlagen jedoch nur bis zu 25 % eingesetzt werden. Diese kleinen Anlagen spielen bei\r\nder Prozesswärmewende jedoch nur eine untergeordnete Rolle.\r\nDurch die nahezu vollständige Streichung des Einsatzes von land- und forstwirtschaftlicher Biomasse\r\nwird das verfügbare Brennstoffband unverhältnismäßig eingeschränkt und das unternehmerische Risiko in Bezug auf die Versorgungssicherheit deutlich erhöht. Die Grenze von 700 kW sollte auf 7,5 MW\r\nangehoben werden, damit auch hier die notwendige Konsistenz mit der RED III hergestellt wird. In\r\nAnlagen unter 7,5 MW sollte es zudem möglich sein, weiterhin bis zu 50 % land- und forstwirtschaftliche\r\nBiomasse einzusetzen, sofern die Nachhaltigkeitskriterien der BioSt-NachV eingehalten werden. Bei\r\nAnlagen größer 7,5 MW sollte es möglich sein bis zu 25 % naturbelassene Biomasse gemäß 1. BImSchV\r\n§3 (4, 5, 5a und 8) einzusetzen.\r\nFür die eingesetzten Brennstoffe sollte die Nachhaltigkeit das entscheidende Kriterium sein. Mit der\r\nBioSt-NachV liegen geeignete Nachweiskriterien vor.\r\nVorschlag\r\nDie Ausnahmeregelungen am Ende von Abschnitt 1.4. werden wie folgt formuliert bzw.\r\nergänzt:\r\nAusnahmen für Anlagen unter und über 700 kW\r\nAusnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700 7.500 kW („kleine Anlagen“)\r\nAusschließlich in Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700 7.500 kW darf auch pflanzliche Biomasse eingesetzt werden, bei der es sich nicht um Abfall- oder Reststoffe handelt, wenn die Anforderungen gem. Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung eingehalten werden. Der Anteil dieser pri-\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nmären bzw. naturbelassenen Biomasse an der insgesamt eingesetzten Biomasse darf im Jahresdurchschnitt aber nicht mehr als 25 % 50 % betragen. Außerdem muss es sich um naturbelassene Biomasse\r\ngemäß 1. BimSchV §3 Absatz 1 Nummer\r\n• 4 „naturbelassenes stückiges Holz einschl. anhaftender Rinde (…)“,\r\n• 5 „naturbelassenes nicht stückiges Holz (…)“,\r\n• 5a „Presslinge aus naturbelassenem Holz (…)“ oder\r\n• 8 „Stroh und ähnliche pflanzliche Stoffe, nicht als Lebensmittel bestimmtes Getreide (…)“\r\nhandeln.\r\nAusnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung über 7.500 kW\r\nIn Anlagen mit einer Nennwärmeleistung über 7.500 kW darf auch pflanzliche Biomasse eingesetzt\r\nwerden, bei der es sich nicht um Abfall- oder Reststoffe handelt, wenn die Anforderungen gem. Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung eingehalten werden. Der Anteil dieser primären bzw. naturbelassenen Biomasse an der insgesamt eingesetzten Biomasse darf im Jahresdurchschnitt aber nicht\r\nmehr als 25% betragen. Außerdem muss es sich um naturbelassene Biomasse gemäß 1. BimSchV §3\r\nAbsatz 1 Nummer\r\n• 4 „naturbelassenes stückiges Holz einschl. anhaftender Rinde (…)“,\r\n• 5 „naturbelassenes nicht stückiges Holz (…)“,\r\n• 5a „Presslinge aus naturbelassenem Holz (…)“ oder\r\n• 8 „Stroh und ähnliche pflanzliche Stoffe, nicht als Lebensmittel bestimmtes Getreide (…)“\r\nhandeln.“\r\n3.5. Dimensionierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (1.5 Kraft-WärmeKopplungsanlagen)\r\nDurch stark schwankende Lastgänge in Gewerbe- und Industriebetrieben kann eine überwiegende Abdeckung des innerbetrieblichen Strombedarfs nur bei ausreichend großer Dimensionierung der Anlage\r\nerreicht werden. Eine Netzausspeisung sollte während der Zweckbindefrist nicht ermöglicht werden.\r\nDie vorgegebene Formel führt dazu, dass die Bemessung des KWK-Systems für die stark schwankenden\r\nLastgänge und Tag-Nacht-Rhythmen der Industriebetriebe zu klein ausfällt. Die Anlage muss somit\r\ngrößer ausfallen, als nur den durchschnittlichen Jahresbedarf maximal leisten zu können.\r\nVorschlag\r\nDie KWK-Anlage ist nach folgender Formel mit dem 1,5-fachen des jährlichen elektrischen\r\nEnergiebedarfes der Betriebsstätte auszulegen.\r\n𝑃el,max =\r\n𝟏, 𝟓 ∗ 𝐸el, Jahr\r\n𝑡Betrieb\r\n𝐸el, Jahr = Jährlicher elektrischer Energiebedarf der Betriebsstätte in kWh\r\n𝑡Betrieb = Betriebsstunden am Standort\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDie Anlage ist regelungstechnisch so einzubinden, dass eine Einspeisung von elektrischer\r\nEnergie in das öffentliche Netz weitestgehend vermieden wird. Dazu ist die Anlage regelungstechnisch auf den am Standort anfallenden aktuellen Strombedarf zu begrenzen.\r\n3.5. Antragsstellung Biomasseanlagen (2. Technische Unterlagen zur Antragstellung)\r\nBei dem eingeforderten Sachverständigen-Nachweis über die Einhaltung der BimSchV sollte auf das\r\nGesetz verwiesen werden und nicht auf eine nachrangige Verordnung.\r\nVorschlag\r\nBestätigung eines Sachverständigen über die Einhaltung der Anforderungen der BimSchV\r\ndes BimSchG und seiner Verordnungen sowie die ggf. notwendige Betriebserlaubnis nach\r\nBimSchV Genehmigung nach BimSchG muss für eine etwaige Prüfung vorgehalten werden.\r\n4. Modul 4: Energie- und ressourcenbezogene Optimierung von\r\nAnlagen und Prozessen\r\n4.1. Änderung der Fördervoraussetzungen von 2.5.1 (Erzeugung von Biogas)\r\nDas novellierte EEW soll auch Effizienzsteigerungen in der Bereitstellung Erneuerbarer Energieträger\r\nerreichen und fördert deshalb auch Investitionen in Biogasanlagen (Modul 4, Abschnitt 4.1.). Tatsächlich haben viele Biogasanlagenbetreiber die Förderung bisher in Anspruch genommen, um Anlagenkomponenten auf moderne und effizientere umzustellen und den Produktionsprozess im Allgemeinen\r\neffizienter zu gestalten. Mit dem vorliegenden Entwurf werden die Förderbedingungen für neue Biogasanlagen jedoch so stark verschärft, dass der Fördertatbestand absehbar nicht mehr in Anspruch\r\ngenommen wird. Insbesondere in folgenden Hinsichten sollte der Entwurf angepasst werden.\r\n4.1.1. Ausweitung des Substratspektrums\r\nDas unter den Fördervoraussetzungen beschriebene zulässige Substratspektrum ist unnötig restriktiv\r\nund schließt viele sinnvolle Investitionen in neue Anlagenkonzepte von der Förderung aus. Folgende\r\nÄnderungen werden vorgeschlagen:\r\n1. Die Einschränkung der Einsatzstoffe bei Neuanlagen auf Rest- und Abfallstoffe muss gestrichen oder\r\ndeutlich umgestaltet werden. Rest- und Abfallstoffe fallen normalerweise sehr dezentral an, haben in\r\nder Regel keinen hohen Energieertrag und sind deshalb nur selten über längere Strecken zu transportieren. Um eine wirtschaftliche Anlagengröße zu erreichen, benötigen deshalb selbst Biogasanlagen,\r\ndie auf Basis von Rest- und Abfallstoffen errichtet werden, einen Mindestanteil energiereicher Substrate wie nachwachsender Rosthoffe.\r\n2. Einsatzstoffliste um ökologisch besonders wertvolle Anbaubiomasse ohne Begrenzung zulassen. Der\r\nHintergrund der sehr restriktiven Substratliste ist offensichtlich, stärker Biomassepotenziale zu erschließen, die in keiner Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen. Davon gibt es\r\nviele, werden jedoch nicht aufgeführt. Dazu gehören insbesondere Zwischenfrüchte (z.B. Kleegras aus\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\ndem Ökolandbau) und der Aufwuchs von Biodiversitätsflächen (z.B. Blühpflanzen). Insofern eine Begrenzung des Einsatzstoffspektrums beibehalten wird, sollten diese Pflanzen ausgenommen bzw. die\r\nBegrenzung auf die politisch nicht erwünschten Kulturen abzielen (z.B. Mais).\r\nVorschlag\r\nInsofern an der Begrenzung der Einsatzstoffe festgehalten werden soll, schlagen wir vor,\r\nin Analogie zum Gebäudeenergiegesetz (§ 71f Abs. 4 GEG) im Merkblatt zu Modul 4 Abschnitt 2.5.1. den vierten Punkt der Aufzählung wie folgt zu formulieren:\r\n„Der zur Erzeugung des Biogases eingesetzte Anteil von Getreidekorn oder Mais darf in\r\njedem Kalenderjahr insgesamt höchstens 40 Masseprozent betragen. Als Mais im Sinne\r\nvon Satz 1 sind Ganzpflanzen, Maiskorn-Spindel-Gemisch, Körnermais und Lieschkolbenschrot anzusehen.“\r\n4.1.2. Streichung der der vollständigen betriebsinternen Nutzung des Biogases\r\nEine Fördervoraussetzung für neue Biogasanlagen in Modul 4 ist, dass 100 Prozent des jährlich erzeugten Gases im Unternehmen genutzt werden. Die Einspeisung des Biogas ins Gasnetz soll dabei nicht\r\nals betriebsinterne Nutzung zählen.\r\nDie Bioenergieverbände lehnen diese Pflicht einer vollständigen betriebsinterne Nutzung ab. Hierzu\r\ngibt es so gut wie keine Betreiberkonzepte. Die zentrale energiewirtschaftliche Funktion von Biogasanlagen ist die Bereitstellung von flexibler Leistung zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung\r\naus Wind- und Solarenergie. Um diese Funktion erfüllen zu können, müssen Biogasanlagen ihre Stromerzeugung aber an den Signalen des Strommarktes ausrichten, nicht an dem betriebsinternen Strombedarf. Auch in Bezug auf die Wärmeauskopplung ist ein Mindestanteil einer betriebsinternen Nutzung\r\nnicht sinnvoll. Der Prozesswärmebedarf einer Biogasanlage beträgt typischerweise 25 Prozent der erzeugten Wärme. Die darüberhinausgehende Wärme wird auf die betriebswirtschaftlich effizienteste\r\nWeise genutzt. Typischerweise gehören dafür alle naheliegenden Wärmebedarfe, z.B. für betriebsinterne Trocknungsprozesse oder Gebäudebeheizung; erst wenn diese Wärmebedarfe vollständig gedeckt sind, wird Wärme extern abgegeben. Ein Mindestanteil für die betriebsinterne Nutzung der erzeugten Wärme ist deshalb im besten Fall unnötig, weil aus betriebswirtschaftlichen Gründen bereits\r\nder gesamte betriebsinterne Bedarf gedeckt wird, und im schlechtesten Fall ineffizient, weil zusätzliche\r\nbetriebsinterne Wärmeverbräuche geschaffen werden müssen, um den Mindestanteil zu erfüllen. Dies\r\nkonterkariert der Förderzweck des EEW.\r\nVorschlag\r\nEs wird kein Mindestanteil für die betriebsinterne Verwendung des Biogases bei Neuanlagen festgelegt. Der erste Punkt der Aufzählung in Abschnitt 2.5.1. wäre ersatzlos zu streichen.\r\nFalls dennoch ein Mindestanteil für die betriebsinterne Verwendung des Biogases festgelegt wird, dann sollte er im Fall einer Nutzung in KWK-Anlagen ausschließlich auf die erzeugte Wärme beziehen, so dass der Strom vollständig ins öffentliche Netz eingespeist\r\nwerden kann. Im Merkblatt zu Modul 4 wäre in Abschnitt 2.5.1. der erste Punkt der Aufzählung wie folgt zu formulieren:\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n„Für den Fall, dass das Biogas mit einer KWK-Anlage in Wärme und elektrische Energie\r\numgewandelt wird, bzw. werden soll, gilt: Die Biogasanlage kann dann nur gefördert werden, wenn im Jahresdurchschnitt mindestens 50% der erzeugten Wärme im Unternehmen\r\nselbst genutzt wird.“\r\n4.2. Ergänzung der Fördertatbestände in 2.5.2 (Nutzung von Abwärme) um\r\nWärmekonzepte mit mobilen Wärmespeichern\r\nViele Biogasanlagen liegen nicht in der Nähe von ausreichend großen Wärmesenken, um die Wärme\r\naus dem KWK-Prozess hochwertig nutzen zu können. Oft ist der Transport der KWK-Wärme über Wärmenetze mit hohen Wärmeverlusten und entsprechenden Zusatzkosten verbunden. Auch ist in vielen\r\nFällen ist die Errichtung von Wärmenetzen gar nicht möglich, weil z.B. eine Leitungsverlegung über eine\r\nVielzahl von Grundstücken verlaufen würde und die notwendigen Grunddienstbarkeiten nicht erteilt\r\nwerden und/oder weitere Hindernisse wie Topografie, Altlasten und Belange des Naturschutzes entgegen.\r\nIn diesen Fällen stellen insbesondere mobile Wärmespeicher eine praxiserprobte u. effiziente Lösung\r\ndar, um nicht nutzbare Wärme aus Biogasanlagen für außerbetriebliche Zwecke nutzbar zu machen.\r\nWärmekonzepte, bei denen nicht-nutzbarer Wärme aus Biogasanlagen über mobile Wärmespeicher\r\ntransportiert wird, sind aber aufgrund verschiedener Regelungen nicht förderfähig. Mit der laufenden\r\nEEW-Novelle sollten die Rahmenbedingungen verbessert und die verstärkte Nutzung von Wärme aus\r\nBiogasanlagen ermöglicht werden.\r\n4.2.1. Anerkennung von nicht nutzbarer Nutzwärme aus KWK- und ORC-Anlagen als Abwärme\r\nDas größte Problem ist, dass Wärme aus KWK- und ORC-Anlagen im Sinne des EEW nicht als „Abwärme“,\r\nsondern als „Nutzwärme“ eingestuft. Damit fällt sie grundsätzlich aus dem Regelungsbereich von Modul 4, Abschnitt 3.2. heraus. Eine Aufnahme ist deshalb zwingend notwendige Voraussetzung für einen\r\nFördertatbestand von mobilen Wärmespeichern, die nicht-nutzbare Wärme aus Biogasanlagen aufnehmen.\r\nVorschlag\r\nNutzwärme aus KWK- u. ORC- Anlagen, die aufgrund technischer, energetischer oder wirtschaftlicher Limitationen bisher nicht leitungsgebunden in Nutzung gebracht werden\r\nkonnte, ist durch die Nutzung von stationären oder mobilen Wärmespeichern im Rahmen\r\nder EEW als Abwärme zu bewerten. So werden im Übrigen auch Schwierigkeiten zwischen\r\nder Abgrenzung von Abwärme und nicht nutzbarer Wärme aus KWK- bzw. ORC-Anlagen\r\nbeseitigt, die – wie in Industriebetrieben oft üblich – über eine gemeinsame Wärmesammelschiene abgeführt werden.\r\n4.2.2. Neuer Fördertatbestand: Modulare Wärmespeicher\r\nMobile Wärmespeicher selbst sind aktuell kein Fördertatbestand, müssten also explizit aufgenommen\r\nwerden. Die Förderung erfolgt technologieoffen, ist also nicht auf bestimmte Technologien beschränkt.\r\nVorschlag\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDie Fördertatbestände in 4.3. werden wie folgt ergänzt:\r\n„Förderfähig sind Maßnahmen zur Nutzung von Abwärme, die durch Prozesse entsteht,\r\nbeispielsweise:\r\n[…]\r\nd) Investive Maßnahmen zur Einspeisung von Abwärme in stationäre oder mobile Wärmespeicher, inklusive der erforderlichen Speichertechnologie.\r\nBezüglich der Verwendung der erschlossenen Abwärme gibt es keine Einschränkungen.\r\nDie Wärme kann beispielsweise auch für die Beheizung von Gebäuden verwendet werden.“\r\n5. Stellungnahme zur Evaluation der „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ (Zuschuss und\r\nKredit/Förderwettbewerb)\r\n\r\nDer Evaluierungsbericht zur EEW → LINK! Enthält einige Passagen, die aus Sicht des HBB irreführend\r\nsind bzw. zu falschen Schlüssen verleiten.\r\n1. So heißt es z.B. auf S. 174 zum Brennstoffmix: „Es ist davon auszugehen, dass insbesondere\r\nHolzabfälle der Kategorie „A 1 – naturbelassenes Holz“ und „A 2 – verleimtes, gestrichenes,\r\nbeschichtetes, lackiertes oder anderweitig behandeltes Altholz ohne halogenorganische Verbindungen in der Beschichtung und ohne Holzschutzmittel, das lediglich mechanisch bearbeitet wurde“ zu den bei der Produktion anfallenden Reststoffen gehören und deshalb direkt im\r\nUnternehmen verwertet werden, in dem diese Abfälle anfallen.“\r\nBei dieser Annahme handelt es sich - vermutlich bedingt durch die Art der Evaluierung - um\r\neine Fehleinschätzung. Industrielle Prozesswärmeanlagen, die Altholz der Kategorien A I / A II\r\nverwerten, werden in zahlreichen Wirtschaftszweigen eingesetzt, bei denen keine eigene Reststoffverwertung in ausreichendem Umfang zur Prozesswärmeerzeugung stattfindet. Die Anlagen müssen demnach die A I / A II-Brennstoffe zu 100 Prozent zukaufen.\r\nDem HBB liegen Zahlen von Mitgliedsunternehmen aus dem Förderzeitraum 2020 – 2023 vor,\r\naus denen hervorgeht, dass vor allem im kleinen und mittleren Anlagensegment AltholzBrennstoffe zu 100 Prozent zugekauft werden müssen. Die förderpolitischen Privilegien, z.B. die\r\nFreistellung von Nachweispflichten greifen daher für diese Anlagen nicht. Grundsätzlich zeichnet die Annahme aus Sicht der Branche ein falsches Bild von den Brennstoffbeschaffungsstrukturen im industriellen Prozesswärmebereich.\r\nZudem kann die Annahme, dass es sich bei A I- und A II-Althölzern um produktionsinterne\r\nAbfälle handelt, nicht zutreffen, wenn die Begriffe abfallrechtlich korrekt verwendet werden\r\nund auch von den Unternehmen in der Abfrage korrekt zugeordnet wurden: wenn es sich um\r\nproduktionsintern anfallendes und auch verwendetes Holz handelt, ist es per abfallrechtlicher\r\nDefinition kein Abfall, also auch kein Altholz, sondern Nebenprodukt bzw. Reststoff, in diesem\r\nFall Industrierestholz. Zum Abfall würde es erst, wenn sich das Unternehmen dieses Restholzes\r\nentledigen wollte, und es einem Abfallverwerter überlässt.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n2. Auf S. 180 führt der Evaluierungsbericht zu den Brennstoffkosten von Altholz aus: „In der Befragung wurden die geförderten Unternehmen zudem nach Brennstoffpreisen für die Biomasse\r\ngefragt. Die wenigen Antworten der Teilnehmenden der Befragung ergaben eine sehr große\r\nStreubreite der Ergebnisse. Gerade bei Unternehmen, die eigene Holzabfälle der Kategorien A\r\nI und A II nutzen, dürften zudem keine Brennstoffkosten anfallen. Vielfach wurde auch in der\r\nBefragung darauf verwiesen, dass die Anlagen noch nicht in Betrieb sein.“\r\nIn Verbindung mit der falschen Annahme, dass A I/A II-Brennstoffe hauptsächlich in der eigenen Produktion anfallen, wird der Eindruck vermittelt, dass für den Einsatz von Altholz nahezu\r\nkeine Brennstoffkosten anfallen. In den letzten Jahren sind die Brennstoffkosten für A I- und\r\nA II-Sortimente im Zuge der Energiekrise drastisch angestiegen und liegen aktuell nach einer\r\nPhase der „Normalisierung“ für A I-Sortimente bei ca. 47 €/t und für A II-Sortimente bei ca. 25\r\n€/t (Vgl. EUWID Recycling und Entsorgung, Preisspiegel Januar 2024).\r\nDie Annahme, dass für die energetische Verwertung von Holzabfällen nahezu keine Brennstoffkosten anfallen, setzt in Richtung Fördermittelgeber falsche Signale, insbesondere bei der\r\nBewertung der Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Hier ist aus Sicht des HBB dringend eine Differenzierung der Betrachtung durchzuführen.\r\n3. Zum Einsatz von Biomasseanlagen heißt es im Evaluierungsbericht auf S. 180 schließlich: „Biomasseanlagen kommen zudem bisher nur in wenigen Wirtschaftszweigen zum Einsatz und\r\ndann vor allem in Branchen, in denen eine Reststoffverwertung stattfindet.“\r\nAuch diese Annahme ist aus Sicht des HBB irreführend. Biomasseanlagen werden in zahlreichen Wirtschaftszweigen eingesetzt. Dem HBB liegen von Anlagenbauern Rückmeldungen zum\r\nEinsatzbereich vor, nach denen Biomasseanlagen in einer Vielzahl von Branchen eingesetzt\r\nwerden, wie z.B. in der Pharmaindustrie, Lebensmittelverarbeitung, Pflanzenproduktion, Baustoffindustrie, Energieversorgung, Entsorgungswirtschaft, Pulverbeschichtung, Holzindustrie,\r\nFuttermittelproduktion und Textilreinigung. Mit Ausnahme der Holzindustrie fallen in den\r\nBranchen keine Reststoffe an, die für eine energetische Reststoffverwertung zur Prozesswärmeerzeugung ausreichen würde. Die Anlagen sind teilweise zu 100 Prozent auf Brennstoffzukauf angewiesen.\r\nFür den Erfolg der EEW und deren Überarbeitung ist es entscheidend, die im Evaluierungsbericht gemachten Aussagen korrekt einordnen zu können. Nur auf Basis fundierter und richtig interpretierter\r\nSachlage sollte eine Anpassung der EEW vorgenommen werden.\r\n\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@bioenergie.de\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die Verbände im Hauptstadtbüro appellieren, die großen Vorteile \r\nund Potenziale der Bioenergie nicht leichtfertig abzuwürgen und haben hierzu eine Stellung\u0002nahme eingereicht. \r\nSandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüro Bioenergie, begrüßt den Entwurf zur Nationalen Kreislaufwirt\u0002schaftsstrategie (NKWS) und unterstreicht: „Mit dem Entwurf der NKWS wird ein weiterer wichtiger Punkt auf \r\nder Agenda aus dem Bereich Umwelt- und Naturschutz des Koalitionsvertrags der Ampelkoalition abgear\u0002beitet. Die großen Ziele der Sicherung der Rohstoffversorgung, der Erhöhung der Widerstandsfähigkeit der \r\nLieferketten sowie der Rohstoffresilienz der Wirtschaft und Defossilisierung der Industrie gelingt langfristig \r\nnur mit einer konsequenten Einbindung der Bioenergie: Bioenergie ist gelebte Kreislaufwirtschaft!“ \r\nKritisiert wird laut der Verbände des Hauptstadtbüros jedoch eine grundsätzlich zu strenge Auslegung der \r\nNutzungskaskade. „Gegenwärtig wird die stoffliche Rohstoffnutzung durch den Markt selbst priorisiert. Eine \r\nweitere darüber hinausgehende unsachgemäße Beschränkungen der Bioenergie ist gegenüber den Zielen \r\nder Kreislaufwirtschaft kontraproduktiv und verhindert letztendlich die vollständige Nutzung und Hebung \r\nnachhaltiger Potenziale“, appelliert Rostek in Richtung des BMUV. \r\nFeste, flüssige und gasförmige Bioenergie, ist Bestandteil eines land- und forstwirtschaftlichen Kreis\u0002laufsystems. Feste Biomasse, also Holz, beispielsweise speichert CO2 aus der Atmosphäre und wird als einer \r\nder nachhaltigsten Rohstoffe zu großen Teilen im Holzbau oder der stofflichen Nutzung eingesetzt, wäh\u0002rend stofflich nicht verwertbare Sortimente energetisch genutzt werden. Gleiches gilt für landwirtschaftli\u0002che Rohstoffe, die z.B. aufgrund der Qualität nicht als Futter- oder Nahrungsmittel geeignet sind. Die Bio\u0002energie sorgt also dafür, dass Biomassen eine sinnvolle Verwertung finden und Nährstoffkreisläufe ge\u0002schlossen werden. Zudem ermöglicht sie es Schadstoffe – z.B. bei der thermischen Verwertung von Altholz \r\n– auszuschleusen. \r\nZuletzt kritisieren die Bioenergieverbände den langen Prozess der nationalen Biomassestrategie (NABIS) \r\nund die noch anstehende Veröffentlichung des Erstentwurfs. „Wie bereits bei zahlreichen anderen Initiati\u0002ven der Bundesregierung werden einige Punkte, insbesondere solche zur Zukunft und zu den Rahmenbe\u0002dingungen der Bioökonomie, offengelassen. Die offenen Punkte zur Nutzung von Biomasse sollen laut \r\nNKWS vor allem durch die Nationale Biomassestrategie geklärt werden. Allerdings lässt diese nach wieder\u0002holtem Verschieben weiterhin auf sich warten, so dass der Mehrwert einer Biomassestrategie zunehmend \r\nin Frage steht. Die Bundesregierung sollte auch ohne Vorlage der Biomassestrategie die konkreten Baustel\u0002len der Bioenergiepolitik abarbeiten, anstatt die Themen weiter aufzuschieben,“ schließt Rostek. \r\nDie Stellungnahme zur Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie ist auf der Homepage des Hauptstadtbüro \r\nBioenergie zu finden.\r\n \r\nÜber die Bioenergieverbände \r\nIm „Hauptstadtbüro Bioenergie“ bündeln vier Verbände ihre Kompetenzen und Ressourcen im Bereich Energiepolitik: der Bundesver-\r\n2\r\nband Bioenergie e.V. (BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzener\u0002gie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Ener\u0002gieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen Akteuren und \r\nverschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. Insbesondere in den \r\nSektoren Strom und Wärme setzt es sich technologieübergreifend für die energiepolitischen Belange seiner Trägerverbände ein. Im\r\nKontakt mit politischen Entscheidungsträgern kann das Hauptstadtbüro Bioenergie auf ein breites Unterstützernetzwerk zurückgreifen\r\nund kooperiert insbesondere mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de \r\n \r\nKontakt \r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nBernd Geisen\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 02 28 / 810 02 59\r\nMail: geisen@bioenergie.de\r\nFachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nJörg Schäfer\r\nFachreferent Politische Kommunikation\r\nTel. 0 30 / 2758 179 15\r\nMail: Joerg.schaefer@biogas.org \r\nDeutscher Bauernverband e.V. (DBV)\r\nAxel Finkenwirth\r\nPressesprecher\r\nTel. 0 30 /31904 240\r\nMail: presse@bauernverband.net\r\nFachverband Holzenergie im BBE (FVH)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 0 30 / 2758 179 21\r\nMail: buecheler@bioenergie.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zu dem\r\n„Entwurf einer Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie\r\n(NKWS)“ vom 18.06.2024\r\nInhalt\r\nVorbemerkung......................................................................................................................................... 2\r\nAnmerkungen im Detail........................................................................................................................... 4\r\nZum Kapitel Nationale Kreislaufwirtschaftsstrategie - Zusammenfassung ............................................. 4\r\nZu 1. Transformation in eine ressourcenschonende zirkuläre Wirtschaft............................................... 5\r\nZu 2. Leitlinien, Ziele, Indikatoren ........................................................................................................... 5\r\nZu 3.7 Zirkuläre Bioökonomie/biogene Rohstoffe (Arbeitstitel) ............................................................. 7\r\nZu 4.4 Fahrzeuge, Batterien und Mobilität.............................................................................................. 9\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nBundesverband Bioenergie e.V.\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel: 030-2758179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\n\r\nStand: 09.07.2024\r\n2\r\nVorbemerkung\r\nMit dem Entwurf der Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie (NKWS) wird ein weiterer Punkt auf der\r\nAgenda aus dem Bereich Umwelt- und Naturschutz des Koalitionsvertrags der Ampelkoalition\r\numgesetzt. Der Bundesverband Bioenergie (BBE) und das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) begrüßen\r\ndieses Strategiepapier und unterstützen die Ziele grundsätzlich: Sicherung der Rohstoffversorgung,\r\nErhöhung der Widerstandsfähigkeit der Lieferketten sowie der Rohstoffresilienz der Wirtschaft und\r\nDefossilisierung der Industrie. Es solle laut Entwurf außerdem der Verbrauch primärer Rohstoffe\r\ngesenkt, Stoffkreisläufe geschlossen und Abfall vermieden werden. Die Verbände betonen die\r\nNotwendigkeit der Anpassung und weiteren Ausarbeitung des Entwurfs, die in dieser Stellungnahme\r\nerläutert werden.\r\nFeste, flüssige und gasförmige Stoffe, die auf Biomasse basieren, sind Bestandteile eines land- und\r\nforstwirtschaftlichen Kreislaufsystems. Feste Biomasse, z.B. Holz, speichert beispielsweise CO2 aus der\r\nAtmosphäre. Holz wird als einer der nachhaltigsten Rohstoffe zu großen Teilen im Holzbau oder der\r\nstofflichen Nutzung eingesetzt, während stofflich nicht verwertbare Sortimente energetisch genutzt\r\nwerden. In vielen Fällen wird feste Biomasse am Ende einer langen Nutzungskaskade thermisch\r\ngenutzt (Altholz macht 55,6 % der Holzverwendung in Großfeuerungsanlagen aus) oder Stoffe, die\r\nanders nicht genutzt werden können (Waldrestholz, Landschaftspflegeholz etc.)\r\n1\r\n. Die\r\nBioenergieverbände kritisieren eine zu strenge Auslegung der Nutzungskaskade. Gegenwärtig wird\r\ndie stoffliche Nutzung an möglichen Einsatzbereichen schon heute durch den Markt selbst priorisiert.\r\nEs darf aber keine unsachgemäßen Beschränkungen der Bioenergie geben.\r\nDie NKWS sollte im Zusammenhang mit § 4 KrWG Nebenproduktstatus folgendes berücksichtigen:\r\ndurch die Anforderungen laut KrWG ist es aktuell sehr aufwendig, gewisse Stoffe, die nicht mehr in\r\nder Landwirtschaft verortet sind und demnach dem Abfallrecht unterliegen, als Abfall mit\r\nNebenprodukteigenschaft einzustufen. Dieser erhöhte Aufwand verhindert, dass diese bestimmten\r\nStoffe auch in nahegelegenen NawaRo-Biogasanlagen eingesetzt werden können. Dies ist nicht im\r\nSinne einer Kreislaufwirtschaft, wie sie im Entwurf des NKWS beschrieben wird. Um Rechtssicherheit\r\nfür diese Abfälle zu gewährleisten, eröffnet das KrWG die Möglichkeit, per Rechtsverordnung durch\r\ndie Bundesregierung für gewisse Abfälle Anforderungen festzulegen, um diese Abfälle mit\r\nNebenprodukteigenschaft auch in landwirtschaftlichen Biogasanlagen einsetzen zu können.\r\nAllerdings gibt es eine solche Rechtsverordnung bis zum gegenwärtigen Stand noch nicht.\r\nBezüglich der BioSt-NachV sollte in der NKWS berücksichtigt werden, dass anders als in anderen\r\nStaaten wie beispielsweise Dänemark Abfälle in Deutschland nicht per se als nachhaltig gelten. Um\r\ndie Nachhaltigkeit der Abfälle nachzuweisen, bedarf es einer Zertifizierung über\r\nZertifizierungsunternehmen wie SURE. Die mit einer Zertifizierung einhergehenden hohen Kosten\r\nsowie der personelle Aufwand führen dazu, dass nicht jeder Sammler, bzw. Abfallentstehungsbetrieb\r\nbereit ist, sich zertifizieren zu lassen. Dies wiederum hat zur Folge, dass Abfälle, v.a. Bioabfälle, ins\r\nAusland verlagert oder vermehrt in Kläranlagen eingesetzt werden.\r\nEin weiteres Manko, dass die Bioenergieverbände hier aufzeigen, ist das fehlende Ende der\r\nAbfalleigenschaft für Düngemittel. Im nationalen Recht gibt es kein Ende der Abfalleigenschaft für\r\nDüngemittel, die aus Bioabfällen erzeugt wurden. Ein Verweis auf die EU-Düngeprodukteverordnung\r\n1 FNR (2024). Basisdaten Bioenergie Deutschland 2024.\r\nhttps://www.fnr.de/fileadmin/Projekte/2023/Mediathek/Broschuere_Basisdaten_Bioenergie_2023_web.pdf\r\n3\r\n(Verordnung (EU) 2019/1009) ist in diesem Fall nicht zielführend, da flüssige Gärprodukte die\r\nAnforderungen dieser Verordnung nicht erfüllen können und dadurch in Zukunft nicht mehr genutzt\r\nwerden können. Eine Konsequenz daraus ist, dass Gärprodukte, die aus Bioabfällen erzeugt wurden,\r\nz.B. nicht ohne weiteres in Erdenwerken zur Herstellung von Torfersatzprodukten (siehe\r\nTorfminderungsstrategie der Bundesregierung) verwendet werden können, da mit dem Abfallstatus\r\nauch etliche höhere Auflagen bzgl. Lagerung und Transport verbunden sind. Reststoffe aus der\r\nthermischen Verwertung von Altholz oder naturbelassenem Holz können je nach Eignung sowohl in\r\nder Land- und Forstwirtschaft sowie im Zement und Beton eingesetzt werden und verringern so den\r\nbergmännischen Abbau von Kalk, Kalium und Phosphor. Auch hier behindert die\r\nGenehmigungssituation zu Lagerung, Bearbeitung und Transport den bioökonomischen Einsatz dieser\r\nwertvollen Rohstoffe.\r\nDie Bioenergieverbände kritisieren weiterhin den langen Prozess der nationalen Biomassestrategie\r\n(NABIS) und ihre noch anstehende Veröffentlichung. Wie bereits bei zahlreichen anderen Initiativen\r\nder Bundesregierung werden einige Punkte, insbesondere solche zur Zukunft und zu den\r\nRahmenbedingungen der Bioökonomie, offengelassen. Die offenen Punkte zur Nutzung von Biomasse\r\nsollen durch die Nationale Biomassestrategie geklärt werden. Allerdings wurde der Entwurf der\r\nNABIS bereits zum wiederholten Male verschoben. Die Bioenergieverbände fordern Klarheit und ein\r\nBekenntnis zur zukünftigen Nutzung von Bioenergie.\r\nDie Leistung der Bioenergie als erneuerbare Technologie: Die nachhaltige Bioenergie leistet einen\r\nunverzichtbaren Beitrag zu den Klima- und Energiezielen Deutschlands und einer sicheren und\r\nunabhängigen Energieversorgung. Sie stellt nicht nur gesicherte und flexibel regelbare Leistung für\r\nStrom und Wärme bereit, sondern ist auch im Verkehrsbereich bislang die einzig nennenswerte\r\nklimaschonende Antriebsoption. Feste, flüssige und gasförmige Bioenergieträger haben 2023 knapp\r\nüber 75,7 Mio. t CO2 vermieden. Biokraftstoffe stehen im Jahr 2023 für 81,6 Prozent der\r\nErneuerbaren Energien im Verkehrsbereich. Bei der erneuerbaren Wärmebereitstellung kommen\r\nbiogene Energieträger – allen voran Holz, aber auch Biogas – im Jahr 2023 auf einen Anteil von\r\ninsgesamt 83 Prozent. Im Strombereich erzeugt v.a. Biogas, aber auch Holzenergie, 18 Prozent des\r\nerneuerbaren Stroms2\r\n. Als Alleinstellungsmerkmal im Bereich der erneuerbaren Energien bietet\r\nBioenergie als Teil des pflanzlichen CO2-Kreislaufes zudem die Möglichkeit, zum Aufbau der für THGNeutralität nötigen THG-Senken aktiv beizutragen. Technische Innovationen wie Bioenergie mit CO2-\r\nAbscheidung und Speicherung, sowie Nutzung (BECCS/U) ermöglichen dadurch, CO2-Kreisläufe zu\r\nschließen. Ein zentrales Ziel, dass auch durch die NKWS (Leitziel 2: Schließung von Stoffkreisläufen)\r\nverfolgt wird.\r\n2 Umweltbundesamt, AGEE Stat (2024). Erneuerbare Energien in Deutschland. Daten zur Entwicklung im Jahr\r\n2023.\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/2024_uba_hg_erneuerbaree\r\nnergien_dt.pdf\r\n4\r\nAnmerkungen im Detail\r\nZum Kapitel Nationale Kreislaufwirtschaftsstrategie -\r\nZusammenfassung\r\n9. Kreislaufwirtschaftsrecht weiterentwickeln\r\nRecyclingpotentiale gewerblicher Abfälle besser nutzen (S. IX): „Recyclingpotentiale gewerblicher\r\nAbfälle besser nutzen: Durch eine Novelle der GewAbfV soll die Verordnung noch stringenter und\r\nvollzugstauglicher gestaltet, die behördliche Kontrolle der getrennten Sammlung gewerblicher\r\nSiedlungsabfälle und Bau- und Abbruchabfälle gestärkt und das Erreichen der Recyclingquote bei der\r\nVorbehandlung abgesichert werden.“\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen die beabsichtigte verbesserte Nutzung der Recyclingpotentiale\r\ngewerblicher Abfälle. Es sollte an dieser Stelle darauf geachtet werden, dass einige abfallerzeugende\r\nAkteure, z.B. Supermärkte, nicht so einfach auf eine getrennte Sammlung von verpackten und\r\nunverpackten Lebensmittelabfällen verzichten können. An dieser Stelle sollen verpackte Bioabfälle\r\nmit dem Zusatz „verpackt“ oder „mit Verpackungsanteilen“ gekennzeichnet werden. Für\r\nweiterführende Informationen siehe die Stellungnahme des Fachverbandes Biogas aus dem Mai\r\n2024.3\r\nRecyclingfähigkeit von Verpackungen (S. IX): eine Entsorgung von biologisch abbaubaren Kunststoffen\r\nin Biogasanlagen darf keine Option für solche Materialien sein. Sie verursachen verfahrenstechnische\r\nProbleme in Biogasanlagen und haben keinen Mehrwert für den Gasertrag im Biogasprozess oder\r\nNährstoffgehalt im Gärprodukt. Mit der Novelle der Bioabfallverordnung (BioAbfV) wird bereits das\r\nZiel verfolgt, den Plastikeintrag in die Umwelt durch Bioabfälle und deren Folgeprodukte zu\r\nreduzieren.\r\nMenge und Qualität an getrennt gesammelten Bioabfällen steigern (S. IX): „Die Bioabfallverwertung\r\nleistet einen wichtigen Beitrag zum Klima- und Ressourcenschutz. Für eine Neufassung der\r\nBioabfallverordnung wird geprüft, ob Vorgaben zur Konkretisierung bzw. Kriterien der getrennten\r\nSammlung von Bioabfällen festgelegt werden können, um die Menge und die Qualität getrennt\r\ngesammelter Bioabfälle zu steigern.“\r\nDies ist zu begrüßen, es sollte aber darauf geachtet werden, dass die Kriterien praxisnah und leicht\r\numsetzbar sind. Der Verbraucher sollte außerdem mehr mit in die Verantwortung gezogen werden.\r\nZu komplexe Kriterien können in der Praxis dazu führen, dass Stoffströme ins Ausland verlagert\r\nwerden, da es dort möglicherweise einfachere Regelungen gibt. Siehe dazu weiter oben unter BioStNachV.\r\nKurz erwähnt wird im Entwurf der NKWS die Novellierung der Altholzverordnung (AltholzV):\r\n„Vorrangige stoffliche Verwertung unbehandelten oder gering behandelten Holzes: Durch die geplante\r\nNeufassung der Altholzverordnung (AltholzV) soll unbehandeltes oder gering behandeltes Holz\r\nvorrangig stofflich verwertet werden.“ Da mögliche Änderungen erst in der geplanten\r\n3 Fachverband Biogas (2024). Stellungnahme zum Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der\r\nGewerbeabfallverordnung (GewAbfV). https://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE-StnGewAbfV?open&ccm=030110030\r\n5\r\nAltholzverordnung eintreten, sollte im Entwurf im NKWS nicht weiter auf die Altholzverordnung\r\neingegangen werden. Es ist notwendig alle Altholzsortimente hochwertig und umweltverträglich zu\r\nverwerten, um die Ziele der Kreislaufwirtschaft zu erfüllen. Die energetische Verwertung von Altholz\r\nerfüllte eine wichtige Funktion in der Kreislaufwirtschaft, da aus qualitativen und auch aus\r\nquantitativen Gründen eine rein stoffliche Verwertung von Altholz nicht möglich ist. Die energetische\r\nVerwertung stellt sicher, dass es zu keiner Anreicherung von Schadstoffen in Holzprodukten kommt\r\nund dient damit dem Verbraucherschutz.\r\nZu 1. Transformation in eine ressourcenschonende zirkuläre\r\nWirtschaft\r\nAuf Seite 2 wird im Entwurf des NKWS darauf eingegangen, dass „Ein Großteil der fossilen Rohstoffe\r\nund Biomasse [...] energetisch genutzt oder für die Ernährung verbraucht [werden] und damit einer\r\nKreislaufführung nicht mehr zur Verfügung [stehen].“ Diese Aussage ist aus Sicht der\r\nBioenergieverbände irreführend, da sie nicht berücksichtigt, dass Bioenergieanwendungen zentraler\r\nBestandteil des CO2-Kreislaufes sind. Zudem wird außer Acht gelassen, welche Biomassen für eine\r\nenergetische Verwertung verwendet werden. Bei der Verwendung von Biomassen muss differenziert\r\nwerden, da eine stoffliche Verwendung – was im Text der NKWS wohl unter “Kreislaufführung” zu\r\nverstehen ist – bestimmte Voraussetzungen an Qualität, aber auch an Logistik (Transportwürdigkeit)\r\nstellt. Außerdem gilt es zu berücksichtigen, dass die Reststoffe der thermischen Verwertung wieder\r\nals Ausgangs- oder Zuschlagsstoffe in den Kreislauf gebracht werden können. Mit nachhaltiger\r\nBioenergie in Kombination mit CO2-Abscheidung, Nutzung und Speicherung (BECCS/U) ist es möglich\r\nNegativemissionen zu generieren. Dies wird im Kapitel 3.7 der Stellungnahme noch näher erläutert.\r\nZu 2. Leitlinien, Ziele, Indikatoren\r\nLeitziel 2: Schließung von Stoffkreisläufen\r\n„Das Ziel der EU, den prozentualen Anteil von Sekundärrohstoffen an der Gesamtmenge aller\r\ngenutzten Rohstoffe bis zum Jahr 2030 zu verdoppeln, wird national aufgegriffen und durch\r\nMaßnahmen in allen wichtigen Stoffströmen unterstützt (Indikator CMUR). Die Qualität von\r\nRecyclingprozessen soll signifikant erhöht werden.“\r\nDie Bioenergieverbände unterstreichen an dieser Stelle, dass durch ein Ende der Abfalleigenschaft\r\nvon Gärprodukten, die aus Bioabfällen erzeugt werden, eine Verwendung solcher Gärprodukte im\r\nSinne einer Kreislaufwirtschaft erleichtert und Nährstoffkreisläufe geschlossen werden können.\r\nDasselbe gilt für die Reststoffe (Aschen) einer thermischen Verwertung. Zudem können Gärprodukte\r\nneben der Nährstofflieferung auch einen Beitrag zum Humusaufbau leisten.\r\n6\r\nLeitziel 3: Rohstoffsouveränität und Rohstoffversorgungssicherheit erhöhen\r\nMit der NKWS wird das Ziel verfolgt, die Sicherheit der Rohstoffversorgung zu stärken und\r\nDeutschlands Importabhängigkeit bei kritischen und strategischen Rohstoffen zu reduzieren.\r\nZukünftig sollen entsprechend den EU-Zielen des Critical Raw Material Act, die Recyclingkapazität der\r\nEU ermöglichen, bis 2030 25 Prozent der strategischen Rohstoffe zu decken. Die Bioenergie kann dazu\r\neinen Teil beitragen.\r\nBiogasanlagen bieten weitere Vorteile, um Leitziel 3 zu erreichen. Gärprodukte enthalten wertvolle\r\nNährstoffe, u.a. Phosphor, welcher von der EU als kritischer Rohstoff eingestuft wurde. Eine\r\nFörderung der Verwertung von Bioabfällen in Biogasanlagen kann dazu beitragen, unabhängiger von\r\nPhosphorimporten zu werden. Der Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine hat außerdem gezeigt, wie\r\nabhängig die Landwirtschaft von günstig (fossil basierten) produziertem Stickstoffdünger ist.\r\nGärprodukte sind ein wertvoller Stickstoffdünger und können zur Sicherung der landwirtschaftlichen\r\nProduktion in Deutschland beitragen und Stickstoffkreisläufe schließen. Der Prozess ist weitaus\r\nweniger energieintensiv als die Herstellung von mineralischen Stickstoffdüngern, was auch im Sinne\r\neiner nachhaltigen Kreislaufwirtschaft sein sollte. Neben der Nutzung von Gärprodukten, wird durch\r\nBiogasanlagen erneuerbare Energie bereitgestellt, die fossile Energie ersetzen kann.\r\nMit heimischer Biomasse betriebene Holzenergieanlagen und Biogasanlagen im Strom- und\r\nWärmebereich substituieren fossile Brennstoffe und sorgen so für eine geringere Abhängigkeit beim\r\nImport von fossilen Brennstoffen. Jährlich werden 13,05 Mrd. Liter Heizöl durch die\r\nWärmebereitstellung von Holz eingespart. Dies entsprecht 8,6 Prozent des gesamten deutschen\r\nMineralölimportes. Bei der Nutzung von Holzenergie werden außerdem Kosten gespart, die durch\r\nfossile Brennstoffe entstehen. Im Jahr 2023 wurden 9,9 Mrd. € Erdgaskosten vermieden.\r\nHolzheizkraftwerke bieten bei der Energieproduktion ebenfalls Nebenprodukte, die weiterverwendet\r\nwerden können. Kalkdünger aus Holzaschen enthalten neben basisch wirksamen Bestandteilen auch\r\nKalium und Phosphor, die anderenorts energieintensiv und durch einen massiven Eingriff in die\r\nUmwelt gefördert werden müssten.\r\nIm Bereich Verkehr können Biokraftstoffe die Rohstoffsouveränität und -versorgungssicherheit\r\nverbessern, indem sie fossile Brennstoffe ersetzen. Der Einsatz von Biokraftstoffen, beispielsweise im\r\nSchwerlastverkehr, führt außerdem dazu, dass deren Verwendung in Einsatzbereiche in\r\nBestandsflotten mit hohem Leistungsbedarf konzentriert werden kann. Die vergleichsweise teurere\r\nElektrifizierung oder auch die Einführung des Wasserstoff- oder Brennstoffzellenantriebs können\r\nmittelfristig bzw. erst nach einem längeren Zeitvorlauf in großem Umfang ergänzend zur\r\nDefossilisierung beitragen.\r\n2.3 Auswirkungen der Kreislaufwirtschaft auf Umwelt und Wirtschaft\r\nDie Bioenergie bietet zahlreiche Anwendungen, um THG-Emissionen einzusparen. Dazu gehören\r\nbeispielsweise die Vergärung von Gülle und Mist in Biogasanlagen. Mit nachhaltiger Bioenergie\r\n(Biogas, Biokraftstoffe und Holz) in Kombination mit CO2-Abscheidung, Nutzung und Speicherung\r\n(BECCS/U) ist es möglich Negativemissionen zu generieren. Der Betrieb von Biomasseanlagen trägt\r\nzur wirtschaftlichen Förderung von ländlichen Räumen bei (sozioökonomische Wirkung der\r\n7\r\nKreislaufwirtschaft). Insgesamt liefert der Betrieb von Biomasseanlagen in den Sektoren Strom,\r\nWärme und Verkehr wirtschaftliche Impulse in Höhe von 15,13 Mrd. €4\r\n.\r\nZu 3.7 Zirkuläre Bioökonomie/biogene Rohstoffe (Arbeitstitel)\r\nEin großer Vorteil der Bioenergie ist, dass sie nicht nur erneuerbar ist, sondern zudem\r\nanlagentechnisch CO2 abscheiden, speichern und nutzbar machen kann. CO2-Abscheidung aus\r\nBiomasse ist in Deutschland bislang kaum realisiert. Es gibt allerdings bereits Anlagen, die dies bei der\r\nPlanung berücksichtigen oder bestehende Anlagen mit entsprechender Abscheidungstechnologie\r\nausstatten. Die CO2-Abscheidung kann im bestehenden Anlagenpark von Holzheiz(kraft)werken,\r\nBiogasanlagen und Bioethanolanlagen umgesetzt werden. Die Kombination aus der Nutzung von\r\nBioenergie und gleichzeitiger Carbon Capture and Storage (BECCS = Negativemssionen) oder\r\nBioenergie mit Carbon Capture and Utilization (BECCU) kann einen wichtigen Beitrag leisten,\r\nTreibhausgasemissionen zu senken. Das Abscheidungspotential durch Biomasse ist enorm und dieses\r\nsollte an dieser Stelle hervorgehoben werden. Eine Potentialstudie im Auftrag des BBE5\r\nist zu dem\r\nErgebnis gekommen, dass je nach Ansatz zwischen 13 – 30 Mio. t CO2 aus der energetischen\r\nBiomassenutzung abgeschieden werden können. Dies entspricht einem Großteil (26,5 bzw. 61\r\nProzent) der erwarteten unvermeidbaren Restemissionen. Die Nutzung von abgeschiedenem CO2 ist\r\nallerdings nur eingeschränkt möglich. Das zurückgewonnene CO2 aus Biogas, Holzenergie und\r\nBioethanolanlagen kann theoretisch beispielsweise in der Getränkeindustrie verwendet werden.\r\nAktuell wird dies u.a. dadurch erschwert, dass aus Bioabfällen erzeugte CO2, nicht mit Lebensmitteln\r\nin Kontakt treten darf. Im Sinne einer Kreislaufwirtschaft sollte dies – unter Wahrung strenger\r\nqualitativer Vorgaben - erleichtert werden. Ein weiteres Beispiel dafür ist die Gewinnung von\r\nRohstoffen aus Biogas für die Herstellung von Wachsen für die (Kosmetik-) Industrie.\r\nDer Entwurf der NKWS geht an dieser Stelle auch auf die verpflichtende Getrenntsammlung von\r\nBioabfällen ein, die zwar seit 2015 gilt, allerdings teilweise Bioabfälle nicht erfasst und oft hohe\r\nVerunreinigungen mit Fremdstoffen enthalten. „Im Rahmen der Erarbeitung einer Neufassung der\r\nBioabfallverordnung wird daher geprüft, ob Vorgaben zur Konkretisierung bzw. Kriterien der\r\ngetrennten Sammlung von Bioabfällen festgelegt werden können, um die Menge und die Qualität an\r\ngetrennt gesammelten Bioabfällen weiter zu steigern. Zudem werden Vorgaben für eine hochwertige\r\nstoffliche sowie energetisch/stoffliche Verwertung getrennt erfasster Bioabfälle mit\r\nstoffstromlenkenden Vorgaben unter Berücksichtigung der Art und Beschaffenheit des Bioabfalls\r\ngeprüft. Das Rechtsetzungsverfahren ist für die nächste Legislaturperiode avisiert.“\r\nDie Bioenergieverbände merken an, dass es hier konkret um Bioabfälle und deren Qualität und\r\nQuantität geht. Kriterien bei der Definierung und Erfassung sollten, wie oben erwähnt, praxisnah und\r\nleicht umsetzbar sein. Der Verbraucher sollte mehr miteinbezogen werden. Bioabfälle sollten darüber\r\n4 Umweltbundesamt, AGEE Stat (2024). Erneuerbare Energien in Deutschland. Daten zur Entwicklung im Jahr\r\n2023.\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/2024_uba_hg_erneuerbareenergi\r\nen_dt.pdf\r\n5 BBE/ Seeger Engineering (2023). CO2-Abscheidung: Potenzial aus Biomasseanlagen.\r\nhttps://www.bioenergie.de/download_file/force/1820/201\r\n8\r\nhinaus, wenn möglich, primär in Biogasanlagen verwertet werden. Die Bioenergieverbände verweisen\r\ndazu gerne auf die EU Taxonomie BAT für Bioabfälle6\r\n.\r\nWeiter geht der Entwurf der NKWS auf die geplante Novellierung der Altholzverordnung ein: „Durch\r\ndie ebenfalls in der nächsten Legislaturperiode geplante Neufassung der Altholzverordnung (AltholzV)\r\nsoll die Kreislaufwirtschaft dahingehend gefördert werden, dass unbehandeltes oder gering\r\nbehandeltes Holz vorrangig stofflich verwertet werden soll. Die Regelungen der AltholzV sollen an die\r\nfünfstufige Abfallhierarchie nach dem Kreislaufwirtschaftsgesetz angepasst werden.“\r\nDie ordnungsrechtliche Gleichrangigkeit von stofflicher und energetischer Verwertung in der AltholzV\r\nmuss auch in Zukunft erhalten bleiben. Aufgrund der klimapolitischen Effekte sind Altholzrecycling\r\nund energetische Verwertung gleichwertig bedeutsam. In Paragraph 4 erkennt die AltholzV bisher die\r\nHochwertigkeit beider Verwertungswege an. Der Altholzmarkt ist sehr volatil und\r\nkonjunkturabhängig. Bereits heute übersteigt das Altholzaufkommen die Kapazitäten der rein\r\nstofflichen Nutzung. Für den Fall einer Bevorzugung der stofflichen Nutzung, würde sich diese\r\nProblematik weiter verschärfen, besonders bei entsprechender konjunktureller Lage. In dem Fall\r\nwürde Altholz ungenutzt in Lagerstätten ruhen. Daher darf die thermische Verwertung\r\nordnungsrechtlich nicht eingeschränkt werden. Altholzanlagenbetreiber sind und bleiben wichtige\r\nAbnehmer von Altholz. Die energetische Nutzung von Altholz hat noch einen weiteren Vorteil: Sie\r\nermöglicht es, insbesondere bei behandeltem Altholz, Schadstoffe zu entfernen und aus dem\r\nStoffkreislauf zu nehmen. Die Schadstoffe werden in der Holzasche aufgefangen und, wenn\r\nnotwendig, umweltverträglich in Deponien gelagert.\r\nHolzaschen aus unbehandeltem Holz ließen sich theoretisch weiterverwerten, allerdings ist dies in\r\nder Praxis kaum möglich. Die meist notwendige IED-Genehmigung für das Lagern und Behandeln von\r\nAbfällen ist insbesondere für die Aufbereitung von Holzaschen aus naturbelassenem Holz zu Dünger\r\noder für Altholzaschen, bzw. Zyklon und Filteraschen für die Verwendung im Beton oder Zement eine\r\nkaum überwindbare Hürde und verhindert somit die Verwertung von ca. 1 Mio. Tonnen Holzaschen.\r\nHier sei erwähnt, dass mit Wegfall der Kohleflugaschen ab dem Jahr 2030 Holzaschen immer\r\nwichtiger für die Bauindustrie (Zement / Beton) werden.\r\nAuf Seite 39 des Entwurfs wird auf die Vision und die Ziele eingegangen. Durch die Vergärung von\r\nbiogenen Materialien wird u.a. die Stickstoffverfügbarkeit erhöht. Außerdem hat eine neuere Studie\r\ngezeigt, dass die Humusreproduktionsfähigkeit von Gärprodukten in der Vergangenheit oft\r\nunterschätzt wurde7\r\n. Durch die Vergärung von biogenen Materialien wird nicht nur Biogas erzeugt,\r\ndas neben Wärme und Energie auch als Rohstoff für die chemische Industrie dienen kann, sondern\r\nauch wertvoller Dünger in Form von Gärprodukten erzeugt.\r\nIm Entwurf des NKWS heißt es weiter: „Biomassen, die die bei der Pflege von Grünflächen wie Gärten\r\nund Parks, Pflege des Straßenbegleitgrüns, auf Flächen des Biotop- und Artenschutzes oder auch im\r\nRahmen der Erhaltung der Kulturlandschaft anfallen und als Rohstoff genutzt werden können.“ Es ist\r\nwichtig an dieser Stelle die Formulierung anzupassen. Die zitierten Biomassen, die bei der\r\nLandschaftspflege anfallen, können nicht nur genutzt werden, sondern werden aktuell auch schon\r\ngenutzt, beispielsweise in Biogasanlagen und Heizkraftwerken.\r\n6 European Union. https://eur-lex.europa.eu/legalcontent/DE/TXT/HTML/?uri=PI_COM:C(2021)2800&from=EN\r\n7 Kompost.de. https://www.kompost.de/fileadmin/user_upload/Dateien/HUKDateien/2022/Q2_2022/Schnellmethode_zur_Charakterisierung_der_Humuswirkung_Q2_2022.pdf\r\n9\r\nAuf S. 39 des Entwurfs wird auf die Wiedergewinnung von lebensnotwendigen Nährstoffen\r\neingegangen. Es ist nicht nur möglich, Phosphor aus Klärschlamm und Klärschlammaschen\r\nzurückzugewinnen. Sondern die Rückgewinnung von Phosphor aus Gärprodukten und von Kalk,\r\nKalium und Phosphor aus Holzaschen sollte von der Bundesregierung auch unterstützt werden. Ein\r\nFokus auf Klärschlämme allein ist nicht im Sinne einer Kreislaufwirtschaft.\r\nZu 4.4 Fahrzeuge, Batterien und Mobilität\r\nWie der Titel schon zeigt, konzentriert sich das Kapitel insbesondere auf den Kreislauf aus der\r\nElektromobilität. Im ersten Satz wird noch auf die Gesamtanzahl der Fahrzeuge eingegangen: „Der\r\nFahrzeugbestand in Deutschland belief sich 2023 auf 48,8 Millionen PKW sowie weitere 3,6 Millionen\r\nLKW. Pro Haushalt stehen im Schnitt etwa 1,1 PKW zur Verfügung.“ Im weiteren Verlauf des Kapitels\r\nwird allerdings fast ausschließlich auf die Kreislaufwirtschaft für batteriebetriebene Fahrzeuge\r\nhingewiesen. Es ist aus Sicht der Bioenergieverbände notwendig, dass die NKWS auch erläutert, wie\r\nder Kreislauf von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren, die mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben\r\nwerden, Berücksichtigung findet und geschlossen wird.\r\nDer ungeklärte Verbleib von stillgelegten Fahrzeugen wird im NKWS aufgegriffen: „Für relevante\r\nAnteile der endgültig stillgelegten Fahrzeuge ist der Verbleib nicht geklärt. In den letzten Jahren\r\nwurden rund 150.000 Altfahrzeuge jährlich offensichtlich von nicht anerkannten Betrieben demontiert\r\noder illegal exportiert.“ Allerdings ist zu kritisieren, dass es keine konkrete Zahl gibt. Als konkrete\r\nMaßnahme wird in der NKWS erwähnt, dass die Bundesregierung die Transparenz über den Verbleib\r\nvon (Alt-)Fahrzeugen erhöhen will. Allerdings ist nicht ersichtlich, wie die Transparenz erhöht werden\r\nsoll. Eine konkrete Maßnahme sollte in der NKWS vorgestellt werden."},"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":[{"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":"2024-07-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014666","regulatoryProjectTitle":"Bau von Wärmespeichern an Bioenergieanlagen anreizen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/45/66/455778/Stellungnahme-Gutachten-SG2410040004.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":"Wärmespeichergesetz sollte auch die großen Wärmepotenziale der Bioenergie berücksichtigen\r\nBerlin 17.07.24: Heute endet die Stellungnahmefrist für den Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BWMK) für ein Gesetz zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern (GeoWG). Die Bioenergieverbände im Hauptstadtbüro Bioenergie haben eine Stellungnahme eingereicht und weisen auf die Notwendigkeit hin, innerhalb dieses Gesetzgebungsprozesses auch die Flexibilisierung\r\nvon Biogasanlagen sowie die Wärmebereitstellung von Holzheizkraftwerken regulatorisch zu unterstützen.\r\nSandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüro Bioenergie, begrüßt den Aufschlag aus dem BMWK und appelliert:\r\n„Das Gesetz zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern (GeoWG) kann zur Hebung großer erneuerbarer Wärmepotenziale beitragen und die Wärmewende insgesamt beflügeln. Hierfür sollten im Rahmen des GeoWG jedoch zusätzlich auch regulatorische\r\nHürden zur Flexibilisierung von Biogasanlagen abgebaut sowie weitere Wärmepotenziale aus holziger Biomasse einbezogen werden. Zum einen sollte das Gesetz um Regeln ergänzt werden, die den Bau von Wärmespeichern an Bioenergieanlagen erleichtern. Der Ausbau von Wärmespeichern zum Beispiel an Biogas-Blockheizkraftwerken (BHKW) ist ein Schlüsselelement für die Flexibilisierung von Biogasanlagen.“ Damit BiogasBHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Behälterwärmespeicher am Standort der Wärmequelle errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich zu entkoppeln.\r\nZum anderen weist die Leiterin des Hauptstadtbüro Bioenergie darauf hin, dass zur besseren Nutzung bestehender Altholzpotenziale für die Wärmeerzeugung mittels des GeoWG auch die Brennstoffliste in der 44.\r\nBundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) angepasst werden sollte. Derzeit werden Holzabfälle durch\r\ndie Brennstoffdefinition ausgeschlossen. Dadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus der\r\nfür thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, das aus Bau- und Abbruchabfällen stammt und weder mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen Verbindungen\r\nbehandelt worden ist. „Die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen darf nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, nicht als Biomasse anerkannt werden“, schließt Rostek.\r\nWeitere Änderungsempfehlungen zum GeoWG finden Sie in der heute eingereichten Stellungnahme des\r\nHauptstadtbüros Bioenergie.\r\n\r\nÜber die Bioenergieverbände\r\nIm „Hauptstadtbüro Bioenergie“ bündeln vier Verbände ihre Kompetenzen und Ressourcen im Bereich Energiepolitik: der Bundesverband Bioenergie e.V. (BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzenergie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Energieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen Akteuren und\r\nverschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. Insbesondere in den\r\nSektoren Strom und Wärme setzt es sich technologieübergreifend für die energiepolitischen Belange seiner Trägerverbände ein. Im\r\nKontakt mit politischen Entscheidungsträgern kann das Hauptstadtbüro Bioenergie auf ein breites Unterstützernetzwerk zurückgreifen\r\nund kooperiert insbesondere mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de\r\n\r\nKontakt\r\n2\r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nBernd Geisen\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 02 28 / 810 02 59\r\nMail: geisen@bioenergie.de\r\nFachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nJörg Schäfer\r\nFachreferent Politische Kommunikation\r\nTel. 0 30 / 2758 179 15\r\nMail: Joerg.schaefer@biogas.org\r\nDeutscher Bauernverband e.V. (DBV)\r\nAxel Finkenwirth\r\nPressesprecher\r\nTel. 0 30 /31904 240\r\nMail: presse@bauernverband.net\r\nFachverband Holzenergie im BBE (FVH)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 0 30 / 2758 179 21\r\nMail: buecheler@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern.....................4\r\n1.1. Wärmespeicher: Voraussetzung für eine nachhaltige und effiziente\r\nFlexibilisierung von Biogasanlagen...............................................................................................4\r\n1.2. Privilegierung von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich in § 35\r\nBauGB zur Flexibilisierung von Satelliten-BHKW im Außenbereich...............................5\r\n1.3. Ergänzung: Überarbeitung der Sonderregelung für Satelliten-BHKW im\r\nAußenbereich in § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB ..............................................................................6\r\n2. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben (Änderung der § 2\r\nAbs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV)...................................................................................... 7\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nEs ist zu begrüßen, dass das Bundeswirtschaftsministerium den Ausbau von Wärmespeichern erleichtern möchte. Auch für die Errichtung und den Betrieb von Bioenergieanlagen sind Wärmespeicher,\r\ninsbesondere Behälterwärmespeicher, von besonderer Bedeutung. Mit der folgenden Stellungnahme\r\nwerden Vorschläge zur Ergänzung des RefE GeoWG unterbreitet, die besonders für die Wärmeerzeugung aus Biogas und Holzenergie relevant sind. Für eine allgemeine Bewertung des vorliegenden Referentenentwurfs (RefE GeoWG) wird auf die Stellungnahme des Bundesverband Erneuerbare Energie\r\ne.V. (BEE) verwiesen, die die Bioenergieverbände unterstützen.\r\nErstens: Flexible Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) sind sowohl ein ideales Back-Up zum Ausgleich\r\nder schwankenden Stromerzeugung von Wind- und Solaranlagen als auch eine wichtige erneuerbare\r\nWärmequelle im ländlichen Raum. Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Behälterwärmespeicher am BHKW-Standort errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich\r\nzu entkoppeln.\r\nAn sogenannten Satelliten-BHKW im Außenbereich, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt\r\nund an eine Wärmesenke im Außenbereich versetzt wurden, können jedoch keine Wärmespeicher errichtet werden, da in § 35 Baugesetzbuch (BauGB) kein entsprechender Privilegierungstatbestand für\r\nWärmespeicher existiert. Um auch Satelliten-BHKW im Außenbereich flexibilisieren zu können, sollte\r\ndeshalb mit dem GeoWG § 35 BauGB um einen Privilegierungstatbestand für (Behälter-)Wärmespeicher ergänzt werden.\r\nZweitens: Um die bestehenden Altholzpotenziale besser für die Wärmeerzeugung nutzen zu können,\r\nsollte mit dem GeoWG die Brennstoffliste in der 44. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV)\r\nentsprechend angepasst werden.\r\n\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern\r\n1.1. Wärmespeicher: Voraussetzung für eine nachhaltige und effiziente Flexibilisierung von Biogasanlagen\r\nAktuell erzeugen knapp 10.000 dezentrale Biogasanlagen in Deutschland Biogas. Sie bilden damit perspektivisch ein ideales regionales Backup für die dezentral einspeisenden Quellen Wind und Solar und\r\ndie klimaneutrale Wärmeversorgung. Der weitaus größte Teil des Biogases wird in Blockheizkraftwerken (BHKW) in 34 TWh Strom und zu etwa der gleichen Menge zu Wärme umgewandelt, die z.B. über\r\nWärmenetze verteilt wird, einzelne Gebäudequartiere oder gewerbliche aber auch kommunale Abnehmer versorgt. Der Biogasanlagenpark in Deutschland hat heute eine installierte Leistung von 5,9 GW,\r\ndie Anlagen laufen mit 5.740 Volllaststunden.\r\nDie Flexibilisierung von Biogasanlagen ermöglicht es, die Stromerzeugung aus Biogas auf die Zeiten zu\r\nverschieben, in denen Wind- und Solaranlagen nicht ausreichend Strom produzieren. Dafür muss die\r\ninstallierte Leistung der Anlagen erhöht („überbaut“) und ein Gasspeicher gebaut werden, um Biogas\r\nin Zeiten mit hohem Solar- und Windstromanteil zu speichern.\r\nIn Zeiten mit niedriger Wind- und PV-Einspeisung kann dieses gespeicherte Biogas mit höherer Leistung verstromt werden. Weil die Anlagen dann deutlich kürzer laufen, erhöht sich die Stromerzeugungskapazität, nicht aber die erzeugte Strommenge oder die Biogaserzeugung an sich. Läuft heute\r\nein 500 kW Motor 24 Stunden, um 12.000 kWh Strom zu produzieren, laufen 5 x 500 kW Motoren am\r\nselben Standort, also künftig nur noch knapp 5 Stunden, um ebenfalls 12.000 kWh zu erzeugen.\r\nWährend der von Biogasanlagen erzeugte Strom in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird, wird\r\ndie Wärme, die beim Verbrennungsprozess in BHKW als Koppelprodukt anfällt, vor Ort zu Heizwecken\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\ngenutzt, insbesondere in Wärmenetzen sowie für die Versorgung einzelner Gebäudequartiere oder\r\ngewerblicher Abnehmer. Aufgrund der seit 2021 massiv gestiegenen Kosten für fossile Energieträger\r\nhat sich der Anteil der extern genutzten Wärme in Biogasanlagen signifikant auf ca. 23 TWh Wärme\r\nerhöht. Damit ließen sich bei einem durchschnittlichen Verbrauch pro Haushalt ca. 2 Millionen Haushalte beheizen. Aufgrund der neuen Vorgaben im Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz (WPG) dürfte der Anteil neuer lokaler Wärmekonzepte mit Biogasanlagen weiter steigen.\r\nDem Wärmespeicher kommt bei der Flexibilisierung von Biogasanlagen deshalb eine Schlüsselrolle\r\nzu. Wenn die Stromerzeugung aus Biogas in Zeiten mit hohem Angebot an Wind- und Solarenergie\r\nausgestellt wurde, wird auch keine Wärme mehr produziert. Um dennoch die Wärmeversorgung aufrecht zu erhalten, müssen Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden. Diese Funktion\r\nerfüllt der (Behälter-)Wärmespeicher: Die Wärme, die die BHKW in Zeiten niedriger Wind- und Solarstromerzeugung erzeugen, wird im Wärmespeicher am BHKW zwischengespeichert, um die angeschlossenen Kunden auch in Zeiten mit Wärme zu versorgen, in denen das BHKW ausgestellt ist.\r\n1.2. Privilegierung von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich in § 35\r\nBauGB zur Flexibilisierung von Satelliten-BHKW im Außenbereich\r\nWärmeverbraucher liegen im Normalfall nicht unmittelbar am Standort der Biogasanlage. Um das Biogas effizienter zur Wärmeversorgung nutzen zu können, werden Biogas-BHKW deshalb öfter vom\r\nStandort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder\r\neines Nahwärmenetzes errichtet (sogenannte „Satelliten-BHKW“). Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW transportiert. Auch diese Satelliten-BHKW müssen zukünftig flexibel Strom erzeugen und benötigen deshalb einen (Behälter-)Wärmespeicher.\r\nDer Privilegierungstatbestand für Biomassemasseanlagen in § 35 Abs. 1 Nr. 6 Baugesetz (BauGB) ermöglicht solche Satelliten-BHKW nicht. Um die Errichtung von Satelliten-BHKW im Außenbereich zu\r\nermöglichen, wurde mit Inkrafttreten zum 01.01.2024 in § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB eine Sonderregel\r\ngeschaffen, die diese regulatorische Lücke schließen soll.1\r\nDie konkrete Ausgestaltung dieser Sonderregel ist zwar an sich in mehreren Hinsichten problematisch,\r\nso dass eine Überarbeitung dringend geboten ist (siehe unten, Abschnitt 1.3.). Aber um die grundlegenden Zielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es\r\neines weiteren Schrittes.\r\nDenn wie oben beschrieben ist für flexible BHKW ein Wärmespeicher am BHKW notwendig, um die\r\nStrom- und Wärmeerzeugung zeitlich zu entkoppeln. Wärmespeicher selbst können aktuell jedoch\r\nnicht privilegiert im Außenbereich errichtet werden.\r\n1 Vor Inkrafttreten der Sonderregel konnten Satelliten-BHKW im Außenbereich nur privilegiert errichtet werden,\r\nwenn sie in „dienender Funktion“ zu einem im Außenbereich selbst privilegierten Vorhaben standen. Eine „dienende Funktion“ setzt allerdings voraus, dass der überwiegende Teil der gesamten von der KWK-Anlage erzeugten\r\nEnergie (Wärme UND Strom) im standortgebenden Betrieb genutzt wird. Dies ist de facto an keinem Standort\r\nrealisierbar und im Hinblick auf die Einspeisung von Wärme in lokale Wärmenetze gänzlich unmöglich.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nVorschlag\r\nMit dem GeoWG sollte ein neuer Privilegierungstatbestand für Behälter-Wärmespeicher\r\nund ggf. auch kleine Erdbecken-Wärmespeicher in § 35 BauGB eingeführt werden.\r\n1.3. Ergänzung: Überarbeitung der Sonderregelung für Satelliten-BHKW im\r\nAußenbereich in § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB\r\nSollte das BauGB im Rahmen des GeoWG geändert werden, z.B. durch die Einführung eines neuen\r\nPrivilegierungstatbestandes für bestimmte Wärmespeicher (siehe Abschnitt 1.2.), bietet es sich an, im\r\nZuge dessen auch die problematische Sonderregelung zu Satelliten-BHKW selbst zu überarbeiten.\r\nMit der Sonderregel in § 246d Abs. 4 Nr. 2 sollen Satelliten-BHKW im Außenbereich ermöglicht werden.\r\nAllerdings fordert die aktuelle Fassung des § 246d Abs. 4 Nr. 2, dass das BHKW im räumlich-funktionalen Zusammenhang zu einer bestehenden, privilegiert errichteten Biogasanlage stehen muss.\r\nDiese Bedingung widerspricht jedoch dem eigentlichen Zweck der Regelung – Satelliten-BHKW im Außenbereich zu ermöglichen. Das Charakteristikum von Satelliten-BHKW ist, dass sie gerade nicht an\r\noder im räumlichen Zusammenhang, sondern räumlich deutlich abgesetzt von der Biogaserzeugungsanlage, errichtet und betrieben werden.\r\nDarüber hinaus ist die Sonderregelung unnötig restriktiv.\r\n• Die Maßgabe, dass die Zulässigkeit von Satelliten-BHKW im Außenbereich bei Einspeisung von\r\nWärme in ein lokales Wärmenetz, das Vorhandensein eines bereits bestehenden lokalen Wärmenetzes voraussetzt, ist vor dem Hintergrund der Zielsetzungen von Wärmewende und Wärmeplanungsgesetz nicht nachvollziehbar.\r\n• Gleiches gilt für die Bedingung, dass das Biogas für nach § 246d Absatz 4 Nr. 2 im Außenbereich\r\nprivilegierte BHKW laut dem Gesetzestext nur aus einer „zulässigerweise nach § 35 Absatz 1\r\nNummer 6 errichteten [Biogas-]Anlage“ stammen darf. Das heißt Biogasanlagen, die von vornherein z.B. in einem Industrie-, Gewerbe- oder Sondergebiet errichtet wurden, kommen nicht\r\nals Biogaslieferant in Frage.\r\nDer Ausschluss von bestehenden Biogasanlagen, die nicht privilegiert im Außenbereich errichtet wurden oder ursprünglich privilegiert im Außenbereich errichtet wurden, deren Standort aber später mit\r\neinem Bebauungsplan „überplant“ wurde, läuft dem Zweck der Regelung zuwider, denn: Die Sonderregelung soll dazu dienen, die Wärmeerzeugung möglichst vieler bestehender Biogasanlagen zu erschließen. Es gibt daher keinen Grund, warum dies nicht auch für die Wärmeerzeugung von Biogasanlagen im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes gelten soll.\r\nFraglich ist darüber hinaus, wie die (weitere) Zulässigkeit des Satelliten BHKW zu bewerten ist, wenn\r\ndie Biogas liefernde Biogaserzeugungsanlage\r\na. zwar „zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6“ errichtet wurde, aber der Standort zum\r\nZeitpunkt der Beantragung des Satelliten-BHKW zwischenzeitlich „überplant“ wurde (z.B. Ausweisung eines Sondergebiets im Zuge eines vorhabenbezogenen Bebauungsplanes oder\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nb. zum Zeitpunkt der Beantragung des Satelliten-BHKW es sich bei der Biogas liefernden Biogasanlage zwar um eine Anlage im Sinne von § 35 Abs. 1 Nummer 6 handelt, diese aber zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt überplant werden soll.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen vor daher folgende Änderungen vor:\r\na) Die Regelungsgegenstände des § 246d Absatz 4 Nummer 1 und 2 BauGB zu trennen und\r\njeweils in einem eigenen Absatz zu fassen. Dies ist erforderlich, da bei der Regelung für\r\nclusternde Biogasaufbereitungsanlagen der räumlich-funktionale Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage sinnvoll ist, bei der Regelung für Satelliten-BHKW aber gerade\r\nnicht. Der räumliche Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKWs sollte der Verbraucher bzw.\r\ndas mit Wärme zu versorgende Gebiet sein.\r\nb) Darüber hinaus sollten auch Biogasanlagen, die keine Anlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 6\r\nsind, als Biogaslieferanten in Frage kommen.\r\nIn Anlehnung an die bisherige Formulierung des Absatzes 4 wäre ein neuer Absatz 5 wie\r\nfolgt zu fassen:\r\n„(4) (5) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember\r\n2028 ein Vorhaben zulässig, das 1. der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient, oder 2. als Blockheizkraftwerk [alternativ: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich\r\ndessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch\r\nnimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus dieser einer oder mehreren\r\nam 1. Januar 2024 bestehenden nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n2. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben\r\n(Änderung der § 2 Abs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV)\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nIn der 44. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) werden allerdings Holzabfälle durch die\r\nBrennstoffdefinition ausgeschlossen. Dadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus\r\nder für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, das aus Bau- und\r\nAbbruchabfällen stammt und weder mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen\r\nVerbindungen behandelt worden ist. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Die Bioenergieverbände\r\nfordern deshalb die Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren\r\nEnergien unnötig behindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der\r\n44. BImSchV wurde die Brennstoffdefinition aus den europäischen Verordnungen MCPD-Medium Combustion Plant Directive (2015/2193/EU) und IED-Industrial Emission Directive (2010/75/EU) übernommen. Die Bundesregierung sollte sich zudem für die entsprechende Anpassung der europäischen Rahmengesetzgebung in der MCP- und IED-Richtlinie einsetzen.\r\nVorschlag\r\nDie Bioenergieverbände schlagen daher folgende Änderung für § 2 7) 2. f) vor:\r\n„(7) „Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung mit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder\r\nSchwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und\r\nAbbruchabfällen.“\r\nDie Bund/Ländergemeinschaft Immissionsschutz (LAI) hat im Januar 2022 in ihrer Veröffentlichung\r\nempfohlen, welche Schadstoffgehalte in Holzabfällen der Altholzkategorie A II zulässig sind, um als\r\nBrennstoff im Sinne der 44. BImSchV zu gelten. Die LAI bezieht sich dabei auf die Grenzwerte der DIN\r\nEN ISO 17225-4, Tabelle 2, Klasse B2. Aus dem Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-4 geht hervor,\r\ndass die Grenzwerte der Tab. 2 Klasse B2 nur für chemisch unbehandelte Gebrauchthölzer gelten. Diese\r\nHolzabfälle entsprechen naturbelassenen oder lediglich mechanisch bearbeiteten Althölzern der Kategorie A I gem. § 2 (4a) der Altholzverordnung (AltholzV). Chemisch behandelte Gebrauchthölzer entsprechen hingegen der Altholzkategorie A II gem. § 2 (4b) AltholzV und fallen unter den Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-9. Die Anwendung der DIN EN ISO 17225-4 ist zur Beurteilung der Biobrennstoffeigenschaft von Holzabfällen fachlich nicht geeignet.\r\nDie Bioenergieverbände setzen sich dafür ein, die Biobrennstoffeigenschaft von Holzabfällen anhand\r\nder „EN ISO 17225-9:2021: Biogene Festbrennstoffe – Brennstoffspezifikationen und -klassen – Teil 9:\r\nKlassifizierung von grobem Schredderholz und Holzhackschnitzeln“ für die industrielle Verwendung\r\nnachzuweisen. Mit der DIN EN ISO 17225-9 liegt seit Oktober 2021 eine einschlägige internationale Norm\r\nvor, welche unter Tab. 2 I4 Brennstoffspezifikationen für Gebrauchthölzer definiert, die nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt worden sind. Die\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nGrenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4 sollten im Rahmen eines Anhangs zur 44. BImSchV verpflichtend eingeführt werden, um hier bundesweit Planungs- und Rechtssicherheit zu schaffen\r\nVorschlag für Grenzwerte\r\nDIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nSpezifikation von klassifizierten grobem Schredderholz und klassifizierten Holzhackschnitzeln für die industrielle Verwendung\r\nArsen ≤ 4 mg/kg, TM\r\nBlei ≤ 30 mg/kg, TM\r\nCadmium ≤ 2,0 mg/kg, TM\r\nChrom ≤ 30 mg/kg, TM\r\nKupfer ≤ 50 mg/kg, TM\r\nQuecksilber ≤ 0,1 mg/kg, TM\r\nChlor Cl0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nStickstoff, N N 1.5 ≤ 1,5 m.-%, TM\r\nSchwefel, S S 0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nNickel ≤ 10 mg/kg, TM\r\nZink ≤ 100 mg/kg, TM\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nSteffen Schwardmann\r\nReferent für Politik & Strategie des Bundesverband Bioenergie e.V. & Fachverband Holzenergie\r\nTel.: 030-2758179-19\r\nEmail: schwardmann@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZur Eröffnung des\r\nFestlegungsverfahrens\r\nder BNetzA für den\r\nZugang von Biogasanlagen zu den Gasversorgungsnetzen vom\r\n08.05.2024\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Grundsätzliches ..........................................................................................................................................4\r\n1.1. Zum politischen Willen zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die\r\nBiomethaneinspeisung........................................................................................................................4\r\n1.2. Zu den energie- und klimapolitischen Vorteilen zur Umstellung der Gasnetze\r\nauf erneuerbares Methan...................................................................................................................4\r\n2. Zum Festlegungsgegenstand: Das Verfahren sollte um die Bedingungen für den\r\nGasnetzanschluss erweitert werden. (Überführung der bisherigen §§ 31-33 GasNZV).5\r\n3. Zu den Regelungen im Einzelnen ......................................................................................................6\r\n3.1. Zu den Begriffsbestimmungen (bisher geregelt in § 2 Nr. 8, § 32 GasNZV).........6\r\n3.2. Zu den Grundlagen der vertraglichen Ausgestaltung des Netzzugangs (bisher\r\ngeregelt in § 3 Abs. 1 S. 1 & Abs. 6 GasNZV)................................................................................6\r\n3.3. Zum den nicht überführten Regelungen zum Netzanschluss (bisher geregelt\r\ninsb. in § 33 GasNZV) ............................................................................................................................6\r\n3.4. Zu den Regelungen zum vorrangigen Zugang von Biogas (bisher geregelt in §\r\n34 GasNZV).................................................................................................................................................8\r\n3.5. Zu den Qualitätsanforderungen für Biogas (bisher geregelt in § 36 GasNZV)..8\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Von Seiten der europäischen Kommission, der Bundesregierung, dem Bundestag sowie der Bundesländer gibt es mehrere klare politische Bekenntnisse zur Nutzung von Biomethan als essentiellen\r\nTeil des Energiesystems der Zukunft. Zudem bietet die Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf\r\nerneuerbares Methan (Biomethan, synthetisches Methan) im Vergleich zu einer Umstellung auf Wasserstoff mehrere energie- und klimapolitische Vorteile. Beides sollte sich in den BNetzA-Festlegungen widerspiegeln.\r\n2. Es ist scharf zu kritisieren, dass mit dem Festlegungsverfahren nur die Bedingungen für den Gasnetzzugang von Biomethananlagen (physische Einspeisung, Vermarktung) geregelt wird (insb. § 34\r\nGasNZV), die Bedingungen für den Gasnetzanschluss dann aber Ende 2025 auslaufen (§§ 31- 33 GasNZV). Dabei sind die Regelungen für den Gasnetzanschluss besonders wichtig, um die Biomethaneinspeisung voranzubringen, inkl. des vorrangigen Netzanschlusses und der Aufteilung der Kosten für\r\nden zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Das Konsultationsverfahren sollte unbedingt um die Fortführung der Regelungen zum Gasnetzanschluss über 2026 hinaus erweitert werden.\r\n3. Im Herbst 2021 hat die Bundesnetzagentur ihre Interpretation der bisherigen Regelung zur Aufteilung\r\nder Netzanschlusskosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber geändert, so dass Anlagenbetreiber\r\nnun einen deutlich höheren Anteil der Anschlusskosten tragen müssen. Bei der Festlegung einer Nachfolgeregelung sollte die Aufteilung der Netzanschlusskosten im Sinne der bis Herbst 2021 üblichen\r\nPraxis geregelt werden.\r\n4. Bei den Qualitätsanforderungen an Biogas sollte der bisherige statische Verweis auf die einschlägigen DVGW-Regelwerke beibehalten und lediglich die Nennung des Regelwerks aktualisiert werden.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\n1. Grundsätzliches\r\n1.1. Zum politischen Willen zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die\r\nBiomethaneinspeisung\r\nVon Seiten der europäischen Kommission, der Bundesregierung, dem Bundestag sowie der Bundesländer gibt es mehrere klare politische Bekenntnisse zur Nutzung von Biomethan als essentiellen Teil\r\ndes Energiesystems der Zukunft. Zu nennen sind insbesondere:\r\n• Das Biomethan-Ziel im RePowerEU-Paket eines Ausbaus der europäischen Biomethanproduktion auf 35 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Hierzu sind (finanzielle) Anreize zu ergreifen, um\r\nEnergiegemeinschaften zu bilden, die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan zu unterstützen,\r\nsowie den Aufbau neuer Infrastrukturen für den Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU zu fördern. EUR-Lex - 52022DC0230 - EN - EUR-Lex (europa.eu)\r\n• Die damit zusammenhängende Biogas-Industrial-Partnership der EU-Kommission. Home - BIP\r\nEurope (bip-europe.eu)\r\n• Die verschiedenen neuen Möglichkeiten zur Verbesserung der Biomethan-Rahmenbedingungen in der novellierten Gasrichtlinie.\r\n• Das Ziel eines Neubaus von Biomethan-Kraftwerken im Umfang von 600 Megawatt pro Jahr im\r\nErneuerbare-Energien-Gesetz (§ 28d EEG 2023; eingeführt 2023).\r\n• Die Anerkennung von Biomethan als Erfüllungsoption für die Pflicht zum Einsatz von 65% Erneuerbarer Energien in neu installierten Heizungen im Gebäudeenergiegesetz (§ 71 Abs. 3 Nr.\r\n5 GEG; eingeführt 2024).\r\n• Die Quote im Gebäudeenergiegesetz, nach der Gaskessel, die zwischen 2024 und Mitte\r\n2026/2028 eingebaut wurden, sukzessiv steigende Anteile Biomethan oder Wasserstoff einsetzen müssen (§ 71 Abs. 9 GEG; eingeführt 2024).\r\n• Die bauplanungsrechtliche Privilegierung von Biogasanlagen, die auf die Gasaufbereitung umgerüstet werden (§ 246d, Abs. 4 BauGB; eingeführt 2024).\r\n• Der Entschließungsantrag des Bundestags zum Solarpaket 1 vom 25.4.2024, mit dem die Bundesregierung aufgefordert wird, die Rahmenbedingungen für flexible Biomethananlagen zu\r\nverbessern. 2011180.pdf (bundestag.de)\r\n• Der Entschließungsantrags des Bundesrats vom 26.4.2024, in dem die Bundesländer die Bundesregierung auffordern, die Rahmenbedingungen für Biogas- und Biomethananlagen zu verbessern. 119-24(B).pdf (bundesrat.de)\r\nDieser allgemeine politische Wille, die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung zu verbessern, sollte sich in den BNetzA-Festlegungen widerspiegeln.\r\n1.2. Zu den energie- und klimapolitischen Vorteilen zur Umstellung der Gasnetze auf erneuerbares Methan\r\nDie Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbares Methan (Biomethan, synthetisches\r\nMethan) bietet im Vergleich zu einer Umstellung auf Wasserstoff mehrere energie- und klimapolitische Vorteile:\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\n• Für die saisonale Energiespeicherung eignet sich Methan besser als Wasserstoff, weil Wasserstoff aufgrund seiner physikalischen Eigenschaften nur begrenzt in den bestehenden Gasspeichern gespeichert werden kann.\r\n• Einige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle als Grundstoff für Ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen, Wasserstoffnetze nicht.\r\n• Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an, das zur Defossilisierung von Produktionsprozessen, für die Produktion von synthetischem Methan oder für\r\nNegativemissionen verwendet werden kann; bei der Elektrolyse nicht.\r\n• Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches Methan besser als\r\nreiner Wasserstoff.\r\n• Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden, der auf absehbare\r\nZeit auf Methan basiert.\r\nFür eine detaillierte Erläuterung dieser und weiterer Vorteile einer Einspeisung von erneuerbarem\r\nMethan ins Gasnetz wird auf die Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zum Green Paper\r\ndes BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilnetze vom 12.04.2024 verwiesen.\r\nDie diversen energie- und klimapolitischen Vorteile einer Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares\r\nMethan sollten sich in den BNetzA-Festlegungen widerspiegeln.\r\n2. Zum Festlegungsgegenstand: Das Verfahren sollte um die Bedingungen für den Gasnetzanschluss erweitert werden. (Überführung der bisherigen §§ 31-33 GasNZV)\r\nAuf S. 3 des Konsultationsdokuments findet sich folgende Aussage:\r\n„Die Gas NZV enthält in Teil 6, §§ 31 bis 33 GasNZV, besondere Regelungen für den Anschluss von Biogasanlagen an die Gasversorgungsnetze [. …] Art. 41 Abs. 1 S. 3 und Art. 45 S. 3 des Entwurfs der Gasrichtlinie [sehen] die Möglichkeit vor, dass die Mitgliedstaaten beim Anschluss Erzeugungsanlagen\r\nfür Biomethan Vorrang einzuräumen. Es bleibt abzuwarten, ob und in welchem Umfang in Deutschland von dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht werden wird.“ (S. 3)\r\nKonsequenterweise nimmt die BNetzA die Übertragung der §§ 31-33 GasNZV vom Festlegungsverfahren\r\nZuBio ausgenommen.\r\nDie Bioenergieverbände können diese thematische Einschränkung des Festlegungsgestands nicht\r\nnachvollziehen.\r\nEntgegen der Aussage im Konsultationsdokument hat Deutschland bereits einen vorrangigen Gasnetzanschluss für Biomethananlagen festgelegt, nämlich in den besagten §§ 31-33 GasNZV. Die Erwähnung\r\ndieser Möglichkeit in der novellierten Gasrichtlinie unterstreicht nur, was in Deutschland ohnehin bereits umgesetzt ist, in anderen Mitgliedsstaaten aber nicht. Die Frage, ob Deutschland die Möglichkeit\r\naus der Gasrichtlinie nutzt, stellt sich also gar nicht, sondern nur die Frage, ob die BNetzA sich dafür\r\noder dagegen entscheidet, den vorrangigen Gasnetzanschluss abzuschaffen.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nDarüber hinaus ist der vorrangige Anschluss von Biomethananlagen an das Gasnetz essentiell, einschließlich einer weitgehenden Übernahme der Anschlusskosten durch den Netzbetreiber, um die Biomethaneinspeisung voranzubringen, entspricht damit dem allgemeinen politischen Willen, die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung zu verbessern, und trägt dazu bei, die energie- und\r\nklimapolitischen Vorteile der Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan zu heben (s.o.).\r\nDie bestehenden Regelungen sollten deshalb unbedingt fortgeführt werden.\r\nVorschlag\r\nDas Festlegungsverfahren ZuBio wird um eine Überführung der bisherigen §§ 31-33 GasNZV ohne wesentliche Änderung erweitert. Als Basis kann die Ermächtigung der BNetzA in\r\n§ 17 Abs. 4 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) dienen. Ein konkreter Regelungsvorschlag findet sich unten in Abschnitt 3.3..\r\n3. Zu den Regelungen im Einzelnen\r\n3.1. Zu den Begriffsbestimmungen (bisher geregelt in § 2 Nr. 8, § 32 GasNZV)\r\nDie Regelungen haben sich in der Praxis bewährt; es besteht kein inhaltlicher Änderungsbedarf.\r\nInsbesondere sollten in der Gasnetzregulierung grundsätzlich alle Gase gleichbehandelt werden, die\r\nunter die Definition von „Biogas“ im Sinne von § 3 Nr. 10c EnWG fallen. Eine Privilegierung einzelner\r\nGase, weicht vom Prinzip der Technologieneutralität ab und führt zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen. Insofern zu einem späteren Zeitpunkt bestimmte Gase regulatorisch privilegieren werden sollen,\r\nsollte dies in anderen energiewirtschaftlichen Regelwerken geschehen, z.B. dem Gebäudeenergiegesetz oder dem Wärmeplanungsgesetz, nicht in der Gasnetzregulierung\r\n3.2. Zu den Grundlagen der vertraglichen Ausgestaltung des Netzzugangs\r\n(bisher geregelt in § 3 Abs. 1 S. 1 & Abs. 6 GasNZV)\r\nDie Regelungen haben sich in der Praxis bewährt; es besteht kein inhaltlicher Änderungsbedarf.\r\n3.3. Zum den nicht überführten Regelungen zum Netzanschluss (bisher geregelt insb. in § 33 GasNZV)\r\nDie Regelungen in § 33 GasNZV zum vorrangigen Netzanschluss sowie die weitgehende Übernahme\r\nder Netzanschlusskosten durch den Netzbetreiber sind essentiell, um die Biomethaneinspeisung voranzubringen, und entsprechen damit dem allgemeinen politischen Willen, die Rahmenbedingungen\r\nfür die Biomethaneinspeisung zu verbessern (s.o.). Auf S. 4 (Mitte) wird als „wichtiges Ziel“ der Beschlusskammer genannt, dass Regelungslücken durch das Außerkrafttreten der GasNZV Ende 2025 vermieden werden sollen. Die Frage der Kosten nicht zu regeln, reißt eine massive Lücke. Es fehlt an der\r\nInvestitionssicherheit.\r\nDie Regelungen sollten deshalb bereits mit dem laufenden Festlegungsverfahren grundsätzlich fortgeführt werden.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nJedoch besteht Bedarf einer Klarstellung in der Formulierung der Obergrenze für die Beteiligung des\r\nBetreibers in Höhe von 250.000 Euro (§ 33 Abs. 1 Satz 3 GasNZV).\r\nDie Formulierung ist sehr knapp und lässt verschiedene Auslegungen zu. Bis Herbst 2021 wurde diese\r\nRegel durchgehend so gehandhabt, dass Anlagenbetreiber die Kosten für die Einspeiseanlage und den\r\nersten Leitungskilometer maximal bis zu einem Betrag von 250.000 Euro übernehmen müssen; erst bei\r\nden Kosten für die darüber hinaus gehenden Leitungsabschnitte hat sich der Betreiber auch ggf. mit\r\neinem höheren Betrag zu beteiligten (¼ für den Anlagenbetreiber und ¾ für den Netzbetreiber). Im\r\nHerbst 2021 hat die BNetzA die betreffende Passage der GasNZV neu interpretiert. Nach der neuen\r\nAuslegung gilt die Obergrenze für die Beteiligung von Anlagenbetreibern nur für Projekte mit einer\r\nLeitungslänge von unter einem Kilometer – bei Projekten mit einer Leitungslänge von über einem Kilometer gilt keine Obergrenze (in diesen Fällen werden die gesamten Netzanschlusskosten nach dem\r\nVerhältnis ¼ zu ¾ zwischen Anlagen- und Netzbetreiber aufgeteilt).1\r\nEine Beschränkung der Obergrenze auf Projekte mit einer Leitungslänge von unter einem Kilometer ist\r\nnicht sinnvoll.\r\nZum einen bedeutet es massive Zusatzkosten für den Anlagenbetreiber und hemmt die Biomethaneinspeisung, wenn – wie von der BNetzA nun vorgesehen – Projekte mit einer Leitungslänge von über\r\neinem Kilometer von der Obergrenze für die Kostenbeteiligung ausgenommen sind. Beispielsweise\r\nangenommen: Bei einer Gasaufbereitungsanlage mit einer Leitungslänge von 3 km liegen die Netzanschlusskosten (Einspeiseanlage zzgl. Leitung) bei etwa 4 Millionen Euro, von denen der absolut überwiegende Teil auf die Einspeiseanlage entfällt. Die Methodik bis Herbst 2021 ergab bei einer solchen\r\nBeispielsanlage eine Kostenbeteiligung des Betreibers in Höhe von etwa 300.000 Euro; bei der seit\r\nHerbst 2021 von der BNetzA vorgegeben Methodik steigt die Kostenbeteiligung des Betreibers in diesem fiktiven Fall hingegen auf eine Millionen Euro.2\r\nZum anderen führt eine Beschränkung der Obergrenze auf Projekte mit einer bestimmten Leitungslänge zum Teil zu willkürlichen Ergebnissen und gesamtwirtschaftlich unnötigen Kosten, da sie Anlagenbetreiber zwingt, die Entfernung zum Gasnetz zum alleinigen Entscheidungskriterium werden zu\r\nlassen (z.B. wenn Anlagen an das Ortsnetz mit hohen Rückspeisungskosten angeschlossen werden,\r\num die Leitungslänge unter einem Kilometer zu halten). Die bisherige Handhabung der Obergrenze\r\nentsprach über einen Zeitraum von mehr als 10 Jahren der durchgängigen und unangefochtenen Regulierungspraxis und wurde in den an das Bundeswirtschaftsministerium adressierten Monitoringberichten der BNetzA und im Leitfaden Biogaskostenwälzung ausdrücklich erläutert und zu keinem\r\nZeitpunkt kritisiert bzw. zum Anlass für eine Neuregelung genommen.\r\n1 Siehe Hinweis der BNetzA vom 15.10.2021 zur „Kostenteilung beim Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz\r\nmit einer Anschlussleitung von mehr als einem Kilometer Länge: Änderung der Verfahrenspraxis“.\r\n2 Beispielrechnung eines Netzanschlusses mit einer Leitungslänge von 3 Kilometer und Investitionskosten 4 Millionen Euro (davon 3,76 Mio. Euro für die Einspeisestation und 80 Euro/Leitungsmeter).\r\nBerechnungsmethodik bis Herbst 2021: Die Beteiligung des Anlagenbetreibers an den Kosten für die Einspeisestation und den ersten Leitungskilometer (3,84 Mio. Euro) ist auf 250.000 Euro gedeckelt; an den Kosten für den\r\nzweiten und dritten Leitungskilometer (160.000 Euro) wird er zu 25 Prozent beteiligt; Beteiligung des Anlagenbetreibers insgesamt: 290.000 Euro\r\nBerechnungsmethodik seit Herbst 2021: Der Betreiber trägt 25 Prozent aller Investitionskosten (4 Mio. Euro): 1\r\nMio. Euro\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nFür weitere Anmerkungen wird auf die Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zum Referentenentwurf einer EnWG-Novelle vom 8.5.2023 verwiesen, mit der die gesetzliche Grundlage für die\r\nBNetzA-Festlegung geschaffen\r\nVorschlag\r\nDie Nachfolgeregelung zu § 33 Abs. 1 GasNZV wird so formuliert, dass die Obergrenze für\r\ndie Beteiligung von Anlagenbetreibern wie bis zum Herbst 2021 gehandhabt und ohne\r\nInterpretationsspielraum Anwendung finden kann, d.h. die Beteiligung des Betreibers an\r\nden Netzanschlusskosten wird bei allen Projekten – unabhängig von der Leitungslänge –\r\nfür den ersten Leitungskilometer (inklusive Einspeiseanlage) auf 250.000 Euro begrenzt.\r\n3.4. Zu den Regelungen zum vorrangigen Zugang von Biogas (bisher geregelt\r\nin § 34 GasNZV)\r\nDer vorrangige Zugang von Biomethananlagen ist essentiell, um die Biomethaneinspeisung voranzubringen, entspricht damit dem allgemeinen politischen Willen, die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung zu verbessern, und trägt dazu bei, die energie- und klimapolitischen Vorteile der\r\nUmstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan zu heben (s.o.). Die Regelungen haben sich zudem in der Praxis bewährt. Es besteht demnach kein inhaltlicher Änderungsbedarf.\r\n3.5. Zu den Qualitätsanforderungen für Biogas (bisher geregelt in § 36 GasNZV)\r\nIn der Konsultation wird angedacht, anstelle des statischen Verweises auf DVGW-Arbeitsblätter allgemein auf die „allgemein anerkannten Regeln der Technik\" zu verweisen. Wie auch in der Konsultation\r\nausgeführt wird, kommt den DVGW-Regelwerken in diesem Kontext besondere Bedeutung zu.\r\nDieser besonderen Bedeutung sollten auch die Festlegungen Rechnung tragen und weiterhin explizit\r\nauf die DVGW-Regelwerke verweisen. Die Regelungen haben sich weitgehend in der Praxis bewährt.\r\nAnstelle des Verweises auf die G 260 und G 262 (Stand 2007)3\r\nsollte allerdings auf das Arbeitsblatt G\r\n260 (Stand 2021) verwiesen werden. Es dient nicht zuletzt auch der Rechtsklarheit weiterhin statisch\r\nauf anzuwendende DVGW-Regelwerke zu verweisen, aktuell also auf das Arbeitsblatt G 260 (Stand\r\n2021).\r\nVorschlag\r\nDer statische Verweis auf die DVGW-Regelwerke wird beibehalten, nur der Verweis auf die\r\nArbeitsblätter G 260 und G 262 (Stand 2007) wird durch einen Verweis auf das Arbeitsblatt\r\nG 260 (Stand 2021) ersetzt.\r\n3 Die G 260 ist im September 2021 in der achten Auflage erschienen; die G 262 wurde zurückgezogen und ist nicht\r\nmehr existent.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"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":"2024-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014669","regulatoryProjectTitle":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/d9/455786/Stellungnahme-Gutachten-SG2410040008.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":"Pressemitteilung\r\nBaugesetzbuch: Dringender Änderungsbedarf bei Sonderregelungen für Biogas!\r\nBerlin 16.08.24: Heute endet die Stellungnahmefrist zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der\r\nintegrierten Stadtentwicklung und somit einer Novelle des Baugesetzbuches (BauGB). Die Verbände im Hauptstadtbüro drängen insbesondere auf Korrekturen bei den Anfang des Jahres eingeführten Sonderregelungen für Biogas.\r\nSandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüro Bioenergie, begrüßt die Initiative der Bundesregierung das Baugesetzbuch zu novellieren und nutzt die Gelegenheit, erneut auf die dringend nötigen Änderungen in den\r\nSonderregelungen für Biogas aufmerksam zu machen: „Die Sonderregelungen für Biogas, die jüngst mit dem\r\nWärmeplanungsgesetz erfreulicherweise eingeführt wurden, sind aufgrund einiger Details, leider nicht geeignet, die Regelungsintention umzusetzen. Aktuell können diese von der Branche größtenteils schlicht nicht in\r\nAnspruch genommen werden.“\r\nDie im Rahmen des Wärmeplanungsgesetzes eingeführten Regelungen im Baugesetzbuch sollen den Einsatz\r\nvon Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen zu einer gemeinsamen Gasaufbereitung sowie von der Biogaserzeugung abgesetzte Stromerzeugung mit Wärmeauskopplung (sog. Satelliten-Blockheizkraftwerk) im Außenbereich erleichtern. Biogasanlagen, die die Regelungen in Anspruch genommen haben,\r\ndürfen jedoch ihre Höhe und Grundfläche nur noch erweitern, insofern dies zur Erfüllung gesetzlicher Anforderungen notwendig ist. Damit wird diesen Anlagen aber jeglicher Spielraum genommen, um auf sich ändernde energiepolitische Zielsetzungen, Märkte oder technologische Innovationen zu reagieren.\r\nBesonders dringend müsste laut Rostek die Regelung zu den Satelliten-BHKW überarbeitet werden. Denn\r\nderzeit muss ein BHKW im „räumlich-funktionalen Zusammenhang“ mit der Biogasanlage stehen, damit die\r\nRegelung überhaupt in Anspruch genommen werden kann. „Allerdings stehen Satelliten-BHKW eben gerade\r\nnicht an der Biogasanlage, sondern davon abgesetzt am Wärmeabnehmer“, fasst Rostek das Problem zusammen.\r\nDarüber hinaus würde es sich laut Rostek empfehlen weitere Änderungen im BauGB vorzunehmen, um das\r\nvolle energie- und klimapolitische Potenzial auszuschöpfen. „Zum einen sollten Wärmespeicher baurechtlich\r\nprivilegiert an Satelliten-BHKW errichtet werden dürfen, damit die Stromerzeugung von den Wärmebedarfen\r\nder Verbraucher zeitlich entkoppelt werden kann. Zum anderen wäre es für eine effizientere Clusterung mehrerer Biogasanlagen zu einer zentralen Biomethanaufbereitungsanlage sinnvoll, auch Biogas aus Anlagen\r\nzuzulassen, die nicht privilegiert im Außenbereich errichtet wurden“, schließt Rostek.\r\nDiese und weitere Änderungsempfehlungen zur BauGB-Novelle finden Sie in der heute eingereichten Stellungnahme des Hauptstadtbüros Bioenergie.\r\n\r\nÜber die Bioenergieverbände\r\nIm „Hauptstadtbüro Bioenergie“ bündeln vier Verbände ihre Kompetenzen und Ressourcen im Bereich Energiepolitik: der Bundesver-\r\n2\r\nband Bioenergie e.V. (BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzenergie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Energieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen\r\nAkteuren und verschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. Insbesondere in den Sektoren Strom und Wärme setzt es sich technologieübergreifend für die energiepolitischen Belange seiner Trägerverbände ein. Im Kontakt mit politischen Entscheidungsträgern kann das Hauptstadtbüro Bioenergie auf ein breites Unterstützernetzwerk\r\nzurückgreifen und kooperiert insbesondere mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de\r\n\r\nKontakt\r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nBernd Geisen\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 02 28 / 810 02 59\r\nMail: geisen@bioenergie.de\r\nFachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nJörg Schäfer\r\nFachreferent Politische Kommunikation\r\nTel. 0 30 / 2758 179 15\r\nMail: Joerg.schaefer@biogas.org\r\nDeutscher Bauernverband e.V. (DBV)\r\nAxel Finkenwirth\r\nPressesprecher\r\nTel. 0 30 /31904 240\r\nMail: presse@bauernverband.net\r\nFachverband Holzenergie im BBE (FVH)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 0 30 / 2758 179 21\r\nMail: buecheler@bioenergie.de\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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014669","regulatoryProjectTitle":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/66/455788/Stellungnahme-Gutachten-SG2410040009.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf eines Gesetzes\r\nzur Stärkung der\r\nintegrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB\r\nNovelle\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ..................................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ........................................................................................................................................................ 5\r\nA. Änderung Baugesetzbuch (Artikel 1).....................................................................................................6\r\n1. Zu Artikel 1 Nummer 62 - § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB.................................................................6\r\n1.1 Einschränkungen bei Änderungen abschaffen (Änderung von § 246d Abs. 5 Satz 2\r\nBauGB).........................................................................................................................................................................6\r\n2. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB: .........................................................8\r\n2.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig gestalten...................8\r\n2.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren (Änderung von § 246d Abs.\r\n4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz).........................................................................................8\r\n2.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW privilegieren..........10\r\n2.2 Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten Biogasanlagen\r\nnicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4 Nummer 1)....................................................11\r\n2.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen (Änderung von § 246d Abs. 3)\r\n12\r\nB. Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO)................................................ 13\r\n1.1 Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in Gewerbe- und\r\nIndustriegebieten................................................................................................................................................ 13\r\n1.2 Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben 13\r\n1.3 Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche....................................................14\r\n1.4 Nummer 19a: Versiegelungsfaktor .....................................................................................................14\r\nC Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf .............................................................. 15\r\n1. Anpassungsforderung der § 2 7) 2. f) 44. BImSchV: Altholzpotenziale für thermische\r\nNutzung freigeben.............................................................................................................................................. 15\r\nAnlage 1: Zusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB.............16\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDie mit dem Wärmeplanungsgesetz eingeführten Sonderregelungen für Biogas im Baugesetzbuch (§\r\n246d BauGB) sollen den Einsatz von Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen zu\r\neiner gemeinsamen Gasaufbereitung sowie von der Biogaserzeugung abgesetzte Stromerzeugung mit\r\nWärmeauskopplung (sog. Satelliten-BHKW) im Außenbereich erleichtern. Jedoch sind die Regelungen\r\nin ihrer aktuellen Fassung an entscheidenden Stellen nicht geeignet, die Regelungsintention umzusetzen. Mit der vorliegenden BauGB-Novelle sollten diese Regelungen daher unbedingt überarbeitet werden.\r\nErstens: Es müssen Korrekturen in der Ausgestaltung der Sonderregeln vorgenommen werden, damit\r\ndie Regelungen überhaupt das Gewollte erreichen bzw. in Anspruch genommen werden.\r\n• Streichung des pauschalen Änderungsverbots: Die Sonderregelungen sind sämtlich befristet;\r\nBiogasanlagen, die die Regelungen vor Ablauf der Fristen in Anspruch genommen haben, dürfen nach Ablauf der Fristen ihre Höhe und Grundfläche nur noch erweitern, insofern dies zur\r\nErfüllung gesetzlicher Anforderungen notwendig ist.\r\nDamit wird diesen Anlagen aber jeglicher Spielraum genommen, um auf sich ändernde energiepolitische Zielsetzungen, Märkte oder technologische Innovationen zu reagieren können. In\r\ndieser Pauschalität führt das Änderungsverbot deshalb dazu, dass die Sonderregeln nicht in\r\nAnspruch genommen werden – es muss zwingend gestrichen werden!\r\n• Änderung des Anknüpfungspunktes für Satelliten-BHKW im Außenbereich: Die Sonderregelung\r\nfür Satelliten-BHKW gilt aktuell nur für BHKW, die im „räumlich funktionalen Zusammenhang“ zur Biogaserzeugungsanlage errichtet werden. Mit diesem Anknüpfungspunkt kann der\r\nZweck der Regelung jedoch nicht erreicht werden. Ein Satelliten-BHKW steht nie im räumlich\r\nfunktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage, sondern ist stets – daher der Name\r\n– von der Biogaserzeugungsanlage abgesetzt.\r\nZweitens: Neben diesen zwingend notwendigen Korrekturen, sollten weitere Änderungen im BauGB\r\nvorgenommen werden, um das volle energie- und klimapolitische Potenzial der Sonderregelungen\r\nauszuschöpfen:\r\n• Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW: Die Regelung in § 246d Nr. 2 BauGB\r\nsoll Satelliten-BHKW im Außenbereich ermöglichen; de facto werden aber die energiewirtschaftlich besonders sinnvollen flexiblen BHKW von der Regelung ausgeschlossen. Bei flexiblen BHKW werden mit Wärmespeichern Stromerzeugung und Wärmebereitstellung zeitlich entkoppelt. Die Errichtung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW im Außenbereich ist jedoch\r\nweder durch die Sonderregelung noch durch eine andere Regel im BauGB abgedeckt.\r\n• Bei Biomethan-Zusammenschlüssen auch Biogas aus Biogasanlagen zulassen, die nicht privilegiert im Außenbereich errichtet wurden: Der Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen hat\r\nim Wesentlichen zwei Vorteile: die spezifischen Produktionskosten des Biomethans sinken mit\r\nder Anzahl der angeschlossenen Anlagen. Die Zahl der für einen Netzanschluss erforderlichen\r\nEinspeisepunkte reduziert sich erheblich. Und durch die Möglichkeit den Standort nahe dem\r\nvolkswirtschaftlich und physikalisch günstigsten Anschlusspunkt zu wählen, reduzieren sich\r\nauch die Kosten. Die Sonderregelung erlaubt aktuell aber nur den Anschluss von Biogasanlagen, die selbst privilegiert im Außenbereich errichtet wurden, und schließt Anlagen die z.B.\r\nzwar privilegiert errichtet, aber später „überplant“ wurden aus (z.B. Anlagen in Sondergebieten).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nDieser Ausschluss senkt den Spielraum für größere und damit effizientere und günstigere Zusammenschlüsse.\r\n• Entfristung der Regelung zur Herkunft der Biomasse: Sollen die vorhandenen Potenziale von\r\nfür die Biogaserzeugung geeigneten Reststoffen soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich erschlossen werden, müssen diesbezügliche bauplanungs-rechtliche Hürden dauerhaft\r\nabgebaut werden. Die Befristung der Sonderregelung in § 246d Absatz 3 BauGB, die endlich\r\nauch die Einbeziehung von nahegelegenen Gewerbebetrieben z.B. Getränke oder Lebensmittel\r\nund erzeugende bzw. verarbeitende Betriebe, aber auch die Erschließung des Güllepotenzials\r\naus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, rechtssicher ermöglicht, muss daher entfristet\r\nwerden.\r\n\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nVorbemerkung\r\nWir bedanken uns für die Gelegenheit zu dem vorliegenden Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der\r\nintegrierten Stadtentwicklung/BauGB Novelle Stellung nehmen zu können.\r\nEs ist zu begrüßen, dass die lange angekündigte „große BauGB-Novelle“ nun doch noch ins Werk gesetzt werden soll.\r\nAllerdings sind in den letzten Monaten auch noch andere Gesetzentwürfe vorgelegt worden (z.B. Entwurf eines Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung\r\nweiterer energierechtlicher Vorschriften oder der Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie\r\n(EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort) die ebenfalls Änderungen am BauGB oder anderen mit dem vorliegenden\r\nEntwurf zu ändernden Gesetzen vorsehen. Da diese Gesetzgebungsvorhaben parallel zu diesem laufen,\r\nwäre – auch der Nachvollziehbarkeit wegen – ggf. sinnvoller gewesen, alles in einer umfassenden\r\nBauGB Novelle zusammenzufassen.\r\nDarüber hinaus ist zu bedauern, dass das Thema Energie-Speicher hier gänzlich ausgespart wurde.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nA. Änderung Baugesetzbuch (Artikel 1)\r\n1. Zu Artikel 1 Nummer 62 - § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB\r\nLaut Begründung zum vorliegenden Entwurf soll in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB, die Bezugnahme\r\nauf\r\n§ 246d Absatz 1 BauGB gestrichen und damit ein redaktionelles Versehen korrigiert werden.\r\nWarum es ein korrekturbedürftiges Versehen gewesen sein soll, nach § 246d Absatz 1 BauGB zugelassenen Vorhaben, zuzugestehen, gesetzlich erforderliche Änderungen vornehmen zu dürfen, erschließt sich nicht.\r\nDas einzige erkennbare Versehen in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB ist, dass nicht berücksichtigt\r\nwurde, dass die Frist in § 246d Absatz 1 BauGB von denen in den Absätzen 2 bis 4 abweicht.\r\nDies sollte in der Tat korrigiert werden.\r\nVorschlag\r\nUm die Tatsache, dass in den Absätzen 1 bis 4 unterschiedliche Fristen formuliert werden,\r\nzu berücksichtigen, schlagen wir folgende Änderung in § 246d Absatz 5 Satz 2 vor:\r\n„(5) 1Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 jeweils genannten\r\nFrist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit vergrößert wird, als\r\ndies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\nAllerdings birgt § 246d Absatz 5 Satz 2 an anderer Stelle ein anderes massives Problem:\r\n1.1 Einschränkungen bei Änderungen abschaffen\r\n(Änderung von § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB)\r\nDie mit § 246d Absatz 5 Satz 2 geschaffene Möglichkeit an nach § 246d Absatz 1 bis 4 BauGB zugelassenen Vorhaben Änderungen vornehmen zu können, ist vor dem Hintergrund sich ändernder energiewirtschaftlicher, ökonomischer und rechtlicher Rahmenbedingungen elementar.\r\nAber: Die Gestaltung dieser Möglichkeit in § 246d (5) Satz 2 BauGB bedarf aus mehreren Gründen der\r\nÄnderung:\r\n1. Der aktuelle § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB wirkt faktisch wie eine Veränderungssperre.\r\n„Zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“ bedeutet, dass die Maßnahme\r\nsich aus rechtlichen Bestimmungen ableiten muss.\r\nBetriebliche Weiterentwicklungsmöglichkeiten, Spielraum für Innovationen und die Reaktionsmöglichkeiten auf sich ändernde Märkte oder auch (energie-)politische Zielsetzungen werden für nach §\r\n246d Abs. 1 bis 4 BauGB zugelassene Vorhaben, quasi abgeschnitten.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n2. Wann ist eine Änderung „zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“?\r\nRechtlich notwendig ist eine Änderung fraglos dann, wenn z.B. eine Änderung der Düngeverordnung\r\noder der landesrechtlichen Regelung zu den sog. „roten Gebieten“ den Zubau von Lagerkapazität erfordert.\r\nProblematisch wird es aber in den Fällen, in denen sich die Anforderung nicht unmittelbar, sondern\r\nnur mittelbar - als Voraussetzung für eine Markteilnahme oder einen Vergütungsanspruch von\r\nStrom, Biogas oder Biomethan – aus rechtlichen Regelungen ergeben. Besonders einschränkend\r\nwirkt die Regelung in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB dabei in den Fällen, in denen das „nach den Absätzen 1 bis 4 zugelassene Vorhaben“ die gesamte Biogasanlage umfasst. Ein Beispiel: wenn am Ende\r\nder ersten Vergütungsperiode vom Betreiber die Entscheidung getroffen wird, sich um eine Anschlussvergütung im Rahmen der Ausschreibung zu bewerben. Nach EEG 2023 setzt dies eine sog.\r\nmindestens doppelte Überbauung der installierten elektrischen Leistung voraus. Das oder die dafür\r\nnach notwendigen BHKW passen jedoch nicht in den Container des oder der bereits vorhandenen\r\nBHKW – d.h. zur Erfüllung der Voraussetzungen für eine Teilnahme an der Ausschreibung, bedarf es\r\neiner Änderung durch die die Grundfläche der Anlage, ggf. auch die (Kamin-)Höhe der Anlage vergrößert werden muss.\r\nAllerdings ist der Biogasanlagenbetreiber nicht rechtlich dazu verpflichtet, eine Anschlussvergütung\r\nin Anspruch zu nehmen. Die Grundfläche und/oder Höhe der Anlage vergrößernde Änderung, ergibt\r\nsich damit zwar unbestritten aus einer rechtlichen Anforderung aber eben nicht unmittelbar.\r\nGleiches gilt z.B. für die Erfüllung von Nachhaltigkeitskriterien: Wird es zur Einhaltung von Nachhaltigkeitskriterien z.B. notwendig, dass die Substratzusammensetzung geändert wird (was vielleicht die\r\nÜberdachung eines bisher im Freien gelegenen Abfüllplatzes, die Errichtung einer Hygienisierung\r\noder weil ein höherer Anteil von Substraten mit geringerer Energiedichte eingesetzt werden sollen,\r\nden Zubau von Lagerkapazität erforderlich macht), wären die damit verbundenen Änderungen an\r\nGrundfläche oder Höhe der Anlage, keine Änderungen, die sich unmittelbar aus einer rechtlichen Anforderung ergeben. Denn: der Betrieb der Anlage ist rechtlich grundsätzlich auch ohne die Einhaltung\r\nvon Nachhaltigkeitskriterien möglich, deren Nichteinhaltung macht aber die Vermarktung der Energieprodukte (Strom, Wärme, Gas) unmöglich.\r\nAufstellung eines Aktivkohlefilters zur Verlängerung der Standzeit von Motoren und Katalysatoren,\r\nÄnderungen im Substratspektrum, Austausch von gasdichten Abdeckungen des einen durch das System eines anderen Herstellers, die emissionsmindernde Abdeckung eines Gärrestbehälters, der Bau\r\neiner Separierung, einer Trocknung oder einer Pelletierung für Gärreste oder die Etablierung einer\r\numfassenderen Gärrestaufbereitung, Bau zusätzlicher Lagerplätze für Substrate, Wechsel zu einer effizienteren Aufbereitungstechnologie, das Vorschalten einer innovativen Aufschlusstechnologie für\r\ndie einzusetzenden Substrate – die Umsetzbarkeit von allem, was nicht rechtlich erforderlich ist, ist\r\nin Frage gestellt.\r\n3. Wann liegt eine Änderung von Grundfläche und Höhe vor?\r\nErste Rückmeldungen aus der Praxis zeigen, dass es offensichtlich eine erhebliche Streubreite der\r\nInterpretationsmöglichkeiten gibt, wie die im Zuge einer Änderung nicht zu vergrößernde „Grundfläche und Höhe der Anlage“ zu bestimmen ist.\r\nAuch wurde von Seiten der Behörden bereits vereinzelt die These vertreten, dass im Falle der Vorhaben nach § 246d Absatz 4 BauGB die „Veränderungssperre“ auch auf die Biogasanlage auszudehnen\r\nist, in deren räumlich funktionalem Zusammenhang das Vorhaben errichtet wird.\r\nZusammenfassend muss festgestellt werden:\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nErstens: Der eigentliche Privilegierungstatbestand für die Errichtung von Biogasanlagen im Außenbereich in § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB kennt ein solch pauschales Verbot der Ausweitung von Grundfläche\r\nund Höhe nicht. Biogasanlagen, die einen der Privilegierungstatbestände des § 246d BauGB insbesondere die der Absatz 2 und 3 - in Anspruch nehmen wollen, müssten dafür einen harten Einschnitt\r\nin die Möglichkeit ihrer technischen und wirtschaftlichen Weiterentwicklung akzeptieren.\r\nZweitens: Durch das Verbot einer Ausweitung von Grundfläche und Höhe der Anlage (die nicht zur\r\nErfüllung rechtlicher Anforderungen notwendig sind), werden viele Änderungen des Anlagenkonzepts\r\nverhindert, die notwendig sind, damit Biogasanlagen ihre spezifischen energie- und klimapolitischen\r\nStärken ausspielen können.\r\nUnter diesen Bedingungen werden Investitionen in zukunftsfähige bzw. zukunftsweisende Anlagenkonzepte unterbleiben (müssen) und/oder – was noch wahrscheinlicher ist - die Neuregelungen erst\r\ngar nicht in Anspruch genommen.\r\nVorschlag\r\nDamit die Inanspruchnahme der Sonderregelungen des § 246d BauGB eine Chance und\r\nkein Risiko für die Weiterentwicklung der Biogasnutzung ist, muss das pauschale Verbot\r\nder Vergrößerung von Grundfläche und Höhe im Zuge nicht rechtlich erforderlicher Änderungen ersatzlos gestrichen werden.\r\n„(5) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist auch nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist\r\nnach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig.\r\n , wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\n2. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB:\r\n2.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig\r\ngestalten\r\n2.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren\r\n(Änderung von § 246d Abs. 4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz)\r\nWärmeverbraucher liegen regelmäßig nicht am Standort der Biogaserzeugungsanlage, ein leitungsgebundener Transport von Wärme ist mit energetischen Verlusten und hohen Kosten verbunden. Um das\r\nBiogas effizient zur Wärmeversorgung nutzen zu können, sollen mit Biogas betriebene Blockheizkraft-\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nwerke deshalb vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder eines Nahwärmenetzes errichtet (so genannte „Satelliten-BHKW“) werden. Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW\r\ntransportiert.\r\nSolche Satelliten-BHKW konnten bis 2024 nur „mitgezogen“ privilegiert im Außenbereich errichtet werden, was bedeutete, dass sie einem selbst privilegierten Vorhaben z.B. einem Gartenbaubetrieb „dienen“ mussten. Eine solche „dienende Funktion“ erfordert aber, dass der überwiegende Teil der gesamten von der KWK-Anlage erzeugten Energie (Wärme UND Strom) im standortgebenden Betrieb genutzt\r\nwerden. Dies ist de facto an keinem Standort möglich. Darüber hinaus sollen mit solchen Biogas-betriebenen KWK-Anlagen auch Nahwärmenetze gespeist werden, die Gebiete versorgen, in denen die\r\nAufstellung einer KWK-Anlage nicht möglich ist.\r\nMit der Sonderregel in § 246d Absatz 4 Nr. 2 BauGB sollte hier Abhilfe geschaffen werden und eben\r\nsolche Satelliten-BHKW als eigenständige Vorhaben im Außenbereich privilegiert werden. Allerdings\r\nwurde diese Privilegierung mit der Bedingung verknüpft, dass das BHKW im räumlich-funktionalen\r\nZusammenhang zu einer bestehenden, privilegiert errichteten Biogasanlage stehen muss.\r\nMit dem aktuell gewählten Anknüpfungspunkt kann der eigentliche Zweck der Regelung – SatellitenBHKW im Außenbereich zu ermöglichen – jedoch nicht erreicht werden. Die grundlegende Eigenart\r\neines Satelliten-BHKW ist ja gerade, dass es NICHT im räumlich funktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage steht, sondern – daher der Name – von der Biogaserzeugungsanlage deutlich\r\nabgesetzt ist. Es bedarf daher eines anderen Anknüpfungspunktes.\r\nWeiterhin sollte auch mit Blick auf die sich noch aus dem Wärmeplanungsgesetz ergebenden Entwicklungen und Planungen die Regelung nicht an das Vorhandensein eines Wärmenetzes geknüpft werden.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen vor, als räumlichen Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW im Außenbereich\r\nden Einspeisepunkt in das Nahwärmenetz bzw. das mit Wärme zu versorgende Gebäude\r\nzu wählen. In der Folge müssten die bisher in Absatz 4 als Nummer 1 (clusternde Aufbereitungsanlagen) und Nummer 2 (KWK-Anlagen) zusammengefassten Vorhaben, jeweils in\r\neinen eigenen Absatz überführt werden; der bisherige Absatz 5 würde Absatz 6. In Anlehnung an den bisherigen Absatz 4 wäre ein neuer Absatz 5 wie folgt zu fassen:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n2.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW\r\nprivilegieren\r\nWie bereits unter 2.1.1 beschrieben erfordert eine effiziente Nutzung der bei der Verstromung von Biogas entstehenden Wärme aufgrund der Lage von Biogaserzeugung zu Wärmeverbraucher regelmäßig\r\nsogenannte „Satelliten-BHKW“. Allerdings müssen auch diese Satelliten-BHKW zukünftig flexibel Strom\r\nerzeugen können. Im Gegensatz zum 24/7- Grundlastbetrieb bedingt die Flexibilisierung der Stromerzeugung, dass zwar die Menge der nutzbaren Wärme gleich bleibt, die Wärme aber nicht mehr kontinuierlich sondern schubweise in den deutlich reduzierten Betriebszeiten der BHKW erzeugt wird.\r\nUm die grundlegenden Zielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es deshalb eines weiteren Schrittes, da sich die Realisierung von Wärmespeichern bauplanungsrechtlich insbesondere im Außenbereich mit dem aktuellen rechtlichen Rahmen schwierig\r\ndarstellt. Aber: Wärmenutzung bei flexibilisierter Stromerzeugung erfordert Wärmespeicher!\r\nVorschlag\r\nUm Flexibilisierung der Stromerzeugung von Satelliten-BHKW und Wärmewende zu vereinen sollte die Speicherung von Wärme entweder grundsätzlich im § 35 Abs. 1 BauGB als\r\neigener Privilegierungstatbestand aufgenommen werden oder wie folgt in den aus dem\r\nVorschlag unter 2.1.1 resultierenden neuen § 246d Absatz 5 BauGB integriert werden:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n2.2 Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten Biogasanlagen nicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4\r\nNummer 1)\r\nDie Privilegierung von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln,\r\nist sowohl aus betriebs- als auch volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoll, weil so die Zusammenführung\r\nvon Rohbiogas an dem Standort ermöglicht wird, der die ökonomisch und technisch günstigste Lage\r\nzu einem geeigneten Gasnetzanschlusspunkt aufweist. Dies ermöglicht auch, die europäischen Ziele\r\nzur Produktion von Biomethan bei einer gleichzeitig reduzierten Anzahl von erforderlichen Netzanschlusspunkten deutlich kosteneffizienter und schneller zu erreichen.\r\nDie Anknüpfung an eine bestehende Biogasanlagen ist grundsätzlich ein guter Kompromiss zwischen\r\nder Notwendigkeit, geeignete Standorte für die Gaseinspeisung zu finden, und dem Ziel, den Außenbereich zu schützen.\r\nAllerdings ist die bestehende Sonderregelung hinsichtlich der Biogasanlagen, aus denen das Biogas\r\nstammen darf, unnötig restriktiv. Denn in den Zusammenschluss dürfen laut dem Gesetzestext nur\r\nBiogasanlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 aufgenommen werden, also im Außenbereich privilegierte\r\nBiogasanlagen. Das heißt Biogasanlagen, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw. betrieben werden, kommen nicht als Biogaslieferant in\r\nFrage.\r\nAber: ein Standort z.B. in einem Gewerbe- oder Sondergebiet ist kein Garant für das Vorhandensein\r\neines physikalisch geeigneten und (volks-)wirtschaftlich vertretbaren Einspeisepunktes in das Gasnetz.\r\nZu den exkludierten Biogaslieferanten zählen im Übrigen auch Biogasanlagen, die zwar ursprünglich\r\nim Außenbereich als Anlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB errichtet wurden, deren Standort aber\r\nzwischenzeitlich „überplant“ wurde (z.B. durch Ausweisung eines Sondergebiets oder mittels vorhabenbezogenem Bebauungsplan). Auch kann eine Biogas-liefernden Biogaserzeugungsanlage zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt nicht mehr überplant werden – also aus dem Regelungsregime des § 35 Abs. 1\r\nNummer 6 BauGB ausscheiden - weil sonst die Zulässigkeit der Aufbereitungsanlage nicht mehr gegeben wäre.\r\nDie Sonderregelung soll darüber hinaus nicht nur dazu dienen, insbesondere kleinen Biogasanlagen\r\ndurch Bündelung die Möglichkeit zu eröffnen, den für eine Wirtschaftlichkeit der Gasaufbereitung notwendigen Mindestdurchsatz an Biogas zu erreichen, sondern auch die Zahl der erforderlichen Gasnetzzugänge möglichst niedrig zu halten und damit Kosten zu sparen.\r\nDer Ausschluss von nicht im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen steht diesem Ziel entgegen.\r\nVorschlag\r\nUm die Beschränkung der Sonderregelung auf den Zusammenschluss von im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen aufzuheben, damit auch nicht selbst im Außenbereich\r\nprivilegierte Biogasanlagen in solche Zusammenschlüsse aufgenommen werden können,\r\nwird vorgeschlagen, § 246d Abs. 4 wie folgt zu ändern:\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n„(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember\r\n2028 ein Vorhaben zulässig, das\r\n[…] der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient,\r\n[…] wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1.\r\nJanuar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage\r\nsteht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das\r\nverwendete Biogas aus dieser Anlage oder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen\r\nnach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n2.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen\r\n(Änderung von § 246d Abs. 3)\r\nMit der Sonderregelung sollen Substrate aus Betrieben erschlossen werden, die selbst nicht (oder\r\nnicht mehr) privilegiert im Außenbereich sind. Dazu zählen insbesondere Gewerbebetriebe außerhalb\r\ndes landwirtschaftlichen Kontextes wie Brauereien, Bäckereien, Gemüseverarbeitung (TK oder Konserve), Getränkehersteller, Pensionspferdehaltung etc. aber auch gewerbliche Tierhaltungsanlagen.\r\nDie Erschließung dieser Biomassen ist eine No-Regret-Maßnahme.\r\nVor dem Hintergrund des Bestrebens einer zukunftsorientierten dauerhaft nachhaltigen Biogasproduktion, die vorhandenen Potenziale an für die Biogaserzeugung geeigneter Biomasse soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich zu erschließen, ist es geboten diesbezügliche bauplanungsrechtliche\r\nHürden dauerhaft abzubauen. Dies gilt für die Erschließung von Biomassepotenzialen aus Betrieben\r\ndie in Gebieten nach § 34 oder § 30 Absatz 1 BauGB gelegen sind ebenso wie für die Erschließung des\r\nGüllepotenzials aus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, die auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 BauGB zugelassen worden sind.\r\nWeiterhin sollte auf die bisher in § 246d Absatz 3 formulierten Bedingungen, dass\r\na) es sich bei den Herkunftsbetrieben um „bestehende“ Betriebe handeln muss und\r\nb) die Herkunftsbetriebe ihrerseits „zulässigerweise errichtet“ worden sein müssen, verzichtet werden.\r\nZu a): Die Beschränkung auf am 1.1.2024 bestehende potenzielle Herkunftsbetriebe für Biomasse, greift\r\nzu kurz. Ein Ausschluss von nach diesem Datum genehmigten oder errichteten Betrieben ist vor dem\r\nHintergrund einer konsequenten Kreislaufwirtschaft, nicht sachgerecht - z.B. im Zuge der Neu-Ansiedlung von Lebensmittel verarbeitenden oder erzeugenden Betrieben in Gewerbegebieten, bei deren\r\nProduktionsprozessen für die Biogaserzeugung nutzbare Biomasse anfällt.\r\nZu b): Auf die Bedingung, dass die potenziellen Herkunftsbetriebe „zulässigerweise errichtet“ worden\r\nsein müssen, sollte verzichtet werden, weil die Prüfung dieser Bedingungen zum einen für den Biogasanlagenbetreiber nicht leistbar ist, was aber für die Substratakquise im Rahmen der Planung oder der\r\nBewertung von Anfragen potenzieller Substratlieferanten erforderlich wäre. Zum anderen der mit einer\r\nsolchen Prüfung verbundene Aufwand auch für die zuständigen Behörden unverhältnismäßig ist –\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\ninsbesondere dann, wenn der jeweilige Substratlieferant im Zuständigkeitsbereich anderer als der für\r\ndie Biogasanlage zuständigen Behörde liegt.\r\nVorschlag\r\nUm die Regelung zu entfristeten und zu vereinfachen sollte § 246d Abs. 3 wie\r\nfolgt geändert werden:\r\n„(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe, dass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden, weniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse handelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.“\r\nB. Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO)\r\n1.1 Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in Gewerbe- und Industriegebieten\r\nGrundsätzlich begrüßen wir die Bestrebungen die Zulassung von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff zu erleichtern.\r\nAllerdings sollte zusätzlich neben der Erzeugung von Strom und Wärme auch deren Speicherung in\r\nden Katalog der in den jeweiligen Gebieten zulässigen Vorhaben aufgenommen werden.\r\n1.2 Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben\r\nDa die Formulierung des letzten Satzes in § 12 BauNVO bereits die Nutzung erneuerbarer Energien\r\numfasst, wird die vorgesehene Ergänzung im Grunde als überflüssig erachtet.\r\nEine Ergänzung wird – sofern überhaupt, da § 12 Absatz 2 BauNVO ja keine abschließende Aufzählung\r\nenthält – im Hinblick auf die Erzeugung und Speicherung erneuerbarer Energien für sinnvoll erachtet.\r\nVorschlag\r\n„§ 12 (5), letzter Satz: Gebiete für Anlagen, die der Erforschung, Entwicklung,\r\nErzeugung, Speicherung oder Nutzung erneuerbarer Energien, wie Windenergie und solare Strahlungsenergie, dienen, einschließlich der unmittelbaren Nutzung der erneuerbaren Energien durch Anlagen zur Herstellung\r\nund Speicherung von Wasserstoff.“\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n1.3 Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche\r\nDie Aufnahme von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff in § 19 Absatz 5 wird begrüßt.\r\nAllerdings sollte auch hier in den Katalog die Speicherung von Strom und Wärme mit aufgenommen\r\nwerden.\r\n1.4 Nummer 19a: Versiegelungsfaktor\r\nEs wird als ausgesprochen unglücklich erachtet, dass hier eigene Regelungen zur Bestimmung des\r\nVersiegelungsgrades geschaffen werden, die darüber hinaus auch noch von anderen Regelungen, bei\r\ndenen der Versiegelungsgrad zu bestimmen ist, abweichen. Es wird daher eine Synchronisierung mit\r\nden einschlägigen Regelwerken der Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall\r\nangeregt.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nC Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf\r\n1. Anpassungsforderung der § 2 7) 2. f) 44. BImSchV: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nIn der 44. BImSchV werden allerdings Holzabfälle durch die Brennstoffdefinition ausgeschlossen.\r\nDadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus der für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, was aus Bau- und Abbruchabfällen stammt und weder\r\nmit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen Verbindungen behandelt worden\r\nsind. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Der BEE fordert deshalb\r\ndie Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren Energien unnötig\r\nbehindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der 44. BImSchV wurde\r\ndie Brennstoffdefinition aus der Industrial Emission Directive (2010/75/EU), einer EU-Verordnung,\r\nübernommen.\r\nVorschlag:\r\n„Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung\r\nmit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder Schwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen.“\r\nWeitere Informationen enthält die Stellungnahme zur 44. BImSchV des Hauptstadtbüro Bioenergie.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nAnlage 1:\r\nZusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB\r\n§ 246d BauGB Sonderregelungen für Biogasanlagen\r\n(1) Vor dem 1. September 2022 errichtete Anlagen zur Erzeugung von Biogas im Sinne des § 35 Absatz 1\r\nNummer 6 sind bis zum Ablauf des 31. Dezember 2024 abweichend von § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe a, b und d auch dann bauplanungsrechtlich zulässig, wenn die Biogasproduktion erhöht wird\r\nund die Biomasse überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus weniger als\r\n50 Kilometer entfernten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 1, 2 oder 4 stammt, soweit Letzterer\r\nTierhaltung betreibt. Zu den in Satz 1 genannten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 4 zählen auch\r\nsolche, die dem Anwendungsbereich des § 245a Absatz 5 Satz 1 oder 2 unterfallen.\r\n(2) Von § 35 Absatz 1 Nummer 6 werden bis zum 31. Dezember 2028 auch Vorhaben erfasst, die der\r\nenergetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines am 1. Januar 2024 bestehenden Tierhaltung\r\nbetreibenden gewerblichen Betriebes dienen, der auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 zugelassen worden ist.\r\n(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe,\r\ndass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden,\r\nweniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse\r\nhandelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.3. der StN]\r\n(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein\r\nVorhaben zulässig, das\r\n1. der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient, oder\r\n2. als Blockheizkraftwerk der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz\r\noder zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden in räumlicher Nähe zum Vorhaben dient,\r\nwenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere\r\nGrundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus dieser Anlage\r\noder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.2 und 2.1.1der StN]\r\n(5) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von\r\nWärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nSeite 17\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren nahegelegenen Biogasanlagen stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.1.1 und 2.1.2 der StN]\r\n(65) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer Genehmigung,\r\nsondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen\r\nist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis 4 zugelassen worden ist, ist auch nach\r\nAblauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz\r\nzulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.\r\n[siehe Abschnitt A 1. und 1.1 der StN]\r\n\r\nSeite 18\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-12\r\nEmail: gepa.porsche@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014669","regulatoryProjectTitle":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5e/c2/455790/Stellungnahme-Gutachten-SG2501290007.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Einschränkungen bei Änderungen abschaffen (Änderung von § 246d Abs. 5 Satz 2)\r\n6\r\n3. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB .......................................................8\r\n3.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig gestalten..........8\r\n3.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren (Änderung von § 246d\r\nAbs. 4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz)............................................................8\r\n3.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW privilegieren\r\n(Ergänzung des neuen § 246d Abs. 5 [s.o.]).........................................................................9\r\n3.2. Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten\r\nBiogasanlagen nicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4 Nummer 1)........10\r\n3.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen (Änderung von § 246d Abs.\r\n3)................................................................................................................................................................... 11\r\nB. Zur Änderung der Baunutzungsverordnung (Artikel 2).........................................................13\r\n1. Zu Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in Gewerbe- und\r\nIndustriegebieten.........................................................................................................................................13\r\n2. Zu Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben\r\n13\r\n3. Zu Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche.............................................13\r\n4. Zu Nummer 19a: Versiegelungsfaktor............................................................................................13\r\nC. Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf ..........................................................14\r\n1. Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben (Änderung von § 2 Abs. 7 Nr. 2\r\nBuchstabe f 44. BImSchV).........................................................................................................................14\r\nAnlage 1: Zusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB ............15\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDie mit dem Wärmeplanungsgesetz eingeführten Sonderregelungen für Biogas im Baugesetzbuch (§\r\n246d BauGB) sollen den Einsatz von Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen zu\r\neiner gemeinsamen Gasaufbereitung sowie von der Biogaserzeugung abgesetzte Stromerzeugung mit\r\nWärmeauskopplung (sog. Satelliten-BHKW) im Außenbereich erleichtern. Jedoch sind die Regelungen\r\nin ihrer aktuellen Fassung an entscheidenden Stellen nicht geeignet, die Regelungsintention umzusetzen. Mit der vorliegenden BauGB-Novelle sollten diese Regelungen daher unbedingt überarbeitet\r\nwerden.\r\nErstens: Es müssen Korrekturen in der Ausgestaltung der Sonderregeln vorgenommen werden, damit\r\ndie Regelungen überhaupt das Gewollte erreichen bzw. in Anspruch genommen werden.\r\n• Streichung des pauschalen Änderungsverbots: Die Sonderregelungen sind sämtlich befristet;\r\nBiogasanlagen, die die Regelungen vor Ablauf der Fristen in Anspruch genommen haben, dürfen nach Ablauf der Fristen ihre Höhe und Grundfläche nur noch erweitern, insofern dies zur\r\nErfüllung gesetzlicher Anforderungen notwendig ist. Damit wird diesen Anlagen aber jeglicher\r\nSpielraum genommen, um auf sich ändernde energiepolitische Zielsetzungen, Märkte oder\r\ntechnologische Innovationen zu reagieren können. In dieser Pauschalität führt das Änderungsverbot deshalb dazu, dass die Sonderregeln nicht in Anspruch genommen werden – es muss\r\nzwingend gestrichen werden!\r\n• Änderung des Anknüpfungspunktes für Satelliten-BHKW im Außenbereich: Die Sonderregelung\r\nfür Satelliten-BHKW gilt aktuell nur für BHKW, die im „räumlich funktionalen Zusammenhang“ zur Biogaserzeugungsanlage errichtet werden. Mit diesem Anknüpfungspunkt kann der\r\nZweck der Regelung jedoch nicht erreicht werden. Ein Satelliten-BHKW steht nie im räumlich\r\nfunktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage, sondern ist stets – daher der Name\r\n– von der Biogaserzeugungsanlage abgesetzt.\r\nZweitens: Neben diesen zwingend notwendigen Korrekturen, sollten weitere Änderungen im BauGB\r\nvorgenommen werden, um das volle energie- und klimapolitische Potenzial der Sonderregelungen\r\nauszuschöpfen:\r\n• Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW: Die Regelung in § 246d Nr. 2 BauGB\r\nsoll Satelliten-BHKW im Außenbereich ermöglichen; de facto werden aber die energiewirtschaftlich besonders sinnvollen flexiblen BHKW von der Regelung ausgeschlossen. Bei flexiblen BHKW werden mit Wärmespeichern Stromerzeugung und Wärmebereitstellung zeitlich entkoppelt. Die Errichtung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW im Außenbereich ist jedoch\r\nweder durch die Sonderregelung noch durch eine andere Regel im BauGB abgedeckt.\r\n• Bei Biomethan-Zusammenschlüssen auch Biogas aus Biogasanlagen zulassen, die nicht privilegiert im Außenbereich errichtet wurden: Der Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen hat\r\nmehrere Vorteile: Es sinken die spezifischen Produktionskosten des Biomethans mit der Anzahl der angeschlossenen Anlagen. Die Zahl der für einen Netzanschluss erforderlichen Einspeisepunkte reduziert sich erheblich. Und durch die Möglichkeit den Standort nahe dem\r\nvolkswirtschaftlich und physikalisch günstigsten Anschlusspunkt zu wählen, reduzieren sich\r\nauch die Kosten. Die Sonderregelung erlaubt aktuell aber nur den Anschluss von Biogasanlagen, die selbst privilegiert im Außenbereich errichtet wurden, und schließt Anlagen die z.B.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nzwar privilegiert errichtet, aber später „überplant“ wurden aus (z.B. Anlagen in Sondergebieten). Dieser Ausschluss senkt den Spielraum für größere und damit effizientere und günstigere\r\nZusammenschlüsse.\r\n• Entfristung der Regelung zur Herkunft der Biomasse: Sollen die vorhandenen Potenziale von\r\nfür die Biogaserzeugung geeigneten Reststoffen soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich erschlossen werden, müssen diesbezügliche bauplanungs-rechtliche Hürden dauerhaft\r\nabgebaut werden. Die Befristung der Sonderregelung in § 246d Absatz 3 BauGB, die endlich\r\nauch die Einbeziehung von nahegelegenen Gewerbebetrieben z.B. Getränke oder Lebensmittel\r\nund erzeugende bzw. verarbeitende Betriebe, aber auch die Erschließung des Güllepotenzials\r\naus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, rechtssicher ermöglicht, muss daher entfristet\r\nwerden.\r\n\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nVorbemerkung\r\nEs ist zu begrüßen, dass die lange angekündigte „große BauGB-Novelle“ nun doch noch ins Werk gesetzt werden soll.\r\nAllerdings sind in den letzten Monaten auch noch andere Gesetzentwürfe vorgelegt worden (z.B. Entwurf eines Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung\r\nweiterer energierechtlicher Vorschriften oder der Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie\r\n(EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort), die ebenfalls Änderungen am BauGB oder anderen mit dem vorliegenden\r\nEntwurf zu ändernden Gesetzen vorsehen. Da diese Gesetzgebungsvorhaben parallel zu diesem laufen,\r\nwäre – auch der Nachvollziehbarkeit wegen – ggf. sinnvoller gewesen, alles in einer umfassenden\r\nBauGB-Novelle zusammenzufassen.\r\nDarüber hinaus ist zu bedauern, dass das Thema Energie-Speicher hier gänzlich ausgespart wurde.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nA. Zur Änderung des Baugesetzbuchs (Artikel 1)\r\n1. Zur redaktionellen Korrektur von § 246f Abs. 5 (Änderung von §\r\n246d Abs. 5 Satz 2)\r\nLaut Begründung zum vorliegenden Entwurf soll in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB, die Bezugnahme auf\r\n§ 246d Absatz 1 BauGB gestrichen und damit ein redaktionelles Versehen korrigiert werden.\r\nWarum es ein korrekturbedürftiges Versehen gewesen sein soll, nach § 246d Absatz 1 BauGB zugelassenen Vorhaben zuzugestehen, gesetzlich erforderliche Änderungen vornehmen zu dürfen, erschließt\r\nsich nicht. Das einzige erkennbare Versehen in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB ist, dass nicht berücksichtigt wurde, dass die Frist in § 246d Absatz 1 BauGB von denen in den Absätzen 2 bis 4 abweicht.\r\nDies sollte in der Tat korrigiert werden.\r\nVorschlag\r\nUm die Tatsache, dass in den Absätzen 1 bis 4 unterschiedliche Fristen formuliert werden,\r\nzu berücksichtigen, schlagen wir folgende Änderung in § 246d Absatz 5 Satz 2 vor:\r\n„(5) 1Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 jeweils genannten\r\nFrist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit vergrößert wird, als\r\ndies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\nAllerdings birgt § 246d Absatz 5 Satz 2 an anderer Stelle ein anderes massives Problem:\r\n2. Einschränkungen bei Änderungen abschaffen (Änderung von §\r\n246d Abs. 5 Satz 2)\r\nDie mit § 246d Absatz 5 Satz 2 geschaffene Möglichkeit an nach § 246d Absatz 1 bis 4 BauGB zugelassenen Vorhaben Änderungen vornehmen zu können, ist vor dem Hintergrund sich ändernder energiewirtschaftlicher, ökonomischer und rechtlicher Rahmenbedingungen elementar.\r\nAber: Die Gestaltung dieser Möglichkeit in § 246d (5) Satz 2 BauGB bedarf aus mehreren Gründen der\r\nÄnderung:\r\n1. Der aktuelle § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB wirkt faktisch wie eine Veränderungssperre.\r\n„Zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“ bedeutet, dass die Maßnahme sich\r\naus rechtlichen Bestimmungen ableiten muss. Betriebliche Weiterentwicklungsmöglichkeiten, Spielraum für Innovationen und die Reaktionsmöglichkeiten auf sich ändernde Märkte oder auch (energie-\r\n)politische Zielsetzungen werden für nach § 246d Abs. 1 bis 4 BauGB zugelassene Vorhaben, quasi\r\nabgeschnitten.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\n2. Wann ist eine Änderung „zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“? Rechtlich notwendig ist eine Änderung fraglos dann, wenn z.B. eine Änderung der Düngeverordnung oder\r\nder landesrechtlichen Regelung zu den sog. „roten Gebieten“ den Zubau von Lagerkapazität erfordert.\r\nProblematisch wird es aber in den Fällen, in denen sich die Anforderung nicht unmittelbar, sondern\r\nnur mittelbar - als Voraussetzung für eine Markteilnahme oder einen Vergütungsanspruch von Strom,\r\nBiogas oder Biomethan – aus rechtlichen Regelungen ergeben. Besonders einschränkend wirkt die\r\nRegelung in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB dabei in den Fällen, in denen das „nach den Absätzen 1 bis\r\n4 zugelassene Vorhaben“ die gesamte Biogasanlage umfasst.\r\nEin Beispiel: wenn am Ende der ersten Vergütungsperiode vom Betreiber die Entscheidung getroffen\r\nwird, sich um eine Anschlussvergütung im Rahmen der Ausschreibung zu bewerben. Nach EEG 2023\r\nsetzt dies eine sog. mindestens doppelte Überbauung der installierten elektrischen Leistung voraus.\r\nDas oder die dafür nach notwendigen BHKW passen jedoch nicht in den Container des oder der bereits\r\nvorhandenen BHKW – d.h. zur Erfüllung der Voraussetzungen für eine Teilnahme an der Ausschreibung,\r\nbedarf es einer Änderung durch die die Grundfläche der Anlage, ggf. auch die (Kamin-)Höhe der Anlage\r\nvergrößert werden muss.\r\nAllerdings ist der Biogasanlagenbetreiber nicht rechtlich dazu verpflichtet, eine Anschlussvergütung\r\nin Anspruch zu nehmen. Die Grundfläche und/oder Höhe der Anlage vergrößernde Änderung, ergibt\r\nsich damit zwar unbestritten aus einer rechtlichen Anforderung aber eben nicht unmittelbar.\r\nGleiches gilt z.B. für die Erfüllung von Nachhaltigkeitskriterien: Wird es zur Einhaltung von Nachhaltigkeitskriterien z.B. notwendig, dass die Substratzusammensetzung geändert wird (was vielleicht die\r\nÜberdachung eines bisher im Freien gelegenen Abfüllplatzes, die Errichtung einer Hygienisierung oder\r\nweil ein höherer Anteil von Substraten mit geringerer Energiedichte eingesetzt werden sollen, den\r\nZubau von Lagerkapazität erforderlich macht), wären die damit verbundenen Änderungen an Grundfläche oder Höhe der Anlage, keine Änderungen, die sich unmittelbar aus einer rechtlichen Anforderung ergeben. Denn: der Betrieb der Anlage ist rechtlich grundsätzlich auch ohne die Einhaltung von\r\nNachhaltigkeitskriterien möglich, deren Nichteinhaltung macht aber die Vermarktung der Energieprodukte (Strom, Wärme, Gas) unmöglich.\r\nAufstellung eines Aktivkohlefilters zur Verlängerung der Standzeit von Motoren und Katalysatoren, Änderungen im Substratspektrum, Austausch von gasdichten Abdeckungen des einen durch das System\r\neines anderen Herstellers, die emissionsmindernde Abdeckung eines Gärrestbehälters, der Bau einer\r\nSeparierung, einer Trocknung oder einer Pelletierung für Gärreste oder die Etablierung einer umfassenderen Gärrestaufbereitung, Bau zusätzlicher Lagerplätze für Substrate, Wechsel zu einer effizienteren Aufbereitungstechnologie, das Vorschalten einer innovativen Aufschlusstechnologie für die einzusetzenden Substrate – die Umsetzbarkeit von allem, was nicht rechtlich erforderlich ist, ist in Frage\r\ngestellt.\r\n3. Wann liegt eine Änderung von Grundfläche und Höhe vor? Erste Rückmeldungen aus der Praxis\r\nzeigen, dass es offensichtlich eine erhebliche Streubreite der Interpretationsmöglichkeiten gibt, wie\r\ndie im Zuge einer Änderung nicht zu vergrößernde „Grundfläche und Höhe der Anlage“ zu bestimmen\r\nist. Auch wurde von Seiten der Behörden bereits vereinzelt die These vertreten, dass im Falle der\r\nVorhaben nach § 246d Absatz 4 BauGB die „Veränderungssperre“ auch auf die Biogasanlage auszudehnen ist, in deren räumlich funktionalem Zusammenhang das Vorhaben errichtet wird.\r\nZusammenfassend muss festgestellt werden:\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nErstens: Der eigentliche Privilegierungstatbestand für die Errichtung von Biogasanlagen im Außenbereich in § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB kennt ein solch pauschales Verbot der Ausweitung von Grundfläche\r\nund Höhe nicht. Biogasanlagen, die einen der Privilegierungstatbestände des § 246d BauGB insbesondere die der Absatz 2 und 3 - in Anspruch nehmen wollen, müssten dafür einen harten Einschnitt in\r\ndie Möglichkeit ihrer technischen und wirtschaftlichen Weiterentwicklung akzeptieren.\r\nZweitens: Durch das Verbot einer Ausweitung von Grundfläche und Höhe der Anlage (die nicht zur\r\nErfüllung rechtlicher Anforderungen notwendig sind), werden viele Änderungen des Anlagenkonzepts\r\nverhindert, die notwendig sind, damit Biogasanlagen ihre spezifischen energie- und klimapolitischen\r\nStärken ausspielen können.\r\nUnter diesen Bedingungen werden Investitionen in zukunftsfähige bzw. zukunftsweisende Anlagenkonzepte unterbleiben (müssen) und/oder – was noch wahrscheinlicher ist - die Neuregelungen erst\r\ngar nicht in Anspruch genommen.\r\nVorschlag\r\nDamit die Inanspruchnahme der Sonderregelungen des § 246d BauGB eine Chance und\r\nkein Risiko für die Weiterentwicklung der Biogasnutzung ist, muss das pauschale Verbot\r\nder Vergrößerung von Grundfläche und Höhe im Zuge nicht rechtlich erforderlicher Änderungen ersatzlos gestrichen werden.\r\n„(5) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist auch nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist\r\nnach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig.\r\n , wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\n3. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB\r\n3.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig gestalten\r\n3.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren (Änderung von § 246d Abs. 4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz)\r\nWärmeverbraucher liegen regelmäßig nicht am Standort der Biogaserzeugungsanlage, ein leitungsgebundener Transport von Wärme ist mit energetischen Verlusten und hohen Kosten verbunden. Um das\r\nBiogas effizient zur Wärmeversorgung nutzen zu können, sollen mit Biogas betriebene Blockheizkraftwerke deshalb vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder eines Nahwärmenetzes errichtet (so genannte „Satelliten-BHKW“) werden. Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW\r\ntransportiert.\r\nSolche Satelliten-BHKW konnten bis 2024 nur „mitgezogen“ privilegiert im Außenbereich errichtet werden, was bedeutete, dass sie einem selbst privilegierten Vorhaben z.B. einem Gartenbaubetrieb „die-\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nnen“ mussten. Eine solche „dienende Funktion“ erfordert aber, dass der überwiegende Teil der gesamten von der KWK-Anlage erzeugten Energie (Wärme UND Strom) im standortgebenden Betrieb genutzt\r\nwerden. Dies ist de facto an keinem Standort möglich. Darüber hinaus sollen mit solchen Biogas-betriebenen KWK-Anlagen auch Nahwärmenetze gespeist werden, die Gebiete versorgen, in denen die\r\nAufstellung einer KWK-Anlage nicht möglich ist.\r\nMit der Sonderregel in § 246d Absatz 4 Nr. 2 BauGB sollte hier Abhilfe geschaffen werden und eben\r\nsolche Satelliten-BHKW als eigenständige Vorhaben im Außenbereich privilegiert werden. Allerdings\r\nwurde diese Privilegierung mit der Bedingung verknüpft, dass das BHKW im räumlich-funktionalen\r\nZusammenhang zu einer bestehenden, privilegiert errichteten Biogasanlage stehen muss.\r\nMit dem aktuell gewählten Anknüpfungspunkt kann der eigentliche Zweck der Regelung – SatellitenBHKW im Außenbereich zu ermöglichen – jedoch nicht erreicht werden. Die grundlegende Eigenart\r\neines Satelliten-BHKW ist ja gerade, dass es NICHT im räumlich funktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage steht, sondern – daher der Name – von der Biogaserzeugungsanlage deutlich\r\nabgesetzt ist. Es bedarf daher eines anderen Anknüpfungspunktes.\r\nWeiterhin sollte auch mit Blick auf die sich noch aus dem Wärmeplanungsgesetz ergebenden Entwicklungen und Planungen die Regelung nicht an das Vorhandensein eines Wärmenetzes geknüpft werden.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen vor, als räumlichen Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW im Außenbereich\r\nden Einspeisepunkt in das Nahwärmenetz bzw. das mit Wärme zu versorgende Gebäude\r\nzu wählen. In der Folge müssten die bisher in Absatz 4 als Nummer 1 (clusternde Aufbereitungsanlagen) und Nummer 2 (KWK-Anlagen) zusammengefassten Vorhaben, jeweils in\r\neinen eigenen Absatz überführt werden; der bisherige Absatz 5 würde Absatz 6. In Anlehnung an den bisherigen Absatz 4 wäre ein neuer Absatz 5 wie folgt zu fassen:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n3.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW privilegieren (Ergänzung des neuen\r\n§ 246d Abs. 5 [s.o.])\r\nWie bereits unter 2.1.1 beschrieben erfordert eine effiziente Nutzung der bei der Verstromung von Biogas entstehenden Wärme aufgrund der Lage von Biogaserzeugung zu Wärmeverbraucher regelmäßig\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nsogenannte „Satelliten-BHKW“. Allerdings müssen auch diese Satelliten-BHKW zukünftig flexibel Strom\r\nerzeugen können. Im Gegensatz zum 24/7- Grundlastbetrieb bedingt die Flexibilisierung der Stromerzeugung, dass zwar die Menge der nutzbaren Wärme gleichbleibt, die Wärme aber nicht mehr kontinuierlich sondern schubweise in den deutlich reduzierten Betriebszeiten der BHKW erzeugt wird.\r\nUm die grundlegenden Zielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es deshalb eines weiteren Schrittes, da sich die Realisierung von Wärmespeichern bauplanungsrechtlich insbesondere im Außenbereich mit dem aktuellen rechtlichen Rahmen schwierig\r\ndarstellt. Aber: Wärmenutzung bei flexibilisierter Stromerzeugung erfordert Wärmespeicher!\r\nVorschlag\r\nUm Flexibilisierung der Stromerzeugung von Satelliten-BHKW und Wärmewende zu vereinen sollte die Speicherung von Wärme entweder grundsätzlich im § 35 Abs. 1 BauGB als\r\neigener Privilegierungstatbestand aufgenommen werden oder wie folgt in den aus dem\r\nVorschlag unter 2.1.1 resultierenden neuen § 246d Absatz 5 BauGB integriert werden:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n3.2. Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten Biogasanlagen nicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4 Nummer 1)\r\nDie Privilegierung von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln,\r\nist sowohl aus betriebs- als auch volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoll, weil so die Zusammenführung\r\nvon Rohbiogas an dem Standort ermöglicht wird, der die ökonomisch und technisch günstigste Lage\r\nzu einem geeigneten Gasnetzanschlusspunkt aufweist. Dies ermöglicht auch, die europäischen Ziele\r\nzur Produktion von Biomethan bei einer gleichzeitig reduzierten Anzahl von erforderlichen Netzanschlusspunkten deutlich kosteneffizienter und schneller zu erreichen.\r\nDie Anknüpfung an eine bestehende Biogasanlagen ist grundsätzlich ein guter Kompromiss zwischen\r\nder Notwendigkeit, geeignete Standorte für die Gaseinspeisung zu finden, und dem Ziel, den Außenbereich zu schützen.\r\nAllerdings ist die bestehende Sonderregelung hinsichtlich der Biogasanlagen, aus denen das Biogas\r\nstammen darf, unnötig restriktiv. Denn in den Zusammenschluss dürfen laut dem Gesetzestext nur\r\nBiogasanlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 aufgenommen werden, also im Außenbereich privilegierte\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nBiogasanlagen. Das heißt Biogasanlagen, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw. betrieben werden, kommen nicht als Biogaslieferant in\r\nFrage.\r\nAber: ein Standort z.B. in einem Gewerbe- oder Sondergebiet ist kein Garant für das Vorhandensein\r\neines physikalisch geeigneten und (volks-)wirtschaftlich vertretbaren Einspeisepunktes in das Gasnetz.\r\nZu den exkludierten Biogaslieferanten zählen im Übrigen auch Biogasanlagen, die zwar ursprünglich\r\nim Außenbereich als Anlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB errichtet wurden, deren Standort aber\r\nzwischenzeitlich „überplant“ wurde (z.B. durch Ausweisung eines Sondergebiets oder mittels vorhabenbezogenem Bebauungsplan). Auch kann eine Biogas-liefernden Biogaserzeugungsanlage zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt nicht mehr überplant werden – also aus dem Regelungsregime des § 35 Abs. 1\r\nNummer 6 BauGB ausscheiden - weil sonst die Zulässigkeit der Aufbereitungsanlage nicht mehr gegeben wäre.\r\nDie Sonderregelung soll darüber hinaus nicht nur dazu dienen, insbesondere kleinen Biogasanlagen\r\ndurch Bündelung die Möglichkeit zu eröffnen, den für eine Wirtschaftlichkeit der Gasaufbereitung notwendigen Mindestdurchsatz an Biogas zu erreichen, sondern auch die Zahl der erforderlichen Gasnetzzugänge möglichst niedrig zu halten und damit Kosten zu sparen.\r\nDer Ausschluss von nicht im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen steht diesem Ziel entgegen.\r\nVorschlag\r\nUm die Beschränkung der Sonderregelung auf den Zusammenschluss von im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen aufzuheben, damit auch nicht selbst im Außenbereich\r\nprivilegierte Biogasanlagen in solche Zusammenschlüsse aufgenommen werden können,\r\nwird vorgeschlagen, § 246d Abs. 4 wie folgt zu ändern:\r\n„(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember\r\n2028 ein Vorhaben zulässig, das\r\n[…] der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient,\r\n[…] wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1.\r\nJanuar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn\r\ndas verwendete Biogas aus dieser Anlage oder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n3.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen (Änderung von § 246d\r\nAbs. 3)\r\nMit der Sonderregelung sollen Substrate aus Betrieben erschlossen werden, die selbst nicht (oder\r\nnicht mehr) privilegiert im Außenbereich sind. Dazu zählen insbesondere Gewerbebetriebe außerhalb\r\ndes landwirtschaftlichen Kontextes wie Brauereien, Bäckereien, Gemüseverarbeitung (TK oder Konserve), Getränkehersteller, Pensionspferdehaltung etc. aber auch gewerbliche Tierhaltungsanlagen.\r\nDie Erschließung dieser Biomassen ist eine No-Regret-Maßnahme.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nVor dem Hintergrund des Bestrebens einer zukunftsorientierten dauerhaft nachhaltigen Biogasproduktion, die vorhandenen Potenziale an für die Biogaserzeugung geeigneter Biomasse soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich zu erschließen, ist es geboten diesbezügliche bauplanungsrechtliche\r\nHürden dauerhaft abzubauen. Dies gilt für die Erschließung von Biomassepotenzialen aus Betrieben\r\ndie in Gebieten nach § 34 oder § 30 Absatz 1 BauGB gelegen sind ebenso wie für die Erschließung des\r\nGüllepotenzials aus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, die auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 BauGB zugelassen worden sind.\r\nWeiterhin sollte auf die bisher in § 246d Absatz 3 formulierten Bedingungen, dass\r\na) es sich bei den Herkunftsbetrieben um „bestehende“ Betriebe handeln muss und\r\nb) die Herkunftsbetriebe ihrerseits „zulässigerweise errichtet“ worden sein müssen, verzichtet werden.\r\nZu a): Die Beschränkung auf am 1.1.2024 bestehende potenzielle Herkunftsbetriebe für Biomasse, greift\r\nzu kurz. Ein Ausschluss von nach diesem Datum genehmigten oder errichteten Betrieben ist vor dem\r\nHintergrund einer konsequenten Kreislaufwirtschaft, nicht sachgerecht - z.B. im Zuge der Neu-Ansiedlung von Lebensmittel verarbeitenden oder erzeugenden Betrieben in Gewerbegebieten, bei deren\r\nProduktionsprozessen für die Biogaserzeugung nutzbare Biomasse anfällt.\r\nZu b): Auf die Bedingung, dass die potenziellen Herkunftsbetriebe „zulässigerweise errichtet“ worden\r\nsein müssen, sollte verzichtet werden, weil die Prüfung dieser Bedingungen zum einen für den Biogasanlagenbetreiber nicht leistbar ist, was aber für die Substratakquise im Rahmen der Planung oder der\r\nBewertung von Anfragen potenzieller Substratlieferanten erforderlich wäre. Zum anderen der mit einer\r\nsolchen Prüfung verbundene Aufwand auch für die zuständigen Behörden unverhältnismäßig ist –\r\ninsbesondere dann, wenn der jeweilige Substratlieferant im Zuständigkeitsbereich anderer als der für\r\ndie Biogasanlage zuständigen Behörde liegt.\r\nVorschlag\r\nUm die Regelung zu entfristeten und zu vereinfachen sollte § 246d Abs. 3 wie\r\nfolgt geändert werden:\r\n„(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe, dass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden, weniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse handelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.“\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nB. Zur Änderung der Baunutzungsverordnung (Artikel 2)\r\n1. Zu Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in\r\nGewerbe- und Industriegebieten\r\nGrundsätzlich begrüßen wir die Bestrebungen die Zulassung von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff zu erleichtern. Allerdings sollte zusätzlich neben der Erzeugung von Strom und\r\nWärme auch deren Speicherung in den Katalog der in den jeweiligen Gebieten zulässigen Vorhaben\r\naufgenommen werden.\r\n2. Zu Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben\r\nDa die Formulierung des letzten Satzes in § 12 BauNVO bereits die Nutzung erneuerbarer Energien\r\numfasst, wird die vorgesehene Ergänzung im Grunde als überflüssig erachtet. Eine Ergänzung wird –\r\nsofern überhaupt, da § 12 Absatz 2 BauNVO ja keine abschließende Aufzählung enthält – im Hinblick\r\nauf die Erzeugung und Speicherung erneuerbarer Energien für sinnvoll erachtet.\r\nVorschlag\r\n„§ 12 (5), letzter Satz: Gebiete für Anlagen, die der Erforschung, Entwicklung,\r\nErzeugung, Speicherung oder Nutzung erneuerbarer Energien, wie Windenergie und solare Strahlungsenergie, dienen, einschließlich der unmittelbaren Nutzung der erneuerbaren Energien durch Anlagen zur Herstellung\r\nund Speicherung von Wasserstoff.“\r\n3. Zu Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche\r\nDie Aufnahme von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff in § 19 Absatz 5 wird begrüßt. Allerdings sollte auch hier in den Katalog die Speicherung von Strom und Wärme mit aufgenommen werden.\r\n4. Zu Nummer 19a: Versiegelungsfaktor\r\nEs wird als ausgesprochen unglücklich erachtet, dass hier eigene Regelungen zur Bestimmung des\r\nVersiegelungsgrades geschaffen werden, die darüber hinaus auch noch von anderen Regelungen, bei\r\ndenen der Versiegelungsgrad zu bestimmen ist, abweichen. Es wird daher eine Synchronisierung mit\r\nden einschlägigen Regelwerken der Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall\r\nangeregt.\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nC. Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf\r\n1. Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben (Änderung\r\nvon § 2 Abs. 7 Nr. 2 Buchstabe f 44. BImSchV)\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nIn der 44. BImSchV werden allerdings Holzabfälle durch die Brennstoffdefinition ausgeschlossen.\r\nDadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus der für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, was aus Bau- und Abbruchabfällen stammt und weder\r\nmit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen Verbindungen behandelt worden\r\nsind. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Der BEE fordert deshalb\r\ndie Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren Energien unnötig\r\nbehindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der 44. BImSchV wurde\r\ndie Brennstoffdefinition aus der Industrial Emission Directive (2010/75/EU), einer EU-Verordnung,\r\nübernommen.\r\nVorschlag:\r\n„Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung\r\nmit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder Schwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen.“\r\nWeitere Informationen enthält die Stellungnahme zur 44. BImSchV des Hauptstadtbüro Bioenergie.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nAnlage 1:\r\nZusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d\r\nBauGB\r\n§ 246d BauGB Sonderregelungen für Biogasanlagen\r\n(1) Vor dem 1. September 2022 errichtete Anlagen zur Erzeugung von Biogas im Sinne des § 35 Absatz\r\n1 Nummer 6 sind bis zum Ablauf des 31. Dezember 2024 abweichend von § 35 Absatz 1 Nummer 6\r\nBuchstabe a, b und d auch dann bauplanungsrechtlich zulässig, wenn die Biogasproduktion erhöht\r\nwird und die Biomasse überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus weniger\r\nals 50 Kilometer entfernten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 1, 2 oder 4 stammt, soweit Letzterer\r\nTierhaltung betreibt. Zu den in Satz 1 genannten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 4 zählen auch\r\nsolche, die dem Anwendungsbereich des § 245a Absatz 5 Satz 1 oder 2 unterfallen.\r\n(2) Von § 35 Absatz 1 Nummer 6 werden bis zum 31. Dezember 2028 auch Vorhaben erfasst, die der\r\nenergetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines am 1. Januar 2024 bestehenden Tierhaltung\r\nbetreibenden gewerblichen Betriebes dienen, der auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 zugelassen worden ist.\r\n(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe,\r\ndass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden,\r\nweniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse\r\nhandelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.3. der StN]\r\n(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein\r\nVorhaben zulässig, das\r\n1. der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient, oder\r\n2. als Blockheizkraftwerk der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz\r\noder zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden in räumlicher Nähe zum Vorhaben dient,\r\nwenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere\r\nGrundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus dieser Anlage\r\noder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.2 und 2.1.1der StN]\r\n(5) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von\r\nWärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren nahegelegenen Biogasanlagen stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.1.1 und 2.1.2 der StN]\r\n(65) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer Genehmigung,\r\nsondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen\r\nist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis 4 zugelassen worden ist, ist auch nach\r\nAblauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben\r\nAbsatz zulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit vergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.\r\n[siehe Abschnitt A 1. und 1.1 der StN]\r\n\r\nSeite 17\r\nStellungnahme zum Kabinettsentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 10.09.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-12\r\nEmail: gepa.porsche@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014669","regulatoryProjectTitle":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4a/42/591494/Stellungnahme-Gutachten-SG2504080015.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf eines Gesetzes\r\nzur Stärkung der\r\nintegrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB\r\nNovelle\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ..................................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ........................................................................................................................................................ 5\r\nA. Änderung Baugesetzbuch (Artikel 1).....................................................................................................6\r\n1. Zu Artikel 1 Nummer 62 - § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB.................................................................6\r\n1.1 Einschränkungen bei Änderungen abschaffen (Änderung von § 246d Abs. 5 Satz 2\r\nBauGB).........................................................................................................................................................................6\r\n2. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB: .........................................................8\r\n2.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig gestalten...................8\r\n2.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren (Änderung von § 246d Abs.\r\n4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz).........................................................................................8\r\n2.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW privilegieren..........10\r\n2.2 Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten Biogasanlagen\r\nnicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4 Nummer 1)....................................................11\r\n2.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen (Änderung von § 246d Abs. 3)\r\n12\r\nB. Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO)................................................ 13\r\n1.1 Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in Gewerbe- und\r\nIndustriegebieten................................................................................................................................................ 13\r\n1.2 Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben 13\r\n1.3 Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche....................................................14\r\n1.4 Nummer 19a: Versiegelungsfaktor .....................................................................................................14\r\nC Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf .............................................................. 15\r\n1. Anpassungsforderung der § 2 7) 2. f) 44. BImSchV: Altholzpotenziale für thermische\r\nNutzung freigeben.............................................................................................................................................. 15\r\nAnlage 1: Zusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB.............16\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDie mit dem Wärmeplanungsgesetz eingeführten Sonderregelungen für Biogas im Baugesetzbuch (§\r\n246d BauGB) sollen den Einsatz von Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen zu\r\neiner gemeinsamen Gasaufbereitung sowie von der Biogaserzeugung abgesetzte Stromerzeugung mit\r\nWärmeauskopplung (sog. Satelliten-BHKW) im Außenbereich erleichtern. Jedoch sind die Regelungen\r\nin ihrer aktuellen Fassung an entscheidenden Stellen nicht geeignet, die Regelungsintention umzusetzen. Mit der vorliegenden BauGB-Novelle sollten diese Regelungen daher unbedingt überarbeitet werden.\r\nErstens: Es müssen Korrekturen in der Ausgestaltung der Sonderregeln vorgenommen werden, damit\r\ndie Regelungen überhaupt das Gewollte erreichen bzw. in Anspruch genommen werden.\r\n• Streichung des pauschalen Änderungsverbots: Die Sonderregelungen sind sämtlich befristet;\r\nBiogasanlagen, die die Regelungen vor Ablauf der Fristen in Anspruch genommen haben, dürfen nach Ablauf der Fristen ihre Höhe und Grundfläche nur noch erweitern, insofern dies zur\r\nErfüllung gesetzlicher Anforderungen notwendig ist.\r\nDamit wird diesen Anlagen aber jeglicher Spielraum genommen, um auf sich ändernde energiepolitische Zielsetzungen, Märkte oder technologische Innovationen zu reagieren können. In\r\ndieser Pauschalität führt das Änderungsverbot deshalb dazu, dass die Sonderregeln nicht in\r\nAnspruch genommen werden – es muss zwingend gestrichen werden!\r\n• Änderung des Anknüpfungspunktes für Satelliten-BHKW im Außenbereich: Die Sonderregelung\r\nfür Satelliten-BHKW gilt aktuell nur für BHKW, die im „räumlich funktionalen Zusammenhang“ zur Biogaserzeugungsanlage errichtet werden. Mit diesem Anknüpfungspunkt kann der\r\nZweck der Regelung jedoch nicht erreicht werden. Ein Satelliten-BHKW steht nie im räumlich\r\nfunktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage, sondern ist stets – daher der Name\r\n– von der Biogaserzeugungsanlage abgesetzt.\r\nZweitens: Neben diesen zwingend notwendigen Korrekturen, sollten weitere Änderungen im BauGB\r\nvorgenommen werden, um das volle energie- und klimapolitische Potenzial der Sonderregelungen\r\nauszuschöpfen:\r\n• Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW: Die Regelung in § 246d Nr. 2 BauGB\r\nsoll Satelliten-BHKW im Außenbereich ermöglichen; de facto werden aber die energiewirtschaftlich besonders sinnvollen flexiblen BHKW von der Regelung ausgeschlossen. Bei flexiblen BHKW werden mit Wärmespeichern Stromerzeugung und Wärmebereitstellung zeitlich entkoppelt. Die Errichtung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW im Außenbereich ist jedoch\r\nweder durch die Sonderregelung noch durch eine andere Regel im BauGB abgedeckt.\r\n• Bei Biomethan-Zusammenschlüssen auch Biogas aus Biogasanlagen zulassen, die nicht privilegiert im Außenbereich errichtet wurden: Der Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen hat\r\nim Wesentlichen zwei Vorteile: die spezifischen Produktionskosten des Biomethans sinken mit\r\nder Anzahl der angeschlossenen Anlagen. Die Zahl der für einen Netzanschluss erforderlichen\r\nEinspeisepunkte reduziert sich erheblich. Und durch die Möglichkeit den Standort nahe dem\r\nvolkswirtschaftlich und physikalisch günstigsten Anschlusspunkt zu wählen, reduzieren sich\r\nauch die Kosten. Die Sonderregelung erlaubt aktuell aber nur den Anschluss von Biogasanlagen, die selbst privilegiert im Außenbereich errichtet wurden, und schließt Anlagen die z.B.\r\nzwar privilegiert errichtet, aber später „überplant“ wurden aus (z.B. Anlagen in Sondergebieten).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nDieser Ausschluss senkt den Spielraum für größere und damit effizientere und günstigere Zusammenschlüsse.\r\n• Entfristung der Regelung zur Herkunft der Biomasse: Sollen die vorhandenen Potenziale von\r\nfür die Biogaserzeugung geeigneten Reststoffen soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich erschlossen werden, müssen diesbezügliche bauplanungs-rechtliche Hürden dauerhaft\r\nabgebaut werden. Die Befristung der Sonderregelung in § 246d Absatz 3 BauGB, die endlich\r\nauch die Einbeziehung von nahegelegenen Gewerbebetrieben z.B. Getränke oder Lebensmittel\r\nund erzeugende bzw. verarbeitende Betriebe, aber auch die Erschließung des Güllepotenzials\r\naus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, rechtssicher ermöglicht, muss daher entfristet\r\nwerden.\r\n\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nVorbemerkung\r\nWir bedanken uns für die Gelegenheit zu dem vorliegenden Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der\r\nintegrierten Stadtentwicklung/BauGB Novelle Stellung nehmen zu können.\r\nEs ist zu begrüßen, dass die lange angekündigte „große BauGB-Novelle“ nun doch noch ins Werk gesetzt werden soll.\r\nAllerdings sind in den letzten Monaten auch noch andere Gesetzentwürfe vorgelegt worden (z.B. Entwurf eines Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung\r\nweiterer energierechtlicher Vorschriften oder der Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie\r\n(EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort) die ebenfalls Änderungen am BauGB oder anderen mit dem vorliegenden\r\nEntwurf zu ändernden Gesetzen vorsehen. Da diese Gesetzgebungsvorhaben parallel zu diesem laufen,\r\nwäre – auch der Nachvollziehbarkeit wegen – ggf. sinnvoller gewesen, alles in einer umfassenden\r\nBauGB Novelle zusammenzufassen.\r\nDarüber hinaus ist zu bedauern, dass das Thema Energie-Speicher hier gänzlich ausgespart wurde.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nA. Änderung Baugesetzbuch (Artikel 1)\r\n1. Zu Artikel 1 Nummer 62 - § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB\r\nLaut Begründung zum vorliegenden Entwurf soll in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB, die Bezugnahme\r\nauf\r\n§ 246d Absatz 1 BauGB gestrichen und damit ein redaktionelles Versehen korrigiert werden.\r\nWarum es ein korrekturbedürftiges Versehen gewesen sein soll, nach § 246d Absatz 1 BauGB zugelassenen Vorhaben, zuzugestehen, gesetzlich erforderliche Änderungen vornehmen zu dürfen, erschließt sich nicht.\r\nDas einzige erkennbare Versehen in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB ist, dass nicht berücksichtigt\r\nwurde, dass die Frist in § 246d Absatz 1 BauGB von denen in den Absätzen 2 bis 4 abweicht.\r\nDies sollte in der Tat korrigiert werden.\r\nVorschlag\r\nUm die Tatsache, dass in den Absätzen 1 bis 4 unterschiedliche Fristen formuliert werden,\r\nzu berücksichtigen, schlagen wir folgende Änderung in § 246d Absatz 5 Satz 2 vor:\r\n„(5) 1Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 jeweils genannten\r\nFrist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit vergrößert wird, als\r\ndies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\nAllerdings birgt § 246d Absatz 5 Satz 2 an anderer Stelle ein anderes massives Problem:\r\n1.1 Einschränkungen bei Änderungen abschaffen\r\n(Änderung von § 246d Abs. 5 Satz 2 BauGB)\r\nDie mit § 246d Absatz 5 Satz 2 geschaffene Möglichkeit an nach § 246d Absatz 1 bis 4 BauGB zugelassenen Vorhaben Änderungen vornehmen zu können, ist vor dem Hintergrund sich ändernder energiewirtschaftlicher, ökonomischer und rechtlicher Rahmenbedingungen elementar.\r\nAber: Die Gestaltung dieser Möglichkeit in § 246d (5) Satz 2 BauGB bedarf aus mehreren Gründen der\r\nÄnderung:\r\n1. Der aktuelle § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB wirkt faktisch wie eine Veränderungssperre.\r\n„Zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“ bedeutet, dass die Maßnahme\r\nsich aus rechtlichen Bestimmungen ableiten muss.\r\nBetriebliche Weiterentwicklungsmöglichkeiten, Spielraum für Innovationen und die Reaktionsmöglichkeiten auf sich ändernde Märkte oder auch (energie-)politische Zielsetzungen werden für nach §\r\n246d Abs. 1 bis 4 BauGB zugelassene Vorhaben, quasi abgeschnitten.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n2. Wann ist eine Änderung „zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage notwendig“?\r\nRechtlich notwendig ist eine Änderung fraglos dann, wenn z.B. eine Änderung der Düngeverordnung\r\noder der landesrechtlichen Regelung zu den sog. „roten Gebieten“ den Zubau von Lagerkapazität erfordert.\r\nProblematisch wird es aber in den Fällen, in denen sich die Anforderung nicht unmittelbar, sondern\r\nnur mittelbar - als Voraussetzung für eine Markteilnahme oder einen Vergütungsanspruch von\r\nStrom, Biogas oder Biomethan – aus rechtlichen Regelungen ergeben. Besonders einschränkend\r\nwirkt die Regelung in § 246d Absatz 5 Satz 2 BauGB dabei in den Fällen, in denen das „nach den Absätzen 1 bis 4 zugelassene Vorhaben“ die gesamte Biogasanlage umfasst. Ein Beispiel: wenn am Ende\r\nder ersten Vergütungsperiode vom Betreiber die Entscheidung getroffen wird, sich um eine Anschlussvergütung im Rahmen der Ausschreibung zu bewerben. Nach EEG 2023 setzt dies eine sog.\r\nmindestens doppelte Überbauung der installierten elektrischen Leistung voraus. Das oder die dafür\r\nnach notwendigen BHKW passen jedoch nicht in den Container des oder der bereits vorhandenen\r\nBHKW – d.h. zur Erfüllung der Voraussetzungen für eine Teilnahme an der Ausschreibung, bedarf es\r\neiner Änderung durch die die Grundfläche der Anlage, ggf. auch die (Kamin-)Höhe der Anlage vergrößert werden muss.\r\nAllerdings ist der Biogasanlagenbetreiber nicht rechtlich dazu verpflichtet, eine Anschlussvergütung\r\nin Anspruch zu nehmen. Die Grundfläche und/oder Höhe der Anlage vergrößernde Änderung, ergibt\r\nsich damit zwar unbestritten aus einer rechtlichen Anforderung aber eben nicht unmittelbar.\r\nGleiches gilt z.B. für die Erfüllung von Nachhaltigkeitskriterien: Wird es zur Einhaltung von Nachhaltigkeitskriterien z.B. notwendig, dass die Substratzusammensetzung geändert wird (was vielleicht die\r\nÜberdachung eines bisher im Freien gelegenen Abfüllplatzes, die Errichtung einer Hygienisierung\r\noder weil ein höherer Anteil von Substraten mit geringerer Energiedichte eingesetzt werden sollen,\r\nden Zubau von Lagerkapazität erforderlich macht), wären die damit verbundenen Änderungen an\r\nGrundfläche oder Höhe der Anlage, keine Änderungen, die sich unmittelbar aus einer rechtlichen Anforderung ergeben. Denn: der Betrieb der Anlage ist rechtlich grundsätzlich auch ohne die Einhaltung\r\nvon Nachhaltigkeitskriterien möglich, deren Nichteinhaltung macht aber die Vermarktung der Energieprodukte (Strom, Wärme, Gas) unmöglich.\r\nAufstellung eines Aktivkohlefilters zur Verlängerung der Standzeit von Motoren und Katalysatoren,\r\nÄnderungen im Substratspektrum, Austausch von gasdichten Abdeckungen des einen durch das System eines anderen Herstellers, die emissionsmindernde Abdeckung eines Gärrestbehälters, der Bau\r\neiner Separierung, einer Trocknung oder einer Pelletierung für Gärreste oder die Etablierung einer\r\numfassenderen Gärrestaufbereitung, Bau zusätzlicher Lagerplätze für Substrate, Wechsel zu einer effizienteren Aufbereitungstechnologie, das Vorschalten einer innovativen Aufschlusstechnologie für\r\ndie einzusetzenden Substrate – die Umsetzbarkeit von allem, was nicht rechtlich erforderlich ist, ist\r\nin Frage gestellt.\r\n3. Wann liegt eine Änderung von Grundfläche und Höhe vor?\r\nErste Rückmeldungen aus der Praxis zeigen, dass es offensichtlich eine erhebliche Streubreite der\r\nInterpretationsmöglichkeiten gibt, wie die im Zuge einer Änderung nicht zu vergrößernde „Grundfläche und Höhe der Anlage“ zu bestimmen ist.\r\nAuch wurde von Seiten der Behörden bereits vereinzelt die These vertreten, dass im Falle der Vorhaben nach § 246d Absatz 4 BauGB die „Veränderungssperre“ auch auf die Biogasanlage auszudehnen\r\nist, in deren räumlich funktionalem Zusammenhang das Vorhaben errichtet wird.\r\nZusammenfassend muss festgestellt werden:\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nErstens: Der eigentliche Privilegierungstatbestand für die Errichtung von Biogasanlagen im Außenbereich in § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB kennt ein solch pauschales Verbot der Ausweitung von Grundfläche\r\nund Höhe nicht. Biogasanlagen, die einen der Privilegierungstatbestände des § 246d BauGB insbesondere die der Absatz 2 und 3 - in Anspruch nehmen wollen, müssten dafür einen harten Einschnitt\r\nin die Möglichkeit ihrer technischen und wirtschaftlichen Weiterentwicklung akzeptieren.\r\nZweitens: Durch das Verbot einer Ausweitung von Grundfläche und Höhe der Anlage (die nicht zur\r\nErfüllung rechtlicher Anforderungen notwendig sind), werden viele Änderungen des Anlagenkonzepts\r\nverhindert, die notwendig sind, damit Biogasanlagen ihre spezifischen energie- und klimapolitischen\r\nStärken ausspielen können.\r\nUnter diesen Bedingungen werden Investitionen in zukunftsfähige bzw. zukunftsweisende Anlagenkonzepte unterbleiben (müssen) und/oder – was noch wahrscheinlicher ist - die Neuregelungen erst\r\ngar nicht in Anspruch genommen.\r\nVorschlag\r\nDamit die Inanspruchnahme der Sonderregelungen des § 246d BauGB eine Chance und\r\nkein Risiko für die Weiterentwicklung der Biogasnutzung ist, muss das pauschale Verbot\r\nder Vergrößerung von Grundfläche und Höhe im Zuge nicht rechtlich erforderlicher Änderungen ersatzlos gestrichen werden.\r\n„(5) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer\r\nGenehmigung, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde\r\nein Antrag eingegangen ist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis\r\n4 zugelassen worden ist, ist auch nach Ablauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist\r\nnach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz zulässig.\r\n , wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.“\r\n2. Dringender weiterer Änderungsbedarf in § 246d BauGB:\r\n2.1 Regelungen zu Satelliten-BHKW korrigieren und zukunftsfähig\r\ngestalten\r\n2.1.1 Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW korrigieren\r\n(Änderung von § 246d Abs. 4 Nr. 2 und Überführung in eigenen Absatz)\r\nWärmeverbraucher liegen regelmäßig nicht am Standort der Biogaserzeugungsanlage, ein leitungsgebundener Transport von Wärme ist mit energetischen Verlusten und hohen Kosten verbunden. Um das\r\nBiogas effizient zur Wärmeversorgung nutzen zu können, sollen mit Biogas betriebene Blockheizkraft-\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nwerke deshalb vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder eines Nahwärmenetzes errichtet (so genannte „Satelliten-BHKW“) werden. Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW\r\ntransportiert.\r\nSolche Satelliten-BHKW konnten bis 2024 nur „mitgezogen“ privilegiert im Außenbereich errichtet werden, was bedeutete, dass sie einem selbst privilegierten Vorhaben z.B. einem Gartenbaubetrieb „dienen“ mussten. Eine solche „dienende Funktion“ erfordert aber, dass der überwiegende Teil der gesamten von der KWK-Anlage erzeugten Energie (Wärme UND Strom) im standortgebenden Betrieb genutzt\r\nwerden. Dies ist de facto an keinem Standort möglich. Darüber hinaus sollen mit solchen Biogas-betriebenen KWK-Anlagen auch Nahwärmenetze gespeist werden, die Gebiete versorgen, in denen die\r\nAufstellung einer KWK-Anlage nicht möglich ist.\r\nMit der Sonderregel in § 246d Absatz 4 Nr. 2 BauGB sollte hier Abhilfe geschaffen werden und eben\r\nsolche Satelliten-BHKW als eigenständige Vorhaben im Außenbereich privilegiert werden. Allerdings\r\nwurde diese Privilegierung mit der Bedingung verknüpft, dass das BHKW im räumlich-funktionalen\r\nZusammenhang zu einer bestehenden, privilegiert errichteten Biogasanlage stehen muss.\r\nMit dem aktuell gewählten Anknüpfungspunkt kann der eigentliche Zweck der Regelung – SatellitenBHKW im Außenbereich zu ermöglichen – jedoch nicht erreicht werden. Die grundlegende Eigenart\r\neines Satelliten-BHKW ist ja gerade, dass es NICHT im räumlich funktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage steht, sondern – daher der Name – von der Biogaserzeugungsanlage deutlich\r\nabgesetzt ist. Es bedarf daher eines anderen Anknüpfungspunktes.\r\nWeiterhin sollte auch mit Blick auf die sich noch aus dem Wärmeplanungsgesetz ergebenden Entwicklungen und Planungen die Regelung nicht an das Vorhandensein eines Wärmenetzes geknüpft werden.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen vor, als räumlichen Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW im Außenbereich\r\nden Einspeisepunkt in das Nahwärmenetz bzw. das mit Wärme zu versorgende Gebäude\r\nzu wählen. In der Folge müssten die bisher in Absatz 4 als Nummer 1 (clusternde Aufbereitungsanlagen) und Nummer 2 (KWK-Anlagen) zusammengefassten Vorhaben, jeweils in\r\neinen eigenen Absatz überführt werden; der bisherige Absatz 5 würde Absatz 6. In Anlehnung an den bisherigen Absatz 4 wäre ein neuer Absatz 5 wie folgt zu fassen:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n2.1.2 Wärmespeicherung im Zusammenhang mit Satelliten-BHKW\r\nprivilegieren\r\nWie bereits unter 2.1.1 beschrieben erfordert eine effiziente Nutzung der bei der Verstromung von Biogas entstehenden Wärme aufgrund der Lage von Biogaserzeugung zu Wärmeverbraucher regelmäßig\r\nsogenannte „Satelliten-BHKW“. Allerdings müssen auch diese Satelliten-BHKW zukünftig flexibel Strom\r\nerzeugen können. Im Gegensatz zum 24/7- Grundlastbetrieb bedingt die Flexibilisierung der Stromerzeugung, dass zwar die Menge der nutzbaren Wärme gleich bleibt, die Wärme aber nicht mehr kontinuierlich sondern schubweise in den deutlich reduzierten Betriebszeiten der BHKW erzeugt wird.\r\nUm die grundlegenden Zielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es deshalb eines weiteren Schrittes, da sich die Realisierung von Wärmespeichern bauplanungsrechtlich insbesondere im Außenbereich mit dem aktuellen rechtlichen Rahmen schwierig\r\ndarstellt. Aber: Wärmenutzung bei flexibilisierter Stromerzeugung erfordert Wärmespeicher!\r\nVorschlag\r\nUm Flexibilisierung der Stromerzeugung von Satelliten-BHKW und Wärmewende zu vereinen sollte die Speicherung von Wärme entweder grundsätzlich im § 35 Abs. 1 BauGB als\r\neigener Privilegierungstatbestand aufgenommen werden oder wie folgt in den aus dem\r\nVorschlag unter 2.1.1 resultierenden neuen § 246d Absatz 5 BauGB integriert werden:\r\n„(5) NEU Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das\r\nöffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach §\r\n35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren\r\ndieser oder aus nahegelegenen Biogasanlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n2.2 Clusternde Aufbereitungsanlagen Biogas aus nicht-privilegierten Biogasanlagen nicht ausschließen (Änderung von § 246d Abs. 4\r\nNummer 1)\r\nDie Privilegierung von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln,\r\nist sowohl aus betriebs- als auch volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoll, weil so die Zusammenführung\r\nvon Rohbiogas an dem Standort ermöglicht wird, der die ökonomisch und technisch günstigste Lage\r\nzu einem geeigneten Gasnetzanschlusspunkt aufweist. Dies ermöglicht auch, die europäischen Ziele\r\nzur Produktion von Biomethan bei einer gleichzeitig reduzierten Anzahl von erforderlichen Netzanschlusspunkten deutlich kosteneffizienter und schneller zu erreichen.\r\nDie Anknüpfung an eine bestehende Biogasanlagen ist grundsätzlich ein guter Kompromiss zwischen\r\nder Notwendigkeit, geeignete Standorte für die Gaseinspeisung zu finden, und dem Ziel, den Außenbereich zu schützen.\r\nAllerdings ist die bestehende Sonderregelung hinsichtlich der Biogasanlagen, aus denen das Biogas\r\nstammen darf, unnötig restriktiv. Denn in den Zusammenschluss dürfen laut dem Gesetzestext nur\r\nBiogasanlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 aufgenommen werden, also im Außenbereich privilegierte\r\nBiogasanlagen. Das heißt Biogasanlagen, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw. betrieben werden, kommen nicht als Biogaslieferant in\r\nFrage.\r\nAber: ein Standort z.B. in einem Gewerbe- oder Sondergebiet ist kein Garant für das Vorhandensein\r\neines physikalisch geeigneten und (volks-)wirtschaftlich vertretbaren Einspeisepunktes in das Gasnetz.\r\nZu den exkludierten Biogaslieferanten zählen im Übrigen auch Biogasanlagen, die zwar ursprünglich\r\nim Außenbereich als Anlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB errichtet wurden, deren Standort aber\r\nzwischenzeitlich „überplant“ wurde (z.B. durch Ausweisung eines Sondergebiets oder mittels vorhabenbezogenem Bebauungsplan). Auch kann eine Biogas-liefernden Biogaserzeugungsanlage zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt nicht mehr überplant werden – also aus dem Regelungsregime des § 35 Abs. 1\r\nNummer 6 BauGB ausscheiden - weil sonst die Zulässigkeit der Aufbereitungsanlage nicht mehr gegeben wäre.\r\nDie Sonderregelung soll darüber hinaus nicht nur dazu dienen, insbesondere kleinen Biogasanlagen\r\ndurch Bündelung die Möglichkeit zu eröffnen, den für eine Wirtschaftlichkeit der Gasaufbereitung notwendigen Mindestdurchsatz an Biogas zu erreichen, sondern auch die Zahl der erforderlichen Gasnetzzugänge möglichst niedrig zu halten und damit Kosten zu sparen.\r\nDer Ausschluss von nicht im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen steht diesem Ziel entgegen.\r\nVorschlag\r\nUm die Beschränkung der Sonderregelung auf den Zusammenschluss von im Außenbereich privilegierten Biogasanlagen aufzuheben, damit auch nicht selbst im Außenbereich\r\nprivilegierte Biogasanlagen in solche Zusammenschlüsse aufgenommen werden können,\r\nwird vorgeschlagen, § 246d Abs. 4 wie folgt zu ändern:\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n„(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember\r\n2028 ein Vorhaben zulässig, das\r\n[…] der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient,\r\n[…] wenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1.\r\nJanuar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage\r\nsteht und keine größere Grundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das\r\nverwendete Biogas aus dieser Anlage oder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen\r\nnach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.“\r\n2.3. Regelungen zur Herkunft der Biomasse entfristen\r\n(Änderung von § 246d Abs. 3)\r\nMit der Sonderregelung sollen Substrate aus Betrieben erschlossen werden, die selbst nicht (oder\r\nnicht mehr) privilegiert im Außenbereich sind. Dazu zählen insbesondere Gewerbebetriebe außerhalb\r\ndes landwirtschaftlichen Kontextes wie Brauereien, Bäckereien, Gemüseverarbeitung (TK oder Konserve), Getränkehersteller, Pensionspferdehaltung etc. aber auch gewerbliche Tierhaltungsanlagen.\r\nDie Erschließung dieser Biomassen ist eine No-Regret-Maßnahme.\r\nVor dem Hintergrund des Bestrebens einer zukunftsorientierten dauerhaft nachhaltigen Biogasproduktion, die vorhandenen Potenziale an für die Biogaserzeugung geeigneter Biomasse soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich zu erschließen, ist es geboten diesbezügliche bauplanungsrechtliche\r\nHürden dauerhaft abzubauen. Dies gilt für die Erschließung von Biomassepotenzialen aus Betrieben\r\ndie in Gebieten nach § 34 oder § 30 Absatz 1 BauGB gelegen sind ebenso wie für die Erschließung des\r\nGüllepotenzials aus bestehenden gewerblichen Tierhaltungen, die auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 BauGB zugelassen worden sind.\r\nWeiterhin sollte auf die bisher in § 246d Absatz 3 formulierten Bedingungen, dass\r\na) es sich bei den Herkunftsbetrieben um „bestehende“ Betriebe handeln muss und\r\nb) die Herkunftsbetriebe ihrerseits „zulässigerweise errichtet“ worden sein müssen, verzichtet werden.\r\nZu a): Die Beschränkung auf am 1.1.2024 bestehende potenzielle Herkunftsbetriebe für Biomasse, greift\r\nzu kurz. Ein Ausschluss von nach diesem Datum genehmigten oder errichteten Betrieben ist vor dem\r\nHintergrund einer konsequenten Kreislaufwirtschaft, nicht sachgerecht - z.B. im Zuge der Neu-Ansiedlung von Lebensmittel verarbeitenden oder erzeugenden Betrieben in Gewerbegebieten, bei deren\r\nProduktionsprozessen für die Biogaserzeugung nutzbare Biomasse anfällt.\r\nZu b): Auf die Bedingung, dass die potenziellen Herkunftsbetriebe „zulässigerweise errichtet“ worden\r\nsein müssen, sollte verzichtet werden, weil die Prüfung dieser Bedingungen zum einen für den Biogasanlagenbetreiber nicht leistbar ist, was aber für die Substratakquise im Rahmen der Planung oder der\r\nBewertung von Anfragen potenzieller Substratlieferanten erforderlich wäre. Zum anderen der mit einer\r\nsolchen Prüfung verbundene Aufwand auch für die zuständigen Behörden unverhältnismäßig ist –\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\ninsbesondere dann, wenn der jeweilige Substratlieferant im Zuständigkeitsbereich anderer als der für\r\ndie Biogasanlage zuständigen Behörde liegt.\r\nVorschlag\r\nUm die Regelung zu entfristeten und zu vereinfachen sollte § 246d Abs. 3 wie\r\nfolgt geändert werden:\r\n„(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe, dass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden, weniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse handelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.“\r\nB. Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO)\r\n1.1 Nummer 10 und 11: Ergänzung der zulässigen Vorhaben in Gewerbe- und Industriegebieten\r\nGrundsätzlich begrüßen wir die Bestrebungen die Zulassung von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff zu erleichtern.\r\nAllerdings sollte zusätzlich neben der Erzeugung von Strom und Wärme auch deren Speicherung in\r\nden Katalog der in den jeweiligen Gebieten zulässigen Vorhaben aufgenommen werden.\r\n1.2 Nummer 12: Ergänzung der im Sondergebiet in Betracht kommenden Vorhaben\r\nDa die Formulierung des letzten Satzes in § 12 BauNVO bereits die Nutzung erneuerbarer Energien\r\numfasst, wird die vorgesehene Ergänzung im Grunde als überflüssig erachtet.\r\nEine Ergänzung wird – sofern überhaupt, da § 12 Absatz 2 BauNVO ja keine abschließende Aufzählung\r\nenthält – im Hinblick auf die Erzeugung und Speicherung erneuerbarer Energien für sinnvoll erachtet.\r\nVorschlag\r\n„§ 12 (5), letzter Satz: Gebiete für Anlagen, die der Erforschung, Entwicklung,\r\nErzeugung, Speicherung oder Nutzung erneuerbarer Energien, wie Windenergie und solare Strahlungsenergie, dienen, einschließlich der unmittelbaren Nutzung der erneuerbaren Energien durch Anlagen zur Herstellung\r\nund Speicherung von Wasserstoff.“\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\n1.3 Nummer 19: Überschreitung der zulässigen Grundfläche\r\nDie Aufnahme von Anlagen zum Herstellen und Speichern von Wasserstoff in § 19 Absatz 5 wird begrüßt.\r\nAllerdings sollte auch hier in den Katalog die Speicherung von Strom und Wärme mit aufgenommen\r\nwerden.\r\n1.4 Nummer 19a: Versiegelungsfaktor\r\nEs wird als ausgesprochen unglücklich erachtet, dass hier eigene Regelungen zur Bestimmung des\r\nVersiegelungsgrades geschaffen werden, die darüber hinaus auch noch von anderen Regelungen, bei\r\ndenen der Versiegelungsgrad zu bestimmen ist, abweichen. Es wird daher eine Synchronisierung mit\r\nden einschlägigen Regelwerken der Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall\r\nangeregt.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nC Über den Entwurf hinausgehender Änderungsbedarf\r\n1. Anpassungsforderung der § 2 7) 2. f) 44. BImSchV: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nIn der 44. BImSchV werden allerdings Holzabfälle durch die Brennstoffdefinition ausgeschlossen.\r\nDadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus der für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, was aus Bau- und Abbruchabfällen stammt und weder\r\nmit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen Verbindungen behandelt worden\r\nsind. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Der BEE fordert deshalb\r\ndie Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren Energien unnötig\r\nbehindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der 44. BImSchV wurde\r\ndie Brennstoffdefinition aus der Industrial Emission Directive (2010/75/EU), einer EU-Verordnung,\r\nübernommen.\r\nVorschlag:\r\n„Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung\r\nmit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder Schwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen.“\r\nWeitere Informationen enthält die Stellungnahme zur 44. BImSchV des Hauptstadtbüro Bioenergie.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nAnlage 1:\r\nZusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB\r\n§ 246d BauGB Sonderregelungen für Biogasanlagen\r\n(1) Vor dem 1. September 2022 errichtete Anlagen zur Erzeugung von Biogas im Sinne des § 35 Absatz 1\r\nNummer 6 sind bis zum Ablauf des 31. Dezember 2024 abweichend von § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe a, b und d auch dann bauplanungsrechtlich zulässig, wenn die Biogasproduktion erhöht wird\r\nund die Biomasse überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus weniger als\r\n50 Kilometer entfernten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 1, 2 oder 4 stammt, soweit Letzterer\r\nTierhaltung betreibt. Zu den in Satz 1 genannten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 4 zählen auch\r\nsolche, die dem Anwendungsbereich des § 245a Absatz 5 Satz 1 oder 2 unterfallen.\r\n(2) Von § 35 Absatz 1 Nummer 6 werden bis zum 31. Dezember 2028 auch Vorhaben erfasst, die der\r\nenergetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines am 1. Januar 2024 bestehenden Tierhaltung\r\nbetreibenden gewerblichen Betriebes dienen, der auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 zugelassen worden ist.\r\n(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe,\r\ndass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden,\r\nweniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse\r\nhandelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.3. der StN]\r\n(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein\r\nVorhaben zulässig, das\r\n1. der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Versorgungsnetz dient, oder\r\n2. als Blockheizkraftwerk der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz\r\noder zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden in räumlicher Nähe zum Vorhaben dient,\r\nwenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 bestehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere\r\nGrundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus dieser Anlage\r\noder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.2 und 2.1.1der StN]\r\n(5) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vorhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von\r\nWärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nSeite 17\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren nahegelegenen Biogasanlagen stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.1.1 und 2.1.2 der StN]\r\n(65) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer Genehmigung,\r\nsondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen\r\nist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis 4 zugelassen worden ist, ist auch nach\r\nAblauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz\r\nzulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.\r\n[siehe Abschnitt A 1. und 1.1 der StN]\r\n\r\nSeite 18\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-12\r\nEmail: gepa.porsche@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020845","regulatoryProjectTitle":"Nachfolgeregelung GasNZV muss Investitionsschutz &  fairen Netzzugang für Biomethan ermöglichen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b8/d1/643896/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180004.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nRegulierung des\r\nNetzanschlusses von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen\r\n(Nachfolgeregelung zu §§\r\n31-33 GasNZV)\r\nSeite 2\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nVorbemerkung .................................................................................................................................................4\r\n1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV ..........5\r\n1.1. Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren............................5\r\n1.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen........................................................5\r\n1.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten...........................6\r\n1.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf\r\nindividueller vertraglicher Basis .....................................................................................................8\r\n1.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ...............9\r\n1.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere\r\nBiomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) ...........................................................9\r\n2. Bewertung des BDEW-Diskussionspapiers zur Weiterentwicklung der\r\nGasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung....................................................................10\r\n2.1. Themengebiet Umbau der Gasinfrastruktur (Umstellung auf Wasserstoff;\r\nStilllegung)...............................................................................................................................................10\r\n2.1.1. Einfluss der Regulierung der Biomethaneinspeisung auf den Umbau der\r\nGasinfrastruktur (Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher) ........10\r\n2.1.2. Ausweisung von Vorranggebieten als Vorrausetzung für den\r\nGasnetzanschluss von Biogasanlagen................................................................................. 11\r\n2.2. Themengebiet Infrastrukturkosten...................................................................................... 12\r\n2.2.1. Grundsätzliches zu den Infrastrukturkosten des Ausbaus der\r\nBiomethaneinspeisung............................................................................................................... 12\r\n2.2.2. Ablehnung von Netzanschlussbegehren mit Verweis auf Gesamtkosten\r\nfür den Netzbetreibern............................................................................................................... 12\r\n2.2.3. Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln ..................................................................13\r\n2.2.4. Festlegung von Mindesteinspeisemengen.............................................................13\r\n2.2.5. Kostenteilungsregelung: Berücksichtigung der Kosten für\r\nRückverdichtung in höhere Druckstufen............................................................................14\r\nAnhang: Vorschläge für die Senkung der Netzanschlusskosten von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen..................................................................................................................16\r\nSeite 3\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nÜbergangsregelung: Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln in der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) im Detail geregelt wird, muss im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für bestehende Anlagen als\r\nauch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein Einspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche benötigt Bestands- und Investitionsschutz.\r\nEine Nachfolgeregelung sollte unbedingt folgende Aspekte berücksichtigen:\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen\r\nAnspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der\r\nNetzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan vor.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n• Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren. Dazu ist eine Übergangsregelung erforderlich.\r\nDer Netzanschluss in Deutschland ist im europäischen Vergleich unnötig teuer. Unabhängig von den\r\nRegelungen zum Gasnetzanschluss sollten deshalb weitere Maßnahmen zur Kostensenkung ergriffen\r\nwerden.\r\nSeite 4\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nVorbemerkung\r\nDie Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung\r\nvon „Biogas“ tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen\r\nGasen, die unter die Definition von „Biogas“ im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) fallen (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.; § 3 Nr. 10g EnWG), gelten dann folglich nur noch die allgemeinen\r\nRegeln des EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss und § 20 Abs. 1 und Abs. 1b für den\r\nGasnetzzugang.\r\nDies stellt einen gravierenden Einschnitt in die Entwicklung der Biogas- und Biomethanerzeugung in\r\nDeutschland dar. Die spezielle Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV waren ein zentraler Treiber für den bisherigen Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie Voraussetzung für zahlreiche Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Eine ersatzlose Streichung dieser Regelungen, insbesondere in Bezug auf Gasnetzanschluss und Gasnetzzugang stellen eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung\r\nin Deutschland dar. Damit widerspräche eine ersatzlose Streichung zahlreichen politischen Vorgaben,\r\ninsbesondere den Biomethan-Ausbauzielen im RePowerEU-Paket der EU-Kommission, der novellierten\r\nEU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie der novellieren EU-Gasbinnenmarktverordnung\r\n(VO EU 2024/1789).\r\nIm Folgenden legen die Bioenergieverbände dar, warum die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang\r\nund Gasnetzanschluss, die sich jetzt in der GasNZV finden, nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah\r\ndurch Nachfolgeregeln ersetzt werden müssen und wie die Nachfolgeregelungen insb. für den Gasnetzanschluss gefasst werden sollten.\r\nIn Bezug auf den Gasnetzzugang von Biogasanlagen (und anderen Anlagen zur Produktion grüner\r\nGase) hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Mai 2024 bereits mit einem Festlegungsverfahren begonnen, in dessen erstem Entwurf die BNetzA die weitgehende Fortführung der bisherigen Regelungen\r\nzum Gasnetzzugang vorsirht. Eine zweite Konsultation läuft.\r\nDie Regulierung des Gasnetzanschlusses von Biogasanlagen (insbesondere § 33 GasNZV: Kostenteilungsregelung, 96%-Mindestverfügbarkeit etc.) klammert die BNetzA jedoch bewusst aus. Hier muss\r\nalso eine Umsetzung in Form einer Verordnung oder eines Gesetzes erfolgen.\r\nSeite 5\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in §\r\n31-33 GasNZV\r\n1. Übergangsregelung: Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln im Detail\r\ngeregelt wird, muss im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein\r\nEinspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten.\r\n2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden.\r\n4. Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher Basis\r\nvon den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses\r\n(96%-Kriterium). Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen,\r\ndass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um saisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen.\r\n6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und\r\nWasserstoff).\r\n1.1. Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren\r\nDie Regulierung der Biomethaneinspeisung in der GasNZV treten zum 31.12.2025 außer Kraft. Für die\r\nGasnetzeinspeisung von Biomethan gelten dann folglich nur noch die allgemeinen Regeln des EnWG,\r\nspeziell § 17 Abs. 1 EnWG für den Gasnetzanschluss. Insbesondere ein ersatzloser Entfall der Netzanschlusspflicht, der Kostenbegrenzung für Anlagenbetreiber, der dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses sowie der vorrangigen Durchleitung würden massive Verschlechterungen darstellen.\r\nUnabhängig davon, wie die Nachfolgeregelungen im Detail ausgestaltet sind, muss deshalb im Sinne\r\ndes Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für\r\nbestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein Einspeisebegehren gestellt\r\nwurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten.\r\n1.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nBiogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung\r\nder Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet\r\nwerden, die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. – auch wegen europarechtlicher\r\nVorgaben - entsprechend anzupassen. Dabei sind ausreichend lange Abschreibungszeiträume von\r\nmindestens 15 (besser mind. 20) Jahren sicherzustellen.\r\nSeite 6\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nNach dem RePowerEU-Paket bedarf es der „Anpassung und Angleichung bestehender und dem Aufbau\r\nneuer Infrastrukturen für den Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU“ (RePowerEUPaket, S. 11). Dabei kommt dem deutschen Gasnetz als Binnenland eine besondere Bedeutung zu.\r\nFerner zielen sowohl die Gasbinnenmarktverordnung als auch die Gasbinnenmarktrichtlinie in ihrer\r\nGesamtheit darauf ab, die Erzeugung von nachhaltigem Biomethan zu fördern. Dies umfasst dann auch\r\nden Anschluss und den Zugang zum Gasnetz. Besonders deutlich wird dieses Ziel in Artikel 20 Abs. 1\r\nund Art. 36 Abs. 1 VO EU 2024/1789, wenn dort Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber verpflichtet werden, verbindliche Kapazität für den Zugang der an ihr Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) und\r\nkohlenstoffarmes Gas zu gewährleisten.\r\nFür die Umsetzung dieser EU-Vorgaben lohnt sich der Blick in die Vergangenheit. Daraus lässt sich\r\nableiten, dass der gesicherte und vorrangige Netzanschluss und sowie die gesicherte und vorrangige\r\nEinspeisung ein zentraler Grund für den Erfolg beim Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor wie auch für den zügigen Ausbau der Biomethaneinspeisung zwischen 2006 und 2014 waren. Andere\r\nLänder haben diese Grundprinzipien erfolgreich übernommen und überholen uns gerade was die Errichtung neuer Biomethananlagen und die Produktion von Biomethan betrifft.\r\nDaher sollte für die zukünftige Ausgestaltung der Gasnetzregulierung die bisherige GasNZV Vorbild\r\nsein. Dazu gehören insbesondere auch die Netzanschlusspflicht: Netzbetreiber müssen Biogasanlagen\r\nvorrangig anschließen (§ 33 Abs. 1 GasNZV).\r\n1.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten\r\nZusätzlich zum vorrangigen Netzanschluss müssen und können Betreiber von Biogasanlagen bei den\r\nNetzanschlusskosten privilegiert werden. Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom\r\nNetzbetreiber getragen werden. Denn im RePowerEU-Paket schlägt die EU-Kommission „vor, die wichtigsten Hindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan anzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für\r\nden Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\nDies wird in Art. 58 Abs. 1 RL EU 2024/1788 konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen\r\nRegulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten,\r\ndie ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem\r\nRegulierungsrahmen wird sichergestellt, dass […] dabei die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungsrahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden\r\nMitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).\r\nSeite 7\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nIm nationalen Recht konkretisiert § 33 GasNZV die allgemeine Regelung des EnWG zum Gasnetzanschluss noch bis 31.12.2025. Nach diesem Zeitpunkt würde dann § 17 EnWG gelten. Dort ist allerdings\r\nkeine Kostentragungsregel für den Gasnetzanschluss von Biogasanlagen normiert, sodass nach allgemeinen Grundsätzen davon auszugehen ist, dass diese Kosten ausschließlich vom antragstellenden\r\nAnlagenbetreiber zu zahlen sind. Wiederum zeigt allerdings der Blick zurück, dass sich die differenzierende Regelung des § 33 GasNZV im Wesentlichen bewährt hat und in diversen europäischen Ländern\r\nzur Anwendung kommt. Wie oben beschrieben sollte deshalb die GasNZV Vorbild für die zukünftige\r\nAusgestaltung der Gasnetzregulierung sein. Dazu gehört eben auch die Kostenbegrenzung für Anlagenbetreiber: Der Anteil von Biogasanlagenbetreibern an den Kosten des Gasnetzanschlusses wird\r\ninsbesondere für den ersten Leitungskilometer (inkl. der Einspeiseanlage) und hinsichtlich der\r\ndarüberhinausgehenden Leitungskilometer auf 25 Prozent der dafür anfallenden Kosten begrenzt (§\r\n33 Abs. 1 GasNZV in der Auslegung aus dem Jahr 2010, siehe BR-Drs. 312/10, S. 911\r\n).\r\nDies hat mehrere Gründe:\r\n• Ursprünglich wollte der Verordnungsgeber durch diese Kostenaufteilung gewährleisten, „dass\r\ndie Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber\r\nauch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses\r\nsichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der\r\nNetzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich.“ Diese\r\nGrundsätze gelten auch heute noch.\r\n• Berücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen: Die Kosten für den Netzanschluss liegen bei rund 3 bis 5 Millionen Euro; allein für die Antragstellung fallen Kosten im vier- bis\r\nfünfstelligen Bereich an; aktuell liegen die Prüfkosten im Bereich von ca. 2.000 bis ca. 15.000 €,\r\nje nachdem, wie hoch der Detaillierungsgrad der Prüfung ist. Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die bestehenden Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren,\r\ndie Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen. Müssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der Netzanschlusskosten tragen, wären Landwirte und\r\ndamit der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung\r\nausgeschlossen. Dies würde der Aufforderung im RePower-Paket widersprechen, es sollten\r\n1 BR-Drs. 312/10, S. 91: „Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu\r\nzahlen sind. Die verbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss\r\nund die Verbindungsleitung von bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese\r\nKostenaufteilung wird gewährleistet, dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber\r\nliegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den An-schlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Ver-dichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses\r\nund ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und\r\nzehn Kilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent\r\nund der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die\r\nVerbindungsleitung zehn Kilometer überschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten\r\nzu tragen. Damit werden Anreize für eine Optimierung der Standortwahl gesetzt. Der Netzbetreiber trägt insbesondere die Betriebskosten für die Messeinrichtungen und die Einrichtung für die Druckerhöhung.“\r\nSeite 8\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n„zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden, um Erzeuger von Biogas zu ermutigen, Energiegemeinschaften zu bilden“ (S. 11).\r\n• Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden\r\nweitergeben. Dies verschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas,\r\nläuft also dem politischen Ziel, den Biomethananteil zu erhöhen, zuwider. Ein höherer Betreiberanteil an den Netzanschlusskosten führt also letztlich dazu, dass andere Maßnahmen, z.B.\r\nder CO2-Preis auf Erdgas oder die EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen\r\nmüssen, um das gewünschte Ziel eines höheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\n1.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf individueller vertraglicher Basis\r\nGrößeren Anpassungsbedarf ggü. den geltenden Regeln der GasNZV sehen wir vor allem bei den Möglichkeiten der Vertragsgestaltung in Bezug auf gesetzliche Vorgaben. Die Regelungen der GasNZV sind\r\nsehr starr und ermöglichen im Rahmen der fortlaufenden Ausarbeitung der Kooperationsvereinbarung\r\nGas (derzeit KoV XIV) nur in begrenztem Rahmen eine individuelle Ausgestaltung des Anschlussvertrags\r\nzwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Obwohl sichere Rahmenbedingungen für Anlagenbetreiber unerlässlich sind, sollte die Gasnetzregulierung Anlagen- und Netzbetreibern doch einen angemessenen\r\nSpielraum einräumen, um vertragliche Regelungen zu treffen, die von den gesetzlichen Vorgaben abweichen, insofern dies gesamtwirtschaftlich optimal ist. Dabei bietet eine größere Flexibilität bei der\r\nVertragsgestaltung das Potential, die betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten für Netzanschluss\r\nund Netzbetrieb zu senken. Dazu gehört insbesondere:\r\n• Abweichung vom 96%-Kriterium auf individueller vertraglicher Basis. Ursprünglich zielte das\r\n96%-Kriterium darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu gewährleisten und\r\nzu garantieren.2 So können Kosten für den Netzanschluss reduziert werden, insofern dies zum\r\nAnlagenkonzept und den Netzgegebenheiten passt. Durch den Wegfall von zusätzlichen Investitionen zur Sicherstellung der Verfügbarkeit (z.B. redundante Technik für Wartung/Betriebsausfall, Technik für die Rückverdichtung ins nächste übergelagerte Netz) könnten erhebliche\r\nKosten eingespart werden und auch den Netzanschluss erheblich beschleunigen.\r\n• Ausdrückliche Ermöglichung für die Einspeiser, die Einspeiseanlage selbst zu errichten und\r\ndas Biomethan dann gemäß den Vorgaben des Netzbetreibers (Druck, Qualität etc.) einzuspeisen. Hierzu sind klare Vorgaben der Netzbetreiber, wie bereits jetzt über die DVGW G-260 und\r\nG-685 geregelt, zu definieren. Hierzu wäre es gut einen einheitlichen Kriterienkatalog zu entwickeln, der für alle Netzbetreiber bindend ist. Entsprechende netzdienliche Effekte durch die\r\nEinspeiser wie z.B. die zusätzliche Druckhaltung sind dem Einspeiser in angemessen Rahmen\r\nzu entlohnen. Somit könnte der Netzanschluss in diesen Fällen evtl. schneller realisiert werden, weil der Anlagenbetreiber anders als der Netzbetreiber den Bauauftrag nicht öffentlich\r\nausschreiben muss.\r\n• Abweichung von der Vorgabe, dass immer der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt zu wählen ist, auf individueller vertraglicher Basis. Der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt sollte\r\nnur die Grundlage für die Ermittlung des Kostenanteils für den Anlagenbetreiber bilden\r\n(250.000 € für den ersten km Leitung inkl. Einspeiseanlage plus ggf. für weitere km-Leitung im\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 9\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nVerhältnis ¼ zu ¾). Darüber hinaus anfallende Kosten im Falle des Anschlusses an einem\r\nweiterentfernten Verknüpfungspunkt mit dem Netz sollte der Netzbetreiber tragen. So könnten\r\ndennoch ggf. Kosten für Netzverstärkungsmaßnahmen vermieden werden, insofern dies zu\r\nden Netzgegebenheiten passt.\r\nAuch das RePowerEU-Paket stützt den Ansatz, Anlagen- und Netzbetreiber auf individueller vertraglicher Basis von den allgemeinen Vorgaben abzuweichen. So zielt das Paket darauf ab, „die wichtigsten\r\nHindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan\r\nanzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für den\r\nTransport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nEin Schritt hin zu einer „Angleichung“ wäre, dass vertragliche Abweichungen ermöglicht werden, sofern\r\nund soweit dies zu den Netzgegebenheiten und zum geplanten Anlagenbetrieb passt.\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\n1.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher\r\nDer größte energiewirtschaftliche Vorteil der Biomethaneinspeisung ist, dass die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher als saisonaler Speicher genutzt werden können, d.h. dass Biomethan im Sommer eingespeist und im Winter wieder entnommen werden kann. Wenn im Verteilnetzgebiet, an das die Biomethananlage angeschlossen ist, im Sommer nicht ausreichend Abnehmer vorhanden sind, ist eine Rückspeisung in diesen Monaten unerlässlich. Mit zunehmendem Rückgang der Gasverbraucher am Niederdruck-Verteilnetz und einem Ausbau der Biomethaneinspeisung ist davon auszugehen, dass der Gasfluss von niedrigen auf höhere Druckebenen sogar die Regel wird.\r\nErforderlich ist daher, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann,\r\num saisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen\r\n1.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff)\r\nDie Herstellung von synthetischem Methan aus grünem Wasserstoff und biogenem CO2 ist eine wichtige Option, um das Potenzial von erneuerbarem Methan zu erhöhen und das Koppelprodukt der Biogasaufbereitung – das biogene CO2 – wirtschaftlich zu nutzen. Bei der Methanisierung von grünem\r\nWasserstoff an Biogasaufbereitungsanlagen wird das Biomethan und das synthetische Methan gemeinsam ins Gasnetz eingespeist.\r\nUm diese Projekte zu ermöglichen, muss es also eine einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren\r\nGase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) geben. In den Begriffsbestimmungen\r\neiner GasNZV-Nachfolgeregelung sollte deshalb bei der Definition von „Biogas“ weiterhin auf die entsprechenden Begriffsbestimmungen des EnWG verwiesen (§ 2 Nr. 8 GasNZV), wo nicht nur Biomethan,\r\nsondern auch Wasserstoff und andere grüne Gase als „Biogas“ definiert werden (§ 3 Nr. 10g EnWG).\r\nSeite 10\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2. Bewertung des BDEW-Diskussionspapiers zur Weiterentwicklung\r\nder Gasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung\r\nDer Bundesverband der Deutschen Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) hat in einem Diskussionspapier Möglichkeiten zur Weiterentwicklung der Gasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung\r\ndargestellt.\r\n2.1. Themengebiet Umbau der Gasinfrastruktur (Umstellung auf Wasserstoff;\r\nStilllegung)\r\n2.1.1. Einfluss der Regulierung der Biomethaneinspeisung auf den Umbau der Gasinfrastruktur (Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher)\r\nDer BDEW sieht in der Vorgabe, dass der Netzbetreiber den Gasnetzzugang für Biomethananlagen an\r\n96 Prozent des Kalenderjahres sicher zu stellen habe (§ 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV), einen möglichen\r\nKonflikt mit der politisch oder wirtschaftlich bedingten Umstellung von Gasabschnitten auf Wasserstoff oder der Stilllegung von Netzabschnitten.\r\nBewertung\r\nDiese Beschreibung der Herausforderungen zwischen der Gasnetzregulierung der Biomethaneinspeisung und dem Umbau der Gasinfrastruktur teilen wir in dieser Form nicht.\r\nErstens: Technische Spannungsverhältnisse zwischen der Biomethaneinspeisung und dem Umbau der\r\nGasinfrastruktur entstehen bestenfalls nur langfristig und in einzelnen Regionen.\r\n• Für den Wasserstoffhochlauf wird nur ein kleiner Teil der heutigen Methaninfrastruktur benötigt. In den BMWK-Langfristszenarien werden in Deutschland für den vollständigen Wasserstoffhochlauf bis 2045 ca. 7.200 bis 8.000 km Wasserstoffnetz benötigt, die zu rund 90 Prozent\r\nauf Umwidmungen von Methannetzen zurückgehen. Dem gegenüber steht ein heutiger Bestand von 40.000 Kilometern Fernleitungsnetz und 550.000 Kilometer Verteilnetz, die für die\r\nEinspeisung, den Transport und die Speicherung von Methan geeignet sind. Zudem bestehen\r\nbereits heute redundante Strukturen, sodass Methan- und Wasserstoffnetze parallel betrieben werden können.\r\n• Ein Teil der deutschen Gasinfrastruktur wird auf absehbare Zeit für den innereuropäischen\r\nMethantransit bzw. Import nach Europa benötigt.\r\n• Von Stilllegungen sind vor allem Niederdruck-Verteilnetze betroffen; Biomethananlagen speisen aber vor allem über Mittel- und Hochdruck-Verteilnetze ein und ein Transport zu Speichern oder Großabnehmer erfolgt über Fernleitungen.\r\nZweitens: Insofern es perspektivisch in Einzelfällen zu technischen Konflikten zwischen Wasserstoffhochlauf und Biomethaneinspeisung kommen sollte, bestehen Möglichkeiten, diesen Konflikt aufzulösen:\r\n• Methanisierung des Wasserstoffs: Der Wasserstoffhochlauf kann in bestimmten Netzabschnitten über methanisierten Wasserstoff erfolgen; Biomethan kann das dafür notwendige CO2 liefern.\r\nSeite 11\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n• Umstellung auf Dampfreformierung: Biogasanlagen können von der Gasaufbereitung (Biomethan) auf die Dampfreformierung (Wasserstoff) umstellen und so auch in Wasserstoffnetze\r\neinspeisen.\r\n• Verlegung von Einspeisepunkten: Einspeisepunkte können von umzustellenden bzw. still zu\r\nlegenden Netzabschnitten auf andere Netzabschnitte verlegt werden.\r\nDrittens: Es ist keine oder nur eine geringe Anpassung der Regulierung der Biomethaneinspeisung\r\nnotwendig, um in Einzelfällen bestehende Konflikte aufzulösen:\r\n• Bestehende Vorgaben der wirtschaftlichen Zumutbarkeit: Grundsätzlich haben Netzbetreiber\r\nbereits heute die Möglichkeit, in Einzelfällen Einspeisebegehren abzulehnen, insofern ein Anschluss wirtschaftlich unzumutbar wäre (§ 33 Abs. 8 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG).\r\n• Neue Vorgabe zum Umgang mit Bestandskunden: Unabhängig von der Regulierung der Biomethaneinspeisung im speziellen, müssen ohnehin Regeln für den Fall geschaffen werden,\r\ndass ein Gasnetz stillgelegt oder auf Wasserstoff umgestellt werden soll, sich aber noch bestehende Methanverbraucher am Netz befinden. Diese könnte ggf. auf Biomethananlagen\r\nübertragen werden; eine Einschränkung der speziellen Regulierung der Biomethaneinspeisung\r\nist demnach unnötig.\r\n2.1.2. Ausweisung von Vorranggebieten als Vorrausetzung für den Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nZur Auflösung vermeintlicher Spannungsverhältnisse zwischen Biomethaneinspeisung einerseits und\r\ndem Umbau der Gasinfrastruktur andererseits stellt der BDEW zur Diskussion, im Rahmen einer zentralen Planung Netzgebiete daraufhin zu überprüfen, ob sie sich auch langfristig für die Einspeisung\r\nvon Biomethan eignen (Biomethan-Vorranggebiet) oder ob eher eine Stilllegung oder Umstellung auf\r\nWasserstoff zu erwarten ist, und die spezielle Regulierung der Biomethaneinspeisung auf Anlagen bzw.\r\nGasnetze in diesen Vorranggebiete zu beschränken.\r\nBewertung\r\nEine zentrale Zusammenstellung von Informationen auf deren Basis Marktakteure einschätzen können, wie sich die Rahmenbedingungen für den Betrieb einer Biomethananlage an einem bestimmten\r\nStandort mittel- bis langfristig zu entwickeln werden, wäre durchaus zu begrüßen. Dazu gehören beispielsweise Prognosen zur Entwicklung des Gasverbrauchs, Pläne zum Umbau der Gasinfrastruktur,\r\nbereits vorhandene Biogasanlagen sowie Biomassepotenziale. Tatsächlich sind viele dieser Informationen bereits aus den kommunalen Wärmeplänen ggf. in Verbindung mit der Netzentwicklungsplanung\r\nder Gasnetzbetreiber ablesbar.\r\nKlar abzulehnen ist jedoch, aus einer solchen Informationssammlung rechtsverbindliche Konsequenzen bzgl. der Rechte und Pflichten von Gasnetz- und Biogasanlagenbetreibern zu ziehen. Alle relevanten Parameter unterliegen hohen Unsicherheiten, Einschätzungen dazu ändern sich regelmäßig und\r\ndie Ableitung möglicher politischer Konsequenzen wie der Ausweisung von „Vorranggebieten“ variiert\r\nmit jeweils aktuellen politischen Prioritäten. Aus gutem Grund werden die Netzentwicklungsplanung\r\nder Verteilnetzbetreibern sowie die kommunalen Wärmepläne regelmäßig überarbeitet und haben\r\nkeine unmittelbaren rechtlichen Konsequenzen für Marktakteure. Die Gasnetzregulierung von Biomethan mit der Ausweisung von „Vorranggebieten“ zu verknüpfen, schafft beträchtliche Investitionsunsicherheit und widerspricht damit direkt den Vorgaben der novellierten Gasbinnenmarktrichtlinie und\r\nder novellierten Gasverordnung, die Rahmenbedingungen für Investitionen in die Biomethaneinspeisung zu verbessern.\r\nSeite 12\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2.2. Themengebiet Infrastrukturkosten\r\n2.2.1. Grundsätzliches zu den Infrastrukturkosten des Ausbaus der Biomethaneinspeisung\r\nDer BDEW weist auf die Infrastrukturkosten hin, die beim Anschluss von Biomethananlagen ans Gasnetz und ggf. Netzverstärkungsmaßnahmen für die Rückspeisung auf höhere Druckebenen anfallen\r\nkönnen.\r\nBewertung\r\nSelbstverständlich müssen die Kosten für die Defossilisierung der Gasversorgung immer im Auge behalten und möglichst geringgehalten werden. Jedoch sollte man die Infrastrukturkosten, die beim\r\nHochlauf der Biomethaneinspeisung entstehen, immer ins Verhältnis zur jeweiligen Alternative setzen,\r\nnämlich dem Aufbau eines Wasserstoffnetzes.\r\nGemäß der BMWK-Langfristszenarien fallen für die Umwidmung von Methannetzen auf Wasserstoff,\r\ndie für die Errichtung eines Wasserstoffkernnetzes in Länge von 7.200 bis 8.000 km bis 2045 notwendig\r\nist, Infrastrukturkosten in Höhe von 15 bis 18 Milliarden Euro allein auf der Fernleitungsnetzebene an.\r\nDiese Kosten sowie die analogen Kosten auf Verteilnetzebene lassen sich reduzieren, wenn durch die\r\nVerwendung von erneuerbarem Methan die Umwidmungen entsprechend geringer ausfallen.\r\n2.2.2. Ablehnung von Netzanschlussbegehren mit Verweis auf Gesamtkosten für den Netzbetreibern\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, dass zukünftig im Rahmen einer Netzzugangsprüfung betrachtet wird,\r\nwelche Kosten dem Netzbetreiber durch einen konkreten Netzanschluss inkl. möglicher Netzverstärkungsmaßnahmen über eine angenommene Betriebszeit entstehen, und diese Betrachtung als Ablehnungsgrund für ein Netzanschlussbegehren dienen kann.\r\nBewertung\r\nOhne einen konkreten Vorschlag, wie die Gesamtkosten eines Netzanschlusses objektiv und transparent ermittelt und inwiefern auf dieser Basis eine Netzanschlussbegehren abgelehnt werden kann, ist\r\nder Vorschlag abzulehnen.\r\nSelbstverständlich sollten die Infrastrukturkosten für den Hochlauf der Biomethaneinspeisung möglichst geringgehalten werden. Dies lässt sich jedoch besser gestalten, indem:\r\n• Anlagen- und Netzbetreibern eine größere Flexibilität bei der individuellen Ausgestaltung von\r\nNetzanschlussverträgen gegeben wird, so dass sie einvernehmlich möglichst günstige Konzepte realisieren können. Sollte der Netzbetreiber tatsächlich Möglichkeiten zur Senkung der\r\nNetzintegrationskosten identifizieren, könnte er einen Teil dieser Kosteneinsparungen an den\r\nAnlagenbetreiber im Gegenzug zu Änderungen der Anschlussmodalitäten weitergeben. Dazu\r\ngehört beispielsweise eine Abweichung von der ganzjährigen Verfügbarkeit des Netzanschlusses oder die Wahl eines anderen Standorts für den Netzanschluss.\r\n• Generell sollen die Kosten für Errichtung und Betrieb von Netzanschlüssen gesenkt werden.\r\nVorschläge dazu finden sich im Anhang dieses Positionspapiers.\r\nSeite 13\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2.2.3. Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, die Verpflichtung der Netzbetreiber zu überarbeiten, die Verfügbarkeit\r\ndes Netzanschlusses an 96 Prozent des Jahres sicher zu stellen. Dies soll gesamtwirtschaftlich günstigere Konzepte anreizen. Konkret könnte die 96%-Anforderung durch „flexible, aber planbare Ansätze“\r\nersetzt werden, die „regionale Bedarfe stärker einbeziehen“. Mögliche Ansätze seien:\r\n• „individuell vertraglich zu verhandelnde Verfügbarkeiten“, wobei Nachteile für den Anlagebetreiber durch eine geringere Verfügbarkeit kompensiert werden müssten; sowie\r\n• verbindliche unterjährige Einspeise-Kapazitätsbuchungen\r\nBewertung\r\nGrundsätzlich können unter bestimmten Bedingungen Konzepte, bei denen der Netzanschluss nicht\r\n96-Prozent des Jahres verfügbar ist, gesamtwirtschaftlich günstiger sein. Dies ist jedoch stark vom\r\nStandort abhängig.\r\nAus diesem Grund ist es auch sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreiber mehr Flexibilität bei der individuellen Ausgestaltung des Netzanschlussvertrags zu gewähren, auch bei der Mindestverfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses. Wenn ein Netzbetreiber Möglichkeiten identifiziert, durch eine geringere Verfügbarkeit die Gesamtkosten eines Netzanschlusses zu senken, dann kann er dem Anlagenbetreiber einen\r\nTeil dieser Kosteneinsparung weitergeben; im Gegenzug akzeptiert der Anlagenbetreiber die vom Netzbetreiber vorgeschlagene Verfügbarkeit.\r\nEine pauschale Streichung, Absenkung oder Einschränkung der 96%-Anforderung ist jedoch klar abzulehnen. Sie widerspricht den Vorgaben der Gasbinnenmarktrichtlinie sowie der Gasverordnung. Der\r\ngesicherte und vorrangige Netzanschluss und sowie die gesicherte und vorrangige Einspeisung war\r\nein zentraler Grund für den Erfolg beim Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor wie auch\r\nfür den zügigen Ausbau der Biomethaneinspeisung zwischen 2006 und 2014.\r\n2.2.4. Festlegung von Mindesteinspeisemengen\r\nBei Biomethananlagen, die nur geringe Mengen in das Netz einspeisen, sind die spezifischen Kosten\r\nfür den Netzanschluss vergleichsweise hoch. Um Infrastrukturkosten einzusparen, stellt der BDEW zur\r\nDiskussion, Mindesteinspeisemengen festzulegen. Kleine Biogasanlagen müssten dann ggf. mit anderen Anlagen mittels Rohgas-Sammelleitungen für eine gemeinsame Gasaufbereitung und Biomethaneinspeisung zusammengeschlossen werden.\r\nDabei spricht sich der BDEW gegen einen festen Grenzwert aus. Vielmehr sollte bei jedem Anschlussbegehren individuell geprüft werden, ab welcher Biomethanmenge ein Anschluss an dem betreffenden\r\nEinspeisepunkt gesamtwirtschaftlich sinnvoll ist.\r\nBewertung\r\nDie Bioenergieverbände sehen es auch als sinnvoll an, kleine Biogasanlagen vor dem Anschluss an\r\ndas Gasnetz mittels Rohgas-Sammelleitungen für eine gemeinsame Aufbereitung und Einspeisung zusammen zu schließen. Solche Biogas-Cluster sollten regulatorisch erleichtert werden, z.B. durch ein\r\nim Gesetz verankertes Recht zur Verlegung von Rohgas-Sammelleitungen bei Grundstücken im Eigentum der öffentlichen Hand (wie auch für Stromleitungen in § 11a EEG 2023).\r\nSeite 14\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nEinen dringenden regulatorischen Handlungsdruck bei der Gasnetzregulierung sehen wir an dieser\r\nStelle nicht. Die Einspeisebegehren von sehr kleinen Biogasanlagen in den Jahren 2022 und 2023 wurden durch die zeitweise sehr hohen Preise bei der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) im\r\nKraftstoffsektor ausgelöst. Inzwischen sind die THG-Quotenpreise gegenüber der Preisspitze um ca. 75\r\nProzent gefallen und sehr viele Einspeiseprojekte, insbesondere von kleinen Anlagen, wurden zurückgestellt.\r\nInsofern eine Mindesteinspeisemenge festgelegt wird, schlagen wir folgende Ausgestaltung vor:\r\n• Für Anschlussbegehren bzw. Anschlüsse, deren Einspeisung oberhalb von 150 m3\r\n Biomethan\r\npro Stunde liegt (gemessen am Einspeisepunkt), können sich Anschlussnehmer auf die vollen\r\nRechte der Biomethan-Regulierung berufen kann (Netzanschlusspflicht, Kostenbegrenzung,\r\ndauerhafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses, vorrangige Durchleitung etc.)\r\n• Für Anschlussbegehren bzw. Anschlüsse, deren Einspeisung unterhalb von 150 m3\r\n Biomethan\r\npro Stunde entfällt die Anschlusspflicht und die Kostenbegrenzung. Vielmehr gelten für den\r\nNetzanschluss nur die Regeln des EnWG (nicht-diskriminierender Zugang; § 17 Abs. 1 und 2\r\nEnWG) und die Kostenbegrenzung wird durch einen fixen Baukostenzuschuss vom Netzbetreiber ersetzt. Alle weiteren Aspekte der Biomethan-Regulierung (dauerhafte Verfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses, vorrangige Durchleitung etc.), gelten weiterhin.\r\n• Eine individuelle Prüfung, die ggf. auch höhere Mindesteinspeisemengen ergeben können, ist\r\nklar abzulehnen. Individuelle Prüfungen verringern die Investitionssicherheit, weil diese sehr\r\nintransparent und kaum objektiv nachprüfbar ist, und verzögern das bereits sehr langwierige\r\nAnschlussverfahren. Eine Abweichung von den Vorgaben sollte ohnehin auf individueller vertraglicher Basis möglich sein.\r\n2.2.5. Kostenteilungsregelung: Berücksichtigung der Kosten für Rückverdichtung in höhere Druckstufen\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, die Kosten für eine Rückverdichtung in höhere Druckstufen bzw. eine\r\ndirekte Einspeisung in das Hochdrucknetz in die Gesamtkosten für den Netzanschluss einzubeziehen.\r\nBewertung\r\nDer Vorschlag ist abzulehnen.\r\nErstens: Die Einspeisung von Biomethan in höhere Druckebenen über Rückverdichtung oder direkten\r\nAnschluss sind energie- und klimapolitisch sehr sinnvoll und sollten nicht behindert werden.\r\nDer größte energiewirtschaftliche Vorteil der Biomethaneinspeisung ist, dass die Gasinfrastruktur als\r\nsaisonaler Speicher genutzt werden kann, d.h., dass Biomethan im Sommer eingespeist und im Winter\r\nwieder entnommen werden kann. Wenn im Verteilnetzgebiet, an das die Biomethananlage angeschlossen ist, im Sommer nicht ausreichend Abnehmer vorhanden sind, ist eine Rückspeisung in diesen\r\nMonaten unerlässlich. Mit zunehmendem Rückgang der Gasverbraucher am Niederdruck-Verteilnetz\r\nund einem Ausbau der Biomethaneinspeisung ist davon auszugehen, dass der Gasfluss von niedrigen\r\nauf höhere Druckebenen sogar die Regel wird.\r\nSeite 15\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nZweitens: Keine Pönalisierung von „First-Movern“\r\nEs ist absehbar, dass mit sinkendem Erdgasverbrauch und dem Ausbau der dezentralen Biomethaneinspeisung sich immer öfter die Gasflüsse in den unteren Druckstufen umkehren bis die Hochspeisung sogar zur Regel wird. Wenn die Investitionskosten für Netzverstärkungsmaßnahmen, die für eine\r\nRückspeisung notwendig sind, auf die Anlagenbetreiber gewälzt werden, führt dies zu einer überproportionalen Belastung von Anlagen, die zuerst angeschlossen werden, während spätere Anlagen die\r\ndann bereits ausgebaute Rückspeiseinfrastruktur bereits nutzen können, ohne zusätzlich belastet zu\r\nwerden. Diese Ungleichbehandlung ist nicht sachgerecht und im Sinne des Ausbaus der Biomethaneinspeisung auch nicht zielführend.\r\nDrittens: Berücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen\r\nWie oben beschrieben liegt ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen, die von „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren betrieben werden. Eine zu hohe finanzielle Belastung\r\ndieser Akteure, wäre der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen.\r\nViertens: Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern\r\nBiogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an\r\nihre Kunden weitergeben. Dies verschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü.\r\nErdgas, läuft also dem politischen Ziel, den Biomethananteil zu erhöhen, zuwider. Ein höherer Betreiberanteil an den Netzanschlusskosten führt also letztlich dazu, dass andere Maßnahmen, z.B. der CO2-\r\nPreis auf Erdgas oder die EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen müssen, um das\r\ngewünschte Ziel eines höheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\nSeite 16\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nAnhang: Vorschläge für die Senkung der Netzanschlusskosten von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen\r\nDer Netzanschluss in Deutschland ist im europäischen Vergleich unnötig teuer. Während in Deutschland ein typischer Netzanschluss 3 bis 5 Millionen Euro kostet, kann in Frankreich ein analoger Netzanschluss für 1 bis 2 Millionen Euro errichtet werden. Die Bioenergieverbände schlagen folgende Maßnahmen zur Kostensenkung vor:\r\n• Flexibilisierung bei der Vertragsgestaltung: Wie oben beschrieben sind die Vorgaben der GasNZV sehr starr und ermöglichen nur in begrenztem Rahmen eine individuelle Ausgestaltung\r\ndes Anschlussvertrags zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Dabei bietet eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung das Potential, die betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten\r\nfür Netzanschluss und Netzbetrieb zu senken (siehe oben). Es wird daher explizit gefordert,\r\ndass eine bilaterale Einigung zwischen Einspeiser und Gasnetzbetreiber möglich ist.\r\n• Standardisierter Netzanschluss: Der Föderalismus im Gasnetz hat zur Folge, dass 720 Gasnetzbetreiber den Netzanschluss von Biomethananlagen regeln und somit eine extrem große Varianz bei der Ausgestaltung der Netzanschlüsse und den damit verbundenen Vorgaben vorliegt. Das erhöht den Aufwand zur Erfüllung der Netzanschlussbedingungen erheblich, da kein\r\nstandardisierter Netzanschluss möglich ist. Eine stärkere Standardisierung bei der Technik\r\nwürde die Kosten senken und die Netzanschlussgeschwindigkeit erheblich erhöhen.\r\n• Brennwerteinstellung: Beispiele aus dem Ausland zeigen, dass die Brennwertanpassung mit\r\nPropangas nicht immer notwendig ist. Intelligente Simulationen, Brennwertrekonstruktionssysteme (Transportnetz) und Beispiele aus Dänemark zeigen hier einen erheblichen Hebel für\r\nKostensenkungen.\r\n• Messtechnik: Projekte im Ausland zeigen ferner, dass die bisher in Deutschland notwendigen\r\nGaschromatographen zur Ermittlung der Gasqualität auch mit niedrigeren Genauigkeiten und\r\ntechnischen Ausstattungen möglich sind. Hierzu sollte auch nochmal mit der PhysikalischTechnischen Bundesanstalt (PTB) über Erleichterungen im Eichrecht verhandelt werden. Teilweise werden Herstellerlisten von zugelassener Messtechnik durch die Netzbetreiber und Behörden vorgeschlagen. Das sorgt für Transparenz und Kostenoptimierung. Denkbar wäre es\r\nauch eichfähige Kalorimeter zuzulassen, die die Abrechnungsvorgaben erfüllen.\r\n• DVGW-Standards überarbeiten: Das DVGW-Regelwerk wurde in den letzten Jahren weiterentwickelt, wobei der dringend notwendigen Kostensenkungsbedarf nicht vorrangig berücksichtigt wurde. Es wird daher angeregt im DVGW eine Prüfung und Anpassung aller Regelwerke auf\r\nKostensenkungspotential vorzunehmen. Auch eine PTB-Zulassung sollte angepasst werden an\r\nandere Länder.\r\nSeite 17\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nDr. Andrea Bauer\r\nReferatsleiterin Energierecht & -handel des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 08161-9846-806\r\nEmail: andrea.bauer@biogas.org"},"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":"2025-01-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020846","regulatoryProjectTitle":"Wärmespeicher privilegieren, UVP-Schwellen anpassen & EE-Wärmeleitungen dauerhaft priorisieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/9e/643898/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180009.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz........................ 7\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz................................................................................................................. 7\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG)...................................................................................................9\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor ............................................. 11\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)............................................................ 12\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft\r\n(EEW)...........................................................................................................................................................13\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)....................................................................14\r\n3.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)....................................................................................15\r\n3.5. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverordnung\r\n(KWKAusV)................................................................................................................................................15\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe und Fernwärme ....15\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie..........................................................................16\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern.....................................................................................16\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und\r\nWärmespeicherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d\r\nBauGB)....................................................................................................................................................... 17\r\nSeite 3\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die sinnvollen Kernelemente des bestehenden Rechtsrahmens und Förderungen sollten unbedingt\r\nfortgeführt werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n• der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizsysteme, die\r\nab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut werden (GEG)\r\n• die steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis\r\nMitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (GEG)\r\n• das Auslaufen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (GEG)\r\n• die Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (WPG)\r\n• die Verpflichtung von Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung (WPG)\r\n• die Förderprogramme für neue Heizsysteme in Gebäude (BEG) und Industrie (EEW) sowie für\r\nWärmenetze und Fernwärmeerzeuger (BEW)\r\nDie Mindestanteile erneuerbarer Energien wirken kostendämpfend auf die Preise fossiler Energieträger: Sie verringern die Nachfrage nach fossilen Energien auch ohne hohe EU-Emissionshandelspreise\r\nund ohne Abstriche beim Klimaschutz machen zu müssen. Die finanzielle Förderung erneuerbarer\r\nWärme senkt die Kosten der CO2-Reduktion für die Verbraucher. Lokal gewonnene erneuerbare Wärme\r\nträgt des Weiteren zur Stärkung der Resilienz des Landes und lokalen Wertschöpfungsketten bei.\r\n2. Gebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgungsunternehmen sollte eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden. Dies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht\r\ngegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und diskriminierender regulatorischer Vorgaben\r\ninsbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\n3. Für die Überarbeitung von GEG und WPG schlagen wir insbesondere vor:\r\n• Streichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, insbesondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Leitungslänge (WPG)\r\nund den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG)\r\n• Streichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transformation der Gasnetze (GEG)\r\n• Streichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom\r\nMindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG)\r\n• Einstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ (GEG, WPG)\r\n• adäquate Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl sowie\r\nerneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n• Angleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen\r\nVorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszertifizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\nSeite 4\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4. Für die Überarbeitung von BEW, BEG und EEW schlagen wir insbesondere vor:\r\n• praxisgerechte Ausgestaltung und Erweiterung der Listen der zulässigen Festbrennstoffsortimente (BEW, EEW).\r\n• Angleichung der Anforderungen an Nachhaltigkeit und Brennstoffe an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Verbrennungsanlagen unter\r\neiner gewissen Größenschwelle (BEW, EEW)\r\n• keine Beschränkung der Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Wärmeerzeugern, die\r\nBiogas einsetzen (BEW)\r\n• Streichung der praxisfernen Nachweisanforderung, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfügung stehen oder nicht stofflich genutzt werden können (BEW)\r\n• Schaffung eines Level-Playing-Fields für größere Hackschnitzelheizungen in Bezug auf einen\r\nerfüllbaren ETAs (BEG)\r\n5. Auch die anderen für die Wärmeerzeugung aus Biomasse relevanten Regelwerke sollten überarbeitet werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n• Überarbeitung des EEGs als zentralem Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für\r\ndie Wärmeversorgung zu sichern und zu heben\r\n• Fortführung der Regelungen der in 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung, insbesondere bzgl. der Kostenteilung beim Gasnetzanschluss, inkl. einer Übergangsregelung\r\n• Erleichterung des Baus von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Anlagen\r\nbündeln, und von Biogas-Satelliten-BHKW im Außenbereich.\r\nSeite 5\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches\r\n1.1. Beitrag der Bioenergie zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung\r\nBioenergie, insbesondere Holz, Biogas und Biomethan, ist mit einem Marktanteil von 81 Prozent die\r\nmit Abstand bedeutendste Technologie zur klimaneutralen Wärmeerzeugung in Deutschland. Ihre Nutzung bietet immense betriebs- und volkswirtschaftliche Vorteile:\r\n• Nutzung bestehender Infrastruktur: Bioenergieträger können die bestehende Fernwärmeinfrastruktur, und im Fall von Biomethan in der bestehenden Gasinfrastruktur, genutzt werden.\r\nSo werden unnötige Investitionskosten und Aufwand für neue Technik und Infrastruktur vermieden und Klimaschutz im Wärmesektor schnell und verbraucherfreundlich vorangetrieben.\r\n• Soziale Akzeptanz und niedrige Kosten: Bioenergiedörfer und ländliche Nahwärmenetze, die\r\naus Holzheiz(kraft)werken oder Biogasanlagen gespeist werden, sind eine kostengünstige\r\nForm der erneuerbaren Wärmeerzeugung und zentrales Element der Bürgerenergie im Wärmesektor. Die Wärmeerzeugung aus Biogas- und Holzenergieanlagen verbindet Akzeptanz und\r\nniedrige Kosten für die Wärmewende mit lokaler Wertschöpfung im ländlichen Raum.\r\n• Hohes Temperaturniveau: Industrielle Prozesswärme erfordert oft ein Temperaturniveau, das\r\ntreibhausgasneutral nur durch erneuerbare Brennstoffe wie feste, flüssige oder gasförmige\r\nBiomasse erreicht werden kann. Alternativen wie Wasserstoff oder Elektrifizierung sind entweder auf absehbare Zeit nicht verfügbar oder nicht wirtschaftlich.\r\n• Versorgungssicherheit: Das in Deutschland genutzte Biogas und die Holzenergie werden fast\r\nausschließlich in Deutschland produziert; die Rohstoffbasis stammt aus der heimischen Landund Forstwirtschaft. Eine produktive und nachhaltig bewirtschaftete Land- und Forstwirtschaft\r\nist damit auch für die nationale Energieversorgung und den Klimaschutz unerlässlich. Die Erneuerbare Energien Richtlinie der EU (RED III) bzw. deren nationale Umsetzung durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung setzt für die Nachhaltigkeitszertifizierung der Biomasse und der daraus erzeugten Energien umfassende, weltweit zu erfüllende Anforderungen.\r\n• Geringerer Strombedarf und Entlastung der Stromnetze: Speziell in Regionen mit einem hohen Stromverbrauch und einer geringen Erneuerbaren Stromerzeugung kann eine weitgehende Elektrifizierung der Wärmeversorgung (kombiniert mit der weiteren Elektrifizierung der\r\nMobilität) bestehende Engpässe im Stromnetz besonders in den Wintermonaten verschärfen.\r\nEine Nutzung von biogenen Brennstoffen wie Holz und Biogas senkt den Strombedarf und\r\nentlastet entsprechend die Stromnetze.\r\n• Geringerer Bedarf der Gebäudesanierung: Aufgrund verschiedener Restriktionen wie Baustoffund Fachkräftemangel, Planungszeiträumen sowie den üblichen Investitionszyklen können\r\nnicht alle Gebäude gleichzeitig energetisch saniert und/oder mit einer Wärmepumpe bzw. einem Wärmenetzanschluss ausgestattet werden. Ein technologieoffener Mix, der Planern, Eigentümern und Handwerkern möglichst große Freiräume für die jeweils passende Entscheidung lässt, ist Voraussetzung für das zügige Gelingen der Wärmewende.\r\n• Synergieeffekte dem Stromsektor: Gesicherte regelbare Leistung durch biogene Kraft-WärmeKopplungsanlagen: Da biogene Energieträger speicherbar sind, können sie je nach Bedarf in\r\nStrom und Wärme umgewandelt werden. Neben ihrer Rolle als Wärmeerzeuger stellen flexible\r\nSeite 6\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nBiogasanlagen und Biomasseheizkraftwerke damit auch gesicherte und regelbare Leistung zur\r\nVerfügung, um die fluktuierende Energieerzeugung aus Wind- und Solarenergie abzusichern,\r\nsowohl bei der Stromversorgung als auch bei der Bereitstellung von Nah- und Fernwärme.\r\n• Synergieeffekt mit dem Klimaschutz in anderen Bereichen: CO2-Gewinnung. Zukünftig wird immer mehr klimaneutrales CO2 z.B. für die Herstellung von E-Fuels, die stoffliche Nutzung in der\r\nIndustrie oder für Negativemissionen zur Erreichung von Klimaneutralität benötigt. Insbesondere an Heiz(kraft)werken und Biogasaufbereitungsanlagen kann technisch einfach und kostengünstig klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt abgeschieden werden.\r\n1.2. Ordnungsrecht und finanzielle Förderung müssen CO2-Preis ergänzen\r\nEin zentraler Bestandteil der Wärmewende sind der EU-Emissionshandel für Heizkraftwerke, Heizwerke\r\nund größere Industrieanlagen (ETS 1) sowie der nationale CO2-Preis für Heizungen und kleinere gewerbliche Verbraucher, wie er mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) in Deutschland eingeführt wurde und zukünftig EU-weit im ETS 2 gelten wird. Die ETS-Preise setzen wichtige Anreize zur\r\nCO2-Reduktion in der Fern-, Prozess- und Gebäudewärme und damit für den Wechsel von fossilen hin\r\nzu erneuerbaren Energieträgern, wenn sie ausreichend hoch sind. Steigende Preise in den Emissionshandelssystemen, die nicht durch andere Instrumente flankiert werden, bergen jedoch die Gefahr von\r\nsozialen Verwerfungen einerseits, wenn Vermieter und Fernwärmeunternehmen die steigenden\r\nBrennstoffpreise an ihre Kunden weiterreichen, und von Strukturbrüchen in der Industrie andererseits,\r\nwenn diese durch die steigenden Brennstoffkosten an Wettbewerbsfähigkeit verlieren. Diesen Gefahren kann begegnet werden, indem die Emissionshandelssysteme durch ordnungsrechtliche Pflichten\r\nfür Hausbesitzer und Fernwärmenetzbetreiber und finanzielle Förderung ergänzt werden. Der durch\r\ndas Ordnungsrecht herbeigeführte Umstieg auf erneuerbare Energien reduziert den Bedarf an ETSZertifikaten und wirkt so kostendämpfend auf den Preis für fossile Brennstoffe ohne Kompromisse\r\nbeim Klimaschutz zu machen. Eine finanzielle Förderung senkt die Kosten für den Wechsel auf klimafreundliche Heizsysteme und so ebenfalls die Kosten für die Verbraucher. Aus diesen Gründen müssen\r\ndie Emissionshandelssysteme durch ein Ordnungsrecht für den Wärmeverbrauch – wie das Gebäudeenergie- und Wärmeplanungsgesetz – sowie finanzielle Förderprogramme ergänzt werden.\r\n1.3. Abschaffung von unnötigen, unverhältnismäßigen und diskriminierenden\r\nVorgaben für Holz, Biogas und Biomethan\r\nDer Wärmesektor weist eine große Heterogenität in der Gebäude- und Eigentümerstruktur auf. Dies\r\nbetrifft insbesondere die Möglichkeiten zur Senkung des Energieverbrauchs, die technischen und finanziellen Anforderungen sowie die lokalen Verfügbarkeiten bestimmter Heizungskonzepte und die\r\nlokale sowie die finanzielle Situation und Investitionsbereitschaft der Eigentümer.\r\nDas notwendige hohe Ambitionsniveau der ordnungsrechtlichen Vorgaben in GEG und WPG macht es\r\ndeshalb zwingend, Gebäudeeigentümern bzw. Fernwärmenetzbetreibern eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit zu gewähren und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur\r\nerneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung zu stellen. So können sie jene Defossilisierungsoption\r\nwählen, die am besten zu ihren spezifischen Bedürfnissen passt. Dies führt zu effizienteren Klimaschutzkonzepten und damit niedrigeren Kosten für Wärmeverbraucher, die Gesamtwirtschaft und höherer Akzeptanz, ohne dass Abstriche beim Klimaschutz gemacht werden müssen.\r\nSeite 7\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nDies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unnötiger, unverhältnismäßiger und diskriminierender kleinteiliger regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas\r\nund Biomethan enthält. In den folgenden Abschnitten werden Vorschläge zu deren Abschaffung unterbreitet.\r\n2. Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nWie oben beschrieben, braucht es einen Dreiklang aus Ordnungsrecht, finanzieller Förderung und CO2-\r\nPreis, um den Klimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch\r\nangemessen fortzuführen. In Bezug auf das GEG bedeutet dies insbesondere:\r\n• Beibehaltung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte\r\nHeizungen, die ab Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen <\r\n100.000 Einwohner) eingebaut werden (§ 71 Abs. 1 GEG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf\r\ngibt, ist der Mindestanteil der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien im Gebäudesektor mit klarer Lenkungswirkung fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen.\r\n• Beibehaltung der steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen <\r\n100.000 Einwohner eingebaut wurden (§ 71 Abs. 9 GEG). Die Regelung stellt eine verhältnismäßige und für Hausbesitzer und Verbraucher zumutbare Brücke dar, zwischen dem alten GEG,\r\ndas praktisch keine Vorgaben für bestehende Gebäude enthielt, und dem Zeitpunkt der Einführung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien in neu installierten Heizungen. Die Regelung ist zudem eine kleine Variante der im Koalitionsvertrag erwähnten Grüngasquote.\r\n• Beibehaltung des Auslaufens von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr\r\n2045 (§ 72 Abs. 4 GEG). Das Auslaufen des Einsatzes von fossilen Heizungen ist Ausdruck des\r\nZiels der Klimaneutralität im Jahr 2045 und der begrenzten Menge an ETS-Zertifikaten. Das Ziel\r\ngibt damit Planungssicherheit für Gebäudebesitzer und schützt Mieter vor übermäßigen Kostenbelastungen durch steigende CO2-Preise.\r\n2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nUm die Defossilisierung des Wärmesektors zu beschleunigen, in dem gasbasierte Technologien noch\r\nlange einen relevanten Anteil haben werden, sollte außerdem nicht nur Anlagen zur Erzeugung von\r\nerneuerbarem Strom (§ 2 EEG 2023), zur Stromspeicherung (§ 11c EnWG) und zur Erzeugung erneuerbarer Wärme (§ 1 Abs. 3 GEG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern\r\nauch Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase wie Biomethan, Bio-LNG, Wasserstoff und synthetisches Methan.\r\nSeite 8\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n3. Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl absenken (Änderung\r\nder Anlagen 4 & 6)\r\nDie im GEG für Biogas (worunter auch Biomethan fällt) und Bioöl festgelegten Primärenergiefaktoren\r\n(PEF) in Anlage 4 sind in keiner Weise fachlich fundiert und widersprechen allen Berechnungen in der\r\nPraxis wie auch den Vorgaben in der RED. Dort wird für Biogas und Bioöl ein PEF von 1,1 festgelegt –\r\nderselbe Wert wie für Heizöl und Erdgas. Ähnlich verhält es sich mit den Emissionsfaktoren in Anlage\r\n6, die ebenfalls viel zu hoch sind. Die RED III gibt vor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung\r\nmindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Komparator von 288 g/kWh\r\n(80 g/MJ) einsparen müssen, was in etwa dem Emissionswert von Heizöl im GEG entspricht (310 g/kWh).\r\nAuf Basis der RED-Vorgaben sind deshalb für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl PEFs\r\nvon maximal 0,2 und Emissionswerte von maximal 60 g/kWh sachgerecht (jeweils 20 Prozent der Werte\r\nfür Heizöl). Zu beachten ist, dass dies laut RED nur die maximalen Treibhausgasemissionen sind; insbesondere Biogas und Biomethan aus Gülle und Abfällen haben in der Realität noch deutlich niedrigere Emissionen. Werden die Werte in den Anlagen 4 und 6 entsprechend abgesenkt, können auch die\r\nAusnahmeregelungen in § 22 Abs. 1 gestrichen werden.\r\n4. Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuerbare KWK auf 0 absenken (Änderung von § 22\r\nAbs. 3)\r\nDa bei der Berechnungsmethode für den PEF für Wärme aus KWK-Anlagen berücksichtigt wird, dass\r\nder bei der Wärmeerzeugung ausgekoppelte Strom ebenfalls fossile Brennstoffe einspart, können\r\nselbst rein fossile KWK-Anlagen rein rechnerisch einen PEF von 0 erreichen. Zurecht wurde deshalb\r\nmit der Einführung des GEG eine Untergrenze von 0,3 für den PEF von KWK-Wärme eingeführt, die\r\nabhängig vom Einsatz erneuerbarer Brennstoffe auf bis zu 0,2 sinken kann. Da wie oben beschrieben\r\nfür Biogas ein PEF von 0,2 angemessen ist, bei der Berechnung des PEF von KWK-Wärme aber auch die\r\ndurch den Strom eingesparten fossilen Brennstoffe berücksichtigt werden müssen, sollte für Wärme\r\naus rein erneuerbarer KWK ein PEF von 0 gelten.\r\n5. Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil streichen (Streichung von § 71f\r\nAbs. 4)\r\nMit § 71f Abs. 4 soll das Heizen mit Biogas und Biomethan aus neuen Biogasanlagen nur dann als\r\nErfüllungsoption gelten, wenn bei der Herstellung nicht mehr als 40 Prozent Mais (oder Getreidekorn)\r\neingesetzt wird, selbst wenn alle Anforderungen an die Nachhaltigkeit und Treibhausgaseinsparung\r\neingehalten werden. Angesichts der großen Herausforderungen zur Erfüllung der 65-Prozent-Anforderung sollte das Angebot erneuerbarer Brennstoffe nicht durch unnötige, fachfremde Beschränkungen\r\nkleingehalten werden.\r\n6. Spektrum zulässiger Holzbrennstoffe erweitern (Ergänzung von § 71g Abs. 3 Nr. 2)\r\nBisher wird nur feste Biomasse nach § 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 8 oder Nummer 13 der 1. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) als zulässiger Brennstoff aufgeführt. Um die Eigenversorgung von Betrieben der Holzwirtschaft zuzulassen, sollte die Liste der zulässigen Holzbrennstoffe um\r\nNummer 6 und 7 der 1. BImSchV (Altholz AI und AII) ergänzt werden.\r\nSeite 9\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n7. Abschaffung der Beratungspflicht für Anlagen, die nach Inbetriebnahme mit biogenen Brennstoffen\r\nbetrieben werden sollen (Streichung von § 71 Abs. 11)\r\nDie Beratungspflicht für Heizsysteme auf biogener Brennstoffbasis über eine mögliche Unwirtschaftlichkeit, insbesondere aufgrund ansteigender CO2-Bepreisung, läuft in Bezug auf Heizungen, die biogene Brennstoffe einsetzen ins Leere, da auf biogene Brennstoffe kein CO2-Preis anfällt. Die Beratungspflicht sollte deshalb im Sinne einer Erleichterung und Abschaffung unnötiger Regelungen gestrichen\r\nwerden. Zudem stellt die Beratungspflicht eine diskriminierende Ungleichbehandlung ggü. anderen\r\nerneuerbaren Wärmetechnologien dar, bei denen z.B. die Entwicklung des Strompreises großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit hat, aber keine Beratung über eine mögliche Unwirtschaftlichkeit gefordert wird.\r\n8. Angleichung der Nachweispflicht für Biomasseheizungen in Kombination mit Öl- und Gasheizungsanlagen an die Anforderungen bei Wärmepumpen (Ergänzung von § 71 Abs. 3)\r\nFür Hybridheizungen, die Wärmepumpen mit einem Öl- oder Gaskessel kombinieren, ist kein Nachweis\r\nnach DIN V 18599 notwendig, dass der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Wärme erreicht wird.\r\nDas gleiche sollte auch für Hybridheizungen gelten, die Biomasseheizungen mit einem Öl- oder Gaskessel kombinieren.\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG)\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nNeben dem GEG ist das WPG das zentrale Element des Ordnungsrechts im Wärmesektor, das wie oben\r\nbeschrieben, als Ergänzung der finanziellen Förderung und des CO2-Preises notwendig ist, um den\r\nKlimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch angemessen fortzuführen. Die sinnvollen Kerninhalte sollten deshalb fortgeschrieben werden:\r\n• Verpflichtung der Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung bis 2026/2028 (§ 4 Abs. 1\r\nWPG). Die Kommune ist der sinnvollste Ort, um die Potenziale klimaneutraler Wärme zu analysieren sowie den Ausbau und die Defossilisierung von Nah- und Fernwärme zu organisieren,\r\nspeziell wenn die Netze aus mehreren kleineren Wärmeerzeugern wie Biogasanlagen gespeist\r\nwerden.\r\n• Beibehaltung der Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (§ 29 Abs. 1 bzw. § 30 Abs. 1 WPG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf bei diesen\r\nRegelungen gibt, sind die Mindestanteile der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien\r\nin der Fernwärme ohne deutliche Erhöhung der Preise fossiler Brennstoffe fortzuführen und\r\ngleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen.\r\n2. Die Begrenzungen des Einsatzes von Biomasse in Wärmenetzen > 50km sind zu streichen (Streichung\r\nvon § 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2)\r\nDer Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie\r\ndie Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Wie oben\r\nbeschrieben, sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung gegeben werden. Dies gilt auch für die Nutzung von\r\nBioenergieträgen in neuen und bestehenden Wärmenetzen. Eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes\r\nSeite 10\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nist zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann in z.B. ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen\r\nBioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können und darüber mit Lieferanten Vereinbarungen getroffen hat.\r\n3. Einstufung von Infrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen\r\nInteresse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nAufgrund der großen Bedeutung gasbasierter Technologien für den Wärmesektor sollte nicht nur Infrastruktur zum Transport von erneuerbarem Strom (§ 1 NABEG; § 14d Abs. 10 EnWG) und erneuerbarer\r\nWärme (§ 1 Abs. 3 WPG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch\r\nInfrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase. Dazu gehören insbesondere auch so genannte „RohBiogas-Leitungen“ mit denen mehrere dezentrale Biogasanlagen für eine gemeinsame Biogasaufbereitung zur Senkung der Technikkosten gebündelt werden.\r\n4. Auch Wärmenetze auf Basis von KWK-Anlagen sollten im Jahr 2030 den Mindestanteil erneuerbarer\r\nEnergien einhalten müssen (Streichung von § 29 Abs. 5)\r\nIn § 29 Abs. 5 werden Wärmenetze, die zu mindestens 70 Prozent mit KWK-Wärme gespeist werden, von\r\ndem Mindestanteil erneuerbarer Energien für 2030 (mind. 30 Prozent) ausgenommen. Sie müssen bis\r\n2030 nur den Nicht-KWK-Anteil durch erneuerbare Energien decken und den Mindestanteil von 30\r\nProzent erst im Jahr 2035 erreichen. Mit dieser Ausnahmeregelung wird die (zumindest teilweise) Umstellung von KWK-Anlagen auf erneuerbare Brennstoffe de facto vom Mindestanteil ausgenommen,\r\nwas angesichts der vielen verfügbaren Optionen und des großen Nachholbedarfs an Klimaschutz im\r\nWärmesektor nicht angemessen ist.\r\n5. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen (Änderung von § 3 Abs. 1 Nr. 15e)\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Nachhaltigkeitszertifizierung für Biomasse erst ab den in der\r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) vorgegebenen Leistungsgrößen notwendig sind, d.h.\r\nfür feste Biomasse ab 7,5 MW Feuerungswärmeleistung und bei gasförmiger Biomasse ab 2 MW Feuerungswärmeleistung. Dies dient dem Abbau unnötiger bürokratischer Anforderungen und stellt sicher,\r\ndass EU-Recht national nicht strenger als unbedingt erforderlich umgesetzt wird.\r\n6. Keine Diskriminierung von grünem Methan bei den Anforderungen an die Transformation der Gasverteilnetze (Änderung insb. von § 28)\r\nAn verschiedenen Stellen werden Anforderungen formuliert, unter welchen Bedingungen Kommunen\r\nAnnahmen zur Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbare Gase in ihre Wärmeplanung\r\neinbeziehen können. An die Einplanung von grünem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) werden jedoch deutlich höhere Anforderungen gestellt als an die Einplanung von Wasserstoff, insbesondere in § 28. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Biogas und Biomethan in Deutschland und Europa\r\nist eine Umstellung von Erdgas auf grünes Methan jedoch deutlich realistischer und grünstier als eine\r\nUmstellung auf Wasserstoff, sofern dies nicht durch externe regulatorische Vorgaben wie im WPG oder\r\nin der Systementwicklungsstrategie verhindert wird. Es sollten deshalb für grünes Methan keine strengeren Anforderungen gelten als für Wasserstoff.\r\nSeite 11\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n7. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbarer Energieträger (Änderung von § Abs. 1 Nr. 15)\r\nIm WPG wird biogener Wasserstoff, der z.B. mit Biomasse-Pyrolyse oder Biogas-Dampfreformierung\r\nerzeugt wird, als „orangener Wasserstoff“ und nicht als erneuerbare Energie eingestuft. Damit gelten\r\nnicht die Anforderungen an Bioenergieträger, sondern die Anforderungen an Wasserstoff, der z.B. mit\r\ndem Strom aus Abfallverbrennungsanlagen erzeugt wird. Dies ist nicht sachgerecht, da es sich bei\r\nbiogenem Wasserstoff um einen Bioenergieträger handelt, sowie eine nicht gerechtfertigte Schlechterstellung von Wasserstoff, der aus Biomasse hergestellt wird, gegenüber Wasserstoff, der aus anderen erneuerbaren Energien wie Wind- und Solarstrom hergestellt wird.\r\n8. Bestandsanalyse erweitern (Ergänzung von Anlage 1)\r\nIn der kommunalen Wärmeplanung sollten die Angaben zum Prozesswärmeverbrauch nach Temperaturniveau differenziert dargestellt werden, um gezielter Anwendungsfelder für Technologien zur Erzeugung industrieller Prozesswärme zu identifizieren. Zudem sollten in der Analyse der Gasinfrastruktur auch Angaben zur Möglichkeit der Biomethaneinspeisung gemacht werden, um den Abschluss dieser Anlagen zu erleichtern.\r\n9. Abweichung von bundespolitischen Vorgaben bei der kommunalen Wärmeplanung (Änderung von\r\n§ 9 Abs. 3)\r\nKommunen sollten bei ihrer Wärmeplanung in begründeten Fällen auch langfristig von den Vorgaben auf Bundesebene abweichen können, da bundesweite Vorgaben, speziell wenn sie auf\r\nbundesweiten politischen Strategien basieren, lokale Gegebenheiten nicht adäquat berücksichtigen können.\r\n10. Pflicht zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen fokussieren (Änderung von § 32 Abs. 1)\r\nWärmenetze mit mind. 90 Prozent erneuerbarer Wärme sollten von der Pflicht zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen ausgenommen werden (nicht nur Netze mit 100\r\nProzent EE-Wärme). Es kann bei technischen Problemen durchaus vorkommen, dass kurzfristig ein\r\nSicherheitskessel auf Basis fossiler Brennstoffe dazugeschaltet werden muss, um die Wärmeversorgung sicherzustellen und damit der Anteil erneuerbarer Energien absinkt.\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor\r\nDie verschiedenen Förderprogramme für den Bau von Heizsystemen in für die Erzeugung von Gebäudewärme (BEG) und industrielle Prozesswärme (EEW) sowie für den Bau von Wärmenetzen und Fernwärmetechnologien (BEW, KWKG) und den Betrieb von biogenen KWK-Anlagen (EEG, KWKG) sorgen dafür, dass Verbraucher und Unternehmen nicht die vollen Kosten für eine Umstellung ihrer Heizsysteme\r\nbzw. Wärmeerzeuger tragen müssen. Sie tragen damit dazu bei, dass die Defossilisierung der Wärmeversorgung mit möglichst geringen Mehrkosten für Verbraucher und Unternehmen erreicht werden\r\nkann. Wie oben beschrieben, sollten diese Fördersysteme überarbeitet und insbesondere für die Bioenergie unverhältnismäßige und diskriminierende Regularien abgebaut und die Förderung ggf. ergänzt\r\nwerden.\r\nSeite 12\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Bundesregierung mit der BEW den Ausbau von Erneuerbaren Energien in\r\nWärmenetzen fördert. Jedoch drohen die Chancen, die die Bioenergie für die Wärmewende bietet, ungenutzt zu bleiben. Denn für eine effektive und effiziente Förderung sollten Wärmenetzbetreibern genauso wie Gebäudeeigentümern einen möglichst großen wirtschaftlichen und technischen Gestaltungsspielraum bei der Nutzung erneuerbarer Wärmetechnologien haben. Die BEW spiegelt dies nicht\r\nwider. Speziell sollte die BEW-Förderrichtlinie bei den folgenden Aspekten geändert werden:\r\n1. Deckelungen für die Anrechnung biogener Wärme streichen\r\nIn der „systematischen Förderung“ von neuen Wärmenetzen und der Transformation bestehender\r\nWärmenetze (7.2.3.4., Nr. 3f) sowie in der Förderung von Transformationsplänen und Machbarkeitsstudien (7.2.1., Nr. 3f; 7.2.2.) gelten sehr restriktive Obergrenzen für den Anteil an Wärme aus Biomasse im\r\nNetz. Die Höhe der Obergrenze variiert mit der Netzlänge und dem Zeitpunkt, ab dem die Obergrenze\r\neingehalten werden muss und unterscheidet sich nach bestehenden und neuen Wärmenetzen. Davon\r\nabgesehen ist auch der Anteil von Wärme aus gasförmigen Brennstoffen in neuen Wärmenetzen auf\r\n10 Prozent beschränkt, sofern es sich dabei nicht um eine KWK-Anlage handelt (4.2.1.).\r\nAbgesehen von der hier vorliegenden problematischen Einschränkung der wirtschaftlichen und technischen Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung ist eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann z.B. in ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Zudem sollte nicht der Gasanteil insgesamt,\r\nsondern nur der Anteil fossiler Gase beschränkt werden.\r\n2. Praxisgerechte Ausgestaltung der Liste zulässiger Festbrennstoffe\r\nDie Liste der zulässigen Festbrennstoffe (Anhang 1) sollte praxisgerecht ausgestaltet und an die 1. Bundesimmissionsschutzverordnung § 3 Abs. 1 Nr. 4-8 & 13 angepasst werden. Insbesondere sollte die\r\nBrennstoffliste um, Waldrestholz, Kalamitätsholz, Energiehölzer aus Agroforstsystemen und Kurzumtriebsplantagen, die besonders eine langfristige und sichere Brennstoffversorgung ermöglichen und\r\nfür die zudem zahlreiche positive Umwelteffekte in Agrarlandschaften nachgewiesen sind, erweitert\r\nwerden. Altholz A IV als Brennstoff in dafür vorgesehenen Anlagen zulassen sein. Ein Ausschluss aufgrund des hohen Schadstoffgehaltes ist nicht nachvollziehbar. Dieses Sortiment muss energetisch genutzt werden und somit sollte die daraus gewonnene Energie auch in BEW-Netzen eingesetzt werden\r\ndürfen. Die geforderte Bestätigung des Brennstofflieferanten, dass die jeweiligen Holzsortimente nicht\r\nstofflich verwertet werden können, sollte gestrichen werden. Dies ist nicht praxisgerecht und auch\r\nnicht notwendig, um die stoffliche Holznutzung zu stärken. Die Zahlungsbereitschaft für stofflich nutzbare Holzsortimente ist in den entsprechenden Branchen größer als die Zahlungsbereitschaft von\r\nHolzheizwerksbetreibern. Die Nutzung von Holz wird vor Ort effizienter und ohne bürokratischen Aufwand durch den Markt geregelt als durch zentrale staatliche Vorgaben.\r\n3. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen\r\nEs sollten keine eigenen neuen Nachhaltigkeitsanforderungen vorgegeben werden, die auf keiner\r\nrechtlichen Grundlage beruht. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung sollte deshalb erst ab der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) geforderten Schwelle von 7,5 MW Feuerungswärmeleistung bei fester Biomasse (7.2.3.4., Nr. 1e) bzw. 2 MW Feuerungswärmeleistung bei gasförmiger Biomasse\r\nSeite 13\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nerforderlich sein (7.2.3.4., Nr. 2). Damit werden unnötige und aufwändige bürokratische Anforderungen\r\ngestrichen und auf europäischer Ebene ein Level-Playing-Field zwischen den Mitgliedstaaten sichergestellt.\r\n4. Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Biogas-Wärmeerzeugern\r\nstreichen\r\nHolzenergieanlagen sind aktuell nur förderfähig, wenn sie – je nach Netzlänge – weniger als 4.000 bzw.\r\n2.500 Betriebsstunden pro Jahr aufweisen (7.2.3.4., Nr. 1f). Biogas-Wärmeerzeuger sind nur zur Besicherung, aber nicht als eigenständige Wärmeerzeuger förderfähig (7.2.3.4., Nr. 2). Dies schränkt den Spielraum von Wärmenetzbetreibern stark und unnötig ein.\r\n5. Forderung nach einem Verfügbarkeitsnachweis streichen\r\nDie Anforderung eines Nachweises, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfügung stehen, ist praxisfern und sollte gestrichen werden. Der langjährige Trend zeigt jedoch, dass\r\nEnergieholz aus Rest- und Abfallstoffen in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen.\r\n6. Forderung nach einer Machbarkeitsstudie streichen\r\nFür Nahwärmenetze sollte die Fördervoraussetzung einer umfangreichen und kostenintensiven Machbarkeitsstudie, mit der nachgewiesen wird, dass das Netz langfristig mit 100 Prozent Erneuerbare Energien betrieben werden kann, gestrichen werden.\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft\r\n(EEW)\r\nDie EEW ist an sich ein geeignetes Förderprogramm, um die Defossilisierung der Prozesswärme zu\r\nunterstützen. Allerdings gibt es sowohl in der Förderrichtlinie (RL) wie auch in den Merkblättern (MB)\r\nverschiedene Diskriminierungen für die Nutzung von Biomasse, die aufgehoben werden sollten.\r\n1. Förderquoten für Prozesswärme angleichen\r\nDie Förderquoten bei Biomasseanlagen wurden zuletzt im Vergleich zu anderen Prozesswärmetechnologien unverhältnismäßig abgesenkt. Dies steht im klaren Widerspruch zum Prinzip der Technologieoffenheit und verhindert die effiziente Transformation des Prozesswärmesektors im Mittelstand.\r\nDie Förderquote für Biomasse sollte deshalb an die Förderquote für die anderen erneuerbaren Technologien angeglichen werden.\r\n2. 7,5 MW Deckel für Biomasseanlagen streichen\r\nDer neue, unbegründete Deckel der Gesamtfeuerungswärmeleistung von 7,5 MW für Biomasseanlagen\r\nan einem Standort in der EEW ist ersatzlos zu streichen. (Anlage zum EEW Merkblatt Modul\r\n3. Zulässige Brennstoffsortimente ausdehnen\r\nDie weitestgehende Einschränkung auf die ausschließliche Nutzung von holzigen biogenen Rest- und\r\nAbfallstoffen (Anlage zum EEW Merkblatt Modul 2 1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen) wird dazu führen,\r\ndass sinnvolle Projekte der Defossilierung und des Klimaschutzes nicht umgesetzt werden. Die Aufnahme von Sortimenten wie z.B. Waldrest- und Kalamitätsholz oder Holz aus landwirtschaftlichem\r\nSeite 14\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nAnbau (Agroforst- und Kurzumtrieb) ist notwendig, um nachhaltig verfügbare Biomassen zur Transformation der Prozesswärme nutzen zu können. Grundsätzlich sollten die Nachhaltigkeit der Biomasse\r\nausschlaggebend für den Einsatz sein, also die Einhaltung der Kriterien der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung und nicht willkürlich festgelegte Brennstofflisten.\r\n4. Hybridkesselsysteme zulassen\r\nDas EEW muss gezielt Transformationstechnologien anreizen, die Klimaschutz, Wirtschaftlichkeit und\r\nVersorgungssicherheit sicherstellen. In die Liste der Fördertatbestände (RL 5, Gegenstand der Förderung) müssen dringend Hybridkesselsysteme aufgenommen werden, die eine kombinierte Energieerzeugung aus Biomasse und Strom ermöglichen.\r\n5. Abschaffung von Restriktionen bei der Förderung neuer Biogasanlagen\r\nDer Fördertatbestand für neue Biogasanlagen ist mit so vielen Auflagen verknüpft, dass es praktisch\r\nkeine Anwendungsfälle mehr gibt (Anlage zu MB des Moduls 4, 2.5.5.). Angesichts des großen Bedarfs\r\nbei der Defossilisierung von Produktionsprozessen sind solche technologischen Einschränkungen\r\nnicht zeitgemäß. Hier ist eine grundsätzliche Überarbeitung notwendig, insb. hinsichtlich der Nutzung\r\ndes Biogases (z.B. Zulässigkeit der Netzeinspeisung) und der zulässigen Einsatzstoffe (z.B. Zulässigkeit\r\nvon Anbaubiomasse).\r\n6. Förderung mobiler Wärmespeicher\r\nUm die KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch\r\nüber ein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten Wärmekonzepte gefördert werden, bei denen die Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird (RL, Abschnitt 5).\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)\r\n1. Antragsmodalitäten praxisgerecht ausgestalten\r\nDie Antragsmodalitäten für die Maßnahme „Errichtung, Erweiterung und Umbau von Gebäudenetzen“\r\n(in EM 5.3 f), mit der die für Quartierskonzepte oft genutzten Gebäudenetze gefördert werden, sind in\r\nTeilen sehr unpraktikabel. Insbesondere ist die Übertragung förderfähiger Kosten von den Anschließern an den Gebäudenetz-Errichter in der Praxis ein sehr kompliziertes Verfahren und fordert ein\r\nAbstimmungskonstrukt, das im Zuge einer Richtlinienänderung vereinfacht werden sollte. Dazu muss\r\nder Fördertatbestand Gebäudenetz abgekoppelt von der ansonsten auf ein Einzelgebäude ausgerichteten Förderrichtlinie betrachtet werden. Es ist ein eigenständiger Fördertatbestand, der eigene Förderbedingungen braucht.\r\n2. Technische Anforderungen praxisgerecht ausgestalten\r\nDer „jahreszeitbedingte Raumheizungsnutzungsgrad“ ƞs (= ETAs) von mindestens 81 Prozent (BEG 3.3.2)\r\nist für Holzhackschnitzelanlagen, die minderwertige Holzsortimente verwerten können, nicht zu erreichen, sondern erfordert hochwertige Brennstoffe (Pellets). Dabei ist es politisch gewünscht und auch\r\nim Sinne einer Nutzungsreihenfolge fachlich sinnvoll, möglichst minderwertige Holzsortimente energetisch zu nutzen. Deshalb muss für Holzhackschnitzelanlagen wieder eine Absenkung auf 78 Prozent\r\nSeite 15\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nerfolgen. Ansonsten leidet die Gesamteffizienz des Systems da nur technisch getrocknetes und Hochwertiges Material eingesetzt werden kann. In der energetischen Gesamtbilanz von Brennstoffbereitstellung bis zur Energieerzeugung ist dies von Nachteil.\r\n3.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)\r\nDas zentrale Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern\r\nund zu heben, ist das EEG, das dringend überarbeitet werden muss. Das im Januar beschlossene Biomassepaket adressiert nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks und schöpft somit das\r\nvolkswirtschaftliche Potenzial biogener KWK-Anlagen nicht vollständig aus. Ein Biomassepaket 2.0\r\nkönnte der deutschen Energiewirtschaft entscheidend weiterhelfen. Die wichtigsten Anpassungen\r\nsind:\r\n• Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss\r\nwieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und\r\nflexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\n• Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angeglichen werden (siehe oben).\r\n• Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert\r\nwerden.\r\n• Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexibilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das\r\nentsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n3.5. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverordnung (KWKAusV)\r\nWärme aus der Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe (Biogas, Biomethan, Holz, Wasserstoff etc.) ist\r\nvom Bonus für erneuerbare Wärme (§ 7a KWKG) wie auch von den KWK-Innovationsausschreibungen\r\n(§ 33b KWKG) ausgeschlossen; sowohl die Brennstoffe in der KWK-Anlage oder einem angeschlossenen\r\nHeizkessel eingesetzt wird. Denn diese Regelungen sind beschränkt auf sog. „innovative“ erneuerbare\r\nWärme, welche dann als Wärme aus Wärmeerzeugern, die mindestens eine Jahresarbeitszahl von 1,25\r\naufweisen (§ 2 Abs. Nr. 12a KWKAusV). Dies kann von Wärmeerzeugern, die Brennstoffe einsetzen, niemals erreicht werden, da es bei Verbrennungstechnologien immer Umwandlungsverluste gibt.\r\nFür eine detailliertere Darstellung und weitere Vorschläge zur Weiterentwicklung des KWKG wird auf\r\ndas Positionspapier des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. verwiesen.\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe\r\nund Fernwärme\r\nSeite 16\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie\r\nDie Bundesregierung sollte bis Ende 2026 ein umfangreiches Gesetzes- und Verordnungspaket zur Beseitigung von diskriminierenden, praxisfernen oder unverhältnismäßigen regulatorischen Anforderungen für die Erzeugung, Nutzung und Förderung nachhaltiger Bioenergie vorlegen. Bei der Umsetzung\r\nder RED III im Strombereich darf es zu keinen zusätzlichen überzogenen Anforderungen kommen.\r\nHierzu zählen v.a. auch die Vorgaben an die Treibhausgas-Einsparung. Neben praxisgerechten und\r\npragmatischen Umsetzungsvorgaben müssen alle in der RED III eingeräumten Übergangszeiträume\r\nund Vereinfachungsmöglichkeiten für die Zertifizierung genutzt werden. Für eine detailliertere Darstellung und weitere Vorschläge zur Umsetzung der RED III wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern\r\nDie novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie muss ambitioniert in deutsches Recht übertragen werden,\r\num den Anschluss von Biomethananlagen und umgerüsteten bestehenden Biogasanlagen ans Gasnetz\r\nzu erleichtern. Ein solches Gesetzespaket muss unter anderem enthalten:\r\n• Übergangsregelung zur Ende 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV): Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln Detail geregelt wird, muss im\r\nSinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden,\r\ndass sowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2026 ein Einspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche\r\nbenötigt Bestands- und Investitionsschutz.\r\n• Nachfolgeregelung zur Netzanschlussregulierung: Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss auch nach Auslaufen der GasNZV vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt\r\nNetzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan vor.\r\n• Restriktionen beim Bauen von clusternden Biogasaufbereitungsanlagen im Außenbereich\r\n(Baugesetzbuch) müssen abgeschafft werden (siehe unten).\r\n• Anlagen & Infrastruktur zur Erzeugung und Netzeinspeisung erneuerbarer Gase sollten als im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse festgelegt werden, z.B. in GEG und WPG (siehe oben).\r\nFür eine detaillierte Darstellung wird auf die Positionspapiere zur GasNZV-Nachfolgeregelung sowie\r\nzur Stärkung der Biomethaneinspeisung verwiesen.\r\nSeite 17\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und Wärmespeicherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d BauGB)\r\nMit den Sonderregeln in § 246d Absatz 4 Nr. 1 und Nr. 2 des Baugesetzbuchs (BauGB) soll die Errichtung\r\nvon Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln („clustern”), bzw.\r\nvon Biogas-BHKW, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt an einer Wärmesenke errichtet\r\nwerden („Satelliten-BHKW”), im Außenbereich ermöglicht werden. Allerdings ist die Regelung zu clusternden Biogasaufbereitunganlagen unnötig restriktiv, da Biogasanlagen ausgeschlossen werden, die\r\nim Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw.\r\nbetrieben werden. Bei der Regelung zu den Satelliten-BHKW ist der Anknüpfungspunkt - die Biogaserzeugungsanlage - falsch gewählt, weshalb die Regelung in der Praxis nicht angewendet werden kann.\r\nDie Regelungen müssen entsprechend überarbeitet werden.\r\nDarüber hinaus sollte auch der Bau von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich erleichtert werden, da diese notwendig sind, damit KWK-Anlagen ihre Wärmeversorgung aufrechterhalten können,\r\nwenn die BHKW aufgrund eines hohen Angebots an Wind- und Solarstrom abstellen.\r\nSeite 18\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020850","regulatoryProjectTitle":"Industrieemissionen für Bioenergieanlagen an EU-Recht angleiche &, Kaskadennutzung ermöglichen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8c/b1/643906/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180003.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum \r\nEntwurf einer Mantelverordnung zur \r\nUmsetzung der novellierten \r\nIndustrieemissionsrichtlinie (IED)\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nAnmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf der \r\nMantelverordnung .........................................................................................................................................4\r\n1. Zu Artikel 1 - 4. BImSchV ............................................................................................................4\r\nVorabbemerkung .............................................................................................................................4\r\n1.1 Zu Anhang 1, Nummer 7.12.1.............................................................................................4\r\n1.2 Zu Anhang 1 Nummer 8.2.2.3 ...........................................................................................5\r\n1.2.1 Durchsatzkapazität...........................................................................................................5\r\n1.2.2 Analytische Nachweisführung zur „Schwermetallfreiheit“............................6\r\n1.3 Zu Anhang 1 Nummer 8.3.2 und 8.4.1 .......................................................................... 7\r\n1.3.1 Nicht mehr IED-Anlagen, als europarechtlich notwendig.............................. 7\r\n1.3.2 Klarstellung zum Begriff „Bioabfall“.........................................................................8\r\n1.3.3 Substratwechsel hinzu Gülle und anderen Reststoffen nicht unnötig \r\nerschweren .........................................................................................................................................8\r\n2. Zu Artikel 3 - 45. BImSchV......................................................................................................... 11\r\nVorabbemerkung: .......................................................................................................................... 11\r\n2.1 Zu § 2 - Begriffsbestimmungen..................................................................................... 11\r\n2.2 Zu § 3 - Anforderungen an die Einführung und den Betrieb von \r\nUmweltmanagementsystemen................................................................................................ 12\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze \r\n \r\nNicht mehr IED-Anlagen als EU-rechtlich erforderlich: die Biogasanlagen adressierenden Genehmi\u0002gungstatbestände müssen so gestaltet werden, dass die europarechtlichen Möglichkeiten voll ausge\u0002schöpft werden und nicht - wie bisher - aufgrund nationaler Regelungen mehr Anlagen als IED-Anlagen \r\neingeordnet werden, als notwendig. \r\nDurchsatzkapazität für Altholz erhöhen: Kleine und mittelständische Unternehmen benötigen dringend \r\nAlternativen zu Wasserstoff und Direktelektrifizierung, um ihre Prozesse zu defossilisieren. Biomasse \r\nist hierbei eine Schlüsseltechnologie, besonders im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Jedoch zwingt \r\ndie aktuelle Durchsatzbeschränkung für Altholzanlagen oft zum Einsatz von Frischholz, was das Ziel \r\nder Kaskadennutzung unterläuft. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität auf <6 t/h würde eine kli\u0002mafreundliche Transformation in KMU maßgeblich unterstützen und ihre Wettbewerbsfähigkeit stär\u0002ken.\r\nAnalytische Nachweisführung zur „Schwermetallfreiheit“: Die Diskussion um die Einhaltung des Krite\u0002riums „Schwermetallfreiheit“ ist für Anlagenbetreiber zentral. Seit Oktober 2021 liefert die DIN EN ISO \r\n17225-9:2021-10 klare Spezifikationen für Gebrauchthölzer, die nicht mit Holzschutzmitteln, Schwerme\u0002tallen oder halogenorganischen Verbindungen behandelt sind. Die Norm bietet eindeutige Klassifizie\u0002rungsprinzipien und erleichtert genehmigungspflichtige Verfahren. Im Zuge der Novelle der 4. BImSchV \r\nsollte gesetzlich festgelegt werden, dass die Grenzwerte der Tabelle 2 I4 der Norm für den Nachweis \r\nder „Schwermetallfreiheit“ anerkannt werden. \r\nZusätzliche Belastung durch Umweltmanagementsystem verhindern: Derzeit sind Anlagen der 17. BIm\u0002SchV lediglich dazu verpflichtet ein Umweltmanagementsystem einzuführen, welches wahlweise die \r\nAnforderungen des Gemeinschaftssystems für Umweltmanagement und Umweltbetriebsprüfung (E\u0002MAS) oder der Norm DIN EN ISO 14001 oder die derzeit unter Anlage 6 Nummer 2 aufgeführten Merk\u0002male erfüllt. Künftig soll die dritte Option wegfallen. Zudem sind bislang lediglich Anlagen der 17. BIm\u0002SchV betroffen. Insbesondere für kleinere Anlagen ist die Einführung eines Umweltmanagementsys\u0002tems mit hohen zusätzlichen Kosten verbunden.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nAnmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf \r\nder Mantelverordnung\r\n1. Zu Artikel 1 - 4. BImSchV\r\nVorabbemerkung \r\nDen folgenden Anmerkungen und Änderungsvorschlägen sei die Bitte vorangestellt, im weiteren Pro\u0002zess die Anlage 1 - Liste „UVP-pflichtige Vorhaben“ des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprü\u0002fung (UVPG) nicht aus den Augen zu verlieren und Anlage 1 des UVPG möglichst parallel zum neu \r\ngefassten Anhang 1 der 4. BImSchV mit diesem zu harmonisieren.\r\n1.1 Zu Anhang 1, Nummer 7.12.1 \r\nDie Änderung der Nummer 6.5 des Anhangs I der Richtlinie 2010/75/EU bedingt den Ersatz der Begriff\u0002lichkeit „tierische Abfälle“ durch den Terminus „tierische Nebenprodukte“. \r\nDamit wird – wie in Teil 3 der Auswirkungsanalyse der EU-Kommission zum Vorschlag für eine Novel\u0002lierung der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen (Dokument SWD (2022) 111 vom 5.4.2022; \r\nSeiten 323 ff) gefordert – die Anpassung an geltende rechtliche Begriffe vollzogen. Nicht berücksichtigt \r\nwird dadurch jedoch die ebenfalls in o.g. Auswirkungsanalyse adressierte anzustrebende Klarstellung1\r\nzur klaren Abgrenzung von Vorhaben der Nummer 6.5 zu solchen der Nummer 5.3 des Anhangs I der \r\nRichtlinie 2010/75/EU. \r\nZwar wird in der Begründung zum vorliegenden Entwurf der Mantelverordnung beschrieben, welche \r\nAnlagen von der Nummer 7.12.1 der 4. BImSchV adressiert werden sollen, jedoch erachten die Verbände \r\ndes HBB es geboten, dies direkt mit dem Verordnungstext über die Formulierung der Anlagenbeschrei\u0002bung in Spalte b klarzustellen.\r\nVorschlag\r\nAnhang 1, Nummer 7.12.1 Spalte b der 4. BImSchV (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst \r\nwerden:\r\n„Beseitigung oder Verwertung durch oder nach Drucksterilisation von Tierkörpern oder tieri\u0002schen Nebenprodukten, mit einer Verarbeitungskapazität von“\r\n \r\n1\r\n“In addition, Member states may interpret the provisions of Annex I of the IED in various ways, i.e. that plants processing \r\nmanure and slurry can fall under either point 5.3 or 6.5 of this Annex. The above mentioned activities are associated with \r\ndifferent capacity thresholds as well as with different BAT Conclusions. The following approaches would address these issues:“\r\n[…] Clarification of points 5.3 and 6.5 of Annex I of the IED as to the production of biogas.”\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nBegründung: \r\nDie Nummern 7.12.1, 8.3.2 und 8.4.1 der vorgelegten Entwurfsfassung der 4. BImSchV beziehen sich alle \r\nauf Vorhaben deren Tätigkeit eine „Verwertung tierischer Nebenprodukte“ umfasst. Zwar sind hier je\u0002weils unterschiedliche tierische Nebenprodukte gemeint (Stichwort: Material der Kategorie 1, 2 oder 3), \r\njedoch wird dies zumindest bei den Anlagen nach 7.12.1 und 8.3.2 aus den jeweiligen Anlagenbeschrei\u0002bungen nicht deutlich. Dies sollte deshalb textlich klargestellt werden. \r\nDer Begründung zum vorliegenden Entwurf ist zu entnehmen [mit Nummer 7.12.1]: „Gemeint sind somit \r\nAnlagen, die im Sinne der VO Nr. 1069/2009 tierische Nebenprodukte durch Drucksterilisation verar\u0002beiten bzw. weiterverwenden. Umfasst sind grundsätzlich zudem auch Anlagen zur Verbrennung bzw. \r\nEinäscherung von Tierkörpern oder tierischen Nebenprodukten.“\r\nZur Abgrenzung im Bereich der Verwertung tierischer Nebenprodukte zu den Vorhaben nach Nummer \r\n8 wird daher vorgeschlagen, als Abgrenzungskriterium entsprechend der Begründung die Drucksterili\u0002sation des eingesetzten oder weiterverarbeiteten Materials in die Anlagenbeschreibung aufzunehmen.\r\n1.2 Zu Anhang 1 Nummer 8.2.2.3 \r\n1.2.1 Durchsatzkapazität \r\nKleine und mittelständische Unternehmen benötigen dringend Alternativen zu Wasserstoff und Direk\u0002telektrifizierung, um ihre Prozesse zu defossilisieren. Biomasse ist hierbei eine Schlüsseltechnologie, \r\nbesonders im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Jedoch zwingt die aktuelle Durchsatzbeschränkung \r\nfür Altholz Anlagen oft zum Einsatz von Frischholz, was die Ziele der Kaskadennutzung von Holz unter\u0002läuft. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität auf <6 t/h würde eine klimafreundliche Transforma\u0002tion in KMU maßgeblich unterstützen und ihre Wettbewerbsfähigkeit stärken.\r\nVorschlag\r\nAnhang 1, Nummer 8.2.2.3, Spalte b der 4. BImSchV (Entwurfsfassung) sollte wie folgt ange\u0002passt werden:\r\n„weniger als 3 6 Tonnen je Stunde, soweit ausschließlich Altholz der Altholzkategorie A I und \r\nA II nach der Altholzverordnung verbrannt wird und dieses keine Schwermetalle infolge einer \r\nBehandlung oder Beschichtung enthält und die Feuerungswärmeleistung 1 Megawatt oder \r\nmehr beträgt,“\r\nBegründung \r\nDie Prozesswärme ist der industrielle Anwendungsbereich mit dem höchsten Energieverbrauch in \r\nDeutschland. Der Anteil der erneuerbaren Energien bei der industriellen Prozesswärmebereitstellung \r\nSeite 6\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nliegt bei lediglich 6 Prozent. Vor allem kleine und mittelständische Unternehmen benötigen für die \r\nDefossilisierung ihrer industriellen Prozesse Alternativen zu Wasserstoff und zur Direktelektrifizierung. \r\nDer energetische Einsatz von Biomasse ist hier eine wichtige Transformationstechnologie. Biomasse \r\nhat die höchste Systemdienlichkeit im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Vor allem Prozessdampf \r\nmuss immer Just-in-Time zur Verfügung gestellt werden und ist kaum speicherbar. \r\nDie Nummer 8.1.1.5 Anhang 1 der 4. BImSchV (zukünftig Nummer: 8.2.2.3) ist genehmigungsrechtlich ein \r\nwichtiges Instrument, um Altholzsortimente in die industrielle Prozesswärme zu lenken. Ein großer \r\nVorteil ist hierbei das vereinfachte Verfahren, da damit die Realisierungszeiten entsprechender Pro\u0002jekte deutlich verkürzt werden und eine schnelle und effiziente Prozesswärmewende in den Unterneh\u0002men herbeigeführt werden kann. \r\nDie aktuelle Durchsatzbeschränkung führt in der Praxis dazu, dass Anlagen auf Frischholzsortimente \r\nausweichen müssen und somit das politische Ziel zur Stärkung der Kaskadennutzung konterkariert \r\nwird. In der Praxis gibt es zunehmend Fallbeispiele, dass Unternehmen Bestandsanlagen erweitern \r\nmöchten, aber aufgrund der Durchsatzbeschränkung auf Frischholzsortimente ausweichen müssen.\r\nDie Verdoppelung der maximal zulässigen Durchsatzkapazität auf <6 Tonnen je Stunde würde einen \r\nwichtigen Beitrag dazu leisten, dass kleine und mittlere Unternehmen bei ihren Defossilisierungsbe\u0002mühungen unterstützt und nicht behindert werden.\r\n1.2.2 Analytische Nachweisführung zur „Schwermetallfreiheit“ \r\nDie Fragestellung, unter welchen Voraussetzungen das Kriterium der „Schwermetallfreiheit“ (keine \r\nSchwermetalle infolge einer Behandlung oder Beschichtung) für A I- und A II-Sortimente eingehalten \r\nwird, wurde in den vergangenen Jahren fachlich kontrovers diskutiert. Die Novelle der 4. BImSchV kann \r\ngenutzt werden, um in dieser für Anlagenbetreiber zentralen Frage Planungs- und Rechtssicherheit \r\nherzustellen. Seit Oktober 2021 liegt mit der „DIN EN ISO 17225-9:2021-10 Biogene Festbrennstoffe -\r\nBrennstoffspezifikationen und -klassen - Teil 9: Klassifizierung von grobem Schredderholz und Holz\u0002hackschnitzeln für die industrielle Verwendung“ eine einschlägige internationale Norm vor, welche \r\nunter Tab. 2 I4 Brennstoffspezifikationen für Gebrauchthölzer definiert, die nicht mit Holzschutzmitteln, \r\nSchwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt worden sind. \r\nSeite 7\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nTab. 1 Grenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nGrundsätzlich hat es sich die Normenreihe ISO 17225 zum Ziel gesetzt, eindeutige und klare Klassifizie\u0002rungsprinzipien für biogene Festbrennstoffe bereitzustellen. Die Normenreihe soll zudem als Bezugs\u0002rahmen genehmigungspflichtige Verfahren erleichtern. Im Zuge der Novelle der 4. BImSchV sollte der \r\nGesetzgeber eindeutig festlegen, dass zur analytischen Nachweisführung der „Schwermetallfreiheit“ \r\nfür Altholzsortimente der Kategorien A I und A II die Grenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tabelle 2 I4 \r\nanerkannt werden.\r\n1.3 Zu Anhang 1 Nummer 8.3.2 und 8.4.1 \r\n1.3.1 Nicht mehr IED-Anlagen, als europarechtlich notwendig \r\nEs wird ausdrücklich begrüßt, dass man sich im Zuge der Novelle der 4. BImSchV den Schwellenwerten \r\ndes Anhang 1 der Richtlinie 2010/75/EU nähert. Zu kritisieren ist jedoch, dass die europarechtlichen \r\nSpielräume nicht ausgeschöpft werden und damit national mehr Anlagen als IED-Anlagen eingeordnet \r\nwerden als europarechtlich notwendig.\r\na) Nummer 8.3.2 umfasst in der vorliegenden Entwurfsfassung drei Vorhabentypen: Kompostie\u0002rungsanlagen, Biogasanlagen und Kombinationen von Kompostierung und Biogaserzeugung \r\n(Stichwort: Biogasanlage mit Nachrotte). Alle drei Konstellationen werden mit Erreichen bzw. \r\nÜberschreiten der Schwelle von 75 Tonnen Durchsatzkapazität je Tag, in Spalte d mit einem \r\n„E“ gekennzeichnet und damit als IED-Anlagen eingeordnet. Tatsächlich sieht Anhang 1 Num\u0002mer 5.3, Buchstabe b, letzter Satz der Richtlinie 2010/75/EU für Biogasanlagen eine Schwelle \r\nvon 100 t Durchsatzkapazität je Tag. \r\nSeite 8\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nb) Die im Entwurf vorgesehene Nummer 8.4.1 entspricht der aktuellen Nummern 8.6.3. Zu kritisie\u0002ren bleibt, dass nicht zwischen Gülle, die Abfall ist und Gülle, die Nebenprodukt im Sinne des \r\nKreislaufwirtschaftsgesetztes (KrWG) ist, unterschieden wird. Tatsächlich setzt die Mehrheit der \r\naktuell unter 8.6.3 und zukünftig unter 8.4.1 einzuordnenden Biogasanlagen keinen Abfall, son\u0002dern Gülle als Nebenprodukt ein. Oder anders formuliert: fast alle der etwa 170 aktuell über \r\n8.6.3.1 Spalte d) national als IED-Anlagen eingeordneten Gülle-vergärenden Biogasanlagen, \r\nmüssen europarechtlich keine IED-Anlagen sein.\r\n2 An dieser Stelle sei betont, dass nicht die \r\nZuordnung zum förmlichen Genehmigungsverfahren, sondern nur europarechtlich nicht not\u0002wendige Einordnung als IED-Anlage kritisiert wird. \r\n1.3.2 Klarstellung zum Begriff „Bioabfall“ \r\nIn Nummer 8.3.2 wird auf die „biologische Behandlung zur Verwertung von Bioabfällen“ abgestellt.\r\nGegen die Verwendung des Begriffs „Bioabfall“ bestehen zunächst keine Einwände. Allerdings besteht \r\ndie Sorge, dass es hier zu Diskussionen und Missinterpretationen im Vollzug kommen könnte, wenn es \r\num den Einsatz von anderen tierischen Nebenprodukten als Gülle geht. \r\nTierische Nebenprodukte sind zwar über § 2 Nr. 1 der Bioabfallverordnung vom Begriff „Bioabfall“ mit\u0002erfasst, jedoch wird in § 2 Nr. 2 der Bioabfallverordnung (noch) von „Abfällen tierischer Herkunft“ ge\u0002sprochen. Weiterhin finden die Anforderungen der Bioabfallverordnung nach § 1 Absatz 3 Nummer 3a \r\nauf die meisten tierischen Nebenprodukte nach der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des Europäischen \r\nParlaments und des Rates vom 21. Oktober 2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschli\u0002chen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte keine Anwendung, weil entsprechende Anforderun\u0002gen bereits in den Verordnungen (EG) Nr. 1069/2009 und (EU) Nr. 142/2011 geregelt sind. \r\nUm Klarheit zu schaffen, sollte daher textlich klargestellt werden, dass der Begriff „Bioabfall“ auch \r\n„tierische Nebenprodukte“ einschließt. \r\n1.3.3 Substratwechsel hinzu Gülle und anderen Reststoffen nicht unnötig erschweren \r\nDie Substitution von Anbaubiomasse durch Substrate wie Gülle oder andere Reststoffe stellt beste\u0002hende Biogasanlagen vor unverhältnismäßige Herausforderungen. \r\nSoll in bestehenden Biogasanlagen nach Nummer 1.15 des Anhang 1 der 4. BImSchV zukünftig Wirt\u0002schaftsdünger oder ein anderer Reststoff eingesetzt werden, wird aufgrund des Nummernwechsels \r\n(von Nr. 1 in Nr. 8) von vielen Behörden eine vollständige Neugenehmigung der Anlage in den Raum \r\ngestellt (Stichwort: Änderung des Charakters der Anlage). Aus Sicht der Bioenergieverbände ist eine \r\nvollständige Neugenehmigung der Anlage unsachgemäß, da die Anlage nach wie vor Biogas aus Bio\u0002masse erzeugt. Dass eine solche Änderung der Anlage i.d.R. eine Änderungsgenehmigung gemäß § 16 \r\n2 Siehe dazu auch den Vorschlag der Bundesregierung im Kontext der „Verordnung zur Umsetzung von Artikel 14 der Richtlinie \r\nzur Energieeffizienz und zur Änderung weiterer umweltrechtlicher Vorschriften“ BR Drs. 538/14 – Artikel 3 Nr. 2 Buchstabe l, bzw. \r\ndie Empfehlung des Umweltausschusses in BR Drs. 538/1/14; Nr. 5 – Seite 5)\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nBImSchG erforderlich machen wird, steht hierbei nicht in Frage. Aber eine vollständige Neugenehmi\u0002gung ist schlicht unverhältnismäßig. \r\nVor eine ähnliche Problematik gestellt sehen sich bisher nach 4. BImSchV nicht genehmigungsbedürf\u0002tige Gülle und/oder Anbaubiomasse vergärende Anlagen, die zukünftig z.B. Rasenschnitt, Treber oder \r\nandere Abfälle aus der Getränke- oder Lebensmittelherstellung einsetzten wollen. \r\nDenn der Einsatz eines (Bio-)Abfalls bedingt die Zuordnung zu Nummer 8.6.2 (zukünftig 8.3.2) und die \r\nAnlage ist nicht ab 1,2 Mio. Nm³ Rohbiogasproduktionskapazität per anno genehmigungsbedürftig, son\u0002dern bereits ab 10 Tonnen Tagesdurchsatz an Inputstoffen. Die „10-Tonnen-Schwelle“ wird aber i.d.R. \r\ndeutlich früher erreicht bzw. überschritten als die 1,2 Mio. Nm³ Schwelle, insbesondere dann, wenn \r\nSubstrate mit geringer Energiedichte wie Gülle eingesetzt werden. Selbst eine bestehende 75 kW Gül\u0002lekleinanlage, die den Grasschnitt von nahegelegenen PV-Anlagen oder Sportplätzen in der Umgebung \r\neinsetzten will, bedürfte dann einer bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung – und zwar ei\u0002ner Neugenehmigung, was aber bezogen auf den damit verbundenen zeitlichen und finanziellen Auf\u0002wand unverhältnismäßig und u.U. auch wirtschaftlich gar nicht darstellbar ist.\r\nIm Ergebnis aller unter 1.3 ausgeführten Punkte wird daher vorgeschlagen, die Biogasanlagen adres\u0002sierenden Tatbestände unter Ausschöpfung des EU-rechtlich Möglichen wie folgt zu gestalten bzw. zu \r\nstraffen und untereinander zu harmonisieren: \r\nVorschlag\r\na) Reine Vergärungsanlagen zur Verwertung von Bioabfällen werden europarechtskonform \r\naus der Nummer 8.3.2 exkludiert und in den Tatbestand einer neuen Nummer 8.4.1 über\u0002führt. Die Kombination von Kompostierungs- und Vergärungsanlagen verbleibt in Num\u0002mer 8.3.2.\r\nb) Unter der neuen Nummer 8.4. werden alle Anlagen zur Erzeugung von Biogas zusammen\u0002gefasst.\r\nc) Die neue Nummer 8.4.1 erfasst alle Biogasanlagen, die durch reine anaerobe Vergärung \r\nBioabfälle, einschließlich tierischer Nebenprodukte (inklusive Abfall-Gülle), verwerten. \r\nd) Die neue Nummer 8.4.2 erfasst alle von 8.4.1 und 8.3.2 nicht erfassten Biogasanlagen (ein\u0002schließlich der bisher unter Nummer 1.15 gefassten Anlagen und Anlagen die „Nebenpro\u0002dukt-Gülle“ einsetzen).\r\ne) Die bisherige Nummer 1.15 wird gestrichen.\r\n8.3.2 biologische Behandlung zur Verwertung von Bioabfällen \r\neinschließlich tierischer Nebenprodukte durch aerobe Ver\u0002fahren (Kompostierung) oder eine Kombination von aeroben \r\nund anaeroben (Vergärung) Verfahren (Kaskadennutzung), \r\nmit einer Durchsatzkapazität von\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\n8.3.2.1 75 Tonnen oder mehr je Tag, G E\r\n8.3.2.2 10 Tonnen bis weniger als 75 Tonnen je Tag; V\r\n8.4. Anlagen zur Erzeugung von Biogas durch Vergärung, \r\n8.4.1 zur Verwertung von Bioabfällen einschließlich tierischer Ne\u0002benprodukte, ausgenommen Gülle, bei der es sich um ein \r\nNebenprodukt gemäß § 4 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes \r\nhandelt, soweit nicht von Nummer 8.3.2 erfasst, mit einer\r\nDurchsatzkapazität von\r\n8.4.1.1 100 Tonnen oder mehr je Tag G E\r\n8.4.1.2 weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapa\u0002zität von Rohbiogas 1,2 Mio. Nm³ je Jahr oder mehr beträgt;\r\nV\r\n8.4.2 soweit nicht von Nummer 8.4.1 oder 8.3.2 erfasst, mit einer \r\nDurchsatzkapazität von \r\n8.4.2.1 100 Tonnen oder mehr je Tag G\r\n8.4.2.2 weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapa\u0002zität von Rohbiogas 1,2 Mio. Nm³ je Jahr oder mehr beträgt;\r\nV\r\n \r\nBegründung \r\nMit der vorgeschlagene Neustrukturierung der biogasanlagenbezogenen Genehmigungstatbestände \r\nwird, ohne Abstriche beim Anforderungsniveau, die Zahl der IED-Anlagen auf das europarechtlich er\u0002forderliche beschränkt, die Tatbestände übersichtlicher gestaltet und sachlich nicht gerechtfertigte \r\nbürokratische Hürden abgebaut. Der Ersatz von Anbaubiomasse durch Wirtschaftsdünger und/oder \r\nReststoffe wird verfahrensseitig vereinfacht und somit werden Behörden wie Betreiber entlastet und \r\nGenehmigungsprozesse beschleunigt. \r\nSeite 11\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\n2. Zu Artikel 3 - 45. BImSchV \r\nVorabbemerkung: \r\nAuch wenn die Pflicht zur Etablierung eines Umweltmanagementsystems gemäß Artikel 14a der geän\u0002derten IE-Richtlinie nunmehr unumgänglich ist, sei dennoch die Frage gestellt, ob dies in dieser Form \r\ntatsächlich zielführend ist. \r\nIn der Publikation des Umweltbundesamtes 57/2022 („Optionen für eine flächendeckende Implemen\u0002tierung von Umweltmanagementsystemen“) wird ausgeführt: „Vor dem Hintergrund dieser bereits an\u0002spruchsvollen Genehmigungsanforderungen erscheint es – zumindest auf den ersten Blick – nicht ohne \r\nWeiteres ersichtlich, inwiefern die Einführung eines UMS bei derart reglementierten Unternehmen [ge\u0002meint sind IED-Anlagen] noch zu einem „Plus“ an Rechtsdurchsetzung oder einer Erleichterung der \r\nVollzugstätigkeit auf Behördenseite führen soll.“\r\nEs sei ergänzt, dass sich auch auf den zweiten Blick kein Mehrgewinn erkennen lässt, der den damit \r\nverbundenen Aufwand rechtfertigen würde – insbesondere nicht, wenn doch inzwischen immer deut\u0002licher wird, dass das Übermaß an Auflagen und Regulierung zunehmend die Wettbewerbsfähigkeit von\r\nUnternehmen gefährdet und damit zum Standortnachteil und Risiko für Wirtschaftswachstum und Be\u0002schäftigung geworden ist. \r\n2.1 Zu § 2 - Begriffsbestimmungen \r\nObwohl die Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen keine bestimmte Art eines Management\u0002systems vorgibt, wird mit der vorgesehenen Begriffsdefinition „Umweltmanagementsystem“ (UMS) \r\nmindestens ein System, dass den Anforderungen nach DIN EN ISO 14001 entspricht, erforderlich. Zu\u0002künftig betroffene Betriebe haben bis dato zwar teilweise interne Mechanismen etabliert und Maß\u0002nahmen ergriffen, um den in den BVT geforderten UMS Rechnung zu tragen, ein UMS nach DIN EN ISO \r\n14001 geht aber deutlich darüber hinaus und ist lediglich in Einzelfällen eingeführt.\r\nAuch können Anlagen, die der 17. BImSchV unterliegen, derzeit noch ein Umweltmanagementsystem \r\neinführen, das die in Anlage 6 Nummer 2 aufgeführten Merkmale erfüllt. Dies soll künftig nicht mehr \r\nmöglich sein. \r\nAls besonders irritierend wird daher empfunden, dass die Ausführungen zum Erfüllungsaufwand da\u0002hingehend verstanden werden, dass der Verordnungsgeber davon ausgeht, dass alle betroffenen An\u0002lagen bereits über eine UMS entsprechend DIN EN ISO 14001 verfügen, da für dessen Einführung keine \r\nKosten veranschlagt werden. Tatsächlich wird aber die Einführung eines entsprechenden Umweltma\u0002nagementsystem mit erheblichen einmaligen, wie kontinuierlichen Kosten verbunden sein - schon \r\ndeswegen, weil kleine Unternehmen bzw. Betriebe mit beschränkten personellen Ressourcen auf ex\u0002terne Dienstleister zurückgreifen werden müssen, um die Anforderungen der DIN EN ISO 14001 umset\u0002zen zu können. \r\nSeite 12\r\nStellungnahme zur IED-Mantelverordnung – Stand: 17.01.2025\r\nDie Tatsache, dass im Falle von bereits an anderer Stelle dokumentierten „Inhalten des Management\u0002systems oder damit verbundenen Leistungsindikatoren, Zielen oder Maßnahmen“ ein Verweis im UMS \r\nauf diese Dokumente genügen soll, stellt zwar eine gewisse Erleichterung dar. Allerdings ist eine Ab\u0002schätzung der erforderlichen Unterlagen angesichts eines leeren und erst perspektivisch mit Inhalten \r\ngefüllten Anhang 3 schwer möglich. \r\nIn Verbindung mit den nach § 7 Absatz 2 alle drei Jahre erforderlichen Konformitätsnachweisen, die \r\nnur in Form eines EMAS-Registrierungsbescheides oder eines Zertifikats nach DIN EN ISO 14001 er\u0002bracht werden können, wird letztlich eine vollständige externe Zertifizierung erforderlich. \r\n2.2 Zu § 3 - Anforderungen an die Einführung und den Betrieb von Umweltmanagementsystemen \r\nAuch wenn das Problem unmittelbar aus der geänderten IE-Richtlinie und nicht erst aus der nationa\u0002len Umsetzung resultiert, sei hier dennoch kritisch angemerkt, dass die Frist zur Einführung des UMS \r\ndeutlich zu kurz ist. \r\nNach Angaben des Bundesverbandes der Deutschen Industrie e.V. (BDI) erfordert die Einführung eines \r\nUMS bis zu zwei Jahre. Bis zum 01.07.2027 verbleiben bereits jetzt nur noch 29 Monate. In Anbetracht \r\ndes zur Kenntnis gegebenen zeitlichen Ablaufs (Kabinettsbefassung erst in der neuen Legislaturperi\u0002ode, Inkrafttreten der Mantelverordnung erst nach dem Inkrafttreten des Mantelgesetzes möglich) \r\nmuss bereits zum jetzigen Zeitpunkt in Frage gestellt werden, ob die gesetzte Frist überhaupt einhalt\u0002bar ist. Dies auch vor dem Hintergrund, dass auch die Kapazitäten der akkreditierten Zertifizierungs\u0002stellen, die ISO 14001-Zertifizierungen anbieten, nicht unbegrenzt sind. \r\nStand: 17.01.25\r\nKontakt \r\n \r\nHauptstadtbüro Bioenergie \r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Tim Pettenkofer\r\nReferent Holzenergie des Bundesverband Bioenergie e.V. & Fachverband Holzenergie\r\nTel.: 030-2758179-285\r\nEmail: pettenkofer@bioenergie.de\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleitung Genehmigung des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-12 \r\nE-Mail: gepa.porsche@biogas.or"},"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":"2025-01-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020852","regulatoryProjectTitle":"EEG schnell reformieren: Flexibilität sichern, Vergütung stärken, Kleinanlagen fördern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/b5/643908/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180008.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nKurzfristiger\r\nAnpassungsbedarf:\r\nBiomassepaket 2.0 zur\r\nÜberarbeitung des\r\nErneuerbare-EnergienGesetzes (EEG 2023)\r\nSeite 2\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................5\r\nTeil #1: Biomasse- & Biomethan-Ausschreibungen: Eine effiziente und flexible\r\nStrom- und Wärmeerzeugung durch verbesserte Rahmenbedingungen stärken. ......... 7\r\n1. Neue Vergütungssystematik für Biogasanlagen und Biomethananlagen ...................... 7\r\n1.1. Strommengenmodell mit Leitplanken für Biogasanlagen in den BiomasseAusschreibungen und Biomethananlagen (Einführung eines neuen § 39i Abs. 2a\r\n& Änderung von § 39m Abs. 2 EEG 2023).....................................................................................8\r\n1.1.1. Begrenzung der vergütungsfähigen Strommenge pro Anlage & pro Jahr..8\r\n1.1.2. Maximale Einspeisestunden pro Kalenderjahr mit Absenkungspfad als\r\nVoraussetzung für den Flexibilitätszuschlag......................................................................9\r\n1.1.3. Bagatellgrenze........................................................................................................................9\r\n1.2. Wechseloption für bereits bezuschlagte Anlagen in das neue System\r\n(Einführung eines neuen § 39g Abs. 1a EEG 2023; Ergänzung von § 39g Abs. 2 EEG\r\n2023)............................................................................................................................................................ 11\r\n2. Einführung von „Sondermonaten“ für 2025-2027 (Einführung eines neuen § 39g\r\nAbs. 2a EEG 2023).......................................................................................................................................... 12\r\n3. Maisdeckel streichen oder zumindest an GEG angleichen (Streichung bzw.\r\nÄnderung von § 39i Abs. 1 EEG 2023; Ergänzung von § 100 EEG 2023).................................13\r\n4. Biomasse-Ausschreibungsvolumen für 2027 und 2028 stark erhöhen und bis 2032\r\nverlängern (Änderung von § 28c Abs. 2 EEG 2023)........................................................................14\r\n5. Gesetzliche Anhebung von Höchstwerten, anzulegenden Werten und bestehenden\r\nVergütungsansprüchen für Neu- und Bestandsanlagen...........................................................15\r\n5.1. Gebotshöchstwerte & anzulegenden Werte anheben und gesetzlich\r\nfestschreiben für Neu- und Bestandsanlagen.......................................................................15\r\n5.2. Ausgleich von Kostensteigerung bei bestehenden Vergütungsansprüchen....16\r\n6. Quote für Wärmekonzepte ausdehnen und BECCS/BCR-Anlagen berücksichtigen\r\n(Änderung §§ 3, 39d Abs. 2 & 3 EEG 2023).........................................................................................16\r\n7. Flexibilitätszuschlag weiterentwickeln.......................................................................................... 17\r\n7.1. Flexibilitätszuschlag auf 120 Euro/kW anheben (Änderung von § 50a Abs. 1\r\nEEG 2023) .................................................................................................................................................. 17\r\n7.2. Begrenzung der Einspeisestunden von Biogasanlagen mit Absenkungspfad\r\nals Teil des Strommengenmodells (Ergänzung von § 50a Abs. 2 EEG 2023).............18\r\n7.3 Mindestviertelstunden senken (Änderung von § 50 Abs. 3 EEG 2023)..................19\r\n8. Netzbetreiber zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung\r\nverpflichten (Änderung § 8a Abs. 1, 3 EEG 2023)............................................................................19\r\n9. Biomethan als vergütungsfähigen Brennstoff zulassen (Streichung von § 39i Abs.\r\n1a EEG 2023) ................................................................................................................................................... 20\r\nSeite 3\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n10. Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergütungszeitraum streichen oder\r\nklarstellen (Änderung von § 39g Abs. 6 EEG 2023)........................................................................21\r\nTeil #2: Regelungen für Kleinanlagen, Anlagen auf Basis von ökologisch besonders\r\nwertvollen Einsatzstoffen sowie wärmegeführte Anlagen: Akteursvielfalt &\r\nHonorierung von Klima- & Umweltsystemdienstleistungen...................................................22\r\n1. Anschlussregelung für Kleinanlagen verlängern und aufwerten......................................22\r\n1.1. Vergütungssätze anheben und Degression aussetzen (Änderung von § 12c\r\nEEV)..............................................................................................................................................................22\r\n1.2. „Downsizing“ zulassen (Änderung von § 12a Nr. 2 EEV)..............................................22\r\n1.3. Erweiterung der Einsatzstoffe auf alle ökologisch besonders wertvollen\r\nSubstrate (Änderung von § 12b EEV; Einführung einer neuen Anlage 6 im EEG\r\n2023)............................................................................................................................................................23\r\n2. Zuschlag für Kleinanlagen verlängern und erhöhen (Änderung von § 39i Abs. 5 EEG\r\n2023) ...................................................................................................................................................................24\r\n3. Einführung eines Zuschlags für ökologisch besonders wertvolle Substrate\r\n(Änderung bzw. Ergänzung von §§ 39i, 42, 100 EEG 2023; Einführung einer neuen\r\nAnlage 6)...........................................................................................................................................................25\r\n4. Rahmenbedingungen für wärmegeführte Anlagen verbessern........................................26\r\n4.1. Mehr Flexibilität für Bestandsanlagen mit besonders hoher Wärmenutzung\r\nim Strommengenmodell...................................................................................................................26\r\n4.2. Höherer Flexibilitätszuschlag für Bestandsanlagen mit besonders hoher\r\nWärmenutzung im Strommengenmodell..................................................................................26\r\n5. Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen weiterentwickeln..................................27\r\n5.1. Obergrenze der Sondervergütungsklasse für Güllevergärung auf mindestens\r\n150 kW Bemessungsleistung umstellen, Vergütung erhöhen, Degression\r\naussetzen und Flexibilitätszuschlag gewähren (Änderung von § 44 EEG 2023) .....27\r\n5.2. Erweiterung der Einsatzstoffe auf alle ökologisch besonders wertvollen\r\nSubstrate (Änderung von § 44 Abs. 2 EEG 2023; Einführung einer neuen Anlage 6)\r\n.......................................................................................................................................................................27\r\n5.3. Option für bestehende Güllekleinanlagen zum Wechsel in die neu gestaltete\r\nSondervergütungsklasse (Ergänzung von § 100 EEG 2023).............................................. 28\r\n5.4. Übergangslösung für im Bau befindliche Güllekleinanlagen zur\r\nVergütungsregelung bei negativen Preisen (Ergänzung von § 100 EEG 2023)........ 28\r\nTeil #3: Weitere Anpassungen des rechtlichen Rahmens ........................................................ 30\r\n1. Verhältnismäßige EEG-Sanktionen bei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender\r\nNachhaltigkeitszertifizierung (Ergänzung von § 52 Abs. 1 & 3 EEG 2023; alternativ:\r\nErgänzung von § 90 EEG 2023 & § 3 Abs. 1 BioStNachV) ........................................................... 30\r\n2. Kein dauerhafter Entfall des NawaRo-Bonus bei verspäteter, fehlerhafter oder\r\nfehlender Nachhaltigkeitszertifizierung (Ergänzung von § 100 EEG 2023) ........................31\r\nSeite 4\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n3. Bilanzielle Teilung von Roh-Biogas nach Einsatzstoffen ermöglichen (Ergänzung\r\nvon § 44b Abs. 5 & § 100 EEG 2023) .....................................................................................................32\r\n4. Bilanzieller Einsatz (fossiler) Gase (CNG/LNG/H2) zur Überbrückung der\r\nDunkelflaute ...................................................................................................................................................33\r\n5. Klarstellung der Vergütungsbegrenzung „45% Bemessungsleistung“............................33\r\nSeite 5\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nVor dem Hintergrund steigender Herausforderungen setzen die Maßnahmen des Biomassepakets\r\nwichtige Impulse für die Weiterentwicklung der Bioenergie im Stromsektor. Um die EEG-Regelungen\r\nim Sinne einer dezentralen, flexiblen und wirtschaftlich tragfähigen Strom- und Wärmeerzeugung weiterzuentwickeln, sehen die Bioenergieverbände jedoch dringenden kurzfristigen Handlungsbedarf. Ziel\r\nmuss es sein, bestehende Anlagen zu sichern, neue Investitionen wie die Flexibilisierung anzureizen\r\nund die Potenziale aller Bioenergieträger zum Zweck einer resilienten, versorgungssicheren Energieinfrastruktur gezielt zu stärken. Die nachfolgenden Vorschläge zeigen auf, an welchen Stellen dafür\r\nkurzfristig nachgesteuert werden sollte.\r\n1. Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss wieder\r\nmehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden.\r\nGleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und flexible Fahrweise geben. Wir schlagen deshalb für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor: Das Strommengenmodell.\r\n• Vergütungsfähige Strommenge: Die Vergütung für Biogasanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen wird nicht mehr auf eine bestimmte Anzahl an Betriebsviertelstunden pro\r\nJahr und auch nicht mehr auf einen Zeitraum von 12 Jahren beschränkt. Vielmehr wird für\r\njede Anlage eine vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die grundsätzlich über einen\r\nbeliebig langen Zeitraum genutzt werden kann. Dies sorgt für einen großen betriebswirtschaftlichen Spielraum zur Ausgestaltung des Anlagenkonzepts und belohnt gleichzeitig\r\neine flexible Stromproduktion.\r\n• Leitplanken für Flexibilität: Zudem werden zum einen eine jährliche Obergrenze festgelegt,\r\nwelche Strommenge pro Jahr maximal vergütet wird; zum anderen wird ein jährlich sinkender Pfad von maximalen Einspeisestunden bestimmt. Dies garantiert eine flexible\r\nFahrweise.\r\n• Eine Bagatellgrenze schützt Kleinanlagen vor unverhältnismäßigen Anforderungen.\r\n• Die Einführung von „Sondermonaten“ für die Jahre 2025-2027 gibt Bestandsanlagen, deren\r\nerster EEG-Vergütungszeitraum ausläuft, ausreichend Spielraum, um Investitionen in ein\r\nzukunftsfähiges Anlagenkonzept zu tätigen.\r\n• Die Einführung des Konzepts der „Erneuerungsanlagen“ ermöglicht Bestandsanlagen, in\r\ndas Strommengenmodell zu wechseln.\r\n2. Mit weiteren Maßnahmen werden die Rahmenbedingungen in den Biomasse-Ausschreibungen verbessert und auf eine effiziente und flexible Strom- und Wärmeerzeugung ausgerichtet:\r\n• Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz angeglichen werden.\r\n• Das Ausschreibungsvolumen muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert werden.\r\n• Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden,\r\nSeite 6\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n• Bei den Biomasse-Ausschreibungen sollten auch Anlagen, die Prozesswärme für industrielle Anwendungen bereitstellen, sowie BECCS- und Biochar-Anlagen bevorzugt bezuschlagt werden.\r\n• Der Flexibilitätszuschlag sollte auf 120 Euro/kW angehoben werden; im Sinne eines Investitionsausgleichs auch für bereits bezuschlagte Anlagen.\r\n• Netzbetreiber sollten zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichtet\r\nwerden.\r\n• Biomethan sollte wieder als vergütungsfähiger Brennstoff zugelassen werden\r\n• Die Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergütungszeitraum sollte gestrichen oder zumindest klargestellt werden.\r\n• Die EEG-Sanktionen bei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender Nachhaltigkeitszertifizierung müssen verhältnismäßig ausgestaltet werden; es darf zu keinem dauerhaften Verlust\r\ndes NawaRo-Bonus kommen.\r\n3. Daneben müssen insbesondere im Sinne der Akteursvielfalt die Rahmenbedingungen für Kleinanlagen deutlich verbessert werden:\r\n• Die Anschlussregelung für Kleinanlagen in der EEV sollte verlängert und umfassend aufgewertet werden (u.a. Anhebung der Vergütungssätze; Ausweitung der zulässigen Einsatzstoffe; Downsizing zulassen), um Kleinanlagen eine Perspektive zu bieten, für die das Ausschreibungsverfahren keine geeignete Lösung darstellt.\r\n• Der Zuschlag für Kleinanlagen sollte verlängert und erhöht werden, um den spezifischen\r\nKosten von Kleinanlagen gerecht zu werden\r\n• Mit einem neuen Zuschlag für ökologisch besonders wertvolle Substrate sollten Ökosystemdienstleistungen honoriert werden.\r\n• Die Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen sollte weiterentwickelt werden (u.a.\r\nObergrenze auf 150 kW Bemessungsleistung erhöhen, Anhebung der Vergütung, Ausweitung des Substratspektrums) mit der Option für Bestandsanlagen, in die weiterentwickelte\r\nKlasse zu wechseln.\r\nSeite 7\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nTeil #1: Biomasse- & Biomethan-Ausschreibungen: Eine effiziente\r\nund flexible Strom- und Wärmeerzeugung durch verbesserte Rahmenbedingungen stärken.\r\n1. Neue Vergütungssystematik für Biogasanlagen und Biomethananlagen\r\nMit dem Biomassepaket wurde die Vergütungssystematik für Biogasanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen grundsätzlich umgestaltet: Weg von einer Begrenzung der vergütungsfähigen Strommenge pro Jahr („Bemessungsleistung“) hin zu einer Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden pro Jahr. Dies sollte größere Anreize für eine flexible Fahrweise der Biogasanlagen setzen.\r\nIn der Praxis gab es insb. von Anlagenbetreibern und Direktvermarktern sehr große Bedenken gegen\r\ndiese Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden, weil das System sehr starr ist und\r\ndie Möglichkeit für die Betreiber stark eingrenzt, die Anlage hinsichtlich der anlagenindviduellen Gegebenheiten zu steuern. Vielfach wurden folgende Probleme kritisiert:\r\n• Wartungsarbeiten oder technische Ausfälle bei Anlagen mit mehreren BHKW: Es gibt Zeiten,\r\nin denen z.B. aufgrund von notwenigen Revisionsarbeiten oder technischen Schäden ein\r\nBHKW nicht in Betrieb ist. Bei Anlagen, die sich aus mehreren BHKW zusammensetzen, kann\r\ndann nur ein Teil ihrer maximalen Erzeugungsleistung erreicht und nur einen Teil der EEGVergütung beansprucht erhalten; trotzdem werden diese Zeiten voll auf die maximale Zahl\r\nder vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden angerechnet. Kritisch ist dies besonders dann,\r\nwenn ein BHKW (z.B. auch aufgrund von Lieferengpässen oder Fachkräftemangel) längere Zeit\r\nnicht zur Verfügung steht.\r\n• An- und Abfahrrampen der BHKW: Das Hoch- und Runterfahren der BHKW geschieht nicht\r\ninnerhalb von Sekunden und nicht punktgenau zum Beginn oder Ende einer Viertelstunde.\r\nDieser Vorgang kann sich ggf. über zwei Viertelstunden hinziehen, so dass der Betreiber dann\r\nauch vergütungsfähige Strommenge verliert.\r\n• Anlagen mit Teilnahme am Regelenergiemarkt (Erbringung von Systemdienstleistungen): Regelenergieprodukte sind i.d.R. kürzer als eine Viertelstunde. Eine Reduzierung der Stromproduktion, die keine vollständige Stillstandszeit ist, z.B. zur Erbringung negativer Regelleistung,\r\nzählt bei der aktuellen Systematik ab einem gewissen Grad nicht mehr als Betriebszeit; der\r\nAnlagenbetreiber würde dann den Anspruch auf die EEG-Vergütung für die gesamte Strommenge in diesem Zeitraum verlieren.\r\n• Saisonale Fahrweise: Die energiewirtschaftlich besonders sinnvolle Fahrweise von Biogasanlagen wird oft dadurch realisiert, dass in den Sommermonaten nur Gülle eingesetzt und die\r\nBiogaserzeugung z.B. auf ein Drittel reduziert wird, in den Wintermonaten aber auch die besonders energiehaltige pflanzliche Biomasse eingesetzt und die Biogaserzeugung voll hochgefahren wird. Während im Winter dann die vollständige bezuschlagte Leistung aktiviert wird,\r\nfährt beispielsweise im Sommer nur eines von mehreren BHKW. Die Betriebsstunden im Sommer werden mitgezählt, ohne dass auf Basis der gesamten Leistung Strom erzeugt wird. Die\r\nvergütungsfähige Strommenge sinkt weiter.\r\nSeite 8\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n• Anlagen mit durchgehendem Substratstrom, insbesondere die politisch explizit gewünschte\r\n(Bio-)Abfallvergärungsanlagen müssen deutlich mehr als 2.500 Betriebsstunden fahren. Dennoch fahren diese Anlagen flexibel. Ähnliches gilt für güllevergärende Anlagen. Eine rein\r\nstrommarktgetriebene Betrachtung greift bei Biogasanlagen häufig zu kurz. Besonders kritisch\r\nist dies bei Anlagen, die\r\no die Hygienisierung über Eigenwärme versorgen,\r\no Bioabfälle ohne Zwischenlagerung verwerten,\r\no gemäß TRGS 529 Kap. 4.1.2. (6) angelieferte Bioabfälle unmittelbar verwerten müssen,\r\num biologische Abbauprozesse und ein potenzielles Freiwerden gefährlicher Gase zu\r\nverhindern.\r\nUm diesen Bedenken Rechnung zu tragen, aber gleichzeitig starke Anreize für eine flexible Stromproduktion zu setzen, schlagen wir eine grundsätzliche Änderung der Vergütungssystematik für Biogasanlagen in der Biomasse-Ausschreibung sowie für Biomethananlagen vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\nDieses soll die mit dem Biomassepaket eingeführte Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden für Biogasanlagen in den Biomasseausschreibungen sowie die bestehende Vergütungssystematik für Biomethananlagen ersetzen. Für Anlagen, die feste Biomasse einsetzen, kann an der bestehenden Systematik festgehalten werden, so wie es auch das Biomassepaket vorsah. Alle anderen\r\nMindestvorgaben an die technische Flexibilität und die flexible Stromerzeugung sowie die Vergütungsdauer knüpfen an das Biomassepaket an (Entfall der Marktprämie bei Börsenstrompreisen < 2 ct/kWh;\r\nMindesthöhe der technischen Überbauung; 12 Jahre typische Vergütungsdauer).\r\n1.1. Strommengenmodell mit Leitplanken für Biogasanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen und Biomethananlagen (Einführung eines neuen §\r\n39i Abs. 2a & Änderung von § 39m Abs. 2 EEG 2023)\r\n1.1.1. Begrenzung der vergütungsfähigen Strommenge pro Anlage & pro Jahr\r\nAnstatt einer fixen Vergütung auf Basis festgelegter Laufzeiten für Biogas- und Biomethananlagen wird\r\neine insgesamt vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die die betreffende Anlage über einen (weitgehend) beliebigen Zeitraum vergütungsfähig einspeisen kann; die Höhe der Strommenge bemisst sich\r\nnach der installierten Leistung der Anlage. Bei bestehenden Biogasanlagen sollte die insgesamt vergütungsfähige Strommenge so bemessen sein, dass eine dreifach überbaute Biogasanlage wie im Biomassepaket mindestens 12 Jahre eine EEG-Vergütung erhalten kann (d.h. mind. 32.000 Kilowattstunden pro kW installierter Leistung); bei anderen Überbauungsgraden entsprechend mehr oder weniger.\r\nAnstelle der zu restriktiven Begrenzung der jährlichen Betriebsviertelstunden des Biomassepakets\r\nwird für Biogasanlagen eine jährliche Obergrenze dafür festgelegt, wieviel Strom aus dieser Strommenge in einem Jahr maximal vergütet wird. Auf diese Weise werden auf der einen Seite den Betreibern\r\nmehr Freiheitsgrade zur wirtschaftlichen Platzierung des erzeugten Stroms an den Märkten gegeben\r\nund der von Stromvermarktern häufig kritisierte Bürokratieaufwand vermieden, der mit einer Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden einhergeht. Auf der anderen Seite wird eine Mindestüberbauung der Anlagen sichergestellt und Anreize für deutlich stärkere Überbauungsgrade gesetzt. Für Bestandsanlagen sollte die jährliche Obergrenze so bemessen sein, dass sie eine zweifache\r\nÜberbauung zulässt (d.h. jährlich mind. 4.000 kWh pro kW installierter Leistung).\r\nSeite 9\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n1.1.2. Maximale Einspeisestunden pro Kalenderjahr mit Absenkungspfad als Voraussetzung für den\r\nFlexibilitätszuschlag\r\nErgänzend zur jährlichen Obergrenze für die vergütungsfähige Strommenge werden die jährlichen Einspeisestunden der Anlage begrenzt. Überschreitet eine Anlage diese Einspeisestundenzahl, entfällt für\r\ndas betreffende Kalenderjahr der Flexibilitätszuschlag. Insbesondere in den ersten Jahren, in denen\r\neine sehr hohe Flexibilisierung aus energiewirtschaftlicher Sicht nicht so stark zum Tragen kommt,\r\nsollten mehr Einspeisestunden zugestanden werden, die aber im Zeitverlauf absinken, so dass die\r\nZahl der Einspeisestunden mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie sinkt.\r\nDer Entfall der Marktprämie bei negativen und schwach positiven Preisen (<=2 ct/kWh) garantiert, so\r\ndass Biogasanlagen in Zeiten hoher Wind- und Solareinspeisung die Stromeinspeisung einstellen.\r\nDie hier vorgeschlagene Kombination aus einer Strommengenbegrenzung, einer jährlichen Obergrenze\r\nder vergütungsfähigen Stromerzeugung und einer Begrenzung der jährlichen Einspeisestunden, ergänzt um den Entfall der Marktprämie bei Preisen <= 2 ct/kWh, stellt einen Mittelweg dar zwischen\r\neiner betriebswirtschaftlichen Freiheit des Anlagenbetreibers einerseits und einer mehrfach abgesicherten Garantie für eine hochflexible Stromerzeugung andererseits.\r\nDie jährliche Obergrenze der vergütungsfähigen Strommenge und die Begrenzung der jährlichen Einspeisestunden sollten so festgelegt werden, dass anders als im Biomassepaket eine doppelte Überbauung sowie Teillasteinspeisung bis etwa 2030 möglich bleiben, allerdings zu dem Preis, dass die\r\nvergütungsfähige Strommenge schneller aufgebraucht wird. Dies gibt betriebswirtschaftliche Flexibilität für einen Übergangszeitraum, macht aber dauerhafte Grundlasteinspeisung wirtschaftlich uninteressant.\r\n1.1.3. Bagatellgrenze\r\nAnlagen unterhalb von 500 kW inst. erhalten eine erhöhte vergütungsfähige Strommenge, jährliche\r\nObergrenze und maximale Einspeisestunden. Die 500-kW-Grenze entspricht in etwa der genehmigungsrechtlichen Schwelle vom Baurecht zum Bundes-Immissionsschutzrecht und ist an vielen Stellen\r\nim EEG etabliert. Die Bagatellgrenze soll wie bereits im Biomassepaket die besonderen Hemmnisse für\r\nAnlagen berücksichtigen, die bislang nur nach dem Baurecht genehmigt waren und die bei einer starken Überbauung erstmals eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz einholen\r\nmüssen.\r\nSeite 10\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nVorschlag\r\nBiogasanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen\r\nBiomethan-Ausschreibungen\r\nGebotsmenge < 500 kW inst. > 500 kW inst. alle\r\nInsgesamt vergütungsfähige\r\nStrommenge\r\n48.000 kWh pro kW\r\ninst.\r\n32.000 kWh pro kW\r\ninst.\r\n20.000 kWh pro kW\r\ninst.\r\nObergrenze der jährlich vergütungsfähigen Strommenge\r\nfür Neuanlagen\r\n3.000 kWh pro kW 2.000 kWh pro kW 1.250 kWh pro kW\r\nObergrenze der jährlich vergütungsfähigen Strommenge\r\nfür Bestandsanlagen\r\n4.000 kWh pro kW 4.000 kWh pro kW -\r\nMaximale Einspeisestunden\r\nfür Flexibilitätszuschlag…\r\nAbsenkungspfad\r\nim Kalenderjahr 2026 6.760 h 5.760 h 1.250 h\r\nIn den Kalenderjahren 2027-\r\n2030\r\nMaximale Einspeisestunden sinken jährlich\r\nab\r\n1.250 h\r\nFür Biogasanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen: Einführung eines neuen § 39i Abs.\r\n2a\r\n„Für Strom aus Biogasanlagen, deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ermittelt worden ist, besteht der Anspruch nach § 19 Absatz 1 nur für 32.000 kWh pro kW\r\ninstallierte Leistung, wobei die Obergrenze der kalenderjährlich vergütungsfähigen\r\nStrommenge\r\n1. für Biogasanlagen 2.000 kWh pro kW installierter Leistung und Kalenderjahr\r\n2. für bestehende Biogasanlagen gem. § 39g Abs. 1 4.000 kWh pro kW installierter Leistung\r\nund Kalenderjahr\r\nbeträgt.\r\nIm ersten Jahr der Geltendmachung des Anspruchs nach Satz 1 reduziert sich die Anzahl\r\nder vergütungsfähigen Strommenge nach Satz 1 anteilig im Verhältnis der vollen Kalendermonate, in denen der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird, zu zwölf Kalendermonaten.\r\nIm letzten Jahr der Geltendmachung des Anspruchs nach Satz 1 reduziert sich die Anzahl\r\nder förderfähigen Strommenge nach Satz 3 anteilig im Verhältnis der vollen Kalendermonate, in denen der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird, zu zwölf Kalendermonaten.\r\nSeite 11\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nAbweichend von Satz 1 beträgt die Anzahl der vergütungsfähigen Strommengen für Biogasanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 500 Kilowatt, deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ermittelt worden ist, 48.000 kWh pro kW installierte Leistung, wobei die Obergrenze der kalenderjährlich vergütungsfähigen Strommenge\r\n1. für Biogasanlagen 3.000 kWh pro kW installierter Leistung und Kalenderjahr und kW\r\n2. für bestehende Biogasanlagen gem. § 39g Abs. 1 4.000 kWh pro kW installierter Leistung\r\nund Kalenderjahr\r\nbeträgt.“\r\nFür Biomethan-Anlagen: Änderung von § 39m Abs. 2\r\n„(2) Für Strom aus Biomethanlagen besteht der Anspruch nach § 19 Absatz 1 nur für 20.000\r\nkWh pro kW installierte Leistung, wobei die Obergrenze der kalenderjährlich vergütungsfähigen Strommenge 1.250 kWh pro kW installierter Leistung und Kalenderjahr beträgt.\r\nIm ersten und im letzten Jahr der Geltendmachung des Anspruchs nach Satz 1 reduziert\r\nsich die Anzahl der vergütungsfähigen Strommenge nach Satz 1 anteilig im Verhältnis der\r\nvollen Kalendermonate, in denen der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird, zu zwölf\r\nKalendermonaten.“\r\n1.2. Wechseloption für bereits bezuschlagte Anlagen in das neue System (Einführung eines neuen § 39g Abs. 1a EEG 2023; Ergänzung von § 39g Abs. 2 EEG\r\n2023)\r\nLaut Koalitionsvertrag sollen die Flexibilitätspotenziale der Stromerzeugung aus Biogas voll gehoben\r\nwerden. Neben einem attraktiven Rechtsrahmen, der Flexibilität anreizt, sollte es deshalb möglichst\r\nvielen Anlagen ermöglicht werden, im Gegenzug zu einer entsprechenden Umrüstung in das neue System zu wechseln.\r\nVorschlag\r\nIm EEG wird die Option für Bestandsanlagen, die bereits einen Zuschlag erhalten haben,\r\ngeschaffen, als „Erneuerungsanlagen“ in das Strommengenmodell zu wechseln.\r\n§ 39g wird zu diesem Zweck um einen neuen Absatz 1a ergänzt:\r\n„Einbeziehung bestehender Biomasseanlagen und Erneuerungsanlagen\r\n(1a) Abweichend von § 39 Absatz 1 Nummer 1, § 39c und § 39g Absatz 1 können für bezuschlagte Biomasseanlagen, deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren nach\r\ndem Ablauf des 31. Dezember 2016 und vor dem 1. Januar 2027 ermittelt worden ist (Erneuerungsanlagen), Gebote abgegeben werden, wenn die Gebote in Ergänzung zu den Anforderungen nach § 30 und § 39 folgende Anforderungen erfüllen:\r\nSeite 12\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n1. die Nummer des bereits erteilten Zuschlags ist anzugeben und tritt an die Stelle der Eigenerklärung nach § 39 Absatz 3 Nummer 2 und\r\n2. die Registernummer der Anlage, auf die sich das Gebot bezieht, ist anzugeben.\r\nAbweichend von § 22 Absatz 4 Satz 2 können auch Erneuerungsanlagen Gebote mit einer\r\ninstallierten Leistung von 150 Kilowatt oder weniger Gebote abgeben. 3Der Zuschlagswert\r\nist für alle bezuschlagten Gebote von Anlagen nach Satz 2 abweichend von § 3 Nummer\r\n51 der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins.“\r\n§ 39g Abs. 2 wird darüber hinaus wie folgt ergänzt\r\n„(2) […] Der Netzbetreiber muss der Bundesnetzagentur den Tag nach Satz 1 mitteilen, sobald dieser ihm bekannt ist. Bei Erneuerungsanlagen gilt der bisherige Zuschlag am Tag\r\nnach Satz 1 als zurückgegeben und wird nach §35a entwertet.“\r\n2. Einführung von „Sondermonaten“ für 2025-2027 (Einführung eines neuen § 39g Abs. 2a EEG 2023)\r\nUm auch den mehreren tausend Biogasanlagenbetreiber eine Chance für eine umfangreiche Flexibilisierung zu geben, deren EEG-Vergütung in 2024-2026 ausläuft, ist eine Übergangsregelung notwendig.\r\nDiese Anlagen brauchen ausreichend Zeit für Planung, Finanzierung und Realisierung von neuen\r\nBHKW-Kapazitäten, Speichern und Netzanschlüssen.\r\nVorschlag\r\nIn den Jahren 2025 bis 2027 können Anlagen nach einem Wechsel in den zweiten Vergütungszeitraum bis zu 45 „Sondermonate“ in Anspruch nehmen. In diesen Monaten wird\r\nder Betreiber nicht pönalisiert, wenn die bezuschlagte Leistung noch nicht errichtet ist.\r\nAußerdem wird nur die Hälfte der eingespeisten Strommenge auf die vergütungsfähige\r\nStrommenge angerechnet.\r\n§ 39g wird um einen neuen Absatz 2a ergänzt:\r\n„(2a) In den Jahren 2025, 2026 und 2027 können Anlagentreiber für bestehende Biomasseanlagen oder Erneuerungsanlagen, deren installierte Leistung kleiner ist als ihre Zuschlagsmenge, dem Netzbetreiber zusammen mit der Mitteilung nach Absatz 2 Satz 2 die\r\nInanspruchnahme von bis zu 45 Sondermonate zur Anlagenaufrüstung (Sondermonate)\r\nmitteilen. Der Anlagenbetreiber bestimmt dazu einen Kalendermonat, der nicht nach dem\r\n48. Kalendermonat liegt, der auf die öffentliche Bekanntgabe des Zuschlags folgt. Absatz\r\n2 Satz 3 gilt entsprechend. Die Sondermonate enden am letzten Tag des nach Satz 2 bestimmten Monats oder nach Inbetriebnahme von mindestens 95 Prozent der Zuschlagsmenge. Der Netzbetreiber muss der Bundesnetzagentur die Tage nach Satz 2 und Satz 3\r\nmitteilen, sobald diese ihm bekannt sind. Während der Sondermonate sind für die Anlage\r\ndie Regelungen nach Absatz 4, Absatz 5 Nummer 4 und § 55 Absatz 5 ausgesetzt.“\r\nIm neuen § 39i Abs. 6 (neu) ist zudem festzulegen:\r\n„Für Anlagen in den nach § 39g Absatz 2a festgelegten Sondermonaten beträgt die vergütungsfähige Strommenge die Hälfte der eingespeisten Strommenge.“\r\nSeite 13\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n3. Maisdeckel streichen oder zumindest an GEG angleichen (Streichung bzw. Änderung von § 39i Abs. 1 EEG 2023; Ergänzung von §\r\n100 EEG 2023)\r\nFür neue und bestehende Biogasanlagen, die in den zweiten Vergütungszeitraum wechseln, wurde der\r\nEinsatz von Mais und Getreide im Biomassepaket auf 25 Prozent begrenzt. Die Bioenergieverbände\r\nlehnen diese Begrenzung ab.\r\nDie Biogasbranche ist sich der Diskussion um eine Nutzung von nachwachsenden Rohstoffen bewusst\r\nund ist bestrebt, den Anteil klassischer nachwachsender Rohstoffe zu reduzieren. Eine regulatorisch\r\nvorgegebene pauschale und drastische Reduzierung des Einsatzes von Energiepflanzen ist jedoch\r\nstrikt abzulehnen.\r\nErstens: Die Produktion von Energiepflanzen bereichert in vielen Regionen die Fruchtfolge oder ermöglicht überhaupt erst wirtschaftliche Produktionssysteme. Eine vielfältige Fruchtfolge schließt\r\nNährstoffkreisläufe besonders in zunehmend viehlosen Regionen, nachwachsende Rohstoffe besonders Energiepflanzen spielen dabei eine wichtige Rolle. Vorgaben zur Begrenzung des Maximalanteils\r\neinzelner Kulturen sind landwirtschaftlichen Fachrecht, nicht aber im Energierecht, zu regeln.\r\nZweitens: Eine saisonale Flexibilisierung von Biogasanlagen benötigt Einsatzstoffe mit hohem Energiegehalt. Ein großer energiepolitischer Vorteil der Stromerzeugung aus Biomasse ggü. anderen Flexibilitätsoptionen wie Batteriespeichern ist die Möglichkeit der saisonalen Verschiebung der Stromproduktion auf die Wintermonate. Im Fall einer saisonalen Flexibilisierung von Biogasanlagen werden in\r\nden Sommermonaten Substrate mit niedrigem Energiegehalt (z.B. Gülle oder Zwischenfrüchte) eingesetzt, die in den Wintermonaten um Substrate mit hohem Energiegehalt (wie Mais) ergänzt werden.\r\nEine Begrenzung des Maisanteils auf 25 Masse-Prozent würde diese energiewirtschaftlich extrem sinnvollen Anlagenkonzepte verhindern.\r\nDrittens: Klassische Energiepflanzen sind zumindest als Co-Substrat notwendig, um alternative Substrate wie Gülle oder Zwischenfrüchte erschließen zu können, insbesondere für Bestandsanlagen. Da\r\nviele Alternativen zu klassischen Energiepflanzen nur einen geringen Energieertrag haben und nicht\r\nüber weite Strecken transportierbar sind, müssen an vielen Standorten weiterhin energiereiche Energiepflanzen eingesetzt werden, um wirtschaftliche Anlagengrößen zu generieren. Dies gilt insbesondere für Bestandsanlagen, die ursprünglich auf einen anderen Einsatzstoffmix ausgelegt wurden.\r\nViertens: Alternative Einsatzstoffe sind teurer als klassische Energiepflanzen. Die Mehrkosten müssen\r\ngegenfinanziert werden. Die spezifischen Kosten bei der Herstellung von Biogas aus alternativen Einsatzstoffen sind in aller Regel höher als bei der Herstellung aus klassischen Energiepflanzen. Wenn\r\nbei der Biogaserzeugung künftig mehr auf alternative Einsatzstoffe gesetzt werden soll, müssen die\r\nMehrkosten durch eine zusätzliche Finanzierung gedeckt werden, z.B. eine höhere EEG-Vergütung.\r\nVorschlag\r\nDie Begrenzung des Einsatzes von Mais sollte gestrichen werden (Streichung von § 39i\r\nAbs. 1 EEG 2023).\r\nZudem wird in § 100 Abs. 37 § 50a Abs. 1 Satz 1 aus der Auflistung gestrichen. Ferner ist §\r\n100 um folgende Regelung zu ergänzen: „§ 39i Abs. 1 EEG 2021 und § 39h Abs. 1 EEG 2017 ist\r\nSeite 14\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nunabhängig vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme und unabhängig vom Zeitpunkt der Zuschlagserteilung nicht anzuwenden.“\r\nZumindest sollte die Begrenzung an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz\r\n(GEG) angeglichen werden (40 Masseprozent):\r\n„(1) Ein durch einen Zuschlag erworbener Anspruch nach § 19 Absatz 1 für Strom aus Biogas besteht nur, wenn der zur Erzeugung des Biogases eingesetzte Anteil von Getreidekorn\r\nund Mais bei Anlagen, die\r\n1. im Jahr 2023 einen Zuschlag erhalten haben, in jedem Kalenderjahr insgesamt höchstens\r\n40 Masseprozent beträgt,\r\n2. einen Zuschlag in einem Gebotstermin nach dem Ablauf des 31. Dezember 2023 und vor\r\ndem 25. Februar 2025 erhalten haben, in jedem Kalenderjahr insgesamt höchstens 35 Masseprozent beträgt,\r\n3. einen Zuschlag in einem Gebotstermin nach dem 25. Februar 2025 und vor dem 1. Januar\r\n2026 erhalten haben, in jedem Kalenderjahr insgesamt höchstens 30 Masseprozent beträgt,\r\n4. 4. im Jahr 2026, 2027 oder 2028 einen Zuschlag erhalten haben, in jedem Kalenderjahr\r\nhöchstens 25 Masseprozent beträgt.\r\nin jedem Kalenderjahr höchstens 40 Masseprozent beträgt.“\r\nFerner ist § 100 um folgende Regelung zu ergänzen, damit die Änderung des Maisdeckels\r\nauch rückwirkend greift:\r\n„§ 39i Abs. 1 dieses Gesetzes ist anstelle von § 39i Abs. 1 EEG 2021 und § 39h Abs. 1 EEG\r\n2017 anzuwenden.“\r\n4. Biomasse-Ausschreibungsvolumen für 2027 und 2028 stark erhöhen und bis 2032 verlängern (Änderung von § 28c Abs. 2 EEG\r\n2023)\r\nMit dem Biomassepaket wurden für 2027 und 2028 die Biomasse-Ausschreibungsvolumina extrem reduziert. Dabei ist bei passenden Rahmenbedingungen auch in diesen Jahren mit einer sehr starken\r\nBeteiligung zu rechnen. Um Planungssicherheit zu erhalten, ist darüber hinaus eine Verlängerung bis\r\nmindestens 2032 notwendig. Die Bioenergieverbände halten bei passenden Rahmenbedingungen einen Ausbau der installierten Leistung von flexibilisierten Biogasanlagen, Biomethan-BHKW und Holzheizkraftwerken auf 24 GW bis 2040 für möglich, allein durch den Weiterbetrieb und die Flexibilisierung\r\nvon Bestandsanlagen bzw. den Ersatz stillgelegter Anlagen durch entsprechend flexible Neuanlagen.\r\nDie insgesamt genutzte Biomassemenge wird dadurch nicht ausgeweitet. Um dieses ambitionierte Ziel\r\nzu erreichen, sind jedoch deutlich höhere Ausschreibungsvolumina notwendig.\r\nVorschlag\r\nDas Ausschreibungsvolumen für Biomasse in § 28c Abs. 2 wird wie folgt angepasst:\r\n„(2 1Das Ausschreibungsvolumen beträgt […]\r\n3. im Jahr 2025 1.300 Megawatt zu installierende Leistung,\r\nSeite 15\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n4. im Jahr 2026 1.126 1.700 Megawatt zu installierende Leistung,\r\n5. im Jahr 2027 326 Megawatt zu installierende Leistung und\r\n6. im Jahr 2028 76 Megawatt zu installierende Leistung.\r\n5. in den Jahren 2027-2032 je 3.000 Megawatt zu installierender Leistung.“\r\n5. Gesetzliche Anhebung von Höchstwerten, anzulegenden Werten\r\nund bestehenden Vergütungsansprüchen für Neu- und Bestandsanlagen\r\n5.1. Gebotshöchstwerte & anzulegenden Werte anheben und gesetzlich festschreiben für Neu- und Bestandsanlagen\r\nAngesichts gestiegener Investitions- und Betriebskosten sowie neuer Anforderungen sind die Biomasse-Ausschreibungen für den Bau von Biogasanlagen, Holzheizkraftwerken und Biomethan-BHKW\r\nals auch für den Weiterbetrieb vieler Bestandsanlagen nach Ablauf des ersten EEG-Vergütungszeitraums nicht attraktiv. Umfangreiche Rückmeldungen von Anlagenbetreibern und Herstellern, verschiedene Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur1\r\n(BNetzA), des Bundeswirtschaftsministeriums2 und\r\ndes Fachverband Biogas e.V.3\r\nsowie der ausbleibende Neubau belegen den großen Handlungsbedarf.\r\nDie BNetzA hat ihre Kompetenzen zur Erhöhung der Höchstwerte in den letzten Jahren zwar genutzt,\r\nhat ihren im Gesetz zulässigen Spielraum aber weitestgehend ausgeschöpft. Deshalb ist eine gesetzliche Anpassung notwendig.\r\nVorschlag\r\nAlle gesetzlichen Höchstwerte und anzulegenden Werte werden pauschal um 20 Prozent\r\nangehoben. Etwaige weitere Anpassungen nimmt die BNetzA im Rahmen ihrer Festlegungskompetenz vor.\r\nNeuanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen: In § 39b Abs. 1 wird die Angabe „16,07“\r\ndurch 23,32“ und die Angabe „2023“ durch „2026“ ersetzt. Zudem soll die Degression gem.\r\n§ 39b Abs. 2 erstmals ab dem „1. Januar 2027“ anzuwenden sein.\r\nBestandsanlagen in den Biomasse-Ausschreibungen: In § 39g Abs. 5 Nr. 3 Halbsatz 1 wird\r\ndie Angabe „18,03“ durch „23,80“ und die Angabe „2023“ durch „2026“ ersetzt. Die Degression nach § 39g Abs. 5 Nr. 3 Halbsatz 2 ist erstmalig ab dem „1. Januar 2027“ anzuwenden.\r\nBiomethananlagen: In § 39l Abs. 1 wird die Angabe „19,31“ durch „25,24“ und in Abs. 2 die\r\nAngabe „2024“ durch „2027“ ersetzt.\r\nFestvergütung für Güllekleinanlagen: In § 44 werden die Angaben „22“ und „19,“ durch die\r\nAngaben „26,4“ und „22,8“ ersetzt.\r\nFestvergütung nach § 42: In § 42 wird die Angabe „12,67“ durch „15,20“ ersetzt.\r\n1 Fraunhofer IEE et al (2023), Kurzfristanalyse zu den Kostenentwicklungen von Biomasseanlagen\r\n2 Fraunhofer IEE et al (2024), Evaluationsbericht: Stromerzeugung aus Biomasse\r\n3 FAU (2024), Biogas im künftigen Energiesystem\r\nSeite 16\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nDegressionen für Anlagen in der Festvergütung: Die anzulegenden Werte nach § 42 bis 44\r\nverringern sich erstmalig ab dem „1. Juli 2027“. In § 44a ist folglich die Jahreszahl „2024“ in\r\n„2027“ zu ändern.\r\nDie Obergrenze für Bioabfallanlagen (§ 39i Abs. 3) ist angesichts des ausbleibenden Neubaus nicht mehr zeitgemäß und sollte gestrichen werden.\r\n5.2. Ausgleich von Kostensteigerung bei bestehenden Vergütungsansprüchen\r\nDa Bioenergieanlagen laufende Kosten für Einsatzstoffe und den Anlagenbetrieb aufweisen und regelmäßig nachgerüstet werden müssen, sind auch bereits bestehende Anlagen von den starken Kostensteigerungen der letzten Jahre betroffen.\r\nVorschlag\r\nEs sollten Optionen geprüft werden, die Kostensteigerungen durch Inflation und neue\r\nordnungsrechtliche Anforderungen aufzufangen. Dies gilt sowohl bei traditionellen anzulegenden Werten bzw. Vergütungen als auch bei in Niedrigpreisphasen ersteigerten\r\nHöchstwerten. Wir schlagen vor, pauschal alle Zuschlagswerte aus diesen Ausschreibungsrunden um 20 Prozent zu erhöhen.\r\n6. Quote für Wärmekonzepte ausdehnen und BECCS/BCR-Anlagen\r\nberücksichtigen (Änderung §§ 3, 39d Abs. 2 & 3 EEG 2023)\r\nKünftig werden bei EEG-Ausschreibungen solche bestehenden Biomasseanlagen bevorzugt behandelt,\r\ndie sowohl vor dem 1. Januar 2024 an eine Wärmeversorgungseinrichtung angeschlossen waren als\r\nauch deren bisherige EEG-Vergütung vor einem bestimmten Stichtag endet (je nach Staffelung vor dem\r\n1. Januar 2029 bzw. vor dem 1. Januar 2031).\r\nDie vorgesehene Bevorzugung von Biomasseanlagen mit leitungsgebundenen Wärmenetzen ist ein\r\nsinnvoller Schritt zur Förderung effizienter Energieversorgung. Allerdings greift sie noch in mehreren\r\nHinsichten zu kurz.\r\nSo berücksichtigt die Quote ausschließlich Nahwärmenetze und schließt damit andere relevante Nutzungskonzepte aus. Insbesondere Anlagen, die Prozesswärme für industrielle Anwendungen bereitstellen, leisten einen vergleichbaren Beitrag zur Defossilisierung und Effizienzsteigerung, werden jedoch nicht erfasst. Auch BECCS- und BCR-Anlagen (Bioenergy with Carbon Capture and Storage bzw.\r\nBiochar Carbon Removal), die gezielt auf Negativemissionen abzielen, fallen nicht unter die bevorzugte\r\nKategorie – obwohl sie klimapolitisch besonders relevant sind. Das gleiche gilt für Anlagen mit Wärmeerzeugern von weniger als 300 kW th. sowie Anlagen, die am 1.1.2024 noch kein Wärmenetz besaßen,\r\nsondern dies erst nach erfolgtem Zuschlag im Ausschreibungsverfahren errichten können.\r\nEine Ausdehnung der Zuschlagsquote auf solche Konzepte würde die technologieoffene Nutzung nachhaltiger Biomasse stärken, Standortflexibilität erhöhen und die gezielte Unterstützung sektorenübergreifender Klimaschutzmaßnahmen ermöglichen. Gleichzeitig ist bei den Ausschreibungsbestimmungen darauf zu achten, dass es derzeit noch kaum Anlagen mit Negativemissionstechnologien gibt und\r\nein sinnvoller Anreiz hier nur bestehen kann, wenn die bevorzugte Behandlung bei Ausschreibungen\r\nauch für entsprechende Neuanlagen gilt.\r\nSeite 17\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nVorschlag\r\nAnpassung der Begriffsbestimmungen nach § 3 zur Aufnahme von Prozesswärmeanwendungen, Anlagen mit einer thermischen Leistung unterhalb von 300 Kilowatt und Negativemissionstechnologien:\r\n„47a. „Wärmeversorgungseinrichtung“ eine Einrichtung zur leitungsgebundenen Versorgung von mehreren Gebäuden mit Wärme aus einer Biomasseanlage mit einer thermischen Gesamtnennleistung von mindestens 300 Kilowatt sowie die Bereitstellung von Prozesswärme für industrielle Anwendungen,“\r\n47b. „Negativemissionstechnologie“ die Erzeugung von Pflanzenkohle (Biochar) sowie die\r\nAbscheidung und Nutzung oder Speicherung biogenen CO₂ (BECCU/BECCS),“.\r\nin Verbindung mit\r\nÄnderung der Ausschreibungsbestimmungen nach § 39d, bei der auch der Zeitpunkt, an\r\ndem eine Anlage an eine Wärmeversorgungseinrichtung angeschlossen sein muss, geändert wird:\r\n„b) Die Absätze 2 und 3 werden wie folgt gefasst:\r\n„(2) […] Sie separiert die Gebote für Biomasseanlagen, die eine Negativemissionstechnologie anwenden und für bestehende Biomasseanlagen, die bereits am 1. Januar 2024 zum\r\nZeitpunkt der Gebotsabgabe an eine Wärmeversorgungseinrichtung angeschlossen sind\r\nwaren und zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe noch immer an diese angeschlossen sind\r\n(bestehende Biomasseanlagen mit Anschluss an eine Wärmeversorgungseinrichtung) und\r\nderen bisherige Förderung nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vor dem 1. Januar 2029 endet. […]\r\n(3) […] Sie separiert die Gebote für Biomasseanlagen, die eine Negativemissionstechnologie anwenden und für bestehende Biomasseanlagen mit Anschluss an eine Wärmeversorgungseinrichtung, deren bisherige Förderung nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vor dem 1. Januar 2029 endet.“\r\nZudem ist klarzustellen, dass der Nachweis auch durch einen Umweltgutachter mit einer\r\nZulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung möglich ist.\r\n7. Flexibilitätszuschlag weiterentwickeln\r\n7.1. Flexibilitätszuschlag auf 120 Euro/kW anheben (Änderung von § 50a Abs.\r\n1 EEG 2023)\r\nGemäß aktuellen Berechnungen des Fraunhofer IEE im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums 4\r\nist\r\neine Anhebung des Flexibilitätszuschlags auf gut 120 Euro/kW notwendig, um die Kosten einer umfas4 Fraunhofer IEE et al (2024), Evaluationsbericht: Stromerzeugung aus Biomasse, S. 70-72\r\nSeite 18\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nsenden Flexibilisierung zu decken. Auch der Flexibilitätszuschlag für „bereits über die Flexibilitätsprämie geförderte Leistung“ ist auf mind. 100 Euro/kW anzuheben. Im Sinne eines Inflationsausgleichs\r\nsollte dies auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\nVorschlag\r\nIn § 50a Abs. 1 S. 1 wird die Angabe „100“ durch „120“ und in § 50a Abs. 1 S. 2 die Angabe\r\n„50“ durch „100“ ersetzt.\r\nIn § 100 Abs. 37 wird § 50a Abs. 1 Satz 1 aus der Auflistung gestrichen.\r\nFerner sollte § 100 ergänzt werden: „§ 50a dieses Gesetzes ist anstelle von § 50a Abs. 1 EEG\r\n2021 und § 50a Abs. 1 EEG 2017 anzuwenden. 100 Abs. 13 EEG 2021 entfällt.“\r\n7.2. Begrenzung der Einspeisestunden von Biogasanlagen mit Absenkungspfad als Teil des Strommengenmodells (Ergänzung von § 50a Abs. 2 EEG 2023)\r\nWie oben beschrieben sollen im Strommengenmodell ergänzend zur jährlichen Obergrenze für die\r\nvergütungsfähige Strommenge die jährlichen Einspeisestunden der Anlage begrenzt (siehe Abschnitt\r\n1.1.2.). Überschreitet eine Anlage diese Einspeisestundenzahl entfällt für das betreffende Kalenderjahr\r\nder Flexibilitätszuschlag. Dies gilt sowohl für Biogasanlagen als auch für hochflexible Biomethananlagen.\r\nInsbesondere in den ersten Jahren, in denen eine sehr hohe Flexibilisierung aus energiewirtschaftlicher Sicht nicht so stark zum Tragen kommt, sollten Biogasanlagen mehr Einspeisestunden zugestanden werden, die aber im Zeitverlauf absinken, so dass die Zahl der Einspeisestunden mit dem Ausbau\r\nvon Wind- und Solarenergie sinkt. Die genaue Höhe des Absenkungspfads ist zu diskutieren.\r\nIn diesem Zusammenhang sollten Stunden, in denen eine Anlage weniger als 10 Prozent ihrer installierten Leistung einspeist, nicht als Einspeisestunden verstanden werden, da es aus technischen Gründen auch zu Stillstandszeiten zu einer geringen Stromeinspeisung kommen kann.\r\nVorschlag\r\nIn § 50a Abs. 2 werden folgende neue Sätze 3-6 eingefügt:\r\n„Der Anspruch auf den Flexibilitätszuschlag besteht ferner für Anlagen, die Biogas einsetzen und deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ermittelt worden ist, nur,\r\nwenn\r\na) im Kalenderjahr 2026 maximal an 5.760 Stunden\r\nb) im Kalenderjahr 2027 maximal an [xxx] Stunden\r\nc) in den Kalenderjahr 2028 maximal an [xxx] Stunden\r\nd) in den Kalenderjahr 2029 maximal an [xxx] Stunden\r\ne) ab dem Kalenderjahr 2030 maximal an [xxx] Stunden\r\nStrom eingespeist wird.\r\nAbweichend von Satz 3 besteht der Anspruch auf den Flexibilitätszuschlag für Anlagen mit\r\nSeite 19\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\neiner installierten Leistung bis einschließlich 500 kW, die Biogas einsetzen und deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ermittelt worden ist, nur, wenn\r\na) im Kalenderjahr 2026 maximal 6.760 h und\r\nb) im Kalenderjahr 2027 maximal an [xxx] Stunden\r\nc) in den Kalenderjahr 2028 maximal an [xxx] Stunden\r\nd) in den Kalenderjahr 2029 maximal an [xxx] Stunden\r\ne) ab dem Kalenderjahr 2030 maximal an [xxx] Stunden\r\nStrom eingespeist wird.\r\nFür Anlagen, die Biomethan einsetzen und deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren gemäß Unterabschnitt 6 ermittelt worden ist, besteht der Anspruch auf den Flexibilitätszuschlag nur, wenn im Kalenderjahr maximal an 1.250 Stunden eingespeist wird.“\r\n7.3 Mindestviertelstunden senken (Änderung von § 50 Abs. 3 EEG 2023)\r\n§ 50 Abs. 3 legt eine Menge an Viertelstunden fest, in denen eine Biogas- bzw. Biomethananlage mindestens mit 85 Prozent ihrer installierten Leistung Strom erzeugen muss, um die Flexibilitätsprämie\r\nbzw. den Flexibilitätszuschlag in Anspruch nehmen zu können (Biogas: 4.000 Viertelstunden; Biomethan: 2.000 Viertelstunden). Sowohl für Biogasanlagen als auch für Biomethananlagen ist die Menge\r\ndieser Mindestviertelstunden jedoch so hoch, dass eine hochflexible Anlage sie evtl. nicht einhalten\r\nkann und Gefahr läuft, den Anspruch auf den Flexibilitätszuschlag zu verlieren. Die jeweiligen Mindestviertelstunden wurden festgelegt, als im EEG noch geringere Anforderungen an die Flexibilisierung\r\ngalten (Biogasanlagen: 45 Prozent Höchstbemessungsleistung; Biomethan: 15 Prozent Höchstbemessungsleistung). Mit dem Biomassepaket (Biogas) bzw. dem EEG 2023 (Biomethan) wurden jedoch die\r\nFlexibilitätsanforderungen verschärft, ohne auch die Mindestviertelstunden abzusenken.\r\nVorschlag\r\nDie in § 50 Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 genannte Menge an Mindestviertelstunden für Biogasanlagen\r\nwird von 4.000 auf 2.000 Viertelstunden abgesenkt und die 2.000 Viertelstunden der Biomethananlagen in § 50 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 von 2.000 auf 1.000 Viertelstunden abgesenkt.\r\n8. Netzbetreiber zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichten (Änderung § 8a Abs. 1, 3 EEG 2023)\r\nEins der größten Hemmnisse für eine umfassende Flexibilisierung ist oft, dass Netzbetreiber den Anschluss stark überbauter Anlagen verhindern. Mit dem neuen § 8a EEG wird es Netzbetreibern ermöglicht, Anlagenbetreibern so genannte „flexible Netzanschlussvereinbarungen“ anzubieten. Eine solche\r\nVereinbarung kann beispielsweise enthalten, dass eine flexibilisierte Biogasanlage an den Netzeinspeisepunkt einer nahegelegenen PV-Anlage angeschlossen wird, mit der Maßgabe, nur dann einzuspeisen, wenn die PV-Anlage keinen Strom einspeist. So wird eine effiziente und schnellere Nutzung\r\nvon Netzanschlüssen ermöglicht. Die flexible Netzanschlussvereinbarung ist außerordentlich wichtig\r\nzur Umsetzung des Gesetzes. Berichten aus der Praxis zufolge, haben einige Netzbetreiber bereits angekündigt, von dieser Option keinen Gebrauch machen zu wollen. Angesichts der hohen Bedeutung\r\neines schnellen Netzanschlusses für die Flexibilisierung ist es dem Netzbetreiber zuzumuten, den\r\nSeite 20\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\ntechnisch und wirtschaftlich geeigneten, nächstliegenden Verknüpfungspunkt grundsätzlich bereitzustellen und eine entsprechende Vereinbarung verpflichtend anzubieten.\r\nVorschlag\r\nDie aktuelle „Kann“-Bestimmung sollte zu einer „Muss“-Bestimmung ausgeweitet werden,\r\nso dass Netzbetreiber verpflichtet sind, flexibilisierten Biogasanlagen eine flexible Netzanschluss-vereinbarung anzubieten, insofern dies technisch möglich und wirtschaftlich\r\nzumutbar ist.\r\n§ 8a ist wie folgt anzupassen\r\n„(1) Der Netzbetreiber und der Anlagenbetreiber können sollen eine anschlussseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistung in das Netz vereinbaren (flexible Netzanschlussvereinbarung). […] Die Wirkleistungsbegrenzung kann auch auf einzelne Zeitfenster beschränkt sein und in ihrer Höhe je Zeitfenster und nach Auslastung durch Einspeisung\r\nfluktuierender Einspeiseanlagen dynamisch variieren. […]\r\n(3) Liegt der technisch und wirtschaftlich günstigste Verknüpfungspunkt, der im Hinblick\r\nauf die Spannungsebene geeignet ist, nach § 8 Absatz 1 Satz 1 zweite Alternative nicht an\r\nder Stelle mit der in der Luftlinie kürzesten Entfernung zum Standort der Anlage nach §\r\n8 Absatz 1 Satz 1 erste Alternative, so hat der Netzbetreiber für diesen Punkt die grundsätzliche Möglichkeit des Abschlusses einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung zu\r\nprüfen und dem Anlagenbetreiber das Ergebnis dieser Prüfung gemeinsam mit dem Ergebnis seiner Netzverträglichkeitsprüfung mitzuteilen und ihm eine flexible Netzanschlussvereinbarung anzubieten.“\r\n9. Biomethan als vergütungsfähigen Brennstoff zulassen (Streichung von § 39i Abs. 1a EEG 2023)\r\nBiomethan (auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas) ist in den Biomasse-Ausschreibungen aktuell kein\r\nvergütungsfähiger Brennstoff, d.h. Biomethan-BHKW können nicht an den Biomasse-Ausschreibungen\r\nteilnehmen und flexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung können nicht ergänzend Biomethan\r\neinsetzen. Dies ist nicht sinnvoll, da Biomethan über viele Monate im Gasnetz gespeichert werden kann\r\nund deshalb eine hervorragende Möglichkeit darstellt, den Schwerpunkt der Biogasverstromung auf\r\ndie Wintermonate zu verlagern und in Dunkelflautezeiten die Stromproduktion flexibler Biogasanlagen\r\nauch dann aufrecht zu erhalten, wenn der Biogasspeicher vor Ort leer ist. Zudem wird damit auch\r\nbestehenden Biomethan-Konzepten überhaupt wieder die Möglichkeit eröffnet, eine Anschlussvergütung zu erhalten.\r\nVorschlag\r\nBiomethan sollte wieder als zulässiger Brennstoff im regulären Biomassesegment zugelassen. § 39i Abs. 1a EEG 2023 ist demnach ersatzlos zu streichen.\r\nSeite 21\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n10. Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergütungszeitraum\r\nstreichen oder klarstellen (Änderung von § 39g Abs. 6 EEG 2023)\r\nBei Bestandsanlagen, die in den zweiten Vergütungszeitraum wechseln, wird der anzulegende Wert auf\r\ndie Vergütung der drei der Ausschreibung vorangehenden Kalenderjahre begrenzt (§ 39g Abs. 6). In\r\nletzter Zeit wird aufgrund einer Unklarheit in der Formulierung von § 39g Abs. 6 Satz 2 diese Vergütungsbegrenzung von einigen Netzbetreibern so ausgelegt, dass die Höhe der Begrenzung bei Anlagen\r\nim Marktprämiensystem nicht ihrem anzulegenden Wert, sondern nur der durchschnittlichen Höhe der\r\nMarktprämie entspricht. Dies führt dazu, dass der anzulegende Wert im zweiten Vergütungszeitraum\r\ndeutlich niedriger ist als im ersten Zeitraum und die Anlage dadurch unwirtschaftlich wird. Eine derartige Interpretation der Regelung in § 39g ist offensichtlich nicht sinnvoll und entspricht auch nicht\r\nder Intention des Gesetzgebers. Es bedarf hier also einer kurzfristigen Klarstellung.\r\nVorschlag\r\nAngesichts der allgemeinen Kostensteigerung ist die Begrenzung nicht mehr zeitgemäß\r\nund sollte gestrichen werden.\r\nZumindest ist klarzustellen, dass es bei der Vergütungsbegrenzung in § 39g Abs. 6 auf den\r\nVergütungsANSPRUCH bzw. anzulegenden Wert im ersten Vergütungszeitraum ankommt,\r\neinschließlich der Flexibilitätsprämie, und nicht auf den tatsächlichen Zahlungsbetrag der\r\nMarktprämie. Dazu ist es ausreichend, in Satz 1 die Flexibilitätsprämie als Einflußgröße\r\nmit aufzuführen und Satz 2 zu streichen. Aufgrund der oben vorgeschlagenen Option, dass\r\nbereits bezuschlagte Bestandsanlagen als „Erneuerungsanlagen“ in das neue System\r\nwechseln, sind diese in § 39g ergänzend zu adressieren.\r\n§ 39g Abs. 6 ist demnach wie folgt zu ändern:\r\n„(6) Wenn eine bestehende Biomasseanlage einen Zuschlag erhält, ist ihr anzulegender\r\nWert unabhängig von ihrem Zuschlagswert der Höhe nach begrenzt auf die durchschnittliche Höhe des anzulegenden Werts für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom in\r\nCent pro Kilowattstunde nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung, zuzüglich der Flexibilitätsprämie nach § 50, § 50b und Anlage\r\n1 oder nach der entsprechenden Bestimmung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der\r\nfür die Anlage bisher maßgeblichen Fassung, wobei der Durchschnitt der drei dem Gebotstermin vorangegangenen Kalenderjahre maßgeblich ist. 2Für die Ermittlung des\r\nDurchschnitts sind für jedes der drei Jahre der Quotient aus allen für die Anlage geleisteten Zahlungen, die aufgrund des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder einer aufgrund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnung geleistet wurden, und der im jeweiligen Jahr\r\ninsgesamt vergüteten Strommenge zugrunde zu legen, sodann ist die Summe der nach\r\ndem vorstehenden Halbsatz ermittelten anzulegenden Werte durch drei zu teilen. Wenn\r\neine Erneuerungsanlage, die bei der Erteilung des ursprünglichen Zuschlags als bestehende Biomasseanlage galt, einen Zuschlag erhält, so ist der maßgebliche Gebotstermin\r\nfür die Bestimmung der Kalenderjahre nach Satz 1 der Gebotstermin des ursprünglichen\r\nGebots.”\r\nSeite 22\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nTeil #2: Regelungen für Kleinanlagen, Anlagen auf Basis von ökologisch besonders wertvollen Einsatzstoffen sowie wärmegeführte\r\nAnlagen: Akteursvielfalt & Honorierung von Klima- & Umweltsystemdienstleistungen\r\nDie verschiedenen Anforderungen sowie der harte Wettbewerb im Ausschreibungsverfahren sind für\r\nKleinanlagen unverhältnismäßig. Im Sinne der Akteursvielfalt sowie der Honorierung von klima- und\r\numweltpolitisch besonders sinnvollen Kleinanlagen sollten eine Reihe von Maßnahmen ergriffen werden.\r\n1. Anschlussregelung für Kleinanlagen verlängern und aufwerten\r\nDie Ende 2025 auslaufende Regelung sollte entfristet und sinnvoll überarbeitet werden.\r\n1.1. Vergütungssätze anheben und Degression aussetzen (Änderung von § 12c\r\nEEV)\r\nDie Anschlussregelung für Kleinanlagen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) soll insbesondere kleineren, güllebasierten Bestandsanlagen, deren EEG-Vergütung ausgefördert ist, eine Perspektive geben, weil diese Anlagen im Normallfall aufgrund ihrer höheren Stromgestehungskosten im Ausschreibungsverfahren nicht mit größeren Anlagen konkurrieren können. Alle relevanten Wirtschaftlichkeitsberechnungen zeigen aber, dass die Stromgestehungskosten von bestehenden Güllekleinanlagen weit oberhalb der in der EEV festgelegten Vergütungssätze liegen. Darüber hinaus ist angesichts\r\nder in den letzten Jahren ständig gestiegenen technischen Auflagen sowie der allgemeinen Inflation\r\ndie Festlegung einer Degression nicht sinnvoll. Im Hinblick auf die Treibhausgaswirkung von Gülle, die\r\nnicht der Vergärung zugeführt wird, wäre die Stilllegung kleiner Gülleanlagen kontraproduktiv. Im Gegenteil sollten Gülle-Kleinanlagen angereizt werden, zumal sie sich gut für die Flexibilisierung eignen.\r\nVorschlag\r\nDie Vergütungssätze werden auf Basis der wissenschaftlichen Erkenntnisse festgesetzt\r\nauf:\r\n• Bis zu einem Leistungsanteil von 75 kW: 22 ct/kWh\r\n• Bis zu einem Leistungsanteil von 150 kW: 19 ct/kWh\r\n(Änderung von § 12c Abs. 1 Nr. 2 EEV). Eine Degression wird nicht festgesetzt (Streichung\r\nvon § 12c Abs. 2 EEV).\r\n1.2. „Downsizing“ zulassen (Änderung von § 12a Nr. 2 EEV)\r\nDie Anschlussvergütung kann nur von Anlagen in Anspruch genommen werden, deren installierte Leistung am 31.03.2021 nicht mehr als 150 kW betrug (§ 12a Nr. 2 EEV). Es wird also die\r\nVerkleinerung bestehender Biogasanlagen zum Zweck des Wechsels in die Anschlussvergütung\r\nausgeschlossen. Ein solches „Downsizing“ ist jedoch der Plan der meisten Bestandsanlagen, für\r\nSeite 23\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\ndie eine solche Anschlussregelung relevant ist. Diese Anlagen setzen im Verlauf des ersten Vergütungszeitraums auch nachwachsende Rohstoffe (NawaRo) ein, würden aber für den Wechsel\r\nin die Anschlussregelung den Einsatz nachwachsender Rohstoffe reduzieren und damit sowohl\r\nihre Leistung verringern als auch den Gülleanteil erhöhen. Für den überwiegenden Teil dieser\r\nAnlagen ist eine Teilnahme am Ausschreibungsverfahren keine Option. Die Beschränkung der\r\nAnschlussregelung auf Anlagen, deren installierte Leistung bereits im ersten Vergütungszeitraum unter 150 kW lag, vergibt deshalb die Chance, die NawaRo-Bestandsanlagen beim Wechsel\r\nin den zweiten Vergütungszeitraum in eine güllebetonte Anlage umzuwandeln und damit weitgehend auf Anbaubiomasse zu verzichten.\r\nVorschlag\r\nDie Obergrenze sollte 150 kW Bemessungsleistung betragen, ohne Begrenzung der installierten Leistung und ohne die Begrenzung auf einen Stichtag. § 12a Nr. 2 EEV wäre dann\r\nwie folgt zu ändern:\r\n„Für Strom aus Anlagen, in denen Biogas eingesetzt wird, verlängert sich der ursprüngliche Anspruch auf Zahlung nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einmalig um zehn Jahre (Anschlusszeitraum), wenn […]\r\n2. die installierte Leistung Bemessungsleistung der Anlage am Standort der Biogaserzeugungsanlage am 31. März 2021 150 Kilowatt nicht überschritten hat überschreitet“\r\nZumindest sollte sich die Obergrenze von 150 kW inst. auf den Zeitpunkt des Wechsels in\r\ndie Anschlussvergütung beziehen, so dass auch Anlagen zugelassen werden, deren installierte Leistung im ersten Vergütungszeitraum über 150 kW lag und die beim Wechsel in\r\ndie Anschlussregelung ihre installierte Leistung entsprechend reduzieren. § 12a Nr. 2 EEV\r\nwäre dann wie folgt zu ändern:\r\n„Für Strom aus Anlagen, in denen Biogas eingesetzt wird, verlängert sich der ursprüngliche Anspruch auf Zahlung nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einmalig um zehn zwölf Jahre (Anschlusszeitraum), wenn […]\r\n2. die installierte der Anlage am Standort der Biogaserzeugungsanlage am 31. März\r\n2021 150 Kilowatt nicht überschritten hat überschreitet“\r\n1.3. Erweiterung der Einsatzstoffe auf alle ökologisch besonders wertvollen\r\nSubstrate (Änderung von § 12b EEV; Einführung einer neuen Anlage 6 im EEG\r\n2023)\r\nDie Anschlussregelung für Kleinanlagen in der EEV konzentriert sich aktuell auf Anlagen mit sehr hohen\r\nAnteilen an Gülle und Mist. Es gibt jedoch eine Reihe von Substraten, die einen über die klimaneutralen\r\nEnergieerzeugung hinaus gehenden ökologisch Mehrwert mit sich bringen. Dazu gehören neben Gülle\r\nund Mist insbesondere auch Blühpflanzen, Leguminosen, Zwischenfrüchte und Stroh. Der Einsatz von\r\nGülle in sehr kleinen Anlagen wird bereits über die Anschlussregelung angereizt. Die anderen ökologisch besonders wertvollen Substrate weisen in etwa die gleiche Kostenstruktur auf wie Gülle und Mist.\r\nUm diese Substrate im Kleinanlagenbereich anzureizen, sollte die Anschlussregelung entsprechend\r\ngeöffnet werden; das EEG 2023 hat mit der Möglichkeit zur Anrechnung von 10 Prozent Kleegras bereits\r\nSeite 24\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\neinen Schritt in diese Richtung gemacht.\r\nVorschlag\r\nAnstatt eines Mindestanteils von 80 Prozent Gülle in den Anlagen der EEV-Anschlussregelung sollte ein Mindestanteil von 80 Prozent ökologisch besonders wertvoller Substrate\r\nfestgelegt werden. Die Liste dieser Substrate muss in einer neuen Anlage 6 festgelegt\r\nwerden; Vorbild dafür könnte die Einsatzstoffklasse 2 des EEG 2012 sein. § 12b EEV ist dann\r\nfolgendermaßen zu ändern:\r\n„Der ursprüngliche Anspruch auf Zahlung besteht in dem Anschlusszeitraum nach § 12a\r\nnur, wenn […]\r\n3. […] zur Erzeugung des Biogases in dem jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich ein\r\nAnteil von Gülle mit Ausnahme von Geflügelmist und Geflügeltrockenkot Einsatzstoffen\r\ngemäß Anlage 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von mindestens 80 Masseprozent\r\neingesetzt wird […]\r\nWurde ein Anlagenbetreiber aufgrund einer Sperre im Sinn von § 6 Absatz 1 Nummer 18\r\ndes Tiergesundheitsgesetzes im Einsatz von Gülle beeinträchtigt und konnte deshalb den\r\nvorgesehenen Güllemindestanteil Mindestanteil von Einsatzstoffen gemäß Anlage 6 des\r\nErneuerbare-Energien-Gesetzes nicht einhalten, ist der Zeitraum der Sperre zuzüglich 30\r\nKalendertagen bei der Berechnung des durchschnittlichen Gülleanteils nach Satz 1 Nummer 3 nicht zu berücksichtigen.“\r\n2. Zuschlag für Kleinanlagen verlängern und erhöhen (Änderung\r\nvon § 39i Abs. 5 EEG 2023)\r\n§ 39i Abs. 5 EEG 2023 sieht einen Zuschlag in Höhe von 0,5 ct/kWh für Anlagen vor, deren installierte\r\nLeistung unter 500 kW liegt. Der Zweck der Regelung ist, den Wettbewerbsnachteil von Anlagen mit\r\ngeringerer Leistung gegenüber Anlagen mit größerer Leistung auszugleichen. Die Höhe dieses Zuschlags ist aufgrund gestiegener Kosten nicht mehr ausreichend.\r\nVorschlag\r\nDer Zuschlag wird entfristet und angehoben sowie die Begrenzung von installierter Leistung auf Bemessungsleistung umgestellt werden. § 39i Abs. 5 ist wie folgt anzupassen:\r\n„(5) Der anzulegende Wert ist für alle bezuschlagten Gebote in den Ausschreibungen in\r\nden Kalenderjahren 2024 bis 2025 für Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung\r\nBemessungsleistung bis einschließlich 500 Kilowatt der jeweilige Zuschlagswert zuzüglich\r\n0,5 2 Cent pro Kilowattstunde.“\r\nSeite 25\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n3. Einführung eines Zuschlags für ökologisch besonders wertvolle\r\nSubstrate (Änderung bzw. Ergänzung von §§ 39i, 42, 100 EEG 2023;\r\nEinführung einer neuen Anlage 6)\r\nWie in Abschnitt 1.3. beschrieben gibt es eine Reihe von Substraten, die einen über die klimaneutralen\r\nEnergieerzeugung hinaus gehenden ökologisch Mehrwert mit sich bringen. Dazu gehören neben Gülle\r\nund Mist insbesondere auch Blühpflanzen, Leguminosen, Zwischenfrüchte und Stroh. Gegenüber konventionellen Substraten sind diese jedoch mit Mehrkosten verbunden, die ausgeglichen werden müssen. Wirtschaftlichkeitsberechnungen ergeben, dass der Einsatz dieser Substrate im Schnitt mit Mehrkosten von etwa 5 ct/kWh verbunden ist. Diese müssen ausgeglichen werden.\r\nVorschlag\r\nEs wird ein Zuschlag für Strom aus ökologisch besonders wertvollen Substraten eingeführt, sowohl für neue Biogasanlagen in der Festvergütung (< 150 kW inst.), für Biogasanlagen, die zukünftig am Ausschreibungsverfahren teilnehmen, als auch für Biogasanlagen,\r\ndie bereits einen Zuschlag erhalten haben. Nach dem Vorbild der Einsatzstoffliste der\r\nEinsatzstoffvergütungsklasse II des EEG 2012 ist eine neue Anlage 6 ins EEG aufzunehmen,\r\ndie spezifiziert, für welche Einsatzstoffe der Zuschlag gezahlt wird und wie die Strommenge zu ermitteln ist, für die der Zuschlag gezahlt wird.5\r\nFür zukünftige Ausschreibungen: In § 39i EEG 2023 wird folgender Abs. 3a neu eingefügt:\r\n„(3a) Soweit in Biomasseanlagen Biogas eingesetzt wird, das in dem jeweiligen Kalenderjahr durch anaerobe Vergärung von Biomasse im Sinn der Biomasseverordnung gemäß\r\nAnlage 6 gewonnen worden ist, erhöht sich der anzulegende Wert für den aus diesen Einsatzstoffen erzeugten Strom unabhängig von ihrem Zuschlagswert der Höhe nach um 5\r\nCent pro Kilowattstunde.“\r\nFür Neuanlagen in der Festvergütung: § 42 EEG 2023 wird um folgenden Satz 3 ergänzt:\r\n„Der Anspruch nach Satz 1 erhöht sich um 5 Cent pro Kilowattstunde, soweit der Strom aus\r\nEinsatzstoffen gemäß Anlage 6 erzeugt wird.“\r\nFür bereits bezuschlagte Anlagen und Anlagen im ersten Vergütungszeitraum: In § 100\r\nEEG 2023 wird ein weiterer Absatz ergänzt:\r\n„§ 42 Absatz 3 und § 39i Absatz 3a ist auf Anlagen nach Absatz 1 anzuwenden.“\r\n5 Bei der Ausgestaltung der Anlage ist wichtig, dass im vgl. zum EEG 2012 v.a. Kleegras generell und nicht nur als\r\nZwischenfrucht sowie v.a. auch Aufwuchs von Dauergrünland aufgenommen wird. Biogasanlagen übernehmen in\r\nvielen Regionen heute schon eine wichtige Aufgabe zur Erhaltung des Grünlandes. Durch den weiteren Rückgang\r\nder Tierhaltung wird diese Funktion künftig noch wichtiger.\r\nSeite 26\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n4. Rahmenbedingungen für wärmegeführte Anlagen verbessern\r\n4.1. Mehr Flexibilität für Bestandsanlagen mit besonders hoher Wärmenutzung im Strommengenmodell\r\nEine sinkende Betriebsstundenzahl steht bei fehlenden Speicherkapazitäten im Konflikt mit einer umfassenden Wärmenutzung. Zumindest in den ersten Jahren sollten deshalb Anlagen mit besonders\r\nhoher Wärmenutzung einen größeren Spielraum bei der Ausgestaltung ihrer flexiblen Fahrweise erhalten.\r\nVorschlag\r\nWenn eine bestehende Biogasanlage im zweiten Vergütungszeitraum in einem Kalenderjahr mehr als 50 Prozent der erzeugten Wärmemenge außerhalb der Anlage nutzt, beträgt\r\ndie Obergrenze der vergütungsfähigen Strommenge in dem betreffenden Kalenderjahr\r\n5.000 kWh pro kW (anstatt 4.000); darüber hinaus werden die maximalen Einspeisestunden in dem jeweiligen Kalenderjahr um 1.000 angehoben. Als externe Wärmemengen gelten insbesondere Wärmenutzungen nach Anlage 3 EEG 2009 und Anlage 2 EEG 2012, wobei\r\nim Rahmen der Anlage 2 EEG 2012 nicht nur die Hygienisierung der Gärreste, sondern auch\r\ndie der Einsatzstoffe als Wärmenutzung gilt. Dabei könnte der Nachweis jährlich durch\r\neinen Umweltgutachter mit einer Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung oder\r\nWärmeerzeugung zu führen.\r\n4.2. Höherer Flexibilitätszuschlag für Bestandsanlagen mit besonders hoher\r\nWärmenutzung im Strommengenmodell\r\nEine sinkende Betriebsstundenzahl und damit höhere Flexibilität an den Strommärkten steht in Konflikt mit einer umfassenden Wärmenutzung. Insbesondere bei großen Wärmesenken ist ein sehr groß\r\ndimensionierter Wärmespeicher erforderlich oder es müssen Alternativen für eine Ersatzwärmeerzeugung ergänzt werden. Deshalb sollte Anlagen mit besonders hoher Wärmenutzung einen höheren Flexibilitätszuschlag erhalten.\r\nVorschlag\r\nWenn eine bestehende Biogasanlage im zweiten Vergütungszeitraum in einem Kalenderjahr mehr als 50 Prozent der erzeugten Wärmemenge außerhalb der Anlage nutzt, beträgt\r\nder Flexzuschlag 140 €/kW für neu installierte Leistung bzw. 120 €/kW für bereits geförderte Leistung.\r\nSeite 27\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n5. Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen weiterentwickeln\r\n5.1. Obergrenze der Sondervergütungsklasse für Güllevergärung auf mindestens 150 kW Bemessungsleistung umstellen, Vergütung erhöhen, Degression\r\naussetzen und Flexibilitätszuschlag gewähren (Änderung von § 44 EEG 2023)\r\nDie Sondervergütungsklasse für Güllevergärung ist auf eine installierte Leistung von bis zu 150 kW\r\nbegrenzt; ein Flexibilitätszuschlag wird nicht gewährt. So ist es de facto Güllekleinanlagen nicht möglich, auf eine flexible Stromerzeugung umzurüsten.\r\nVorschlag\r\nDie Obergrenze für die Sondervergütungsklasse in § 44 sollte von 150 kW installierter\r\nLeistung auf mindestens 150 kW Bemessungsleistung umgestellt, ohne Begrenzung der\r\ninstallierten Leistung. Dadurch können die Anlagen flexibilisieren und zudem die Kostenvorteile größerer BHKW nutzen, wobei bei einer mindestens doppelten Überbauung dann\r\nauch der Flexibilitätszuschlag gewährt werden sollte. Der Vergütungssatz sollte wie in Abschnitt 1.1. beschrieben erhöht (bis 75 kW: 22 ct/kWh; bis 150 kW: 19 ct/kWh) und die Degression ausgesetzt werden.\r\n5.2. Erweiterung der Einsatzstoffe auf alle ökologisch besonders wertvollen\r\nSubstrate (Änderung von § 44 Abs. 2 EEG 2023; Einführung einer neuen Anlage\r\n6)\r\nDie Sondervergütungsklasse in § 44 konzentriert sich aktuell auf Anlagen mit sehr hohen Anteilen an\r\nGülle und Mist. Es gibt jedoch eine Reihe von Substraten, die einen über die klimaneutralen Energieerzeugung hinaus gehenden ökologisch Mehrwert mit sich bringen. Dazu gehören neben Gülle und\r\nMist insbesondere auch Blühpflanzen, Leguminosen, Zwischenfrüchte und Stroh.\r\nVorschlag\r\nSeit dem EEG 2023 kann in neuen Güllekleinanlagen der Einsatz von Kleegras mit bis zu\r\n10 Prozent auf den Mindestgülleanteil angerechnet werden. Dieser Anteil sollte erhöht\r\nund auf andere ökologisch besonders wertvolle Einsatzstoffe ausgeweitet werden. Die\r\nListe dieser Substrate muss in einer neuen Anlage 6 festgelegt werden; Vorbild dafür\r\nkönnte die Einsatzstoffklasse 2 des EEG 2012 sein. § 44 Abs. 2 Nummer 3 EEG 2023 ist\r\nfolgendermaßen zu ändern:\r\n„(2) Der Anspruch nach § 19 Absatz 1 in Verbindung mit Absatz 1 besteht nur, wenn […]\r\n3. zur Erzeugung des Biogases in dem jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich ein Anteil\r\nvon Einsatzstoffen gemäß Anlage 6 von mindestens 80 Masseprozent eingesetzt wird.; auf\r\ndiesen Anteil kann überjähriges Kleegras sowie bis zu einem Anteil von bis zu 10 Masseprozent angerechnet werden.“\r\nSeite 28\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n5.3. Option für bestehende Güllekleinanlagen zum Wechsel in die neu gestaltete Sondervergütungsklasse (Ergänzung von § 100 EEG 2023)\r\nAktuell werden rund 1.000 Biogasanlagen in den verschiedenen Fassungen der Sonderklasse vergütet.\r\nDie Anpassung der Regeln für diese bestehenden Güllekleinanlagen bietet einen Hebel, um die Vergärung von Gülle und anderen ökologisch besonders wertvollen Substraten anzureizen und zusätzlich\r\nvorhandene Potentiale zu nutzen, die unter den derzeit geltenden Vorgaben nicht (wirtschaftlich) genutzt werden können.\r\nVorschlag\r\nEs sollte für bestehende Güllekleinanlagen ein Wahlrecht geschaffen werden, in das EEG\r\n2023 zu wechseln. Am Zeitpunkt der Inbetriebnahme und der Dauer des Vergütungszeitraums ändert sich nichts. Aus Gründen des Bestandsschutzes muss der jeweils geltende\r\nVergütungsanspruch (EEG 2012) bzw. der jeweils geltende anzulegende Wert (ab EEG 2014)\r\nbis zu einer Bemessungsleistung von 75 kW zugrunde gelegt werden. Zur Umsetzung wird\r\nin § 100 EEG 2023 („Übergangsbestimmungen“) folgender Absatz neu eingefügt:\r\n„§ 44 dieses Gesetzes kann auf Strom aus Anlagen zur Erzeugung von Biogas, die vor dem\r\n1.1.2023 und nach dem 31.12.2011 in Betrieb genommen wurden, mit der Maßgabe angewendet werden, dass abweichend von § 44 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023 die Einspeisevergütung\r\nnach den Bestimmungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der für die jeweilige Anlage maßgeblichen Fassung maßgeblich ist.“\r\n5.4. Übergangslösung für im Bau befindliche Güllekleinanlagen zur Vergütungsregelung bei negativen Preisen (Ergänzung von § 100 EEG 2023)\r\nMit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen, das seit 25.02.2025 n Kraft ist, wurde die Größengrenze, ab der Anlagen bei negativen Preisen keine Vergütung mehr erhalten von 400 kW auf 100 kW inst. gesenkt, zudem besteht der\r\nVergütungsanspruch bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis nicht mehr. Die Regelung\r\nist für zu diesem Zeitpunkt in Planung, aber v.a. im Bau befindliche Güllekleinanlagen kritisch, da diese\r\nin der Regel nicht überbaut sind und auch nicht sein mussten sowie auf einen Betrieb mit 150 kW\r\nDauerleistung auslegt wurden. Dadurch, dass die Anlagen jetzt aber nicht mehr jede kWh als Marktprämie vergütet bekommen, ist die Wirtschaftlichkeit der Anlage gemindert. Zudem können diese Anlagen aber auch nicht mit einer Überbauung das Problem lösen, da diese derzeit nach EEG 2023 max.\r\n150 kW installieren dürfen. Aus Gründen des Vertrauens- und Investitionsschutzes sollte eine Übergangsregelung geschaffen werden.\r\nVorschlag\r\nBei Güllekleinanlagen, die am 24.02.2025 bereits genehmigt waren oder die bis zum\r\n01.06.2026 in Betrieb genommen wurden, sollte die Neuregelung nach § 51 Absatz 1 keine\r\nAnwendung finden (Ergänzung von § 100 EEG 2023).\r\nSeite 29\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nAlternativ muss zumindest die Möglichkeit geschaffen werden, dass diese Anlagen über\r\n150 kW hinaus Leistung installieren können und weiterhin die Vergütung als Güllekleinanlage erhalten (siehe Vorschlag oben).\r\nSeite 30\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nTeil #3: Weitere Anpassungen des rechtlichen Rahmens\r\n1. Verhältnismäßige EEG-Sanktionen bei verspäteter, fehlerhafter\r\noder fehlender Nachhaltigkeitszertifizierung (Ergänzung von § 52\r\nAbs. 1 & 3 EEG 2023; alternativ: Ergänzung von § 90 EEG 2023 & § 3\r\nAbs. 1 BioStNachV)\r\nBei einer fehlenden, fehlerhaften oder verspäteten Nachhaltigkeitszertifizierung von geringen Biomassemengen entfällt die EEG-Vergütung für den gesamten Strom. Das ist völlig unverhältnismäßig.\r\nVorschlag\r\nBei fehlender, fehlerhafter oder verspäteter Nachhaltigkeitszertifizierung sollte nicht die\r\nEEG-Vergütung entfallen, sondern nur eine Pönale nach § 52 EEG fällig werden.\r\nDazu sollte zum einen § 52 Abs. 1 um folgende Nummer 13 ergänzt werden:\r\n§ 52 Abs. 1: Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage\r\nangeschlossen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie ...\r\n„Nr. 13 die zur Nachhaltigkeitszertifizierung erforderlichen Nachweise nach Maßgabe der\r\nBiostrom-Nachhaltigkeitsverordnung fehlen, verspätet vorgelegt werden oder fehlerhaft\r\nsind.”\r\nZum anderen sollte in § 52 Abs. 3 Nr. 1 folgende Ergänzung vorgenommen\r\n„(3) Die zu leistende Zahlung verringert sich auf 2 Euro pro Kilowatt installierter Leistung\r\nder Anlage und Kalendermonat\r\n1. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, 3, 4 oder 11 oder 13, sobald die entsprechende Pflicht erfüllt wird; diese Verringerung wirkt zurück bis zum Beginn des Pflichtverstoßes, und“\r\nZumindest sollte die EEG-Vergütung nicht für die gesamte Strommenge entfallen, sondern\r\nnur für jene Strommenge entfallen, die aus der nicht-zertifizierten Biomasse erzeugt wird.\r\nDer Entfall der EEG-Vergütung im Umfang des Einsatzes nicht zertifizierter Biomasse stellt\r\nsicher, dass grundsätzlich die Anforderungen an den Einsatz nachhaltiger Biomasse\r\ndurchzusetzt werden. Da bei fehlenden oder fehlerhaften Zertifikaten für einen Teil der\r\nBiomasse feststellbar ist, welcher Anteil des nicht vergütungsfähigen Stroms aus nicht\r\nzertifizierter Biomasse stammt, lässt sich der Anteil der Strommenge, die nicht vergütungsfähig ist, leicht bestimmen. Ein vollständiger Entfall der EEG-Vergütung auch bei nur\r\ngeringfügigem Einsatz nicht zertifizierter Biomasse wäre hingegen unverhältnismäßig, da\r\nnicht dauerhaft auszuschließen ist, dass Biomasse mit fehlenden oder fehlerhaften Zertifikaten eingesetzt wird.\r\nRegulatorisch müsste dazu in § 90 EEG 2023 sowie in § 3 Abs. 1 S. 1 BioStNachV die Formulierung „wenn“ durch „soweit“ ersetzt werden:\r\nSeite 31\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\n§ 90 EEG 2023\r\n„Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz wird ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz und dem Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft durch\r\nRechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates\r\n1. zu regeln, dass der Anspruch auf Zahlung nach § 19 Absatz 1 und § 50 für Strom aus\r\nfester, flüssiger oder gasförmiger Biomasse nur besteht, wenn soweit die zur Stromerzeugung eingesetzte Biomasse folgende Anforderungen erfüllt: […]“\r\n§ 3 Abs. 1 BioSt-NachV\r\n„(1) Für Strom aus flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen besteht der Anspruch auf Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des ErneuerbareEnergien-Gesetzes in der für die Anlage jeweils anzuwendenden Fassung, wenn soweit\r\n1. die zur Herstellung der flüssigen Biobrennstoffe und der Biomasse-Brennstoffe eingesetzte […]“\r\n2. Kein dauerhafter Entfall des NawaRo-Bonus bei verspäteter,\r\nfehlerhafter oder fehlender Nachhaltigkeitszertifizierung (Ergänzung von § 100 EEG 2023)\r\nDerzeit wird von einigen Netzbetreibern vertreten, dass der Bonus für nachwachsende Rohstoffe des\r\nEEG 2009 („NawaRo-Bonus\") entfällt bei fehlender, fehlerhafter oder verspäteter Nachhaltigkeitszertifizierung dauerhaft; leichtere Sanktionen gelten gemäß der Übergangsregelung in § 100 Abs. 17 nur für\r\nVerstöße zwischen dem 1.1.2023 und dem 31.12.2025. Das ist völlig unverhältnismäßig. Normalerweise\r\nentfällt die EEG-Vergütung nur für den Zeitraum bis die Zertifizierung vorliegt; dann wird die EEGVergütung wieder gezahlt. Dies ist bereits eine unverhältnismäßige Sanktion (siehe oben, Abschnitt 1).\r\nZumindest nach der Interpretation einiger Netzbetreiber gilt diese Sanktion jedoch nicht für den NawaRo-Bonus: auch wenn die Anlage später wieder eine Zertifizierung vorweisen kann, wird der NawaRo-Bonus für den Rest des EEG-Vergütungszeitraums nicht mehr gezahlt. Da der NawaRo-Bonus bei\r\nAnlagen des EEG 2009 rund die Hälfte der Marktprämie ausmacht, kann dies zur Insolvenz der Anlage\r\nführen.\r\nVorschlag\r\nBei fehlender, fehlerhafter oder verspäteter Nachhaltigkeitszertifizierung entfällt der NawaRo-Bonus nicht dauerhaft, sondern es fällt nur eine Pönale nach § 52 EEG an (siehe\r\ndazu oben, Abschnitt 1).\r\nZumindest sollte die Übergangsregelung in § 100 Abs. 17, nach denen bei fehlender, fehlerhafter oder verspäteter Nachhaltigkeitszertifizierung der NawaRo-Bonus nur entfällt,\r\nbis die Zertifizierung erfolgt ist, entfristet und rückwirkend auch für Fälle ab dem 1.1.2022\r\ngelten. Die Zertifizierung sollte man auch rückwirkend nachreichen können. Dies kann\r\ndurch einen neuen Absatz in § 100 EEG 2023 („Übergangsregelungen“) geregelt werden:\r\n„Wird in Biomasseanlagen Biomasse eingesetzt, die nicht die Anforderungen nach § 3\r\nAbsatz 1 Satz 1 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung erfüllt, entfällt der Bonus\r\nSeite 32\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nnach § 8 Absatz 2 Satz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der Fassung vom 31. Dezember 2008 sowie der Bonus nach Anlage 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der\r\nFassung vom 31. Dezember 2011 für diese Anlage nicht endgültig. Solange oder soweit in\r\nBiomasseanlagen Biomasse eingesetzt wird, die nicht die Anforderungen nach § 3 Absatz 1 Satz 1 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung erfüllt, besteht der Anspruch auf Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des ErneuerbareEnergien-Gesetzes in der jeweils anzuwendenden Fassung für diese Anlage für denjenigen in der Anlage erzeugten Strom, der nachweislich aus Biomasse erzeugt worden ist,\r\ndie die Anforderungen nach § 3 Absatz 1 Satz 1 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung erfüllt.“\r\n3. Bilanzielle Teilung von Roh-Biogas nach Einsatzstoffen ermöglichen (Ergänzung von § 44b Abs. 5 & § 100 EEG 2023)\r\nFür Biogas gelten je nach Inbetriebnahmejahr einer Anlage oder nach Verwendungszweck unterschiedliche Anforderungen an die Einsatzstoffe. Wenn das in einer Biogasanlage erzeugte Gas mehreren Verwendungszwecken zugeleitet wird, müssen nach geltender Rechtslage alle Anforderungen aller Anwendungen eingehalten. Dies hemmt den Einstieg in die flexible Vermarktung von Biogas.\r\nEin Beispiel dafür ist der aktuelle Trend hin zu einer Bündelung mehrerer Biogasanlagen für in einem\r\nso genannten „Cluster“. Dabei wird das Biogas der einzelnen Anlagen mittels Rohgas-Leitungen zu\r\neiner gemeinsame Biogasaufbereitung geleitet, was die Kosteneffizienz der Biomethaneinspeisung\r\nsteigert. Bei solchen Projekten kann ein erster Schritt darin bestehen, dass eine Anlage zunächst nur\r\neinen Teil des erzeugten Biogases in den Cluster gibt und einen weiteren Teil weiterhin in einem BHKW\r\nverstromt und dafür eine EEG-Vergütung erhält. Allerdings können für das Biogas, das im BHKW verstromt wird, und das im Cluster erzeugte Biomethan unterschiedliche Anforderungen an die Einsatzstoffe gelten. Eine Anlage, die sich für eine Teileinspeisung entscheidet, müsste dann die schärferen\r\nAnforderungen sowohl für das Biogas im BHKW als auch für das Biomethan im Netz erfüllen. Dies\r\nhemmt den Einstieg in solche Teileinspeisungskonzepte.\r\nVorschlag\r\nDas Roh-Biogas sowohl von Neu- als auch von Bestandsanlagen sollte bilanziell nach\r\nEinsatzstoffen geteilt und den jeweiligen Verwendungszwecken zugeteilt werden können.\r\nFür die bilanzielle Teilung von Roh-Biogas könnte die massenbilanzielle Teilbarkeit, die\r\nbereits seit vielen Jahren im EEG für Biomethan verankert ist, als Vorbild dienen.\r\nWir schlagen daher vor, § 44b Absatz 5 um folgenden Satz 3 zu ergänzen:\r\n„Satz 1 gilt entsprechend, sofern bereits das für die Erzeugung des Biomethans genutzte\r\nRohbiogas bilanziell geteilt wird und sichergestellt ist, dass die bilanzielle Teilung nicht\r\ndazu führt, dass der Anspruch nach § 19 Absatz 1 für Strom aus Biogas oder aus Biomethan\r\nnach § 42 oder § 43 höher ist als er ohne bilanzielle Teilung des Rohbiogases wäre.“\r\nDamit dies auch für Bestandsanlagen gilt, ist in den Übergangsbestimmungen in § 100 ein\r\nneuer Absatz einzuführen, der Folgendes regelt.\r\n„§ 44b Absatz 5 dieses Gesetzes ist anstelle von § 44b Abs. 5 des Erneuerbare-Energien-\r\nSeite 33\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nGesetzes in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung sowie § 44b Absatz 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2020 geltenden Fassung sowie anstelle\r\ndes § 47 Absatz 7 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2016 geltenden Fassung anzuwenden; § 44b Absatz 5 dieses Gesetzes ist darüber hinaus auf Strom\r\naus Anlagen, die nach dem am 31. Juli 2014 geltenden Inbetriebnahmebegriff vor dem 1.\r\nAugust 2014 in Betrieb genommen worden sind anzuwenden; § 100 Absatz 1 Nummer 4 2.\r\nHalbsatz (ab „abweichend hiervon“) des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2016 geltenden Fassung findet keine Anwendung; soweit es um die bilanzielle Teilung im Sinne des § 44b Absatz 5 geht, gelten auch für Strom aus Anlagen, die vor dem 1.\r\nJanuar 2012 in Betrieb genommen worden sind die Standardgaserträge gemäß der Biomasseverordnung vom 21. Juni 2001 (BGBl. I S. 1234) in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassung.“\r\n4. Bilanzieller Einsatz (fossiler) Gase (CNG/LNG/H2) zur Überbrückung der Dunkelflaute\r\nAufbauend auf der bilanziellen Teilbarkeit von Roh-Gas sollte grundsätzlich die bilanzielle Teilung\r\nbeim Einsatz von Gasen außerhalb des EEG in EEG-Anlagen möglich sein. In Dunkelflauten ist nach\r\neiner bestimmten Zeit der Gasspeicher der Anlage geleert. Um die Kapazität des Kraftwerks weiter zu\r\nnutzen, sollte der bilanziell abgegrenzte Einsatz anderer Gase ermöglicht werden.\r\n5. Klarstellung der Vergütungsbegrenzung „45% Bemessungsleistung“\r\nZur Vermeidung von Rechtstreitigkeiten sollte klargestellt werden, dass sich die Begrenzung der\r\nStromerzeugung auf 45 Prozent auf die EINGESPEISTE Strommenge bezieht, nicht auf die ERZEUGTE\r\nStrommenge.\r\nSeite 34\r\nVorschläge für ein Biomassepaket 2.0 – Stand: 18.06.25\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-15\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020853","regulatoryProjectTitle":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/be/38/643910/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180007.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n10 Empfehlungen der\r\nBioenergiebranche für\r\ndie nächste\r\nLegislaturperiode\r\nSeite 2\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n1. Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nEnergie aus Biomasse liefert Strom- und Wärme, wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht\r\nscheint.\r\nHolzheizkraftwerke und Biogasanlagen stellen systemrelevante, steuerbare und gesicherte Leistung\r\nfür Strom- und Wärmenetze bereit. Biogasanlagen sind ein flexibles Back-Up zur Überbrückung längerer Zeiten mit niedriger Wind- und Solarenergieeinspeisung, insbesondere im Winter. Holzenergie und\r\nBiomassewärmenetze stellen Wärme weitgehend unabhängig vom Stromsystem zur Verfügung und\r\nsorgen so für Entlastung und Sicherheit in Zeiten mit geringer Stromerzeugung und gleichzeitig erhöhter Nachfrage. Für die Biomethaneinspeisung kann die bestehende Gasinfrastruktur als Langfristspeicher genutzt werden.\r\nBioenergie macht unabhängig von Energieimporten und fördert die Nachhaltigkeit.\r\nDas in Deutschland genutzte Biogas und die Holzenergie werden fast ausschließlich in Deutschland\r\nproduziert; die Rohstoffbasis stammt aus der heimischen Land- und Forstwirtschaft. Eine produktive\r\nund nachhaltig bewirtschaftete Land- und Forstwirtschaft ist damit auch für die Energieversorgung\r\nund den Klimaschutz unerlässlich. Die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung setzt für die Nachhaltigkeitszertifizierung umfassende, weltweit zu erfüllende Anforderungen.\r\nEmpfehlungen\r\n1. An Biomassepaket anknüpfen & EEG noch 2025 verbessern: Mit dem im Januar vom Bundestag verabschiedeten „Biomassepaket“ wurden im EEG wichtige Verbesserungen für die Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas und Holzenergie vorgenommen. Allerdings wurden gleichzeitig ambitionierte Anforderungen an den Anlagenbetrieb eingeführt, die zum Teil zu kurzfristig greifen und für manche\r\nAnlagen ohne einen Übergangszeitraum nicht umsetzbar sind oder zum Teil auch über das Ziel hinausschießen. Zudem wurde die notwendige Erhöhung des Ausschreibungsvolumens nur für 2025 und\r\n2026 vorgenommen. Die neue Bundesregierung muss deshalb so schnell wie möglich auf das Biomassepaket aufbauen. Dazu gehört insbesondere:\r\n• Übergangsregeln für bestehende Anlagen, deren EEG-Vergütung bereits 2025 oder 2026 ausläuft und die deshalb nicht ausreichend Zeit haben, die neuen, extrem ambitionierten Anforderungen zu erfüllen. Dies betrifft insbesondere die neue Systematik der Überbauungsanforderungen (Umstellung von einer Begrenzung der jährlichen Volllaststunden auf eine Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden).\r\n• Verbesserungen, die besonders Kleinanlagen, güllebetonte Biogasanlagen und wärmegeführte\r\nAnlagen adressieren. Auch hier ist die neue Systematik der Überbauungsanforderungen besonders problematisch.\r\n• Abschaffung der sachlich nicht begründbaren Begrenzung des Einsatzes von Mais in Biogasanlagen.\r\n• Anhebung der Ausschreibungsvolumina für die Jahre ab 2027.\r\n• Verpflichtung von Netzbetreibern zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten, um den Anschluss stark flexibler Biogasanlagen kosteneffizient und zügig zu ermöglichen.\r\n• Regeln für bereits bezuschlagte Anlagen: Möglichkeit schaffen, weiter zu flexibilisieren und in\r\ndas neue System wechseln zu können; Einführung eines „Inflationsausgleichs“.\r\nSeite 3\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Besonderheiten der Bioenergie im neuen Strommarktdesign berücksichtigen: Bei der Weiterentwicklung der Finanzierung für erneuerbare Energien müssen die Besonderheiten der Bioenergie berücksichtigt werden. Dazu gehört, dass Bioenergieanlagen im Gegensatz zu Wind- und Solaranlagen steuerbar sind, aber Brennstoffkosten haben; die Anlagen benötigen also entsprechend höhere Einnahmen, insbesondere auch aus der flexiblen Stromerzeugung. Bei der Ausgestaltung eines Kapazitätsmarkts müssen ebenfalls die Besonderheiten der Bioenergie berücksichtigt werden. Dazu gehört, dass\r\nBioenergieanlagen im Gegensatz zu fossilen Kraftwerken klimaneutrale Energie produzieren; eine Herangehensweise, die nicht zwischen fossilen und klimaneutralen Brennstoffen differenziert, ist also\r\nnicht angemessen, um die Bioenergie in einen Kapazitätsmarkt zu integrieren.\r\n3. Biomethaneinspeisung erleichtern: Die novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie muss noch im Jahr\r\n2025 ambitioniert in deutsches Recht übertragen werden, um den Anschluss von Biomethananlagen\r\nund umgerüsteten bestehenden Biogasanlagen ans Gasnetz zu erleichtern. Neben der Fortführung der\r\nbestehenden Regelungen aus der Gasnetzzugangsverordnung sollte auch der Zusammenschluss bestehender Biogasanlagen unterstützt sowie die Biomethanmärkte gestärkt und vor Missbrauch geschützt werden (insbesondere bei den Treibhausgasminderungsquoten im Kraftstoffmarkt, siehe unten). Die Nationale Wasserstoffstrategie sollte zu einer Nationalen Strategie für Grüne Gase weiterentwickelt werden, die neben Wasserstoff auch alle biogenen Gase sowie gasförmige Wasserstoffderivate\r\nadressiert.\r\nSeite 4\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Kosteneffizienter Klimaschutz & soziale Akzeptanz\r\nBürgern und Unternehmen sollte beim Klimaschutz eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit eingeräumt werden. Mit der Mobilisierung biogener Brenn- und Kraftstoffe wird das Lösungsspektrum für den Klimaschutz erweitert.\r\nEin resilientes, kosteneffizientes und sozial akzeptiertes klimaneutrales Energiesystem muss auf eine\r\nbreite Lösungspalette an erneuerbaren Energien setzen. Das Energiesystem der Zukunft ist auch auf\r\nklimaneutrale Moleküle angewiesen, z.B. als Energiespeicher oder als klimaneutraler Kraftstoff. Grüner\r\nWasserstoff ist jedoch auf absehbare Zeit teuer und knapp. Bioenergie ist deutlich günstiger und hat\r\nein großes heimisches Potenzial.\r\nMit Bioenergie können bestehende Vermögenswerte wie die bestehende Gas- und Fernwärmeinfrastruktur genutzt werden und Netzentgelte stabilisiert werden.\r\nWo wirtschaftlich sinnvoll, sollten bestehende und Infrastrukturen genutzt werden, um unnötige Investitionskosten und Aufwand für neue Technik und Infrastruktur zu vermeiden. Mit Bioenergieträgern\r\nkönnen die bestehenden Gas- und Fernwärmeinfrastruktur bzw. bestehende Heiztechnik und Fahrzeuge genutzt und Klimaschutz betrieben werden. Ländliche Nahwärmenetze sind zudem die Bürgerenergie der Wärmewende und sorgen durch breite Einbeziehung der Bevölkerung vor Ort für Akzeptanz.\r\nBei der Bioenergienutzung fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an.\r\nZukünftig wird immer mehr klimaneutrales CO2 für die Herstellung von E-Fuels, die stoffliche Nutzung\r\nin der Industrie oder für Negativemissionen benötigt. Die Gewinnung von CO2 aus der Atmosphäre ist\r\naktuell noch energieaufwändig und teuer. Bei der Biogasaufbereitung, an Holzheizkraftwerken und in\r\nBioethanolanlagen kann CO2 hingegen als Koppelprodukt der Energie- bzw. Kraftstofferzeugung abgeschieden werden; dies ist die wirtschaftlichste Form der grünen CO2-Gewinnung und bereits in der\r\nPraxis etabliert.\r\nBioenergie sichert die soziale Akzeptanz der Mobilitätswende.\r\nDie Mobilitätswende steht auch vor einer sozialen Herausforderung: Trotz ambitionierter Flottengrenzwerte, die das Inverkehrbringen von E-Fahrzeugen begünstigen, wird der Fahrzeugbestand lange von\r\nVerbrennern dominiert bleiben. E-Fahrzeuge sind sowohl neu als auch gebraucht deutlich teurer, zusätzlich erfordern sie eine neue Ladeinfrastruktur. Dies benachteiligt einkommensschwache Haushalte. Erneuerbare Kraftstoffe bieten hier eine Lösung: Sie ermöglichen klimafreundliche Mobilität\r\nohne teure Neuanschaffungen und verhindern soziale Ausgrenzung im Kontext der Verkehrswende.\r\nDazu müssen höhere Beimischungsanteile in den Markt gebracht werden (z.B. E20, B10 oder B30 für\r\ngeschlossene Benutzergruppen). Die Bestandsflotte kann so aktiv zum Klimaschutz beitragen.\r\nEmpfehlungen\r\n1. Level-Playing-Field beim Klimaschutz: Generell muss es einen fairen und technologieneutralen Wettbewerb zwischen allen klimaneutralen Energieträgern und –quellen geben; eine einseitige Priorisierung von Elektrolyse-Wasserstoff oder Diskriminierung von Bioenergie, z.B. bei regulatorischen Anforderungen, Anreizsystemen, der kommunalen Wärmeplanung oder in Förderprogrammen, darf es nicht\r\ngeben.\r\nSeite 5\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie bis Ende 2026: Die Bundesregierung sollte bis Ende 2026 ein\r\numfangreiches Gesetzes- und Verordnungspaket zur Beseitigung von diskriminierenden, praxisfernen\r\noder unverhältnismäßigen regulatorischen Anforderungen für die Erzeugung, Nutzung und Förderung\r\nnachhaltiger Bioenergie vorlegen. Bei der Umsetzung der RED III im Strombereich darf es zu keinen\r\nzusätzlichen überzogenen Anforderungen kommen. Hierzu zählen v.a. auch die Vorgaben an die Treibhausgas-Einsparung. Neben praxisgerechten und pragmatischen Umsetzungsvorgaben müssen alle in\r\nder RED III eingeräumten Übergangszeiträume und Vereinfachungsmöglichkeiten für die Zertifizierung\r\ngenutzt werden.\r\n3. Ambitionierte Umsetzung der RED-III-Klimaschutzziele im Verkehrssektor: Die Treibhausgasminderungsquote setzt marktwirtschaftliche und technologieneutrale Anreize zur Reduktion von Treibhausgasen im Verkehr und zur Investition in innovative Mobilitäts- und Kraftstofftechnologien. Mit einer\r\nambitionierten Umsetzung der Erneuerbare Energien Richtlinie der EU (RED III) sollte die Quote deutlich angehoben und bis 2040 fortgeschrieben werden. Für die THG-Minderungsquote ist eine Anhebung\r\nauf mindestens 37% bis 2030 erforderlich, um alle verfügbaren Klimaschutzoptionen zu nutzen. Dabei\r\nsind Gestaltungs- und Vereinfachungsspielräume zu nutzen. Eine Doppelanrechnung bei Übererfüllung der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe sollte untersagt werden, wenn das Herkunftsland des Kraftstoffes oder der Produzent selbst keine Kontroll-Audits deutscher Behörden zulässt.\r\n4. Realistische Klimaziele für den Bereich Land- und Forstwirtschaft (LULUCF) setzen: Die vierte Bundeswaldinventur (BWI 4) hat gezeigt, dass die Treibhausgasspeicherung des Waldes aufgrund des Alters der Wälder und der großflächigen Klimaschäden zurückgeht. Die im Klimaschutzgesetz verankerten Ziele für die Treibhausgasbindung im Bereich Land- und Forstwirtschaft (LULUCF-Sektor) sind damit nicht erreichbar und müssen überarbeitet werden.\r\nSeite 6\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n3. Bioenergie als Innovationsmotor und für Wertschöpfung im\r\nländlichen Raum nutzen\r\nBioenergie ist ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im ländlichen Raum, insbesondere für die Land- und\r\nForstwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten.\r\nIn Deutschland sind rund 114.000 Personen in der Bioenergiebranche beschäftigt, sowohl in Land- und\r\nForstwirtschaft als auch im Maschinenbau und Handwerk. Die Erzeugung und Nutzung von Bioenergie\r\nin den Sektoren Strom, Wärme und Kraftstoff in Deutschland sorgt jährlich für Wertschöpfung in Höhe\r\nvon rund 15 Mrd. Euro. Deutschland ist seit Jahren die Nr. 1 in der europäischen Biogasproduktion, aber\r\nauch andere EU-Länder beschleunigen den Ausbau und holen erfreulicherweise auf. Noch wird die\r\nHälfte des europäischen Biogases in Deutschland produziert.\r\nDeutschland ist internationaler Technologieführer im Bereich Bioenergie.\r\nDie deutschen Hersteller von Bioenergieanlagentechnik sind international zumindest aktuell noch\r\nführend. Zwar sind insbesondere die Maschinenbaufirmen stark exportorientiert, aber da es sich überwiegend um kleinere und mittelständische Unternehmen handelt, sind sie auch auf einen funktionierenden Heimatmarkt angewiesen, um Innovationen voranzutreiben.\r\nEmpfehlungen\r\n1. Heimatmarkt fördern: Deutschland muss auch weiterhin auf eine heimische Produktion und Nachfrage von Bioenergieträgern setzen, mit starker regionaler Verankerung in der Land- und Forstwirtschaft sowie kleinen und mittelständischen Unternehmen, die vielfach zur Weltspitze in ihrem Bereich\r\ngehören. Eine pragmatische und unbürokratische Umsetzung von EU-Vorgaben, die nationale Gestaltungs- und Vereinfachungsspielräume beispielsweise bei der RED III nutzt, ist unerlässlich für die Stärkung des Standorts Deutschland.\r\n2. Politisches Bekenntnis zur Bioenergie: Für langfristige Verlässlichkeit und Planbarkeit in Investitionen bedarf es eines politischen Bekenntnisses zur Holzenergie, zu Biogas und Biokraftstoffen als essenzielle erneuerbare Energieform und Wirtschaftskraft im ländlichen Raum (z.B. in Form einer „Initiative Pro Holzenergie“). Auch die dauerhafte Befreiung der Biokraftstoffe in der Land- und Forstwirtschaft von der Energiesteuer muss zeitnah umgesetzt werden, da nur so das Vertrauen für die notwendigen Investitionen erzeugt werden kann.\r\n3. Betrug bei Importen und ausländischen Projekten verhindern: Rohstoff- und Biokraftstoffimporte\r\nsowie Klimaschutzprojekte im außereuropäischen Ausland dürfen nur auf die Treibhausgasminderungs-quote angerechnet werden, wenn die Nachhaltigkeit über Vorort-Kontrollen bzw. ein behördliches Zulassungsverfahren für besonders privilegierte, fortschrittliche Biokraftstoffe sichergestellt wird.\r\nBetrugsfälle müssen konsequent aufgeklärt und der entgangene Klimaschutz nachgeholt werden.\r\nSeite 7\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer Bundesverband Bioenergie e.V. &\r\nFachverband Holzenergie im BBE\r\nTel.: 030-2758179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":"2025-02-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020853","regulatoryProjectTitle":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/d7/643912/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180010.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf des Bundeswirtschaftsministeriums für ein\r\nGesetz zur Beschleunigung des\r\nAusbaus von\r\nGeothermieanlagen,\r\nWärmepumpen und\r\nWärmespeichern (GeoBG)\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern.....................4\r\n2. Genehmigungsbeschleunigung von Wärmeleitungen durch § 8 fraglich.......................6\r\n3. Überragendes öffentliches Interesse auch für erneuerbare Wärmeleitungen (§ 4). 7\r\n4. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben (Änderung der § 2\r\nAbs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV)...................................................................................... 7\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie begrüßt den neuen Referentenentwurf zum Geothermiebeschleunigungsgesetz (GeoBG). Positiv zu bewerten ist insbesondere, dass Wärmeversorgung in Gänze betrachtet wurde und nun auch die Errichtung und der Betrieb von Wärmeleitungen Berücksichtigung finden.\r\nIntendiert war eine Vereinheitlichung, vor allem aber eine Beschleunigung entsprechender Genehmigungsverfahren. Bei genauerem Lesen fällt allerdings auf, dass es sich kaum um eine Besserung handelt.\r\nFür die Errichtung und den Betrieb von Bioenergieanlagen sind Wärmespeicher, insbesondere Behälterwärmespeicher, von besonderer Bedeutung. Holzenergie und Biogas sind wichtiger Bestandteil von\r\nkommunalen Wärmenetzen und eine zuverlässige Wärmequelle. Mit der folgenden Stellungnahme\r\nwerden Vorschläge zur Ergänzung des RefE GeoBG unterbreitet, die besonders für die Wärmeerzeugung\r\naus Biogas und Holzenergie relevant sind.\r\nErstens: Flexible Stromerzeugung in Biogas-Blockheizkraftwerken (BHKW) ist sowohl ein ideales BackUp zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung von Wind- und Solaranlagen als auch eine wichtige erneuerbare Wärmequelle im ländlichen Raum. Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, braucht es jedoch Wärmespeicher, um Stromerzeugung- und Wärmenutzung zeitlich entkoppeln\r\nzu können. Um insbesondere im ländlichen Raum den Bau von Wärmespeichern zu erleichtern, vor\r\nallem aber zu beschleunigen, bedarf es im Baugesetzbuch (BauGB) entsprechender Instrumente. Mit\r\ndem GeoBG sollte deshalb § 35 BauGB um einen Privilegierungstatbestand für (Behälter-)Wärmespeicher ergänzt werden.\r\nZweitens: Genehmigung von Wärmeleitungen weiterhin aufwendig: Im Referentenentwurf wird beabsichtigt, die Genehmigung von Wärmeleitungen zu beschleunigen. Vorhaben, die einer Umweltverträglichkeitsprüfung oder einer Vorprüfung im Einzelfall bedürfen, können von den im Referentenentwurf\r\nvorgesehenen Änderungen zwar durchaus Verfahrenserleichterungen erwarten. Das eigentliche Beschleunigungs- und Entbürokratisierungspotenzial bleibt jedoch unausgeschöpft. Es braucht dafür\r\neine Anpassung der Schwellenwerte für eine UVP-Prüfung in den Nummern 19.7 und 19.8 der Anlage 1\r\nim Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG).\r\nDrittens: Erneuerbare Wärmeleitungen sollen bis zur Treibhausgasneutralität im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegen: Erneuerbaren Energien werden schon in anderen beschlossenen\r\nGesetzen eine übergeordnete Rolle zugeschrieben und dienen der öffentlichen Gesundheit. Beispielsweise wurde dies im Gebäudeenergiegesetz unter § 1 Absatz 3 beschlossen. Im Einklang\r\nmit dem Koalitionsvertrag, in dem effiziente Wärmenetze unterstützt werden sollen, schlägt die\r\nBioenergiebranche vor, dass Wärmeleitungen mit einem Anteil erneuerbarer Energien von mindestens 65 Prozent im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Bisher liegen erneuerbare\r\nWärmeleitungen im überragenden öffentlichen Interesse bis zum 31. Dezember 2040 (laut § 2\r\nAbs. 3 Wärmeplanungsgesetz). Es sollte kein konkretes Datum festgelegt werden.\r\n\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern\r\nDie Flexibilisierung von Biogasanlagen ermöglicht es, die Stromerzeugung aus Biogas auf die Zeiten zu\r\nverschieben, in denen Wind- und Solaranlagen nicht ausreichend Strom produzieren. Dafür muss die\r\ninstallierte Leistung der Anlagen erhöht („überbaut“) und ein Gasspeicher gebaut werden, um Biogas\r\nin Zeiten mit hohem Solar- und Windstromanteil zu speichern.\r\nIn Zeiten mit niedriger Wind- und PV-Einspeisung kann dieses gespeicherte Biogas mit höherer Leistung verstromt werden. Weil die Anlagen dann deutlich kürzer laufen, erhöht sich die Stromerzeugungskapazität, nicht aber die erzeugte Strommenge oder die Biogaserzeugung an sich. Läuft heute\r\nein 500 kW Motor 24 Stunden, um 12.000 kWh Strom zu produzieren, laufen 5 x 500 kW Motoren am\r\nselben Standort, also künftig nur noch knapp 5 Stunden, um ebenfalls 12.000 kWh zu erzeugen.\r\nWährend der von Biogasanlagen erzeugte Strom in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird, wird\r\ndie Wärme, die beim Verbrennungsprozess in BHKW als Koppelprodukt anfällt, vor Ort zu Heizwecken\r\ngenutzt, insbesondere in Wärmenetzen sowie für die Versorgung einzelner Gebäudequartiere oder\r\ngewerblicher Abnehmer. Aufgrund der seit 2021 massiv gestiegenen Kosten für fossile Energieträger\r\nhat sich der Anteil der extern genutzten Wärme in Biogasanlagen signifikant auf ca. 23 TWh Wärme\r\nerhöht. Damit ließen sich bei einem durchschnittlichen Verbrauch pro Haushalt ca. 2 Millionen Haushalte beheizen. Aufgrund der neuen Vorgaben im Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz (WPG) dürfte der Anteil neuer lokaler Wärmekonzepte mit Biogasanlagen weiter steigen.\r\nDem Wärmespeicher kommt bei der Flexibilisierung von Biogasanlagen deshalb eine Schlüsselrolle\r\nzu. Wenn die Stromerzeugung aus Biogas in Zeiten mit hohem Angebot an Wind- und Solarenergie\r\nausgestellt wurde, wird auch keine Wärme mehr produziert. Um dennoch die Wärmeversorgung aufrecht zu erhalten, müssen Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden. Diese Funktion\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nerfüllt der (Behälter-)Wärmespeicher: Die Wärme, die die BHKW in Zeiten niedriger Wind- und Solarstromerzeugung erzeugen, wird im Wärmespeicher zwischengespeichert, um die angeschlossenen\r\nKunden auch in Zeiten mit Wärme zu versorgen, in denen das BHKW ausgestellt ist.\r\nWärmeverbraucher liegen im Normalfall nicht unmittelbar am Standort der Biogaserzeugung. Um das\r\nBiogas effizienter zur Wärmeversorgung nutzen zu können, werden Biogas-BHKW deshalb öfter vom\r\nStandort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder\r\neines Nahwärmenetzes errichtet (sogenannte „Satelliten-BHKW“). Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW transportiert. Auch diese Satelliten-BHKW müssen zukünftig flexibel Strom erzeugen und benötigen deshalb einen (Behälter-)Wärmespeicher.\r\nDa der Privilegierungstatbestand für Biomassemasseanlagen in § 35 Abs. 1 Nr. 6 Baugesetz (BauGB)\r\nsolche Satelliten-BHKW nicht ermöglichte. wurde mit § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB eine entsprechende\r\nSonderregelung geschaffen. Die konkrete Ausgestaltung dieser Sonderregel ist zwar in mehrfacher\r\nHinsicht unglücklich, so dass eine Überarbeitung dringend geboten ist. Aber um die grundlegenden\r\nZielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es weiterer\r\nSchritte. Ein erster Schritt wird mit diesem Gesetzentwurf gemacht: Errichtung, Betrieb und Änderung\r\nvon Wärmespeichern liegt gemäß § 4 zukünftig im überragenden öffentlichen Interesse. Dies wird\r\ninsbesondere für den Bereich der Bauleitplanung uneingeschränkt begrüßt. Denn Wärmespeicher\r\nselbst können aktuell nicht privilegiert im Außenbereich errichtet werden. Vermehrt erhalten wir allerdings Rückmeldungen aus der Praxis, dass Kommunen und Gemeinden, Bauleitplanung zunehmend\r\nscheuen (wg. Personal- und Zeitaufwand und damit verbundenen Kosten). Da allerdings wie oben beschrieben ein Wärmespeicher für Wärmenutzung bei flexibler Stromerzeugung zwingend notwendig\r\nist, um die Stromerzeugung und Wärmenutzung zeitlich entkoppeln zu können, sollten Wärmespeicher\r\nin den Katalog der privilegierten Vorhaben im BauGB aufgenommen werden.\r\nVorschlag\r\nMit dem GeoBG sollte ein neuer Privilegierungstatbestand für Behälter-Wärmespeicher\r\nund ggf. auch kleine Erdbecken-Wärmespeicher in § 35 BauGB eingeführt werden.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n2. Genehmigungsbeschleunigung von Wärmeleitungen durch § 8\r\nfraglich\r\nMit Artikel 1 § 8 i.V.m. Artikel 2 des vorliegenden Referentenentwurfs sollen Erleichterungen für\r\ndie Genehmigung von Wärmeleitungen eingeführt werden. Die Änderungen zur aktuellen\r\nRechtslage – und damit auch die Beschleunigungseffekte – sind aber überschaubar. Tatsächlich\r\nwird durch die Bezugnahme auf Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes im Wesentlichen\r\nnur der Verfahrensablauf bzw. die Gestaltung einzelner Verfahrensschritte (Planfeststellung bzw.\r\nPlangenehmigung) adressiert. Die Bioenergiebranche hätte sich gewünscht, wenn bereits hier\r\nim Sinne des Koalitionsvertrages damit begonnen worden wäre, die “nach EU-Recht zulässigen\r\nSpielräume für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP)” für Vereinfachungen zu nutzen.\r\nPlangenehmigung bzw. Planfeststellung wurden für in Anlage 1 UVPG genannten Leitungsvorhaben nur eingeführt, weil es für diese kein selbständiges Verfahren darstellende Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) bzw. UVP-Vorprüfung vermeintlich kein geeignetes Trägerverfahren gab.\r\nOb und ab wann es einer Plangenehmigung bzw. Planfeststellung bedarf, hängt deshalb vom\r\nErreichen bzw. Überschreiten der jeweiligen Schwellen in Nummer 19.7 und 19.8 der Anlage 1 des\r\nUmweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes ab. Bei der Gestaltung der Schwellen für eine UVP-Vorprüfung gibt es wiederum erhebliche europarechtliche Spielräume. Wie groß der Spielraum ist,\r\nzeigt ein Blick nach Österreich: hier bedürfte eine Wärmeleitung einer UVP-Vorprüfung erst,\r\nwenn sie in bestimmten schutzwürdigen Gebieten verläuft, eine Trassenlänge von mind. 70 km\r\nund einen Innendurchmesser von 1000 mm erreicht bzw. überschreitet. In Deutschland bedarf\r\neine Wärmeleitung einer UVP-Vorprüfung ab einer Länge von 5 km.\r\nEs wird daher vorgeschlagen, parallel zu den bereits im Entwurf vorgesehenen Verfahrenserleichterungen, die Schwellen für eine UVP-Vorprüfung in den Nummer 19.7 und 19.8 der Anlage\r\n1 UVPG deutlich anzuheben. Der mit dem Entfall der Pflicht zur UVP-Vorprüfung verbundene\r\nWegfall des Erfordernisses einer Plangenehmigung wäre eine wirkliche Beschleunigung für lokale Nahwärmeprojekte.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n3. Überragendes öffentliches Interesse auch für erneuerbare Wärmeleitungen (§ 4)\r\nDie Bioenergiebranche begrüßt, dass dem Wärmesektor eine zentralere Rolle zugespielt wird,\r\nindem laut RefE Geothermie, Wärmepumpe und Wärmespeicher im überragenden öffentlichen\r\nInteresse liegen. Für die Umsetzung der Wärmewende werden häufig Wärmeleitungen geplant\r\nund verlegt. Im Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD wurde festgehalten, dass der Bau von\r\neffizienten Nah- und Fernwärmenetzen unterstützt wird. Effiziente Wärmenetze sind Wärmenetze mit hohem Anteil erneuerbarer Energien. Bisher liegen erneuerbare Wärmeleitungen im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse bis zum 31. Dezember 2040 (laut § 2 Abs. 3 Wärmeplanungsgesetz). Diese Entfristung sollte aufgehoben werden, unabhängig, ob die Treibhausgasneutralität bis 2040 erreicht wird. Für das GeoBG gilt es ähnlich. Mit dem Jahr 2045 ist hier ebenfalls ein\r\nkonkreter Zeitpunkt erwähnt. Stattdessen sollten die Vorhaben bis zum Erreichen der Treibhausgasneutralität im überragenden öffentlichen Interesse liegen, unabhängig davon, ob dies im\r\nJahr 2045 oder erst später erreicht wird.\r\nVorschlag\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie schlägt daher folgende Änderungen vor:\r\n„§ 4 Überragendes öffentliches Interesse\r\nDie Errichtung, der Betrieb oder die Änderung einer Anlage nach § 2 Nummer 1 bis 4 sowie\r\nWärmeleitungen mit einem Anteil erneuerbarer Energien von mindestens 65 Prozent liegen bis\r\nzum Erreichen der Netto- Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen\r\nInteresse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Sie sollen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen eingebracht werden. Satz 1 ist in\r\nden jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen gegenüber den Belangen der Landesund Bündnisverteidigung nicht anzuwenden.“\r\n4. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben\r\n(Änderung der § 2 Abs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV)\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nIn der 44. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) werden allerdings Holzabfälle durch die\r\nBrennstoffdefinition ausgeschlossen. Dadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus\r\nder für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, das aus Bau- und\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nAbbruchabfällen stammt und weder mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen\r\nVerbindungen behandelt worden ist. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Die Bioenergieverbände\r\nfordern deshalb die Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren\r\nEnergien unnötig behindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der\r\n44. BImSchV wurde die Brennstoffdefinition aus den europäischen Verordnungen MCPD-Medium Combustion Plant Directive (2015/2193/EU) und IED-Industrial Emission Directive (2010/75/EU) übernommen. Die Bundesregierung sollte sich zudem für die entsprechende Anpassung der europäischen Rahmengesetzgebung in der MCP- und IED-Richtlinie einsetzen.\r\nVorschlag\r\nDie Bioenergieverbände schlagen daher folgende Änderung für § 2 7) 2. f) vor:\r\n„(7) „Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung mit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder\r\nSchwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und\r\nAbbruchabfällen.“\r\nDie Bund/Ländergemeinschaft Immissionsschutz (LAI) hat im Januar 2022 in ihrer Veröffentlichung\r\nempfohlen, welche Schadstoffgehalte in Holzabfällen der Altholzkategorie A II zulässig sind, um als\r\nBrennstoff im Sinne der 44. BImSchV zu gelten. Die LAI bezieht sich dabei auf die Grenzwerte der DIN\r\nEN ISO 17225-4, Tabelle 2, Klasse B2. Aus dem Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-4 geht hervor,\r\ndass die Grenzwerte der Tab. 2 Klasse B2 nur für chemisch unbehandelte Gebrauchthölzer gelten. Diese\r\nHolzabfälle entsprechen naturbelassenen oder lediglich mechanisch bearbeiteten Althölzern der Kategorie A I gem. § 2 (4a) der Altholzverordnung (AltholzV). Chemisch behandelte Gebrauchthölzer entsprechen hingegen der Altholzkategorie A II gem. § 2 (4b) AltholzV und fallen unter den Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-9. Die Anwendung der DIN EN ISO 17225-4 ist zur Beurteilung der Biobrennstoffeigenschaft von Holzabfällen fachlich nicht geeignet.\r\nDie Bioenergieverbände setzen sich dafür ein, die Biobrennstoffeigenschaft von Holzabfällen anhand\r\nder „EN ISO 17225-9:2021: Biogene Festbrennstoffe – Brennstoffspezifikationen und -klassen – Teil 9:\r\nKlassifizierung von grobem Schredderholz und Holzhackschnitzeln“ für die industrielle Verwendung\r\nnachzuweisen. Mit der DIN EN ISO 17225-9 liegt seit Oktober 2021 eine einschlägige internationale Norm\r\nvor, welche unter Tab. 2 I4 Brennstoffspezifikationen für Gebrauchthölzer definiert, die nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt worden sind. Die\r\nGrenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4 sollten im Rahmen eines Anhangs zur 44. BImSchV verpflichtend eingeführt werden, um hier bundesweit Planungs- und Rechtssicherheit zu schaffen.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nVorschlag für Grenzwerte\r\nDIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nSpezifikation von klassifizierten grobem Schredderholz und klassifizierten Holzhackschnitzeln für die industrielle Verwendung\r\nArsen ≤ 4 mg/kg, TM\r\nBlei ≤ 30 mg/kg, TM\r\nCadmium ≤ 2,0 mg/kg, TM\r\nChrom ≤ 30 mg/kg, TM\r\nKupfer ≤ 50 mg/kg, TM\r\nQuecksilber ≤ 0,1 mg/kg, TM\r\nChlor Cl0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nStickstoff, N N 1.5 ≤ 1,5 m.-%, TM\r\nSchwefel, S S 0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nNickel ≤ 10 mg/kg, TM\r\nZink ≤ 100 mg/kg, TM\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung\r\nEmail: gepa.porsche@biogas.org\r\nSteffen Schwardmann\r\nReferent für Politik & Strategie des Bundesverband Bioenergie e.V. & Fachverband Holzenergie\r\nTel.: 030-2758179-19\r\nEmail: schwardmann@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020855","regulatoryProjectTitle":"Praxisgerechte Umsetzung der Bioenergie-Nachhaltigkeitsverordnung mit fairen Übergangsfristen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ee/28/643914/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180016.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum Referentenentwurf des\r\nBMUKN zur Änderung der BiomassestromNachhaltigkeitsverordnung - BioSt-NachV\r\nBerlin, 29.08.2025\r\nDie Stellungnahme wird getragen von den Mitgliedsverbänden des BBE:\r\nAGDW – Die Waldeigentümer e.V.\r\nBundesgütegemeinschaft Holzasche e.V.\r\nBundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V. (B.KWK)\r\nC.A.R.M.E.N. e.V.\r\nDeutscher Bauernverband e.V.\r\nDeutsche Säge- und Holzindustrie Bundesverband e.V.\r\nFamilienbetriebe Land und Forst e.V.\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nFachverband Holzenergie im Bundesverband Bioenergie e.V.\r\nKontakt:\r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel.: 030 27 58 179 - 21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\nHauptstadtbüro Bioenergie (HBB)\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\n2/20\r\nInhalt\r\nWichtigste Empfehlungen...................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ......................................................................................................................... 5\r\nAnmerkungen im Detail: ........................................................................................................ 6\r\n1. Zu 2. b) Änderung § 1, Abs. (4), Erweiterung um Anlagen mit einer Durchflussrate von\r\nmehr als 200m³/h Methan-Äquivalent .............................................................................. 6\r\n2. Zu 3. Änderung § 2, Einfügung „Biokraftstoffe“.......................................................... 6\r\n3. Zu 3. a) Ergänzung § 2 (2a) Definition Altwälder ........................................................ 7\r\n4. Zu 3. e) Änderung § 2 ................................................................................................. 7\r\n5. Zu 3. f) Ergänzung § 2 (14a) Definition großer Kahlschlag ......................................... 8\r\n6. Zu 3. g) Ergänzung § 2 (15a) Definition Heideland...................................................... 8\r\n7. Zu 3. k) Ergänzung § 2 (23b) Definition Nachhaltige Waldnutzung............................. 9\r\n8. Zu 3. m) Ergänzung § 2 (25a), Definition Plantagenwald............................................ 9\r\n9. Zu 3. m) Ergänzung § 2 (25b) Definition Primärwald .................................................10\r\n10. Zu 4. m) Ersatz von § 3 Abs. (1) Satz 2, Einbezug von Anlagen ab 7,5 MW...............10\r\n11. Zu 5. a) cc) Ergänzung von § 4 Abs. (2) Nr. 4 Heideland.........................................11\r\n12. Zu 5. b) Streichung von § 4 Abs. (7)........................................................................12\r\n13. Zu 6. a) Änderung von § 5 Abs. (1) .........................................................................12\r\n14. Zu 7. a) und b) Ergänzung von § 6 Abs. (2) und (3)\r\nTreibhausgasminderungsvorgaben..................................................................................14\r\n15. Zu 7. b) Ergänzung von § 6 Abs. (4) Bestandsschutzregelung................................15\r\n16. Ergänzung von § 8 weitere Nachweise und § 3 Anforderungen für die Vergütung 15\r\n17. Änderung von §§ 9, 10 und 14: Berichtszeitraum für Nachhaltigkeitsnachweise auf\r\nKalenderjahr umstellen....................................................................................................17\r\n18. Zu 12 Ergänzung von § 12, Abs. (5) Unionsdatenbank............................................19\r\n19. Zu 20 Änderung von § 28 Anerkennung von Zertifizierungsstellen........................19\r\n3/20\r\nWichtigste Empfehlungen\r\n• Die unterzeichnenden Verbände begrüßen die Übernahme der Bestandsschutzregelung aus\r\nder RED III in § 6 Abs. 4. Für Bestandsanlagen vor dem 20.11.2023 gilt damit die THG-Regelung\r\nnach RED II bzw. BioSt-NachV, was in den meisten Fällen keinen Nachweis der THG-Minderung\r\nerfordert und damit eine erhebliche Entlastung darstellt. Allerdings sollte die Regelung nicht\r\nnur die THG-, sondern auch die Flächenkriterien umfassen, da RED III hier keine\r\nUnterscheidung vorsieht. Für Anlagen, die dennoch neu den THG-Minderungsvorgaben\r\nunterliegen, stellt die Treibhausgasberechnung nach einer komplexen Methodik eine große\r\nHerausforderung dar. Für nicht in Anhang VI der RED aufgeführte Biomassen sollte deshalb\r\ndie Nutzung von Standardwerten ähnlicher Biomassen ermöglicht werden, die von der\r\nzuständigen Behörde zu veröffentlichen ist.\r\n• Regelungen im Forstbereich müssen in Einklang mit dem Fachrecht stehen:\r\nDer Entwurf führt eine Definition „nachhaltiger Waldnutzung“ ein, obwohl dies von RED III nicht\r\ngefordert ist. Diese konkurriert mit dem Bundeswaldgesetz, schafft Unklarheiten und greift\r\nüber das Energierecht in forstpolitische Kompetenzen des Bundes und der Länder ein. Zudem\r\nsind Formulierungen wie „natürliche Anpassung an den Klimawandel“ praxisfern. Die\r\nErgänzung sollte daher ersatzlos gestrichen werden.\r\nZusätzlich werden für die Ernte von forstwirtschaftlicher Biomasse neue Regelungen und\r\nunklare Begriffe wie „anfällige Böden“ oder „Schwellenwerte für Totholz“ eingeführt. Die\r\nVorgaben sollten jedoch ausschließlich auf bestehendes Fachrecht verweisen\r\n(Bundeswaldgesetz, Bundesbodenschutzgesetz, Bundesnaturschutzgesetz,\r\nLandeswaldgesetze) und keine neuen konkurrierenden Regeln schaffen.\r\nDie in der BioSt-NachV vorgesehene Definition von „großem Kahlschlag“ greift unzulässig in\r\ndie Kompetenz der Länder ein und widerspricht bestehenden Landesgesetzen. Pauschale\r\nVorgaben auf Bundesebene müssen durch Verweis auf geltende Länderregelungen ersetzt\r\nwerden. Auch fachlich ist die Definition problematisch, da z. B. für den Waldumbau oder\r\nlichtliebende Baumarten geringere Bestockungsgrade erforderlich sind.\r\nUm Probleme mit unklaren Begrifflichkeiten zu vermeiden, sollte bei der Definition von\r\n„Altwäldern“ unklare Begrifflichkeiten gestrichen werden. Für die Definition von\r\n„Primärwäldern“ und „Plantagenwäldern“ ist eine Klarstellung erforderlich, dass es in\r\nDeutschland gemäß Bundeswaldinventur und Handreiche des BMEL zur EUDR keine Primärund Plantagenwälder gibt.\r\n• Die Übergangsfrist bis 31.12.2030 für neu betroffene Anlagen zwischen 7,5 und 20 MW bei\r\nMangel an Zertifizierungsstellen wird als pragmatische Regelung begrüßt, um absehbare\r\nFolgeänderungen der BioSt-NachV für Fristverlängerungen zu vermieden. Jedoch werden damit\r\nkeine vereinfachten nationalen Überprüfungssysteme für diese Anlagen geschaffen, wie es Art.\r\n30, Abs. (6) der RED III vorsieht. Deshalb sollten bestehende Dokumentationen und\r\nZertifizierungen genutzt werden können, um Bürokratie zu vermeiden, z. B. durch Anerkennung\r\nvon Betriebstagebüchern oder Umweltgutachten als ausreichende Nachweise für Anlagen in\r\nLändern mit geringem Nachhaltigkeitsrisiko.\r\n• Die Aufnahme von Heideland in die BioSt-NachV als Fläche mit hohem Schutzwert verbietet in\r\nder aktuellen Ausgestaltung die Nutzung von Biomasse aus diesen Gebieten. Nach Ansicht der\r\nunterzeichnenden Verbände sind durch die aktuelle Definition der Gebiete auch extensiv\r\ngenutzte Flächen betroffen, deren Mahd zur Landschaftspflege dem Naturschutz dient und\r\nnicht schadet, weshalb eine Nachbesserung bei dieser Regelung gefordert wird.\r\n4/20\r\n• In Deutschland werden Zertifizierungsstellen für RED III-Audits derzeit von der BLE anerkannt\r\nund nicht formal akkreditiert, was bis 01.01.2027 zulässig ist. Ab diesem Datum verlangt die EU\r\neine Akkreditierung nach EN ISO/IEC 17065, doch fehlt bisher ein entsprechendes DAkkSProgramm, und Akkreditierungen sind komplex und zeitaufwendig. Die Verbände fordern, die\r\nbisherige Anerkennungspraxis beizubehalten, um die Umsetzung der RED III sicherzustellen\r\nund Bürokratieaufbau zu vermeiden.\r\n5/20\r\nVorbemerkung\r\nDie Verbände begrüßen grundsätzlich die Vorlage des Referentenentwurfs der BioSt-NachV und die\r\nZielsetzung einer 1:1 Umsetzung der novellierten Erneuerbare Energien Richtlinie der EU [(EU)\r\n2023/2413 – RED III]. Gleichwohl ist besonders bei den forstlichen Definitionen festzuhalten, dass hier\r\nneue Rechtsbegriffe geschaffen und nicht notwendige Detaillierungen vorgenommen werden, die die\r\nunterzeichnenden Verbände ablehnen. Der Auftrag des Koalitionsvertrags (Zeile 2014: „Bei der\r\nUmsetzung von EU-Recht in nationales Recht schließen wir bürokratische Übererfüllung aus.\r\nParallelregulierungen auf europäischer und nationaler Ebene lehnen wir ab.“) wird insofern nicht\r\nerfüllt. Die Übernahme von Formulierungen aus dem gescheiterten Novellierungsversuch des\r\nBundeswaldgesetzes aus der letzten Legislaturperiode wird abgelehnt. Überschneidungen und\r\nWidersprüche zu bestehenden Rechtsgebieten, insbesondere den Waldgesetzen, gilt es zu vermeiden.\r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen, dass das BMUKN die Inkraftsetzung der Verordnung noch\r\nim Jahr 2025 anstrebt. Mit Blick auf die bereits abgelaufene Frist für die nationale Umsetzung der RED\r\nIII am 21. Mai 2025 ist jedoch die späte Vorlage des Referentenentwurfs zu kritisieren, ebenso die kurze\r\nStellungnahmefrist von zwei Wochen innerhalb der Sommerpause, zumal die Umsetzungsfrist der\r\nRED III mit 18 Monaten lange bekannt war. Dies erschwert eine umfassende Beurteilung des\r\nReferentenentwurfs und wird dem Anspruch des Koalitionsvertrages nicht gerecht (Zeile 1869 ff:\r\n„Bereits in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren werden wir Praxischecks durchführen und\r\nBetroffene sowie Vollzugsexperten und -expertinnen aus Bund, Ländern und Kommunen mit\r\nangemessenen Fristen (in der Regel vier Wochen) beteiligen.“).\r\nEbenfalls ist zu kritisieren, dass der Entwurf keine Angaben zum Erfüllungsaufwand enthält. Es ist\r\ndavon auszugehen, dass durch die Absenkung der Größengrenze für die Nachhaltigkeitszertifizierung\r\nbei Anlagen, die feste Biomasse einsetzen, von 20 auf 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung\r\nmindestens 80 Biomasseanlagen zusätzlich in den Geltungsbereich der Verordnung aufgenommen\r\nwerden, zuzüglich der damit zusammenhängenden Lieferkette. Für all die betroffenen Unternehmen\r\nwerden zukünftig direkt Kosten für Auditoren und Gebühren für Zertifizierungssysteme fällig, zusätzlich\r\nzu den Kosten für die unternehmensinterne Umsetzung der Nachhaltigkeitsanforderungen. Die\r\nVerbände kritisieren deshalb auch, dass die Umsetzung der RED III die Möglichkeit von Art. 30, Abs. 6\r\nder RED III ungenutzt lässt, vereinfachte nationale Überprüfungssysteme für Anlagen zwischen 7,5 und\r\n20 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung einzuführen. Auch ohne Angaben zum zusätzlichen\r\nErfüllungsaufwand ist deutlich: Der Auftrag des Koalitionsvertrags (u.a. Zeilen 1942 ff; insbesondere\r\nZeile 1951: „Zusätzlich soll ein fachrechtlicher Bürokratierückbau erfolgen.“), Bürokratie zurückzubauen,\r\nwird mit dem vorliegenden Verordnungsentwurf nicht umgesetzt. Weiterer Erfüllungsaufwand ergibt\r\nsich für Biomasseanlagen, die künftig Treibhausgasminderungsvorgaben nachweisen müssen und\r\nnicht von der geplanten Ausnahmeregelung nach § 6, Abs. 4) des Ref-E. der BioSt-NachV Gebrauch\r\nmachen können.\r\nFür Anmerkungen zu Artikel 2, Änderung der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung, wird auf die\r\nseparate Stellungnahme des BBE / HBB verwiesen.\r\n6/20\r\nAnmerkungen im Detail:\r\n1. Zu 2. b) Änderung § 1, Abs. (4), Erweiterung um Anlagen mit einer\r\nDurchflussrate von mehr als 200m³/h Methan-Äquivalent\r\nDie Novelle der BioSt-NachV setzt an vielen Stellen die geänderten Vorgaben der ErneuerbarenEnergien-Richtlinie (RED III) 1:1 um. Aus diesem Grund wird der Anwendungsbereich erweitert. Neu\r\naufgeführt sind gasförmige Biomasse-Brennstoffe, die in Anlagen mit einer durchschnittlichen\r\nBiomethan-Durchflussrate von mehr als 200 m3/h Methan-Äquivalent erzeugt werden.\r\nNach Ansicht der unterzeichnenden Verbände ist die Erweiterung so zu verstehen, dass\r\nAnlagenkonstellationen erfasst werden sollen, die bislang nicht unter die aufgeführten\r\nGeltungsbereiche fallen. Die bisherigen Anwendungsbereiche fokussieren sich dabei auf die\r\ngesetzliche Förderung nach dem EEG und greifen bei Biogasanlagen mit vor-Ort-Verstromung und\r\nBiomethan-BHKW ab 2 MW Feuerungswärmeleistung.\r\nNur indirekt erfasst waren bislang Biomethanerzeugungsanlagen. Diese mussten sich zertifizieren,\r\nsofern das erzeugte Biomethan anschließend in EEG-Stromerzeugungsanlagen oberhalb 2 MW\r\nFeuerungswärmeleistung eingesetzt wurde oder zur Anrechnung auf die Kraftstoffquote dem Gasnetz\r\nentnommen wurde. Damit konnte der (seltene) Fall auftreten, dass vergleichsweise große Anlagen mit\r\nmehr als 200 m³ Durchflussrate an Biomethan nicht erfasst wurde. Diese Regelungslücke wird\r\nbehoben.\r\n§ 1 Nr. 4 verweist aus Sicht der unterzeichnenden Verbände eindeutig auf Anlagen mit einer\r\nBiomethan-durchflussrate. Da in der Verordnung auf Methan-Äquivalent Bezug genommen wird,\r\nkönnte jedoch der Eindruck entstehen, nicht nur Biogasaufbereitungsanlagen könnten betroffen sein,\r\nsondern auch der Teil der Biogaserzeugung. Diese Doppelregelung von Anlagen, die bereits nach § 1\r\nNr. 3 erfasst sind, wäre nicht zielführend. Darüber hinaus könnten „versehentlich“ zusätzlich EEGAnlagen betroffen sein, was nicht vorgesehen war.\r\nUnabhängig von der Frage, welche Anlagen betroffen sind, führt die Erweiterung des\r\nAnwendungsbereichs zu einer mehr oder weniger großen Anzahl an neu betroffenen Teilnehmern der\r\nWertschöpfungskette, die sich zertifizieren müssen und entsprechende Selbsterklärungen für die\r\ngenutzten Substrate einholen müssen. Aufgrund der knappen Frist bis Jahresende, ebenfalls knappen\r\nAuditorenressourcen und dem nicht zu unterschätzenden bürokratischen Aufwand stehen Betroffene\r\nvor einer enormen Herausforderung, sollte alle erforderlichen Schritte bis Ende des Jahres umgesetzt\r\nwerden müssen.\r\nVorschlag:\r\nDie Erweiterung des Anwendungsbereiches sollte – zumindest in der Begründung – klarer\r\nformuliert werden. Daraus sollte hervorgehen, dass die Erweiterung auf Biomethanerzeugungsanlagen mit mehr als 200 m³ fokussiert, um eine Doppelregelung von EEG-Anlagen\r\nzu vermeiden.\r\nFür Anlagen, die durch die Änderung der BioSt-NachV in Zukunft zertifizierungspflichtig werden,\r\nmuss eine ausreichende Übergangszeit und gewährt werden.\r\n2. Zu 3. Änderung § 2, Einfügung „Biokraftstoffe“\r\nIm Entwurf wird jeweils „Biokraftstoffe“ zur Aufzählung „flüssige Biobrennstoffe und BiomasseBrennstoffe“ ergänzt, zum ersten Mal in § 2, Abs. (1). Als Begründung wird angegeben, dass keine\r\ntrennscharfe Abgrenzung möglich sei und Biodiesel sowohl als Kraftstoff als auch als Biobrennstoff\r\neingesetzt werden kann. Aus Sicht der Verbände macht diese Ergänzung keinen Sinn, da § 2, Abs. (11)\r\nbereits regelt, dass „flüssige Biobrennstoffe (…) Brennstoffe (sind), die aus Biomasse hergestellt\r\n7/20\r\nwerden und zum Zeitpunkt des Eintritts in den Brenn- oder Feuerraum flüssig sind.“ Biokraftstoffe\r\nwerden in Abgrenzung dazu in § 2, Abs. (6) BioKraft-NachV nach dem BImSchG definiert. Im Sinne der\r\nKlarheit und um Verwirrung zu vermeiden, sollten die Einfügungen von „Biokraftstoffe“ deshalb an\r\nallen Stellen in der BioSt-NachV wieder zurückgenommen werden.\r\n3. Zu 3. a) Ergänzung § 2 (2a) Definition Altwälder\r\nIn § 2 wird mit Absatz (2a) eine neue Definition von Altwälder aufgenommen. Diese ist relevant, da in\r\n§ 5, Abs. 1), Nr. 6 in Verbindung mit § 4 ein Verbot der Ernte von Biomasse aus Altwäldern für die\r\nenergetische Nutzung im Rahmen der BioSt-NachV eingeführt wird. Diese erfolgt nach der in den\r\n“Commission Guidelines for Defining, Mapping, Monitoring and Strictly Protecting EU Primary and OldGrowth Forests” [SWD(2023) 62 final] gefassten Definition1\r\n. Aufgrund der Verwendung nicht näher\r\ndefinierter Begrifflichkeiten wie „menschliche Aktivität“ und „erhebliche Störung der Prozesse“ besteht\r\njedoch die Gefahr, dass die Definition sehr weit ausgelegt wird und nicht hinreichend präzise ist. So\r\nkönnte z.B. auch ein Plenterwald, also ein bewirtschafteter Hochwald, unter die Definition fallen, da\r\nsich ein Plenterwald typischerweise aus heimischen Baumarten zusammensetzt und sich menschliche\r\nEingriffe überwiegend auf die Feinerschließung sowie die Entnahme einzelner Stämme beschränken.\r\nDiese Maßnahmen beeinflussen die natürliche Entwicklung nur geringfügig, sodass solche Bestände\r\nals weitgehend „ungestört“ betrachtet werden können und damit unter die vorgeschlagene Definition\r\nfallen würden. Vergleichbares gilt für ältere Buchen- oder Eichenbestände, die sich in der\r\nDimensionierungsphase befinden. Um Probleme mit unklaren Begrifflichkeiten zu vermeiden, sollten\r\ndiese weitgehend gestrichen werden. § 2 (2a), Satz 2 sollte deshalb gestrichen werden.\r\nVorschlag\r\n§ 2, (2a): Altwälder sind, vorbehaltlich des Rechts des Staates, in dem sich die Fläche befindet,\r\nWaldbestände oder Flächen, die aus einheimischen Baumarten bestehen und sich überwiegend\r\ndurch natürliche Prozesse, Strukturen und eine Dynamik entwickelt haben, die normalerweise\r\nmit späten Entwicklungsphasen in Primärwäldern oder ungestörten Wäldern desselben Typs\r\nohne menschliche Aktivität verbunden sind. Ungestört sind Wälder auch dann, wenn Anzeichen\r\nfrüherer menschlicher Aktivitäten sichtbar sind, diese aber allmählich verschwinden oder zu\r\ngering sind, um die natürlichen Prozesse erheblich zu stören.\r\n4. Zu 3. e) Änderung § 2\r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen, dass mit der Änderung von „oder“ zu „und“ in § 2, Abs. (4),\r\nNr. 2 klargestellt wird, dass Wald und bewaldete Flächen erst dann als „mit großer biologischer Vielfalt“\r\ngelten, wenn die zuständige Fachbehörde dies festgestellt hat. Die Verbände bitten um Präzisierung,\r\ndass sich die notwendige Feststellung der Fachbehörde sowohl auf Wald als auch auf bewaldete\r\nFlächen bezieht. Zudem ist die Beschreibung „artenreich“ und „große biologische Vielfalt“ sowie der\r\nAkt der „Feststellung“ völlig unbestimmt und ggf. sehr weitreichend. Auch hierzu sollte eine\r\nPräzisierung erfolgen, dass eine Ausweisung durch nationales Recht zu erfolgen hat. Damit ließe sich\r\ndie „Feststellung durch eine zuständige Fachbehörde“ in bestehende und rechtlich gesicherte\r\nVerfahren abbilden.\r\nVorschlag\r\n§ 2, (2a): 2. Wald mit großer biologischer Vielfalt und andere bewaldete Flächen, die artenreich\r\nund nicht degradiert sind und für die die zuständige Fachbehörde für den Wald oder die\r\n1 European Commission, 2023: https://ec.europa.eu/transparency/documentsregister/detail?ref=SWD(2023)62&lang=en\r\n8/20\r\nbewaldete Fläche jeweils eine große biologische Vielfalt in Form einer Ausweisung nach\r\nnationalem Recht festgestellt hat, (…)\r\n5. Zu 3. f) Ergänzung § 2 (14a) Definition großer Kahlschlag\r\nDer Entwurf der BioSt-NachV nimmt eine Definition von „großer Kahlschlag“ vor, die massiv in die\r\nKompetenzen der Bundesländer (Landeswaldgesetze) eingreift. Eine bundesweit einheitliche\r\nDefinition wird deshalb schon aus gesetzgeberischen Gründen abgelehnt und kann nicht in der BioStNachV erfolgen. Die Definition von Kahlschlägen muss Kompetenz der Bundesländer bleiben. Eine\r\npauschale Festlegung auf 1 ha, wie im Entwurf der BioSt-NachV vorgeschlagen, wird der Vielfalt an\r\nEinzelfällen nicht gerecht und übersteuert zudem bestehende Fachgesetze. Der Entwurf der BioStNachV sollte deshalb lediglich auf die jeweiligen Länderregelungen verweisen. Zudem folgt die im\r\nEntwurf vorgenommene Definition dem Entwurf zur Überarbeitung des Bundeswaldgesetzes, wie es in\r\nder letzten Legislatur gescheitert ist. Die unterzeichnenden Verbände sehen es äußerst kritisch, dass\r\nin der letzten Legislatur nicht durchsetzbare Vorhaben jetzt umgesetzt werden sollen, noch dazu auf\r\ndem Verordnungswege und damit weder mit Mitspracherecht der Abgeordneten des Deutschen\r\nBundestages noch der Bundesländer.\r\nAuch inhaltlich ist die Definition fragwürdig, da eine Absenkung des Bestockungsgrades auf unter 40 %\r\nz.B. für lichtliebende Baumarten, wie den Umbau von bspw. Fichten- zu eichenbetonten\r\nLaubmischwäldern oder die Naturverjüngung von Kiefern- oder Eichenwäldern, erforderlich ist.\r\nVorschlag\r\n§ 2, (14a): Großer Kahlschlag liegt, vorbehaltlich des Rechts des Staates, in dem sich die Fläche\r\nbefindet, vor bei Überschreiten der in den Landeswaldgesetzen definierten Werte für\r\nKahlschläge. Holzeinschlagmaßnahmen, die auf einer zusammenhängenden Fläche von mehr\r\nals einem Hektar freilandähnliche Verhältnisse bewirkt. Ein Eingriff in einen Baumbestand, der\r\nohne Vorhandensein einer gesicherten Verjüngung den Bestockungsgrad einer Waldfläche auf\r\nweniger als 40 Prozent des normalen Vollbestands der betreffenden Baumart bei gleichem Alter\r\nund gleicher Ertragsklasse herabsetzt, steht einem großen Kahlschlag gleich.“\r\n6. Zu 3. g) Ergänzung § 2 (15a) Definition Heideland\r\nIn § 2 Abs. 15a wird neu definiert, welche Flächen als Heideland gelten. Hierbei wird auf Ökosysteme\r\nentsprechend des EU Habitat Aktionsplan 2020 verwiesen. Nach aktuellem Kenntnisstand wird dort auf\r\nHabitat mit der Nummer 4030 verwiesen. Die darunterfallenden Flächen können im Natura 2000 Viewer\r\neingesehen werden: https://natura2000.eea.europa.eu/?views=Habitats_View\r\nEine Betrachtung der dort gelisteten Flächen zeigt, dass der Layer weit mehr als „klassische“\r\nHeideflächen umfasst. Gerade in Mittelgebirgslagen sind zahlreiche extensiv genutzte Gebiete\r\nenthalten. Zudem sind Flächen von Truppenübungsplätzen oder das „grüne Band“ der ehemaligen\r\ninnerdeutschen Grenze enthalten.\r\nDie Ausweitung des Anwendungsbereichs in der RED III galt dem Schutz von natürlichen\r\nLebensräumen, die einem speziellen Lebensraum mit definierten Pflanzen dienen sollten. Hinsichtlich\r\ndes Bezugs auf den EU Habitat Aktionsplan und das Habitat 4030 werden nach Ansicht der\r\nunterzeichnenden Verbände deutlich mehr Flächenkulissen adressiert als ursprünglich vorgesehen.\r\nAuf wesentlichen Teilen dieser Flächen wird der Aufwuchs aktuell entnommen und Bioenergieanlagen\r\nverwertet, ohne dem Naturraum zu schaden. Zudem erschließt sich nicht, weshalb auf den EU Habitat\r\nAktionsplan 2020 verwiesen wird und nicht direkt auf die Rechtsgrundlage, also die FFH-Richtlinie.\r\nVorschlag\r\n9/20\r\nDa das Habitat 4030 anscheinend die ursprünglich adressierten Flächenkulissen übersteigt,\r\nsollte die Referenz geprüft werden und auf tatsächliche No-Go-Areas reduziert werden.\r\nOder:\r\nFür Heideland müsste ein Ausnahmetatbestand eingeführt werden, wie er für Biomasse gemäß\r\n§ 4 Abs 2 Satz 3 (Naturschutzwecke) bereits existiert.\r\n7. Zu 3. k) Ergänzung § 2 (23b) Definition Nachhaltige Waldnutzung\r\nDer Entwurf der BioSt-NachV nimmt eine Definition von nachhaltiger Waldnutzung vor, obwohl dies\r\nvon der RED III nicht vorgeschrieben ist. Im Sinne der Vereinfachung sowie zur Vermeidung von\r\nUnklarheiten und potenziellen Konflikten mit anderen Rechtsbereichen, sollte auf nicht notwendige\r\nDefinitionen verzichtet werden. Die als Begründung angegebene „Konkretisierung“ der auf EU-Ebene\r\nvereinbarten Grundsätze ist nicht erforderlich. Vielmehr drängt sich der Eindruck auf, dass das BMUKN\r\nhier den Versuch unternimmt, über die Umsetzung europäischer Energiegesetzgebung Forstpolitik zu\r\ngestalten. Dies ist jedoch die Kompetenz des BMLEH bzw. der Länder und darf nicht in der\r\nEnergiegesetzgebung erfolgen. Zudem regelt das Bundeswaldgesetz in § 11 die nachhaltige\r\nWaldbewirtschaftung – soweit dies unbedingt erforderlich ist. Eine weitergehende Definition wie sie\r\nim Entwurf der BioSt-NachV vorgeschlagen wird, nimmt den Waldeigentümern die notwendigen\r\nFreiräume und macht unnötig starre Vorgaben. So ist z.B. nicht klar, wie „natürlichen Anpassung des\r\nWaldes an den Klimawandel“ zu verstehen ist. Eine rein „natürliche Anpassung an den Klimawandel“\r\nist in Fichten- oder Kiefernreinbeständen mit dem Ziel des Waldumbaus auf laubholzbetone Bestände\r\nnicht möglich, da zusätzliche Baumarten nur durch Pflanzung oder Saat eingebracht werden können.\r\n“Natürliche Anpassung” in Form einer ausschließlichen Naturverjüngung würde hier nicht zum\r\ngewünschten Ziel führen.\r\nDie Ergänzung ist deshalb komplett ersatzlos zu streichen.\r\nVorschlag\r\n§ 2, (23b): Nachhaltige Waldnutzung ist eine Nutzung von Wald, die unter Berücksichtigung der\r\nlangfristigen Zeiträume waldökologischer Abläufe\r\n1. die Fähigkeit des Waldes bewahrt oder verbessert, seine Schutzgüter zu erhalten und seine\r\nÖkosystemleistungen unter Berücksichtigung der natürlichen Anpassung des Waldes an den\r\nKlimawandel sowie seine Bedeutung für den Klimaschutz stetig und dauerhaft zu erbringen,\r\n2. den Wald als Naturraum und naturnahes Ökosystem bewahrt,\r\n3. die biologische Vielfalt, Verjüngungsfähigkeit und Vitalität des Waldes erhält, und\r\n4. die Produktivität des Waldes für die Erzeugung des nachwachsenden Rohstoffes Holz wahrt.\r\n8. Zu 3. m) Ergänzung § 2 (25a), Definition Plantagenwald\r\nDer Entwurf der BioSt-NachV verweist mit der Definition von Plantagenwald auf die EUDR [(EU)\r\n2023/115] und übernimmt damit die Definition aus der RED III. Im Sinne der Klarheit sollte in der\r\nBegründung klargestellt werden, dass es gemäß Bundeswaldinventur in Deutschland keine\r\nPlantagenwälder gibt.2 Dies stellt auch die EUDR-Handreiche des BMLEH fest.\r\n2 Siehe BMEL, 2025: Handreiche zur Anwendung der EU-Verordnung (2023/1115) über entwaldungsfreie Produkte\r\n(EUDR) in der Forstwirtschaft in Deutschland:\r\nhttps://www.bmleh.de/SharedDocs/Downloads/DE/Broschueren/handreiche-eudrdeutschland.pdf?__blob=publicationFile&v=18\r\n10/20\r\nVorschlag\r\nKlarstellung in der Begründung, dass es gemäß Bundeswaldinventur in Deutschland keine\r\nPlantagenwälder gibt.\r\n9. Zu 3. m) Ergänzung § 2 (25b) Definition Primärwald\r\nIm Entwurf wird eine Definition von Primärwäldern vorgenommen, wobei diese jedoch von der in der\r\nRED III, Art. 29, Abs. (3) a) genannten Definition abweicht, indem eine Ergänzung um „natürlich verjüngt“\r\nvorgenommen wird. Damit entspricht die Definition der BioSt-NachV der in der EUDR (Verordnung (EU)\r\n2023/1115) vorgenommenen Definition. Diese Formulierung ist zwar ungenau und könnte auch auf\r\nDauerwälder zutreffen, jedoch stellt die Bundeswaldinventur fest, dass es in Deutschland keine\r\nPrimärwälder gibt. Dies stellt auch die EUDR-Handreiche des BMLEH fest.3\r\nVorschlag\r\nKlarstellung in der Begründung, dass es gemäß Bundeswaldinventur in Deutschland keine\r\nPrimärwälder gibt.\r\n10. Zu 4. m) Ersatz von § 3 Abs. (1) Satz 2, Einbezug von Anlagen ab 7,5 MW\r\nDie Änderung von § 3 Abs. (1) Satz 2 regelt, dass künftig auch Anlagen, die feste Biomasse einsetzen,\r\nab 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung von der BioSt-NachV erfasst werden. Die unterzeichnenden\r\nVerbände gehen mit mindestens 80 neu betroffenen Anlagen von einer knappen Verdopplung der\r\nbetroffenen Anlagen aus, inklusive den damit betroffenen Unternehmen der Lieferkette. Insofern ist\r\nes auch mit Blick auf die Erfahrungen bei der nationalen Umsetzung der RED III gut, dass der Entwurf\r\ndirekt die Möglichkeit schafft, bei Mangel an verfügbaren Zertifizierungsstellen eine Übergangsfrist bis\r\nlängstens 31.12.2030 einzuräumen. Damit werden Folgeänderungen der BioSt-NachV für\r\nFristverlängerungen vermieden, wie es mehrfach bei der RED II-Umsetzung der Fall war. Zur\r\numfassenden Beurteilung der Regelung wäre es notwendig, das von der zuständigen Behörde\r\nbereitzustellende Muster vorliegen zu haben und welche weiteren Belege die zuständige Behörde\r\nhierzu noch anfordert.\r\nDie Verbände widersprechen klar der in der Begründung angeführten Argumentation, dass die\r\nÜbergangsfrist der Privilegierung der Anlagen zwischen 7,5 und 20 MW nach Art. 30, Abs. (6), Unterabsatz\r\n(4) der RED III entspricht. Dieser schafft die Möglichkeit, dass Mitgliedstaaten vereinfachte nationale\r\nÜberprüfungssysteme einführen, um die Einhaltung der Kriterien für die Nachhaltigkeit und\r\nTreibhausgasminderung sicherzustellen. Die Änderung von § 3 Abs. (1) Satz 2 schafft keine solchen\r\nvereinfachten nationalen Überprüfungssysteme, sondern beschreibt lediglich die\r\nÜbergangsbestimmung für den Fall, dass ein Mangel an Zertifizierungsstellen besteht. Die Verbände,\r\nkritisieren deshalb, dass die Vorgaben des Koalitionsvertrages zur Umsetzung von EU-Recht und\r\nBürokratieabbau missachtet werden (siehe Vorbemerkung). Einer knappen Verdopplung der\r\nbetroffenen Biomasseanlagen steht lediglich eine Steigerung der in Biomasseanlagen ab 1 MW\r\neingesetzten Biomasse von aktuell 80 Prozent auf weniger als 95 Prozent entgegen.\r\n4\r\nIm Sinne der\r\nRegelungseffizienz und Vermeidung von Bürokratieaufbau sollte deshalb dringend von der Möglichkeit\r\nfür vereinfachte nationale Überprüfungssysteme Gebrauch gemacht werden. So könnte beispielsweise\r\n3 Siehe BMEL, 2025: Handreiche zur Anwendung der EU-Verordnung (2023/1115) über entwaldungsfreie Produkte\r\n(EUDR) in der Forstwirtschaft in Deutschland:\r\nhttps://www.bmleh.de/SharedDocs/Downloads/DE/Broschueren/handreiche-eudrdeutschland.pdf?__blob=publicationFile&v=18\r\n4 Siehe UBA, 2022: „Aktuelle Nutzung und Förderung der Holzenergie - Teilbericht zu den Projekten BioSINK und\r\nBioWISE“, Tabelle 9; https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikationen/2024-\r\n06-27_cc_12-2022_aktuelle_nutzung_und_foerderung_der_holzenergie.pdf.pdf\r\n11/20\r\nauf bestehende Dokumentations- und Zertifizierungspflichten, die Biomasseanlagen ohnehin erfüllen\r\nmüssen, zurückgegriffen werden, wenn nur Biomasse aus einem Land mit niedrigem\r\nNachhaltigkeitsrisiko eingesetzt wird (Einhaltung von Art. 29, Abs. 6a) der RED III – „Low Risk Country“).\r\nZu den bestehenden Dokumentations- und Zertifizierungspflichten gehören beispielsweise die jährlich\r\ndurchzuführenden Umweltgutachten zum EEG 2009 und 2012 oder die nach § 71, Abs. 1 EEG gegenüber\r\ndem Netzbetreiber bis zum 28. Februar eines jeden Jahres vorzulegenden Nachweise, die Angaben zur\r\nerzeugten Energiemenge und eingesetzten Biomasse enthalten (Betriebstagebuch). Für Anlagen, die\r\nnicht in den Geltungsbereich des EEG fallen und damit keiner Kontrolle durch den Netzbetreiber\r\nunterliegen, sollte die Möglichkeit geschaffen werden, dass die Kontrolle des Betriebstagebuchs durch\r\neine Prüfstelle, einen Umweltgutachter, eine Umweltgutachterorganisation oder eine\r\nZertifizierungsstelle ausreicht und damit keine zusätzliche Zertifizierungspflicht entsteht.\r\nVorschlag\r\nErgänzung § 3 (1) Satz 3:\r\nDer Anspruch auf Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des ErneuerbareEnergien-Gesetzes besteht im Fall der festen Biomasse-Brennstoffe, die in Anlagen mit einer\r\nGesamtfeuerungswärmeleistung von mindestens 7,5 Megawatt und weniger als 20 Megawatt\r\nverwendet werden, wenn nur Biomasse aus einem Staat mit nachgewiesenem geringen Risiko\r\nfür die Nachhaltigkeit eingesetzt wird. Zum Nachweis nach Satz 1 ist das Vorliegen einer\r\ngültigen Risikobewertung für den entsprechenden Staat erforderlich und die Kontrolle des\r\nBetriebstagebuchs durch eine Prüfstelle, einen Umweltgutachter, eine Umweltgutachterorganisation oder eine Zertifizierungsstelle.\r\n11. Zu 5. a) cc) Ergänzung von § 4 Abs. (2) Nr. 4 Heideland\r\nIn § 4 Abs. (2) Nr. 4 wurde Heideland als Fläche mit einem hohen Wert für die biologische Vielfalt mit\r\naufgenommen. Biomasse, die von diesen Flächen stammt, darf somit nicht mehr für die Herstellung\r\nvon Bioenergie verwendet werden. Dies schließt auch Biomasse ein, die durch reine\r\nLandschaftspflegemaßnahmen, ohne Landnutzungsänderung gewonnen wurde.\r\nHeidelandschaften werden in Deutschland aus Naturschutzgründen regelmäßig gemäht. Diese Mahd\r\nist ein zentraler Bestandteil ihrer Pflege. Heiden sind halboffene Kulturlandschaften, die durch\r\nmenschliche Nutzung entstanden sind. Ohne diese Eingriffe würden sie langfristig verbuschen. Um die\r\nartenreiche Flora und Fauna dieser Lebensräume zu erhalten, ist eine gezielte Pflege notwendig. Die\r\nMahd wird eingesetzt, um die Ausbreitung von Gehölzen zu verhindern und konkurrenzstarke Gräser\r\nzurückzudrängen. In einigen Fällen wird auch die Beweidung mit Heidschnucken angewendet, z. B. in\r\nder Lüneburger Heide. Die Mahd und der Rückschnitt von holziger Biomasse dient dem Erhalt seltener\r\nPflanzenarten wie Besenheide, Silbergras oder Arnika und dient dem Schutz von Insektenarten wie\r\nSchmetterlingen, Wildbienen und Heuschrecken und der Förderung von Bodenbrütern wie dem\r\nZiegenmelker oder der Heidelerche. Es ist unklar, warum diese durch Landschaftspflege gewonnene\r\nBiomasse in Biomasseanlagen nicht verwendet werden darf. An dieser Stelle ergänzt die energetische\r\nNutzung den Naturschutz und leistet einen nicht unwesentlichen Beitrag zur Refinanzierung der\r\nNaturschutzmaßnahmen.\r\nVorschlag:\r\nFür Biomasse gemäß §4 Abs. (2) Nr. 3 gilt eine Ausnahmeregelung nach § 2, Abs. (25), dass die\r\nvon Naturschutzzwecken geerntete Biomasse geerntet und energetisch genutzt werden darf,\r\nsofern Anbau und Ernte nicht den Naturschutzzwecken zuwiderläuft. Diese Regelung sollte\r\nerweitert werden, sodass diese auch eindeutig Heideflächen miteinschließt.\r\n12/20\r\n12. Zu 5. b) Streichung von § 4 Abs. (7)\r\n§ 4 Abs. (7) der geltenden BioSt-NachV enthält die Klarstellung, dass Anbau und Ernte von Biomasse\r\nvon Naturschutzflächen erlaubt ist, sofern dies nicht den Naturschutzzwecken zuwiderläuft. Die mit\r\nder Novelle vorgenommene Streichung erfolgt mit der Begründung der Klarstellung, da dies bereits in\r\n§ 2 Abs. (4) und (25) gefasst sei. Da § 2 Abs. (4) und (25) jedoch Heideflächen nicht umfasst, sollte in §\r\n2 Abs. (25), Nr. 2 Satz 2 klargestellt werden, dass auch die Ernte von Biomasse von Heideflächen aus\r\nNaturschutzgründen erlaubt ist.\r\nVorschlag:\r\nErgänzung § 2 Abs. (25), Nr. 2 Satz 2:\r\nSatz 1 ist nicht anzuwenden, sofern Anbau und Ernte der Biomasse den genannten\r\nNaturschutzzwecken oder dem Erhalt des Landschaftstyps nicht zuwiderliefen.\r\n13. Zu 6. a) Änderung von § 5 Abs. (1)\r\nIn § 5 Abs. (1) Satz 1 wird vor „nationale oder subnationale Rechtsvorschriften“ das Wort „anwendbar“\r\nergänzt. Da dies nicht der Formulierung der RED III entspricht, sollte das Wort „anwendbar“ wieder\r\ngestrichen werden.\r\nVorschlag:\r\nÄnderung § 5 Abs. (1) Satz 1:\r\n(1) In dem Staat, in dem die forstwirtschaftliche Biomasse geerntet wurde, die zur Herstellung\r\nvon flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen verwendet wird, wird durch\r\nanwendbare nationale oder subnationale Rechtsvorschriften auf dem Gebiet der Ernte sowie\r\nmittels Überwachungs- und Durchsetzungssystemen sichergestellt, dass (…)\r\nIn § 5 Abs. (1) Nr. 4 werden Kriterien für die Ernte von forstwirtschaftlicher Biomasse ergänzt. Die\r\nVerbände sind der Auffassung, dass hier Doppelregelungen und Konflikte mit bestehendem Fachrecht\r\nvermieden werden müssen. Zudem werden eine Reihe unklarer Begrifflichkeiten eingeführt wie z.B.\r\n„anfällige Böden“ oder „Schwellenwerte für die Entnahme von Totholz“. Um Unklarheiten zu vermeiden,\r\nsollten die in der BioSt-NachV vorgenommenen Ergänzungen auf bestehende Gesetze und\r\nVerordnungen verweisen. Es sollte deshalb jeweils ergänzt werden, dass die in den Unterabsätzen a),\r\nb), c) und d) ergänzten Vorgaben in Einklang mit dem relevanten Fachrecht wie z.B. dem\r\nBundeswaldgesetz, dem Bundesbodenschutzgesetz und -verordnung, Bundesnaturschutzgesetz, den\r\nLandeswaldgesetzen, etc. stehen und keine neuen, konkurrierenden Vorgaben schaffen. Keinesfalls\r\ndürfen durch das Energierecht fachfremde Regelungen im Forstbereich getroffen werden.\r\nZu den neu eingeführten Flächen wird auf die zuvor getätigten Ausführungen verwiesen.\r\nVorschlag:\r\nÄnderung § 5 Abs. (1) Nr. 4:\r\n4. bei der Ernte wird in Übereinstimmung mit dem relevanten Fachrecht\r\n13/20\r\na) auf die Erhaltung der Bodenqualität nach Bundesbodenschutzgesetz und\r\nBundesbodenschutzverordnung und der biologischen Vielfalt gemäß den Grundsätzen der\r\nnachhaltigen Forstwirtschaft nach dem Bundesnaturschutzgesetz geachtet wird, um\r\nnachteilige Auswirkungen zu vermeiden,\r\nb) die Entfernung von Stümpfen und Wurzeln, eine Schädigung von Primärwäldern und\r\nAltwäldern, deren Umwandlung zu Plantagenwäldern sowie die Ernte auf anfälligen Böden in\r\nÜbereinstimmung mit dem Bundeswaldgesetz und den Landeswaldgesetzen vermieden wird,\r\nc) die festgelegten Schwellenwerte für große Kahlschläge und örtlich und ökologisch\r\nangemessene Schwellenwerte für die Entnahme von Totholz in Übereinstimmung mit dem\r\nBundeswaldgesetz und den Landeswaldgesetzen eingehalten werden, und\r\nd) Einschlagssysteme in Übereinstimmung mit dem Bundeswaldgesetz und den\r\nLandeswaldgesetzen genutzt werden, die Beeinträchtigungen der Bodenqualität wie\r\nBodenverdichtungen gemäß Bundesbodenschutzgesetz und Bundesbodenschutzverordnung\r\nvermeiden und nachteilige Auswirkungen auf die Merkmale der biologischen Vielfalt und die\r\nLebensräume nach dem Bundesnaturschutzgesetz minimieren,\r\nIn § 5 Abs. (1) Nr. 6 wird geregelt, dass forstwirtschaftliche Biomasse nicht von Flächen stammen darf,\r\ndie besonders schutzwürdig sind. Dabei wird auf bewaldete Flächen nach § 4 Absatz 2 Nr. 1 verwiesen,\r\ndie wiederum in § 4 Abs. (2) definiert werden. § 4 Abs. (2) lässt wiederum die Ernte forstwirtschaftlicher\r\nBiomasse zu, wenn „die Gewinnung der Biomasse nicht den von der Behörde festgestellten\r\nNaturschutzzwecken im jeweiligen Referenzzeitpunkt zuwiderlief“. Die Verbände bitten um Klarstellung,\r\ndass die Gewinnung von forstwirtschaftlicher Biomasse von bewaldeten Flächen nicht von § 5 Abs. (1)\r\nNr. 6 ausgeschlossen wird, sondern gemäß § 4 Abs. (2) zulässig ist. Zudem erscheint es unlogisch, dass\r\n„Wälder (…) nicht von bewaldeten Flächen (…) stammen“, auch wenn dies der Übernahme des Textes\r\nder RED III entspricht. Im Sinne einer sprachlichen Klarstellung sollte deshalb der Begriff „Wälder“\r\ndurch „forstwirtschaftliche Biomasse“ ersetzt werden.\r\nVorschlag:\r\n6. Wälder, in denen die forstwirtschaftliche Biomasse geerntet wird, nicht von bewaldeten\r\nFlächen nach § 4 Absatz 2 Nummer 1, von Grünland nach § 4 Absatz 2 Nummer 2, aus Heideland\r\nnach § 4 Absatz 2 Nummer 4, aus Feuchtgebieten nach § 4 Absatz 3 Nummer 1 oder aus\r\nTorfmooren nach § 4 Absatz 4 stammen, es sei denn, die Gewinnung der Biomasse läuft nicht\r\nden Naturschutzzwecken zuwider, und\r\n§ 5 Abs. (1) Nr. 7 regelt die Anforderung an die Dokumentation der Einhaltung des Flächenausschlusses\r\nnach Nr. 6 durch eine Zuverlässigkeitserklärung. Auch wenn dies zusätzlichen Dokumentationsaufwand\r\nfür Unternehmen - ohne Mehrwert zur bestehenden Zertifizierung - bedeutet, begrüßen die\r\nunterzeichnenden Verbände, dass mit der Anforderung eine Regelungslücke der RED III geschlossen\r\nwird, die für den Nachweis eines geringen Nachhaltigkeitsrisikos für die Gewinnung\r\nforstwirtschaftlicher Biomasse notwendig ist. Die Regelung wirft jedoch Fragen auf, da nicht klar ist,\r\nwelche Unternehmen zur Ausstellung der Zuverlässigkeitserklärung verpflichtet werden. Die RED III\r\nspricht von „Anlagen, die Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe aus\r\nforstwirtschaftlicher Biomasse herstellen“. „Herstellen“ sollte konkretisiert werden, ob damit die\r\nAufbereitung der Biomasse zum einsatzfähigen Biokraftstoff, flüssigen Biobrennstoff bzw. BiomasseBrennstoff gemeint ist oder aber die „Urproduktion“, also forstwirtschaftliche Unternehmen bzw.\r\nWaldbesitzer oder die Ersterfasser der forstwirtschaftlichen Biomasse, also die erste\r\nzertifizierungspflichtige Schnittstelle. Nach Ansicht der Verbände ist ein Unternehmen, das Biomasse\r\nzum einsatzfähigen Biokraftstoff, flüssigen Biobrennstoff bzw. Biomasse-Brennstoff aufbereitet, nicht\r\ndafür geeignet, den Nachweis mittels Zuverlässigkeitserklärung zu führen, dass der Flächenausschluss\r\n14/20\r\neingehalten wird, sondern dies müsste auf Ebene der forstwirtschaftlichen Erzeuger erfolgen.\r\nEntsprechend müsste die Formulierung von „Schnittstelle“ zu „Betrieb“ geändert werden. Weiterhin\r\nwird im Entwurf der BioSt-NachV die Vorgabe getroffen, dass die zuständige Behörde ein Formular mit\r\nden erforderlichen Angaben veröffentlicht. Zur Beurteilung der Regelung sollte der Entwurf des\r\nFormulars vorliegen. Die Verbände sprechen sich dafür aus, dass auch von den von der EU-Kommission\r\nanerkannten freiwilligen Zertifizierungssystemen zur Verfügung gestellte Formulare verwendet werden\r\ndürfen. Dies würde die Nutzung der Selbsterklärungen der forstwirtschaftlichen Erzeugerbetriebe\r\nermöglichen und zusätzlichen Bürokratieaufwand vermeiden.\r\nVorschlag:\r\n7. Schnittstellen Betriebe, die Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe\r\naus forstwirtschaftlicher Biomasse herstellen, für die Zwecke der Kontrollen nach § 34 und § 35\r\neine durch interne Verfahren auf Unternehmensebene untermauerte Zuverlässigkeitserklärung\r\nausstellen, in der bestätigt wird, dass die forstwirtschaftliche Biomasse nicht von den in\r\nNummer 6 genannten Flächen stammt; die zuständige Behörde veröffentlicht ein Formular mit\r\nden erforderlichen Angaben der Zuverlässigkeitserklärung, das im Rahmen der Audits\r\nvorzuhalten ist. Gleichwertige Formulare der freiwilligen Zertifizierungssysteme sind für den\r\nNachweis ebenfalls zugelassen.“\r\n14. Zu 7. a) und b) Ergänzung von § 6 Abs. (2) und (3)\r\nTreibhausgasminderungsvorgaben\r\nDie Ergänzung von § 6 Abs. (2) und (3) übernimmt die Vorgaben der RED III, Art. 29., Abs. (10) zu den\r\nTreibhausgasminderungsvorgaben. Damit kommen künftig auch auf Bestandsanlagen Vorgaben zur\r\nTreibhausgasminderung im Rahmen der Nachhaltigkeitszertifizierung zu, auch wenn dies bei der\r\nInbetriebnahme noch nicht absehbar war. Dies stellt einen Eingriff in den Bestands- und\r\nVertrauensschutz dar. Erschwerend kommt hinzu, dass die Treibhausgasberechnung einer komplexen\r\nMethodik folgt, die insbesondere kleiner Bioenergieanlagen leicht überfordert und die Lieferkette ggf.\r\nzur Erfassung und Dokumentation zusätzlicher Angaben wie Energieverbräuche oder Düngereinsatz\r\nzwingt. Damit geht erheblicher bürokratischer Mehraufwand einher, den es so gering wie möglich zu\r\nhalten gilt.\r\nDie unterzeichnenden Verbände fordern deshalb, dass ergänzend zu den in der RED III, Anhang VI\r\nverankerten Standardwerten für die THG-Minderung und den dort hinterlegten Berechnungsmethoden\r\nauch die Möglichkeit eingeräumt wird, für nicht in Anhang VI aufgeführte Biomassen, die\r\nStandardwerte für ähnliche Biomassen verwenden zu können. Die zuständige Behörde sollte hierfür\r\neine Liste veröffentlichen. Zudem sollte sich die Bundesregierung auf EU-Ebene dafür einsetzen, dass\r\ndie Liste der in Anhang VI der RED III um zusätzliche Biomassen ergänzt wird.\r\nVorschlag:\r\nErgänzung von § 6, Abs. (3), Nr. 6:\r\n(3) Die Berechnung der durch die Verwendung von flüssigen Biobrennstoffen oder BiomasseBrennstoffen erzielten Treibhausgaseinsparung sowie der durch die Nutzung von flüssigen\r\nBiobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen zur Erzeugung von Strom verursachten\r\nTreibhausgasemissionen erfolgt nach einer der folgenden Methoden:\r\n(…)\r\n6. durch Verwendung eines Werts für eine Biomasseart oder ein Gemisch aus verschiedenen\r\nBiomassearten, der den in Anhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001\r\naufgeführten Biomassen am ähnlichsten ist. Die zuständige Behörde veröffentlicht eine Liste\r\nder nicht in Anhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgeführten\r\n15/20\r\nBiomassearten und ihrer Entsprechung in Anhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU)\r\n2018/2001. Die übrigen Regeln des Absatzes bleiben hiervon unberührt.\r\n15. Zu 7. b) Ergänzung von § 6 Abs. (4) Bestandsschutzregelung\r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen, dass mit der Ergänzung von § 6 Abs. (4) ein Teil der\r\nBestandsschutzregelung aus Art. 29, Abs. (15) der RED III übernommen wird. Dass Biomasseanlagen, die\r\nvor dem 20.11.2023 erstmalig eine Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des\r\nErneuerbare-Energien-Gesetzes in der für die Anlage jeweils anzuwendenden Fassung gezahlt worden\r\nist, die Treibhausgasminderungsvorgaben der RED II bzw. der aktuell geltenden BioSt-NachV\r\neinzuhalten haben, stellt für diese Anlagen eine große Erleichterung dar. Gleichwohl sollte für diese\r\nAnlagen nicht nur ein Teil von Art. 29, Abs. (15) der RED III umgesetzt werden, sondern zusätzlich zu den\r\nTreibhausgaskriterien nach der RED II bzw. der aktuell geltenden BioSt-NachV müssen für eine\r\nvollständige Umsetzung auch die „Flächenkriterien“ der RED II § 4 und § 5 der aktuell gültigen BioStNachV aus weiter gelten. Es gibt keinen Grund, warum die Bestandsschutzregelung nur für die\r\nTreibhausgaskriterien, nicht jedoch für die Flächenkriterien gelten sollte. Die RED III nimmt hier in Art.\r\n29, Abs. (15) keine Differenzierung vor.\r\nVorschlag:\r\n(4) Abweichend von den Absätzen 2 und 3 ist bei Anlagen, denen vor dem 20. November 2023\r\nerstmalig eine Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des ErneuerbareEnergien-Gesetzes in der für die Anlage jeweils anzuwendenden Fassung gezahlt worden ist, §\r\n6 Absatz 2 sowie §§ 4 und 5 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der am\r\n[einsetzen: Datum des Tages vor dem Inkrafttreten nach Artikel XX dieser Verordnung]\r\ngeltenden Fassung bis zum 31. Dezember 2030 anzuwenden,“\r\n16. Ergänzung von § 8 weitere Nachweise und § 3 Anforderungen für die\r\nVergütung\r\nDie Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien kann nicht nur mittels freiwilliger Zertifizierungssysteme,\r\nsondern auch mittels nationaler Systeme nachgewiesen werden (Art. 30, Abs. 6 RED III). Deutschland\r\nnutzt diese Möglichkeit bereits im Rahmen der nationalen Umsetzung des EU-ETS, indem die Deutsche\r\nEmissionshandelsstelle (DEHSt) die Zertifizierung als Entsorgungsfachbetrieb (EfB) nach der\r\nEntsorgungsfachbetriebeverordnung und Güteüberwachung durch die Gütegemeinschaft\r\nSekundärbrennstoffe und Recyclingholz e.V. zugelassen hat.5 Um Doppelzertifizierungen, unnötigen\r\nbürokratischen Aufwand sowie zusätzliche Belastungen für die Unternehmen zu vermeiden, sollte die\r\nNovelle der BioSt-NachV bestehende Zertifizierungen wie z.B. die EfB-Zertifizierung, die\r\nGüteüberwachung durch die Gütegemeinschaft Sekundärbrennstoffe und Recyclingholz e.V., das\r\nGütezeichen Lebensmittelrecycling der Bundesgütegemeinschaft Kompost und ggfs. vergleichbare\r\n5 Siehe: https://www.dehst.de/SharedDocs/Newsletter/DE/2023/2023-09-26-eu-ets-abfallbrennstoffenachweisvereinfachung.html:\r\n„Abweichend von § 3 Absatz 1 EHV 2030 wird daher für Abfallbrennstoffe folgende Nachweisvereinfachung\r\neingeführt (siehe Schaubild):\r\n• Für feste, gasförmige oder flüssige Abfallbrennstoffe ist der Nachweis über die Einhaltung der beiden\r\nRED II-Kriterien Abfalleigenschaft und Massenbilanz auf der Basis der Teilnahme an einem\r\nKontrollsystem zu erbringen.\r\n• Der Betreiber kann zwischen mehreren zulässigen Kontrollsystemen wählen:\r\n1. RED II-Zertifizierungssysteme (z.B. SURE, ISCC, REDcert) oder\r\n2. Kontrollsysteme für die ordnungsgemäße Bewirtschaftung von Abfällen, z.B.:\r\nZertifizierung als Entsorgungsfachbetrieb (EfB) nach der Entsorgungsfachbetriebeverordnung oder\r\nGüteüberwachung durch Gütegemeinschaft Sekundärbrennstoffe und Recyclingholz e.V.\r\n16/20\r\nSysteme, die bereits im Markt verwendet werden, für die Einhaltung der Kriterien Abfalleigenschaft\r\nund Massenbilanz für Unternehmen im Anwendungsbereich der jeweils geltenden Systeme zulassen.\r\nDie EU-Kommission weist explizit auf den Freiraum für die Mitgliedsstaaten bei der Anwendung\r\nnationaler Systeme für die Zertifizierung hin.6 Für eine konsistente Umsetzung der RED in nationales\r\nRecht sollte deshalb die im EU-ETS von der DEHSt zugelassene Nachweismöglichkeit mittels\r\nbestehender Zertifizierungs- und Gütesicherungssysteme auch in der BioSt-NachV verankert werden.\r\nVorschlag\r\nIn § 8, Abs. (3) neu werden etablierte Systeme zur Einhaltung der Kriterien Abfalleigenschaft\r\nund Massenbilanz ergänzt:\r\n§ 8 Weitere Nachweise\r\n(…)\r\n(3) Nachweise nach der Entsorgungsfachbetriebeverordnung, nach der Gütegemeinschaft\r\nSekundärbrennstoffe und Recyclingholz e.V. oder nach dem Gütezeichen Lebensmittelrecycling\r\nder Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V. gelten für den Geltungsbereich des jeweiligen\r\nNachweises als anerkannt.\r\nDie RED III gibt zudem vor, dass „aus Abfällen und Reststoffen, mit Ausnahme von land- und\r\nforstwirtschaftlichen Reststoffen und Reststoffen aus der Aquakultur und Fischerei, hergestellte\r\nBiokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse- Brennstoffe (…) jedoch lediglich die in Absatz 10\r\nfestgelegten Kriterien für Treibhausgasemissionseinsparungen erfüllen (müssen), um für die in\r\nBuchstabe a, b und c des Unterabsatzes 1 des vorliegenden Absatzes genannten Zwecke berücksichtigt\r\nzu werden.“ Dementsprechend sind für Abfälle und Reststoffe nicht dieselben\r\nZertifizierungsanforderungen zu stellen, wie für land- und forstwirtschaftliche Biomassen. Konkret\r\nmüssen Abfälle und Reststoffe die „Flächenkriterien“ (RED III, Artikel 29, Absätze 2 bis 7) nicht\r\nnachweisen, sondern die daraus produzierte Energie lediglich die Kriterien der\r\nTreibhausgaseinsparung (RED III, Artikel 29, Absatz 10) einhalten, sofern die Biomasseanlage vor dem\r\n1. Januar 2021 in Betrieb gegangen ist (Anforderung nach der RED II) oder die Biomasseanlage unter\r\neine der Fristen von Artikel 29, Absatz 10, Unterabsätze d) - h) der RED III fällt. In Fällen des § 6, Abs. 4)\r\nder BioSt-NachV gilt die Pflicht zur Erfüllung der Treibhausgaseinsparung nur für die Anlagen, die\r\nbereits unter der RED II betroffen waren (Inbetriebnahme vor 1.1.2021).\r\nFür Anlagen, die lediglich den Nachweis der Treibhausgasminderung erbringen müssen und bereits\r\neiner bestehenden Zertifizierung bzw. Gütesicherung für die Abfalleigenschaft und Massenbilanz\r\nunterliegen (siehe Absatz oben), sollte in der BioSt-NachV wie in § 9, Abs. 2) der\r\nEmissionsberichterstattungsverordnung 2030 (EBeV 2030) die Möglichkeit geschaffen werden, eine\r\nÜberprüfung durch eine Prüfstelle, einen Umweltgutachter, eine Umweltgutachterorganisation oder\r\neine Zertifizierungsstelle vornehmen zu lassen, ohne eine zusätzliche Zertifizierung nach RED III\r\nvornehmen zu müssen.\r\nVorschlag\r\nIn § 3 BioSt-NachV wird für Anlagen, die nur die Treibhausgasminderung nachweisen müssen\r\nund bereits einer bestehenden Zertifizierung bzw. Gütesicherung für die Abfalleigenschaft und\r\nMassenbilanz unterliegen, die Möglichkeit geschaffen, die Treibhausgasminderung ohne\r\nzusätzliche Zertifizierung nachzuweisen:\r\n6 Siehe: https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/bioenergy/voluntary-schemes_en: “The\r\nrecognition by the Commission is not a pre-requisite for certification. EU countries may accept evidence from\r\nvoluntary schemes or national certification schemes set up by EU countries not recognised by the Commission if\r\nthe competent authorities in those countries are confident about the quality of the certification services\r\nprovided by these schemes.”\r\n17/20\r\nErgänzung von § 3 Anforderungen für die Vergütung\r\n(…)\r\n(2) Der Anspruch auf Zahlungen nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des\r\nErneuerbare-Energien-Gesetzes besteht abweichend von Absatz 1 auch dann, wenn Zertifikate\r\nnach § 8 Absatz 3 [geändert] vorliegen und die Einhaltung der Anforderungen zur\r\nTreibhausgasminderung nach § 6 durch eine Prüfstelle, einen Umweltgutachter, eine\r\nUmweltgutachterorganisation oder eine Zertifizierungsstelle bestätigt werden.\r\n17. Änderung von §§ 9, 10 und 14: Berichtszeitraum für\r\nNachhaltigkeitsnachweise auf Kalenderjahr umstellen\r\nDie Nachhaltigkeitsnachweise sind in jedem Quartal – spätestens jedoch 30 Tage nach Quartalsende\r\n– über die eingespeisten Strommengen in der staatlichen Nabisy-Datenbank der Bundesanstalt für\r\nLandwirtschaft und Ernährung (BLE) zu erstellen. Dabei müssen die Bioenergieanlagenbetreiber die\r\neingespeisten Strommengen auf die eingesetzten Einsatzstoffe pro Anlage bzw. Neuanlagen mit\r\nInbetriebnahme seit Januar 2021, die zusätzlich eine Treibhausgasbilanz erstellen müssen, pro BHKW\r\naufteilen. Für eine Biogas-Neuanlage sind das beispielsweise bei fünf Einsatzstoffen und drei BHKW 15\r\nNachhaltigkeitsnachweise jedes Quartal und somit 60 Nachhaltigkeitsnachweise jedes Jahr.\r\nIm Zuge der Erstellung der Nachhaltigkeitsnachweise für den Erhalt der EEG-Vergütung werden die\r\nNachweise dem jeweiligen Anschlussnetzbetreiber (Strom) der Biomasseanlage zugeordnet, welcher\r\ndie Nachweise dann in der Nabisy-Datenbank annehmen oder ablehnen kann. Allerdings ist für den\r\nNetzbetreiber zu diesem Zeitpunkt keine konkrete Zuordnung eines Nachweises zu einer Anlage\r\nmöglich. Somit kann auch keine Überprüfung der Nachweise erfolgen. Erst nach Annahme dieser kann\r\nüber die Marktstammdatenregisternummer der Anlage ein Bezug hergestellt werden. Eventuelle\r\nFehlangaben, welche ausschließlich Auskunft über die angegebenen Strommengen geben und nicht\r\nüber die Einsatzstoffe, müssen dann aufwendig korrigiert werden.\r\nDie Vorgaben der RED II sowie der zugehörigen Durchführungsrechtsakte legen das quartalsmäßige\r\nFühren der Massenbilanz fest, was durch den Auditor einer zugelassen Zertifizierungsstelle innerhalb\r\neines zugelassenen Systems geprüft wird. Das europäische Recht legt nicht fest, wie die\r\nNachweisführung im EEG zu erfolgen hat. Das quartalsweise Erfassen der Nachhaltigkeitsnachweise\r\nlässt sich zudem nicht aus der BioSt-NachV begründen, da hier kein Hinweis auf den\r\nMassenbilanzzeitraum zu finden ist. Die Frist wurde von der BLE in Anlehnung an die RED II auf drei\r\nMonate festgelegt. Die Implementing Regulation der EU-Kommission gibt lediglich einen\r\nMassenbilanzzeitraum vor, der von den freiwilligen Zertifizierungssystemen, wie etwa SURE,\r\nanzuwenden ist. Mit erfolgreicher Zertifizierung wird die RED II-Konformität – und damit auch der\r\ngeforderte 3-monatige Massenbilanzzeitraum – bestätigt.\r\nAus Sicht sowohl von Bioenergieanlagen- als auch aus Sicht von Stromnetzbetreibern ist es nur\r\nnotwendig, dass die Nachhaltigkeitsnachweise aus der Nabisy-Datenbank jährlich zum 28. Februar für\r\ndie Erstellung der Jahresendabrechnung beim Anschlussnetzbetreiber vorzulegen sind und von diesem\r\nhinsichtlich der Auszahlung der EEG-Vergütung an die Bioenergieanlagen-Betreiber geprüft werden.\r\nDie unterjährige, viermalige Vorlage der Nachweise hingegen führt zu einem massiven Verwaltungssowie Bürokratieaufwand und stellt eine übergebührliche Last für die Anlagenbetreiber dar.\r\nAuch im Wärmebereich müssen Verantwortliche quartalsweise Nachhaltigkeitsnachweise in der\r\nNabisy-Datenbank erstellen. Die Nachhaltigkeitsnachweise für Wärme werden bspw. im nationalen\r\n18/20\r\nEmissionshandel im Rahmen des BEHG von der letzten Schnittstelle bzw. vom Anlagenbetreiber auf\r\ndas Nabisy-Konto der DEHSt gebucht. Die Nachhaltigkeitsnachweise brauchen der DEHSt grundsätzlich\r\nnicht einzeln mit dem Emissionsbericht, der einmal pro Jahr zu erstellen ist, vorgelegt werden, sondern\r\nder BEHG-Verantwortliche listet lediglich die ihm vorliegenden Nummern der Nachweise (mit\r\nBrennstoffart und Menge) für das Berichtsjahr auf. In der Emissionsberichterstattungsverordnung\r\n(EBeV 2030) wird in § 8 auf die Nachhaltigkeits- und Treibhausgasminderungsanforderungen der\r\nBiomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung Bezug genommen. Von einer Reduzierung der\r\nBerichtspflichten von einer quartalsweisen zu einer jährlichen Erstellung der Nachhaltigkeitsnachweise würden somit auch damit verbundene Regulierungsbereiche einen Vorteil ziehen.\r\nVorschlag\r\nAus Branchenperspektive ist es ausreichend, wenn dem Stromnetzbetreiber nur einmal\r\njährlich ein Nachweis zur Einhaltung der BioSt-NachV für das jeweils kommende\r\nKalenderjahr vorgelegt wird, analog zu der Nachweisführung anderer\r\nVergütungsbestandteile einer Biomasseanlage. Dies kann, alternativ zu den einzelnen\r\nNachhaltigkeitsnachweisen in der Nabisy-Datenbank, das Nachhaltigkeitszertifikat für die\r\nBiomasseanlage sein, welches ohnehin einen Gültigkeitszeitraum von einem Jahr besitzt.\r\nEin ähnliches praktikables Vorgehen wird von Österreich umgesetzt, wo die Übermittlung\r\njährlich vorgesehen ist.\r\nIn der BioSt-NachV sollte die Vorlage der Nachhaltigkeitszertifikate auf eine Pflicht zur\r\njährlichen Vorlage umgestellt werden.\r\nAnpassung BioSt-NachV:\r\nWegfall der Vorlage der Nachhaltigkeitsnachweise beim Netzbetreiber:\r\n1) Streichen des § 14 Abs. 3:\r\n(3) Nachhaltigkeitsnachweise müssen dem Netzbetreiber vorgelegt werden. Sie sind in\r\ndeutscher Sprache vorzulegen.\r\nAus § 14 Abs. 4 wird § 14 Abs. 3\r\n2) Anpassen des § 9:\r\nHalbsatz streichen:\r\nAnlagenbetreiber müssen Kopien der Nachweise nach § 7 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 und Absatz\r\n2, die sie dem Netzbetreiber für die Nachweisführung vorlegen, unverzüglich auch an die\r\nzuständige Behörde elektronisch übermitteln.\r\n3) Anpassen des § 10:\r\nErweiterung von anerkannten Nachweisen\r\n§ 10 Anerkannte Nachweise Anerkannte Nachweise über die Erfüllung der Anforderungen nach\r\nden §§ 4 bis 6 sind:\r\n[...]\r\n5. das Nachhaltigkeitszertifikat und\r\n6. ein Gutachten einer Umweltgutachterin oder eines Umweltgutachters mit einer Zulassung\r\nfür den Bereich Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien.\r\n19/20\r\n18. Zu 12 Ergänzung von § 12, Abs. (5) Unionsdatenbank\r\nIn der Novelle der BioSt-NachV wird die Nutzung der Unionsdatenbank (UDB) für alle gasförmigen\r\nBiomasse-Brennstoffe verpflichtend.\r\nDurch die Erweiterung der UDB auf alle gasförmigen Biomasse-Brennstoffe werden in Zukunft nicht\r\nnur Betreiber von Biomethananlagen, sondern auch Landwirte und Betreiber von Biogasanlagen\r\nbetroffen sein. Diese haben durch die notwendige Zertifizierung, die jährlich verpflichtende\r\nMengenmeldung und die Erfassung von Nachhaltigkeitsnachweisen in Nabisy, bereits einen\r\nerheblichen Mehraufwand. Durch die zusätzliche, verpflichtende Nutzung der Unionsdatenbank, deren\r\nfehlerfreie Funktionsfähigkeit sich darüber hinaus bis heute nicht bewiesen hat, erhöht sich der\r\nVerwaltungsaufwand für Biogasanlagen enorm.\r\nVorschlag:\r\nFür die Einführung der Unionsdatenbank sollte eine ausreichende Übergangsfrist gewährt\r\nwerden, um die betroffenen Anlagenbetreiber ausreichend zu schulen und allen\r\nWirtschaftsbeteiligten – insbesondere Lieferanten in der vorgelagerten Lieferkette – zu\r\nermöglichen, vorhandene Lagerbestände zu registrieren. Desweiteren wäre es dringend\r\nanzuraten, mit der Einführung der UDB zu warten, bis eine funktionierende Schnittstelle\r\nzwischen UDB und Nabisy geschaffen wurde, um doppelte Buchungen zu verhindern und somit\r\nMehrbelastung zu vermeiden. Für Buchungen innerhalb der UDB sollte eine ausreichend langer\r\nZeitrahmen gewährt werden.\r\n19. Zu 20 Änderung von § 28 Anerkennung von Zertifizierungsstellen\r\nIn Deutschland erfolgt die Anerkennung von Zertifizierungsstellen, die Audits gemäß RED III\r\ndurchführen, aktuell durch die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE). Diese\r\nAnerkennung basiert nicht auf einer formellen Akkreditierung im Sinne von Art. 2 Nr. 14, Art. 3 Abs. 4\r\nund Art. 11 Abs. 1 der Durchführungs-verordnung (EU) 2022/996, sondern auf einer behördlichen\r\nAnerkennung durch die BLE. Dieser vereinfachte Anerkennungsweg ist derzeit noch bis zum 01.01.2027\r\nzulässig. Ab dem 01.01.2027 schreibt Art. 28, Unterabs. 3 der DV (EU) 2022/996 eine verpflichtende\r\nAkkreditierung der Zertifizierungsstellen nach EN ISO/IEC 17065 vor. Die konkrete Auslegung von Art. 11\r\nAbs. 1 DV bleibt dabei offen – insbesondere, ob ausschließlich Einzelakkreditierungen nach freiwilligen\r\nund nationalen Systemen zulässig sind oder ob alternative Modelle bestehen. Die Regelung wird im\r\nEntwurf in § 28 BioSt-NachV umgesetzt.\r\nDer funktionierende Vollzug der RED III in Deutschland droht aus Sicht der Verbände ab dem 01.01.2027\r\nernsthaft ins Stocken zu geraten, wenn die aktuelle Anerkennungspraxis von Zertifizierungsstellen\r\ndurch die BLE nicht beibehalten wird. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass bislang kein\r\nakkreditierungsfähiges Programm bei der Deutschen Akkreditierungsstelle (DAkkS) für den\r\nGeltungsbereich der RED III existiert. Zudem ist unklar, auf welcher rechtlichen Grundlage eine\r\nAkkreditierung überhaupt erfolgen soll, etwa ob diese über freiwillige oder nationale Systeme oder\r\nspezifisch auf Grundlage der RED III durchzuführen ist. Hinzu kommt, dass Akkreditierungsverfahren\r\nerfahrungsgemäß komplex und langwierig sind und mit erheblichen bürokratischen Hürden\r\nverbunden einhergehen. Die Durchführung einer vollständigen Akkreditierung würde bei Vorliegen\r\neines entsprechenden Akkreditierungsprogramms im Regelfall 12 bis 18 Monate dauern. Die gesetzliche\r\nUmsetzungsfrist zum 01.01.2027 ist deshalb bereits aus heutiger Sicht nicht mehr einzuhalten.\r\nZur Gewährleistung der funktionierenden Umsetzung der RED III in Deutschland ist es dringend\r\nerforderlich, die bewährte Anerkennungspraxis über die BLE beizubehalten. Eine entsprechende\r\nAnpassung der BioSt-NachV wäre ein wichtiger Schritt für mehr Effizienz, Rechtssicherheit und\r\nWirtschaftlichkeit. Die Beibehaltung der bisherigen Anerkennungspraxis würde zudem ein klares Signal\r\nfür den im Koalitionsvertrag verankerten Bürokratieabbau setzen.\r\n20/20\r\nVorschlag:\r\n§ 28 Anerkennung von Zertifizierungsstellen\r\n(1) Die zuständige Behörde erteilt auf Antrag einer juristischen Person mit Sitz in Deutschland\r\neine Anerkennung als Zertifizierungsstelle, wenn\r\n1. die Qualifikationsanforderungen gemäß Artikel 11 Absatz 1 der Durchführungsverordnung\r\n(EU) 2022/996 durch Vorlage einer gültigen Akkreditierungsurkunde oder durch einen\r\nsonstigen, von der zuständigen Behörde als gleichwertig anerkannten Nachweis der\r\nKompetenz der Zertifizierungsstelle für den technischen Umfang dieser Verordnung,\r\nnachgewiesen worden sind.\r\n(...)\r\n(3) Der Nachweis darüber, dass die in Absatz 1 genannten Anforderungen erfüllt sind und die\r\nim Antrag nach Absatz 2 enthaltenen Angaben vorliegen, ist durch Vorlage von Unterlagen\r\nentsprechend den Vorgaben der zuständigen Behörde zu führen. Dies umfasst insbesondere\r\ndie\r\n1. Vorlage der Akkreditierungsurkunde samt Akkreditierungsbescheid oder durch einen\r\nsonstigen, von der zuständigen Behörde als gleichwertig anerkannten Nachweis der\r\nKompetenz der Zertifizierungsstelle nach Absatz 1 Nummer 1.\r\nZudem sollte sich die Bundesregierung im Rahmen der in Vorbereitung befindlichen Novellierung der\r\nDurchführungsverordnung (EU) 2022/996 mit dem Verweis auf Art. 5 (2) VO (EG) Nr. 765/2008 dafür\r\neinsetzen, dass die bisherige Anerkennungspraxis weiterhin unbefristet zugelassen wird."},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020857","regulatoryProjectTitle":"Übergangsregelungen für GasNVZ beibehalten, bei Nachfolgeregelungen des EnWG Privilegierung von Biogasanlagen und Marktregelungen berücksichtigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/eb/49/643918/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180018.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV7\r\n3.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen........................................................ 7\r\n3.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten...........................8\r\n3.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf\r\nindividueller vertraglicher Basis ...................................................................................................10\r\n3.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher............. 11\r\n3.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere\r\nBiomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) ......................................................... 11\r\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ............................... 12\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die Einführung einer Übergangsregelung für die zum 31.12.2025 auslaufende Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) ist sehr zu begrüßen. Bereits laufende Biomethanprojekte genießen damit Investitionsschutz.\r\n2. Allerdings ist es im Sinne der Rechtsklarheit und zur Vermeidung von erheblichen Wertungswidersprüchen erforderlich, zusätzlich auch § 32, § 33 Absatz 10 und § 34 GasNZV in den Regelungsbereich\r\ndes vorliegenden § 118 Abs. 4 KabE aufzunehmen.\r\n3. Nach § 23c werden Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, bestimmte Daten auf ihrer Webseite\r\nbereitzustellen und stündlich zu aktualisieren. Dazu zählen neben dem Anteil erneuerbarer Energieträger auch die durchschnittlichen Treibhausgasemissionen. Die Bioenergieverbände weisen darauf\r\nhin, dass die CO₂-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse-Brennstoffen mit null anzusetzen\r\nsind.\r\n4. Die Einführung einer Übergangsregelung für das Auslaufen der GasNZV darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich mit ab dem 1.1.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen radikal verschlechtern. Eine ersatzlose Streichung widerspräche damit zahlreichen europäischen Vorgaben sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung. Mithin sollte mit der laufenden Novelle eine Nachfolgeregelung zur GasNZV ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügt werden.\r\nEine Nachfolgeregelung sollte unbedingt folgende Aspekte berücksichtigen:\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen\r\nAnspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der\r\nNetzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von in Deutschland produziertem Biomethan vor, insb. ggü.\r\nErdgas auf der einen und im Ausland produziertem Biomethan auf der anderen Seite.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Dies gilt insbesondere auch für die Möglichkeit, dass Biogasanlagenbetreiber Gasnetzanschlüsse selbst bauen und betreiben. Eine\r\ngrößere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n5. Im Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n1. Stellungnahme zum KabE\r\n1.1. Zum neuen § 23c Abs. 2a EnWG (Artikel 1 Nr. 36 Buchstabe a KabE)\r\nDie in § 23c vorgesehene Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber zur stündlichen Veröffentlichung von Daten zum Anteil erneuerbarer Energien sowie zu den durchschnittlichen Treibhausgasemissionen ist grundsätzlich zu begrüßen. Transparenz ist ein wichtiger Baustein für die Akzeptanz\r\nder Energiewende und die Steuerung von klimarelevanten Emissionen im Energiesektor.\r\nDie Bioenergieverbände weisen jedoch ausdrücklich darauf hin, dass die Übertragungsnetzbetreiber\r\nbei der Veröffentlichung der entstandenen Treibhausgasemissionen Bioenergie mit Null-Emissionen\r\nansetzen müssen. Diese Regelung trägt dem Umstand Rechnung, dass bei Biomasse das während des\r\nWachstums gebundene CO₂ in etwa dem bei der Nutzung freigesetzten CO₂ entspricht und somit kein\r\nzusätzlicher Netto-Treibhausgasausstoß erfolgt.\r\nVorschlag: In der Umsetzung der Veröffentlichungspflichten nach § 23c EnWG muss sichergestellt werden, dass bei der Berechnung der durchschnittlichen Treibhausgasemissionen der eingespeisten\r\nElektrizität aus erneuerbaren Energien Biomasse mit Emissionsfaktor null Berücksichtigung findet. Gegebenenfalls ist dies durch eine klarstellende Formulierung in der Begründung zum Gesetz oder durch\r\neine nachgelagerte Verordnung sicherzustellen.\r\n1.2. Zum neuen § 118 Nr. 4 EnWG (Artikel 1 Nr. 105 Buchstabe a KabE)\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen die neue Übergangsregelung. Biomethanprojekte, die sich im Bau\r\nbefinden, haben nun Investitionssicherheit. Dies war ein dringend notwendiger Schritt, um den für die\r\nWirtschaft so wichtigen Vertrauensschutz zu wahren.\r\nNetzbetreiber rufen für eine Netzverträglichkeitsprüfung zwischen 2.000 € und ca. 20.000 € auf. Es geht\r\nbei der genannten „Vorauszahlung\" also noch nicht um die anteilige Beteiligung des Einspeisepetenten an den Kosten zur Errichtung der Biomethaneinspeiseanlage – dies wäre tatsächlich unzumutbar\r\ngewesen -, sondern lediglich um die Prüfkosten im Rahmen der Netzverträglichkeitsprüfung. Das ist\r\nvertretbar.\r\nDer Entwurf der Übergangsbestimmungen führt allerdings zu rechtlichen Unklarheiten und erheblichen Wertungswidersprüchen: Für bestehende Biomethaneinspeiseprojekte, die unter die Übergangsregelung fallen, soll nach dem KabE § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV weiter gelten. § 32, § 33 Absatz 10 und\r\n§ 34 GasNZV sollen hingegen nicht gelten. Diese Normen sollten im vorliegenden § 118 Abs. 4 KabE aus\r\nfolgenden Gründen aufgenommen werden.\r\nGemäß § 33 Absatz 6 Satz 4 GasNZV umfasst das vom Netzbetreiber vorzulegende Vertragsangebot die\r\nZusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Wie sich aus der Verordnungsbegründung ergibt, ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Aufnahme einer kontinuierlichen Einspeisung\r\nin bestimmter Höhe zu garantieren (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 92). Der Muster-Netzanschlussvertrag (Anlage 6 zur Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber) sieht dementsprechend in § 5\r\nvor, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer eine garantierte Einspeisekapazität zusichert. Die\r\nBundesnetzagentur hat bereits im Jahr 2010 festgestellt, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer\r\ngegenüber unbeschränkt haftet, wenn die garantierte Mindesteinspeisekapazität nicht länger vorgehalten wird. Dies ist nach dem Beschluss der Bundesnetzagentur der Fall, wenn es an der technisch-\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nphysikalischen Aufnahmefähigkeit das Gasnetzes mangelt (Bundesnetzagentur, Beschluss vom 3. März\r\n2010, Az. BKZ-09-005, Seite 17).\r\nNach alldem sichern Netzbetreiber auf Grundlage des § 33 Absatz 6 GasNZV im Rahmen einer positiven\r\nNetzverträglichkeitsprüfung und sodann im Netzanschlussvertrag zu und übernehmen eine Garantie\r\ndafür, dass das Gasnetz technisch-physikalisch in der Lage ist, die Einspeisung kontinuierlich in der\r\nzugesicherten Höhe aufzunehmen. Eine derartige Zusicherung setzt im Fall der Einspeisung in kleinere\r\nGasnetze voraus, dass die Netzbetreiber die Fähigkeit des Gasnetzes, die kontinuierliche Einspeisung\r\nzu ermöglichen, mittels kapazitätserhöhender Maßnahmen sicherstellen. Dass die Netzbetreiber\r\nhierzu berechtigt und verpflichtet sind, ist bislang in § 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV geregelt. Danach\r\nmüssen Netzbetreiber alle wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz\r\ndurchführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleisten (§ 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV). Davon\r\nist gemäß § 33 Absatz 2 Satz 4 GasNZV auch die Sicherstellung der ausreichenden Fähigkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze umfasst.\r\nDie gesetzliche Pflicht, kapazitätserhöhende Maßnahmen zu ergreifen und die Rückspeisefähigkeit sicherzustellen, steht dabei in untrennbarem Zusammenhang mit den Vorgaben zum Netzanschluss und\r\nder Zusicherung einer garantierten Mindesteinspeisekapazität. Der Verordnungsgeber hat dies erkannt\r\nund in § 33 Absatz 10 GasNZV, mithin innerhalb der Regelungen zur Netzanschlusspflicht, klargestellt,\r\ndass der Netzbetreiber verpflichtet ist, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht\r\nnach § 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV nachzukommen. Die Verordnungsbegründung führt hierzu folgerichtig\r\naus:\r\n„Absatz 10 verpflichtet den Netzbetreiber, die erforderlichen und wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen im Netz zu ergreifen, um den Anschluss zu ermöglichen. Dazu gehören insbesondere die Verdichtung in eine höhere Druckstufe bzw. Druckerhöhungen im Netz oder das Erstellen eines zusätzlichen\r\nVerknüpfungspunktes.“ (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 93f., Hervorhebungen diesseits)\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV sind nach alldem Regelungen, die nicht bloß dem Netzzugang dienen,\r\nsondern zugleich den Netzanschluss regeln und konkretisieren, wie die garantierte Mindesteinspeisekapazität sicherzustellen ist.\r\nAnschlussnehmer, die unter die Übergangsregelung des § 118 Absatz 4 EnWG (in der Fassung des KabE)\r\nfallen und denen dementsprechend eine garantierte Mindesteinspeisekapazität zugesichert worden\r\nist bzw. im Rahmen des weiteren Netzanschlussverfahrens werden muss, haben nach alldem einen\r\nAnspruch darauf, dass der Netzbetreiber die erforderlichen Maßnahmen ergreift, um die ganzjährige,\r\nkontinuierliche Einspeisung mit eben dieser garantierten Mindesteinspeisekapazität zu ermöglichen.\r\nDie entsprechend verpflichteten Netzbetreiber müssen ihrerseits berechtigt sein, die hierfür erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen und die dadurch entstehenden Kosten gemäß § 20b GasNEV in die\r\nBiogaskostenwälzung einzustellen.\r\nVor diesem Hintergrund ist es zwingend erforderlich, dass nicht nur § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV, sondern\r\nauch die ebenfalls den Netzanschluss betreffenden Regelungen des § 33 Absatz 10 in Verbindung mit\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV in die Übergangsregelung mit aufgenommen werden. Da § 34 Absatz\r\n2 Satz 3 und 4 GasNZV nach aktuellem Konsultationsstand nicht in die Festlegung der Bundesnetzagentur (Zweite Konsultation im Rahmen des Festlegungsverfahren „ZuBio“ in Sachen Zugang von Biogas, Stand 13. Dezember 2024, Az. BK7-24-01-010) übernommen werden sollen, wäre andernfalls unklar,\r\nwie die Netzbetreiber die von ihnen garantierte Mindesteinspeisekapazität im Sinne einer kontinuierlichen Aufnahmefähigkeit des Gasnetzes sicherstellen können.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nWeiter erscheint es im Sinne der Rechtsklarheit geboten, dass auch die Definitionen in § 32 GasNZV\r\nGegenstand der Übergangsregelung sind. Ohne diese Definitionen sind die Regelungen des § 33 GasNZV nicht verständlich. Insbesondere wäre dann unklar, dass auch die Einrichtungen zur Druckerhöhung Bestandteil des Netzanschlusses sind, da die Verantwortlichkeit des Netzbetreibers für die\r\nDruckerhöhung – anders als beispielsweise die Verantwortlichkeit für die Odorierung und die LPGKonditionierung – nicht gesondert in § 36 GasNZV geregelt ist und nach aktuellem Konsultationsstand\r\nauch nicht in die Festlegung „ZuBio“ der Bundesnetzagentur übernommen wird.\r\n2. Ergänzungsbedarf: Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV\r\nWie in der Begründung zu Artikel Nr. 118 Buchstabe a KabE richtigerweise klargestellt wird, handelt es\r\nsich lediglich um eine Übergangsregelung für einen kurzen Zeitraum und für eine begrenzte Anzahl\r\nan bereits laufende Biomethanprojekten zum Zweck des Investitionsschutzes. Dies darf nicht darüber\r\nhinwegtäuschen, dass sich ab dem 1.7.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen in Deutschland radikal verschlechtern.\r\nDie GasNZV und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung von „Biogas“ (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.) tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Damit entfallen auch die Regelungen für den Gasnetzanschluss von Biomethananlagen in §§ 31-36 GasNZV, speziell der Anspruch auf\r\nden vorrangigen Netzanschluss sowie die Regelungen zur Aufteilung der Netzanschlusskosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen Gasen,\r\ndie unter die Definition von „Biogas“ im EnWG fallen, gelten dann nur noch die allgemeinen Regeln\r\ndes EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss, was die Investitionskosten von Biomethananlagenbetreibern extrem erhöhen würde.\r\nDie Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV war ein zentraler Treiber für den bisherigen\r\nAusbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie Voraussetzung für die zahlreichen Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Damit widerspräche eine ersatzlose\r\nStreichung zahlreichen politischen Vorgaben, insbesondere den Biomethan-Ausbauzielen im RePowerEU-Paket und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission, der novellierten EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789), der novellieren EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung.1\r\nIm Folgenden wird dargelegt, warum die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang und Gasnetzanschluss, die sich jetzt in der GasNZV finden, nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah durch Nachfolgeregeln ersetzt werden müssen und wie die Nachfolgeregelungen insb. für den Gasnetzanschluss\r\ngefasst werden sollten. Für eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur\r\nGasNZV wird auf das aktuelle Positionspapier verwiesen.\r\n1 Besonders relevante Textstellen sind: „Wir wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien nutzen. Dazu gehören Sonnenund Windenergie sowie Bioenergie […] sowie aus diesen hergestellte Moleküle. […] „Bioenergie spielt bei Wärme, Verkehr und\r\nsteuerbarer Stromerzeugung eine wichtige Rolle. […] Wir werden den Biogasanlagen eine Zukunft geben. […] Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie werden wir zügig umsetzen.“\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n3.1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen\r\nAnspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der\r\nNetzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses (96%-Kriterium). Dazu gehört auch, dass die Netzanschlüsse vom Biogasanlagenbetreiber errichtet und betrieben werden können. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n• Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um saisonale\r\nBiomethanspeicherung zu ermöglichen.\r\n• Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff).\r\n3.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nBiogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung\r\nder Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet\r\nwerden, die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. – auch wegen europarechtlicher\r\nVorgaben - entsprechend anzupassen. Dabei sind ausreichend lange Abschreibungszeiträume von\r\nmindestens 15 (besser mind. 20) Jahren sicherzustellen.\r\nNach dem RePowerEU-Paket bedarf es der „Anpassung und Angleichung bestehender und dem Aufbau\r\nneuer Infrastrukturen für den Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU“ (RePowerEUPaket, S. 11). Dabei kommt dem deutschen Gasnetz als Binnenland eine besondere Bedeutung zu.\r\nFerner zielen sowohl die Gasbinnenmarktverordnung als auch die Gasbinnenmarktrichtlinie in ihrer\r\nGesamtheit darauf ab, die Erzeugung von nachhaltigem Biomethan zu fördern. Dies umfasst dann auch\r\nden Anschluss und den Zugang zum Gasnetz. Besonders deutlich wird dieses Ziel in Artikel 20 Abs. 1\r\nund Art. 36 Abs. 1 VO EU 2024/1789, wenn dort Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber verpflichtet werden, verbindliche Kapazität für den Zugang der an ihr Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) und\r\nkohlenstoffarmes Gas zu gewährleisten. Die Forderung nach einem Ausbau der Biogas- und Biomethanerzeugung unterstrich die EU-Kommission jüngst in ihrer „Roadmap towards ending Russian\r\nenergy imports”: „[A]lternatives to natural gas imports should continue to be developed where possible, notably via […] boosting the production of biogas and biomethane […] in line with REPowerEU.”\r\n(Abs. 3.1)\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nFür die Umsetzung dieser EU-Vorgaben lohnt sich der Blick in die Vergangenheit. Daraus lässt sich\r\nableiten, dass der gesicherte und vorrangige Netzanschluss und sowie die gesicherte und vorrangige\r\nEinspeisung ein zentraler Grund für den Erfolg beim Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor wie auch für den zügigen Ausbau der Biomethaneinspeisung zwischen 2006 und 2014 waren. Andere\r\nLänder haben diese Grundprinzipien erfolgreich übernommen und überholen uns gerade was die Errichtung neuer Biomethananlagen und die Produktion von Biomethan betrifft.\r\nDaher sollte für die zukünftige Ausgestaltung der Gasnetzregulierung die bisherige GasNZV Vorbild\r\nsein. Dazu gehören insbesondere auch die Netzanschlusspflicht: Netzbetreiber müssen Biogasanlagen\r\nvorrangig anschließen (§ 33 Abs. 1 GasNZV).\r\n3.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten\r\nZusätzlich zum vorrangigen Netzanschluss müssen und können Betreiber von Biogasanlagen bei den\r\nNetzanschlusskosten privilegiert werden. Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom\r\nNetzbetreiber getragen werden. Denn im RePowerEU-Paket schlägt die EU-Kommission „vor, die wichtigsten Hindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan anzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für den\r\nTransport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\nDies wird in Art. 58 Abs. 1 RL EU 2024/1788 konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen\r\nRegulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten,\r\ndie ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem\r\nRegulierungsrahmen wird sichergestellt, dass […] dabei die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungsrahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden\r\nMitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).\r\nIm nationalen Recht konkretisiert § 33 GasNZV die allgemeine Regelung des EnWG zum Gasnetzanschluss noch bis 31.12.2025. Nach diesem Zeitpunkt würde dann § 17 EnWG gelten. Dort ist allerdings\r\nkeine Kostentragungsregel für den Gasnetzanschluss von Biogasanlagen normiert, sodass nach allgemeinen Grundsätzen davon auszugehen ist, dass diese Kosten ausschließlich vom antragstellenden\r\nAnlagenbetreiber zu zahlen sind. Wiederum zeigt allerdings der Blick zurück, dass sich die differenzierende Regelung des § 33 GasNZV im Wesentlichen bewährt hat und in diversen europäischen Ländern\r\nzur Anwendung kommt. Wie oben beschrieben sollte deshalb die GasNZV Vorbild für die zukünftige\r\nAusgestaltung der Gasnetzregulierung sein. Dazu gehört eben auch die Kostenbegrenzung für Anlagenbetreiber: Der Anteil von Biogasanlagenbetreibern an den Kosten des Gasnetzanschlusses wird\r\ninsbesondere für den ersten Leitungskilometer (inkl. der Einspeiseanlage) und hinsichtlich der\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\ndarüberhinausgehenden Leitungskilometer auf 25 Prozent der dafür anfallenden Kosten begrenzt (§\r\n33 Abs. 1 GasNZV in der Auslegung aus dem Jahr 2010, siehe BR-Drs. 312/10, S. 912\r\n).\r\nDies hat mehrere Gründe:\r\nEffizienzanreize für Netzbetreiber: Ursprünglich wollte der Verordnungsgeber durch diese Kostenaufteilung gewährleisten, „dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber\r\nliegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des\r\nNetzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein\r\nbesonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich.“ Diese Grundsätze gelten\r\nauch heute noch.\r\nBerücksichtigung kleinerer und mittlerer Unternehmen: Die Kosten für den Netzanschluss liegen bei\r\nrund 3 bis 5 Millionen Euro; allein für die Antragstellung fallen Kosten im vier- bis fünfstelligen Bereich\r\nan; aktuell liegen die Prüfkosten im Bereich von ca. 2.000 bis ca. 20.000 €, je nachdem, wie hoch der\r\nDetaillierungsgrad der Prüfung ist. Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in\r\nDeutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die\r\nbestehenden Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“,\r\nnicht besonders finanzstarken Akteuren, die Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen.\r\nMüssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der Netzanschlusskosten tragen,\r\nwären Landwirte und damit der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen. Dies würde der Aufforderung im RePowerEU-Paket widersprechen,\r\nes sollten „zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden, um Erzeuger von Biogas zu ermutigen, Energiegemeinschaften zu bilden“ (S. 11).\r\nWettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden weitergeben. Dies\r\nverschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas, läuft also dem politischen Ziel, den Biomethananteil zu erhöhen, zuwider. Ein höherer Betreiberanteil an den Netzanschlusskosten führt also letztlich dazu, dass andere Maßnahmen, z.B. der CO2-Preis auf Erdgas oder\r\ndie EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen müssen, um das gewünschte Ziel eines\r\nhöheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\nAusgleich von Standortnachteilen ggü. anderen europäischen Biomethanproduzenten: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden\r\nweitergeben. Dabei stehen deutsche Produzenten grundsätzlich im Wettbewerb mit aus dem Ausland\r\nimportiertem Biomethan, die aufgrund von besseren Förderbedingungen im jeweiligen Herkunftsland\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91: „Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu zahlen sind. Die\r\nverbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss und die Verbindungsleitung\r\nvon bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese Kostenaufteilung wird gewährleistet, dass\r\ndie Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für\r\nden Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten\r\nzählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und zehn\r\nKilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent und der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die Verbindungsleitung zehn Kilometer\r\nüberschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten zu tragen. Damit werden Anreize für eine Optimierung der Standortwahl gesetzt. Der Netzbetreiber trägt insbesondere die Betriebskosten für die Messeinrichtungen und die Einrichtung für die Druckerhöhung.“\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nbereits heute zu niedrigeren Preisen anbieten können. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird die Biomethanproduktion und -einspeisung – nicht die Nutzung – finanziell gefördert.3\r\nJe\r\ngrößer der Anteil der Netzanschlusskosten ist, den deutsche Produzenten über den Verkaufspreis weitergeben müssen, desto größer sind die Wettbewerbsnachteile insbesondere ggü. den bereits geförderten ausländischen Produzenten.\r\n3.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf individueller vertraglicher Basis\r\nGrößeren Anpassungsbedarf ggü. den geltenden Regeln der GasNZV sehen wir vor allem bei den Möglichkeiten der Vertragsgestaltung in Bezug auf gesetzliche Vorgaben. Die Regelungen der GasNZV sind\r\nsehr starr und ermöglichen im Rahmen der fortlaufenden Ausarbeitung der Kooperationsvereinbarung\r\nGas (derzeit KoV XIV) nur in begrenztem Rahmen eine individuelle Ausgestaltung des Anschlussvertrags\r\nzwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Obwohl sichere Rahmenbedingungen für Anlagenbetreiber unerlässlich sind, sollte die Gasnetzregulierung Anlagen- und Netzbetreibern doch einen angemessenen\r\nSpielraum einräumen, um vertragliche Regelungen zu treffen, die von den gesetzlichen Vorgaben abweichen, insofern dies gesamtwirtschaftlich optimal ist. Dabei bietet eine größere Flexibilität bei der\r\nVertragsgestaltung das Potential, die betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten für Netzanschluss\r\nund Netzbetrieb zu senken. Dazu gehört insbesondere:\r\nAbweichung vom 96%-Kriterium auf individueller vertraglicher Basis. Ursprünglich zielte das 96%-Kriterium darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu gewährleisten und zu garantieren.4\r\nSo können Kosten für den Netzanschluss reduziert werden, insofern dies zum Anlagenkonzept und\r\nden Netzgegebenheiten passt. Durch den Wegfall von zusätzlichen Investitionen zur Sicherstellung der\r\nVerfügbarkeit (z.B. redundante Technik für Wartung/Betriebsausfall, Technik für die Rückverdichtung\r\nins nächste übergelagerte Netz) könnten erhebliche Kosten eingespart werden und auch den Netzanschluss erheblich beschleunigen.\r\nAusdrückliche Ermöglichung für die Einspeiser, die Einspeiseanlage selbst zu errichten und das Biomethan dann gemäß den Vorgaben des Netzbetreibers (Druck, Qualität etc.) einzuspeisen. Hierzu sind\r\nklare Vorgaben der Netzbetreiber, wie bereits jetzt über die DVGW G-260 und G-685 geregelt, zu definieren. Hierzu wäre es gut einen einheitlichen Kriterienkatalog zu entwickeln, der für alle Netzbetreiber\r\nbindend ist. Entsprechende netzdienliche Effekte durch die Einspeiser wie z.B. die zusätzliche Druckhaltung sind dem Einspeiser in angemessen Rahmen zu entlohnen. Somit könnte der Netzanschluss\r\nin diesen Fällen evtl. schneller realisiert werden, weil der Anlagenbetreiber anders als der Netzbetreiber den Bauauftrag nicht öffentlich ausschreiben muss.\r\nAbweichung von der Vorgabe, dass immer der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt zu wählen ist,\r\nauf individueller vertraglicher Basis. Der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt sollte nur die Grundlage für die Ermittlung des Kostenanteils für den Anlagenbetreiber bilden (250.000 € für den ersten\r\nkm Leitung inkl. Einspeiseanlage plus ggf. für weitere km-Leitung im Verhältnis ¼ zu ¾). Darüber hinaus anfallende Kosten im Falle des Anschlusses an einem weiterentfernten Verknüpfungspunkt mit\r\ndem Netz sollte der Netzbetreiber tragen. So könnten dennoch ggf. Kosten für Netzverstärkungsmaßnahmen vermieden werden, insofern dies zu den Netzgegebenheiten passt.\r\n3 Beispiele: Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan an. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie\r\nauf eingespeistes Biomethan.\r\n4 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nAuch das RePowerEU-Paket stützt den Ansatz, Anlagen- und Netzbetreiber auf individueller vertraglicher Basis von den allgemeinen Vorgaben abzuweichen. So zielt das Paket darauf ab, „die wichtigsten\r\nHindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan\r\nanzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für den\r\nTransport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nEin Schritt hin zu einer „Angleichung“ wäre, dass vertragliche Abweichungen ermöglicht werden, sofern\r\nund soweit dies zu den Netzgegebenheiten und zum geplanten Anlagenbetrieb passt.\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\n3.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher\r\nDer größte energiewirtschaftliche Vorteil der Biomethaneinspeisung ist, dass die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher als saisonaler Speicher genutzt werden können, d.h. dass Biomethan im Sommer eingespeist und im Winter wieder entnommen werden kann. Wenn im Verteilnetzgebiet, an das die Biomethananlage angeschlossen ist, im Sommer nicht ausreichend Abnehmer vorhanden sind, ist eine Rückspeisung in diesen Monaten unerlässlich. Mit zunehmendem Rückgang der Gasverbraucher am Niederdruck-Verteilnetz und einem Ausbau der Biomethaneinspeisung ist davon auszugehen, dass der Gasfluss von niedrigen auf höhere Druckebenen sogar die Regel wird.\r\nErforderlich ist daher, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um\r\nsaisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen\r\n3.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff)\r\nDie Herstellung von synthetischem Methan aus grünem Wasserstoff und biogenem CO2 ist eine wichtige Option, um das Potenzial von erneuerbarem Methan zu erhöhen und das Koppelprodukt der Biogasaufbereitung – das biogene CO2 – wirtschaftlich zu nutzen. Bei der Methanisierung von grünem\r\nWasserstoff an Biogasaufbereitungsanlagen wird das Biomethan und das synthetische Methan gemeinsam ins Gasnetz eingespeist.\r\nUm diese Projekte zu ermöglichen, muss es also eine einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren\r\nGase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) geben. In den Begriffsbestimmungen\r\neiner GasNZV-Nachfolgeregelung sollte deshalb bei der Definition von „Biogas“ weiterhin auf die entsprechenden Begriffsbestimmungen des EnWG verwiesen (§ 2 Nr. 8 GasNZV), wo nicht nur Biomethan,\r\nsondern auch Wasserstoff und andere grüne Gase als „Biogas“ definiert werden (§ 3 Nr. 10g EnWG).\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nIm Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Aktuell laufen tausende Bioenergieanlagen auf das Ende ihres EEGVergütungszeitraums zu und haben noch keinen Zuschlag für die im EEG vorgesehene Anschlussregelung. Die dreifach überzeichnete Biomasse-Ausschreibung vom April zeigt den dringenden Handlungsbedarf. Das im Januar beschlossene Biomassepaket ist jedoch aktuell weder von der EU genehmigt\r\nund adressiert zudem nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks. So schnell wie möglich\r\nmuss deshalb das Biomassepaket vom Januar genehmigt und das EEG durch ein Biomassepaket 2.0\r\nnoch einmal überarbeitet werden. Die wichtigsten Anpassungen sind:\r\n• Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss\r\nwieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und\r\nflexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\n• Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angeglichen werden.\r\n• Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert\r\nwerden.\r\n• Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexibilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das\r\nentsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020858","regulatoryProjectTitle":"Biomethan als Schlüsselenergie anerkennen und regulatorisch mit Wasserstoff gleichstellen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/e3/643920/Stellungnahme-Gutachten-SG2511180017.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nVorschläge zur Stärkung\r\nder Produktion und\r\nNutzung von Biomethan\r\n& Bio-LNG\r\nSeite 2\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Chancen von erneuerbarem Methan für ein resilientes & kosteneffizientes\r\nEnergiesystem..................................................................................................................................................5\r\n1.1. Saisonale Energiespeicherung & Überbrückung von Dunkelflauten .....................5\r\n1.2. Diversifizierung der Energieversorgung & Einbindung in den europäischen\r\nBinnenmarkt.............................................................................................................................................5\r\n1.3. Einsparung von Infrastrukturkosten......................................................................................5\r\n1.4 Biomethan als Ausgangsmolekül für die chemische Industrie.................................6\r\n2. Biomethan & Bio-C/LNG in politische Strategien aufnehmen............................................6\r\n3. Bau von Anlagen & Infrastruktur sowie Zugang zum Gasnetz erleichtern ....................6\r\n3.1. Gasnetzanschluss ...........................................................................................................................6\r\n3.2. Anlagen & Infrastruktur...............................................................................................................8\r\n4. Handel & Zertifizierung erleichtern..................................................................................................9\r\n4.1. Handel..................................................................................................................................................9\r\n4.2. Nachhaltigkeitszertifizierung ..................................................................................................10\r\n4. Anreizsysteme stärken und fairen Wettbewerb ermöglichen............................................ 11\r\n4.1. Biomethan als Kraftstoff........................................................................................................... 11\r\n4.2. Biomethan als Brennstoff zur Erzeugung von Strom..................................................14\r\n4.3. Biomethan als Brennstoff für Fernwärme und Gasheizungen ...............................14\r\n4.4. Bewertung des Konzepts einer „Grüngasquote“...........................................................16\r\n4.5. Fairer Wettbewerb im europäischen Markt .....................................................................16\r\n4.6. Energiesteuermäßigung für Biomethanprodukte auch als Heiz- und Kraftstoff\r\n(EnergieStG).............................................................................................................................................16\r\nAnhang #1: Potenziale von erneuerbarem Methan in Deutschland..................................... 17\r\nAnhang #2: Fehlt bald die Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung? .........................19\r\nSeite 3\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein\r\nresilientes und kosteneffizientes Energiesystem: Saisonale Energiespeicherung, Überbrückung von\r\nDunkelflauten, stoffliche Nutzung, Diversifizierung der Energieversorgung und deren Einbindung in den\r\neuropäischen Binnenmarkt, Einsparung von Kosten beim Aufbau von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur.\r\n2. Biomethan und Bio-LNG sollten zukünftig in politischen Strategien und der Infrastrukturplanung\r\nverstärkt berücksichtigt werden. Die Nationale Wasserstoffstrategie sollte zu einer Strategie für erneuerbare Gase weiterentwickelt werden, die auch das Biomethan-Ziel aus dem RePowerEU-Plan adressiert (35 Milliarden Kubikmeter in 2030). Die Systementwicklungsstrategie sollten Fernleitungsinfrastruktur für den europäischen Gashandel sowie Gasverteilnetze für den regionalen Biomethantransport berücksichtigen.\r\n3. Es sollten so schnell wie möglich Nachfolgeregelungen zur Gasnetzzugangsverordnung geschaffen\r\nwerden, die am 31.12.2025 ausläuft.\r\n4. Der Bau von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung bzw. zum Transport erneuerbarer Gase sollte\r\nals „im überragenden öffentlichen Interesse“ eingestuft und im Außenbereich erleichtert werden. Förderprogramme und/oder KfW-Programme sollten die Finanzierung erleichtern, insb. für kleinere und\r\nmittlere Unternehmen wie landwirtschaftliche Betriebe.\r\n5. Um einen liquiden, flexiblen und effizienten Biomethan- und Bio-LNG/-CNG-Markt zu ermöglichen,\r\nsollte die bilanzielle Teilung von Biogas- und Biomethanmengen uneingeschränkt möglich und rechtssicher im Rahmen der RED III aufgestellt werden. Bürokratische Vorgaben, insbesondere bei der Nachhaltigkeitszertifizierung, sind zu vereinfachen oder abzubauen.\r\n6. Stärkung von Biomethan als Kraftstoff: Als Leitprinzip beim Klimaschutz im Mobilitätsbereich sollte\r\ndie Treibhausgaseinsparung durch den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe berücksichtigt und faire Wettbewerbsbedingungen zwischen allen Klimaschutzoptionen geschaffen werden. In Bezug auf Biomethan\r\ngehört dazu insbesondere:\r\n• Die Anhebung der Treibhausgasminderungsquote und des Mindestanteils fortschrittlicher Biokraftstoffe, insb. für 2027, sowie die uneingeschränkte Anrechnung von biogenem Wasserstoff.\r\n• Die Einstufung von mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben Fahrzeugen als „sauber“ und\r\n„emissionsfrei“.\r\n• Die Ausnahme von mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebenen Nutzfahrzeugen von der LKWMaut, z.B. durch eine Rückerstattung.\r\n• Die Förderung für die Errichtung und den Betrieb von Biomethan-/Bio-LNG-Tankstellen sowie\r\nfür Investitionen in Bio-CNG/-LNG betriebene Landmaschinen.\r\n7. Stärkung von Biomethan in der Stromerzeugung: Als Leitprinzip bei staatlichen Anreizsystemen für\r\ngesicherte Leistung für die Stromerzeugung sollte die „grüne Eigenschaft“ von Brennstoffen berücksichtigt werden. In Bezug auf Biomethan gehört dazu insbesondere:\r\n• Biomethan sollte bei den Biomasse-Ausschreibungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\n(EEG) als vergütungsfähiger Brennstoff anerkannt sowie\r\nSeite 4\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n• der Maisdeckel im EEG gestrichen oder zumindest an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG) angeglichen werden.\r\n8. Stärkung von Biomethan in der Gebäude- & Fernwärme: Als Leitprinzip bei dem regulatorischen\r\nRahmen für die Gebäude- und Fernwärme sollte gelten, dass Gebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgern eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst\r\nbreites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden.\r\nNicht jeder Gebäudetyp bzw. kommunale Einheiten wie Altstädte können mittels Wärmepumpe beheizt\r\nwerden. In Bezug auf Biomethan gehört dazu insbesondere:\r\n• Festlegung adäquater Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas und Biomethan\r\nsowie erneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n• Die Abschaffung der Diskriminierung von erneuerbarem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transformation der Gasnetze (GEG)\r\n9. In zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert. Dies führt zu unfairem Wettbewerb im europäischen Binnenmarkt.\r\n10. Im Energiesteuerrecht sollte konsequent eine Differenzierung zwischen erneuerbaren und fossilen\r\nBrenn- und Kraftstoffen erfolgen. Dies beinhaltet, die Energiesteuer beim Einsatz von nachhaltigem\r\nBiogas bzw. Biomethan in allen Anwendungen auf das notwendige Mindestmaß abzusenken oder zumindest eine Rückerstattung zu ermöglichen.\r\nSeite 5\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n1. Chancen von erneuerbarem Methan für ein resilientes & kosteneffizientes Energiesystem\r\n1.1. Saisonale Energiespeicherung & Überbrückung von Dunkelflauten\r\nDie bestehende Gasinfrastruktur kann Methan in großem Umfang über mehrere Monate speichern,\r\nüber große Distanzen transportieren und zur bedarfsgerechten Strom- und Wärmeerzeugung nutzen.\r\nFür die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten eignet sich Methan\r\nbesser als Wasserstoff, weil Wasserstoff aufgrund seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften nur\r\nbegrenzt in den bestehenden Gasleitungen, -speichern und Kraftwerken genutzt und Biomethan noch\r\ndazu wesentlich kostengünstiger produziert werden kann. Auch sind relevante Biomethanmengen\r\nschon verfügbar bzw. kurzfristig schnell hochskalierbar (Umstellung von bestehenden Vor-Ort-Verstromungskapazitäten zu Biomethan).\r\n1.2. Diversifizierung der Energieversorgung & Einbindung in den europäischen Binnenmarkt\r\nDas in Deutschland produzierte Biogas und Biomethan wird fast ausschließlich aus Rohstoffen aus der\r\nheimischen Land- und Abfallwirtschaft produziert; die nationale Biomethanproduktion ist deshalb\r\nBaustein einer Strategie zur Diversifizierung und damit Absicherung der Energieversorgung vor geopolitischen Unsicherheiten.\r\nDer Ausbau der heimischen Biomethanproduktion auf 35 Milliarden Kubikmeter bis 2030 ist Teil des\r\nRePowerEU-Paket und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission.\r\nDie novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie die novellierte EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) knüpfen an das europäische Biomethanziel an und geben den\r\nMitgliedsstaaten weitere Verbesserungen für die Biomethaneinspeisung vor.\r\nDa die meisten anderen europäischen Länder ihre Biogas- und Biomethanproduktion aktuell stark\r\nausweiten, Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für\r\ndie Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert haben, kann davon ausgegangen werden, dass\r\nMethan noch lange eine wichtige Rolle im europäischen Energiemix einnimmt.1 Deutschland ist im\r\neuropäischen Fernleitungsnetz ein bedeutender Knotenpunkt. Solange Deutschland selbst noch einen\r\nTeil seiner Energieversorgung mit Methan deckt, kann es zur Absicherung seiner Energieversorgung\r\nauf die Synergieeffekte des europäischen Gasbinnenmarkts zurückgreifen. Dazu gehört auch die Erhaltung der Durchleitungsmöglichkeit über Deutschland. Dies ist bei der Ausgestaltung des Gasnetzes\r\nim Sinne der Umwidmung v.a. des Fernleitungsgasnetzes zu berücksichtigen.\r\n1.3. Einsparung von Infrastrukturkosten\r\nVerringerung von Investitionen in Wasserstoffinfrastruktur: Wird bei der saisonalen Speicherung und\r\nder Überbrückung von Dunkelflauten ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen wie oben beschrieben nicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer\r\nGasspeicher und entsprechender Kraftwerke in großem Umfang notwendig.2 Diese Kosten sowie die\r\n1 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024\r\n2 Gemäß der BMWK-Langfristszenarien fallen für den Aufbau eines Wasserstoffkernnetzes in Länge von 7.200 bis\r\n8.000 km bis 2045 allein auf der Fernleitungsnetzebene Infrastrukturkosten in Höhe von 15 bis 18 Milliarden Euro\r\nfür die Umwidmung von Methannetzen auf Wasserstoff an.\r\nSeite 6\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nanalogen Kosten auf Verteilnetzebene lassen sich reduzieren, wenn durch die Verwendung von erneuerbarem Methan die Umwidmungen entsprechend geringer ausfallen\r\nGeringerer Strombedarf, Entlastung der Stromnetze und Verringerung des Netzausbaus: Speziell in\r\nRegionen mit einem hohen Stromverbrauch und einer geringen Erneuerbaren Stromerzeugung kann\r\neine weitgehende Elektrifizierung bestehende Engpässe im Stromnetz - besonders in den Wintermonaten - verschärfen. Eine Nutzung von erneuerbarem Methan senkt den Strombedarf, entlastet entsprechend die Stromnetze und senkt den Bedarf an Stromnetzausbau.\r\nFür eine detaillierte Erläuterung dieser und weiterer Vorteile einer Einspeisung von erneuerbarem\r\nMethan ins Gasnetz wird auf die Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zum Green Paper des\r\nBMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilnetze verwiesen.\r\n1.4 Biomethan als Ausgangsmolekül für die chemische Industrie\r\nBiomethan und dessen Derivate sind perfekte Ausgangsmoleküle für die chemische Industrie, dessen\r\nDefossilisierung forciert werden muss. Der Ausbau der Produktion grüner Gase auf Basis CH4 passt\r\nsich perfekt in eine Bioökonomiestrategie ein. Insbesondere in der Kunststoffindustrie kommen zunehmend mehr auf Biogas basierte Biokunststoffe zum Einsatz.\r\n2. Biomethan & Bio-C/LNG in politische Strategien aufnehmen\r\nWie oben beschrieben haben die Europäische Kommission sowie viele Mitgliedsstaaten den Ausbau\r\nvon Biomethan und/oder Bio-LNG in ihre energiepolitischen Strategien aufgenommen. Deutschland\r\nist der Forderung der Kommission jedoch bislang nicht nachgekommen und verfügt nur über eine\r\nNationale Wasserstoffstrategie. Es fehlt weiterhin das Bekenntnis Deutschlands ein Biomethan- bzw.\r\nBiogasziel bis 2030 zu formulieren und z.B. im Biomassepaket zu verankern.\r\nDie Nationale Wasserstoffstrategie sollte deshalb zu einer Strategie für erneuerbare Gase weiterentwickelt werden, die auch das Biomethan-Ziel aus dem RePowerEU-Plan einer europäischen Produktion\r\nvon 35 Milliarden Kubikmeter in 2030 adressiert. In der Systementwicklungsstrategie (SES) und darauf\r\naufbauend in den Szenariorahmen der Netzentwicklungspläne (NEP) Strom und Gas sollte eine Fernleitungsinfrastruktur für den europäischen Gashandel eingeplant und Gasverteilnetze für den regionalen Biomethantransport berücksichtigt werden.\r\nFür eine vertiefte Bewertung der SES sowie des NEP-Szenariorahmens wird auf die Stellungnahme der\r\nBioenergieverbände verwiesen.\r\n3. Bau von Anlagen & Infrastruktur sowie Zugang zum Gasnetz erleichtern\r\n3.1. Gasnetzanschluss\r\nDie Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung\r\nvon „Biogas“ tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen\r\nGasen, die unter die Definition von „Biogas“ im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) fallen (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.; § 3 Nr. 10g EnWG), gelten dann folglich nur noch die allgemeinen\r\nRegeln des EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss und § 20 Abs. 1 und Abs. 1b für den\r\nSeite 7\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nGasnetzzugang. Dies stellt einen gravierenden Einschnitt in die Entwicklung der Biogas- und Biomethanerzeugung in Deutschland dar. Die spezielle Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV\r\nwar ein zentraler Treiber für den bisherigen Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie\r\nVoraussetzung für zahlreiche Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden.\r\nEine ersatzlose Streichung dieser Regelungen, insbesondere in Bezug auf Gasnetzanschluss (§ 33 GasNZV), würde eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung\r\nin Deutschland darstellen.\r\n1. Übergangsregelung zur auslaufenden GasNZV in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) einführen\r\nIm Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass\r\nsowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 30.6.2026 ein Einspeisebegehren\r\ngestellt wurde und der Vorschuss gemäß § 33 Abs. 5 GasNZV beim Netzbetreiber eingegangen ist, die\r\nbisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche benötigt Bestands- und Investitionsschutz. Die\r\nim aktuellen Entwurf einer EnWG-Novelle enthaltene Übergangsregelung ist weitgehend geeignet und\r\nsollte so schnell wie möglich beschlossen werden (siehe dazu die Stellungname des Hauptstadtbüro\r\nBioenergie).\r\n2. Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV etablieren\r\nDavon unabhängig sollte mit der laufenden Novelle des EnWG eine Nachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügt werden. Eine Nachfolgeregelung sollte unbedingt folgende Aspekte berücksichtigen:\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen\r\nAnspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der\r\nNetzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von in Deutschland produziertem Biomethan vor, insb. ggü.\r\nErdgas auf der einen und im Ausland produziertem Biomethan auf der anderen Seite.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen. Dies gilt insbesondere auch für die Möglichkeit,\r\ndass Biogasanlagenbetreiber Gasnetzanschlüsse selbst bauen und betreiben, wodurch teilweise bis zu 50 Prozent der Kosten und mindestens 1 Jahr Realisierungszeitraum eingespart\r\nwerden können.\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n3. Kosten des Netzanschlusses senken\r\nDer Netzanschluss in Deutschland ist im europäischen Vergleich unnötig teuer. Unabhängig von den\r\nRegelungen zum Gasnetzanschluss sollten deshalb weitere Maßnahmen zur Kostensenkung ergriffen\r\nSeite 8\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nwerden. Für eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf\r\ndas Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n4. Nachfolgeregelung zu den auslaufenden Entgelten für vermiedene Netznutzung schaffen & Entgeltzahlungen entfristen (GasNEV, EnWG)\r\nZum 31.12.2027 tritt die Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) außer Kraft und mit ihr auch die Möglichkeit, dass Biomethananlagen das Entgelt für die vermiedene Netznutzung in Anspruch nehmen können. So wie auch für die GasNZV ist hier eine entsprechende Nachfolgeregelung notwendig. Es ist zudem kein Grund ersichtlich, warum die Zahlungen auf 10 Jahre begrenzt sind; sie sollten deshalb entfristet werden, sowohl für neue Netzanschlüsse als auch für bereits bestehende Netzanschlüsse, deren\r\nAnsprüche auslaufen oder bereits ausgelaufen sind.\r\n5. Erleichterung der Auftragsvergabe für den Bau von Netzanschlüssen (Sektorenverordnung)\r\nNetzbetreiber müssen den Bau von Netzanschlüssen europaweit ausschreiben, was zu erheblichen\r\nVerzögerungen bei der Realisierung führt. Netzbetreiber sollten bei der Auftragsvergabe ein Ergebnis\r\nbei nahezu gleichen Ausschreibungsinhalten mehrmals verwenden dürfen; alternativ könnte die Bagatellgrenze für Gasnetzanschlüsse nach oben gesetzt werden.\r\n6. Möglichkeit zur Biomethaneinspeisung in kommunale Wärmeplanung aufnehmen (WPG)\r\nEine zentrale Schwierigkeit bei der Bündelung von Biogasanlagen ist die Planung und Organisation.\r\nDiese könnte durch eine aktivere Rolle der Kommunen hinsichtlich Genehmigungen, Querung administrativer Einheiten und Gebietsausweisungen erleichtert werden. Ein erster Schritt könnte sein, im\r\nRahmen der kommunalen Wärmeplanung bei der Analyse der Gasinfrastruktur auch Angaben zur Möglichkeit der Biomethaneinspeisung aufzunehmen.\r\n3.2. Anlagen & Infrastruktur\r\n1. Einstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden\r\nöffentlichen Interesse“ (EnWG)\r\nEs sollten nicht nur Erzeugungsanlagen und Infrastruktur für erneuerbaren Strom (EEG, EnWG), für\r\nStromspeicher (EnWG), für erneuerbare Wärme (GEG, WPG) sowie für Wärmespeicher (RefE GeoWG) als\r\n„im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch Anlagen und Infrastruktur\r\nfür erneuerbare Gase, einschließlich Biogas, Biomethan, Bio-LNG, Wasserstoff und synthetisches Methan.\r\n2. Erleichterungen beim Bauen im Außenbereich (BauGB)\r\nClusternde Biogasaufbereitungsanlagen können unter bestimmten Bedingungen im bauplanerischen\r\nAußenbereich errichtet werden (§§ 35 bzw. 246d Baugesetzbuch - BauGB). Die Rahmenbedingungen\r\nsind jedoch sehr restriktiv. Der Bau dieser Anlagen sowie auch von Biomethanverflüssigungsanlagen,\r\nCO2-Verflüssungsanlagen und Elektrolyseuren an Biogasaufbereitungsanlagen sollten erleichtert werden. Für eine detailliertere Erläuterung sowie weitere Vorschläge wird auf die Stellungnahme zur\r\nBauGB-Novelle in 2024 sowie auf die Stellungnahme zum vorliegenden Entwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes verwiesen.\r\nSeite 9\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n3. Trassenfindung vereinfachen\r\nDie Trassen für neue Rohgas- und Biomethanleitungen müssen erst über Eigentümer ermittelt und\r\ngenehmigt werden. Dieses Verfahren erfordert sehr großen zeitlichen, organisatorischen und finanziellen Aufwand. Für eine Vereinfachung und Beschleunigung stehen eine Vielzahl von Maßnahmen zur\r\nDiskussion, z.B. eine vorrangige Duldungspflicht auf Flächen der öffentlichen Hand oder vereinheitlichte Entschädigungsregelungen für Grundstückeigentümer.\r\n4. Finanzierung von Anlagen und Infrastruktur erleichtern\r\nUm insbesondere kleinen und mittleren Unternehmen, wie landwirtschaftlichen Betrieben, die Errichtung von Biogasaufbereitungs- oder -verflüssigungsanlagen, die Verlegung von Rohgasleitungen zur\r\nAufbereitungsanlage sowie die Clusterung mehrerer kleinerer Biogasanlagen zu erleichtern, sollten\r\nentsprechende Förderprogramme und/oder KfW-Bürgschaften eingeführt werden. Für die finanzielle\r\nFörderung kann das bayerische Landesförderprogramm „BioMeth“ als Vorbild dienen.\r\n4. Handel & Zertifizierung erleichtern\r\n4.1. Handel\r\n1. Bilanzielle Teilbarkeit von unaufbereitetem Biogas (Rohbiogas) (EEG)\r\nDie flexible Zusammenstellung von Biogas- und Biomethanprodukten in der kompletten Wertschöpfungskette ist Voraussetzung für einen liquiden und effizienten Biomethan- und Bio-LNG-Markt. Entscheidend ist dabei, dass Biogas- und Biomethanmengen, die in einer gemeinsamen Biogasanlage\r\nproduziert bzw. gemeinsam ins Gasnetz eingespeist oder verflüssigt wurden, für innerhalb der Wertschöpfungskette nach ihren jeweiligen Eigenschaften (insb. Rohstoffbasis & Treibhausgasbilanz) geteilt und ggf. mit anderen Biomethan- oder Wasserstoffprodukten zusammengestellt werden können.\r\nSeit dem EEG 2012 ist geregelt, dass Biomethanmengen für EEG-Blockheizkraftwerke ihre jeweiligen\r\nEigenschaften auch durch die bilanzielle Teilung bzw. Zusammenstellung erhalten können. Für unaufbereitetes Biogas (Rohbiogas) ist dies jedoch noch nicht ausdrücklich im EEG geregelt.\r\n2. Bilanzielle Teilbarkeit nach Treibhausgasbilanz (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nGemäß der Aussagen des Bundesumweltministeriums und der zuständigen Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) sowie der geltenden Praxis können Biomethan- und Bio-LNG-Mengen\r\naktuell nach Rohstoffmengen bilanziell geteilt werden. Bei der Frage, ob den einzelnen Mengen individuelle Treibhausgaswerte oder ein Mischwert aus der ursprünglichen Gasproduktion zugeordnet\r\nwerden kann, herrscht Dissens zwischen der Europäischen Kommission und der nationalen Auslegung.\r\nDas heißt z.B., dass Biomethan, das aus einer Mais/Gülle-Mischung erzeugt wurde, zwar in eine MaisBiomethanmenge und eine Gülle-Biomethanmenge aufgeteilt werden kann, beide aber – zumindest\r\nnach Rechtsauffassung der Europäischen Kommission - die Treibhausgasbilanz der Mais/Gülle-Mischung erhalten. Dies ist insbesondere für den Nachweis der Einhaltung der Mindestvorgaben für die\r\nTreibhausgaseinsparung nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) bzw. ihren deutschen Umsetzungen in der Biomassestromnachhaltigkeitsverordnung (BioStNachV) und der Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BioKraftNachV) relevant. Zwar teilen die zuständigen deutschen Behörden die\r\nRechtsauffassung der Kommission nicht und die deutschen Zertifizierer lassen eine Aufteilung von\r\nBiomethanmengen nach Treibhausgasbilanz aktuell noch zu. Doch besteht hier die Gefahr eines starken Eingriffs in den Biomethanmarkt im Transportbereich.\r\nSeite 10\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nIm Bereich der Nutzung von Biogas oder Biomethan in Blockheizkraftwerken ist ein Mischwert dahingegen explizit positiv zu bewerten, da dort ein anderes Fördersystem greift. Hier gilt es Schwellenwerte\r\nzu unterschreiten und hier findet die Anwendung des Mischwertes statt.\r\nDiese Inkonsistenz in der RED gilt es aufzulösen, ohne bestehende Märkte zu beeinträchtigen, indem\r\nbeide Möglichkeiten zugelassen werden.\r\n3. Erweiterung des Flexibilitätsrahmens auf 50 Prozent (GasNZV / EnWG)\r\nBeim Abgleich von Ein- und Ausspeisung innerhalb eines Bilanzierungszeitraums (1 Jahr) können bis\r\nzu 25 Prozent der eingespeisten Biomethanmengen bilanziell in den nächsten Bilanzierungszeitraum\r\nübertragen werden (sog. „Flexibilitätsrahmen“; bisher geregelt in § 35 Abs. 3 GasNZV, zukünftig über\r\neine entsprechende Festlegung der Bundesnetzagentur). Um den flexiblen Biomethanhandel zu unterstützen, sollte dieser Flexibilitätsrahmen auf 50 Prozent ausgeweitet werden.\r\n4. Offizieller Index zu Biomethanpreisen\r\nBei zunehmendem Einsatz von Erneuerbaren Energien in der Fernwärme müssen deren Kosten in der\r\nPreisgleitformel der AVBFernwärmeV abgebildet werden.\r\n5. Keine Doppelstrukturen & weniger Bürokratie bei der Nachweissystematik\r\nDer deutsche und europäische Biomethanmarkt sowie die nachgelagerten Zertifizierungsprozesse sind\r\ngeprägt durch eine Vielzahl an Nachweisverfahren, die teilweise nicht aufeinander abgestimmt sind.\r\nEine einheitliche Nachweissystematik bzw. ein einheitliches Register mit einem automatisierten Datenaustausch für alle Akteure, Wertschöpfungsketten und Regelungsbereiche sowie Standardisierungen würde den Markt sehr entlasten. Die Einführung der europäischen Union Database stellt eine\r\nChance für eine Vereinheitlichung dar, insofern die Eintragsprozedur für Markt- und Prozessteilnehmer\r\nentlang der Biomethan-Wertschöpfungskette verhältnismäßig bleibt.\r\n4.2. Nachhaltigkeitszertifizierung\r\nFast alle Anwendungen von Biomethan erfordern einen Nachhaltigkeitsnachweis im Sinne der Biomassestrom- bzw. Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BioStNachV bzw. BioKraftNachV), die sich\r\nauf die entsprechenden Berechnungsmethoden und Werte in der RED berufen. Hier besteht umfassender Überarbeitungsbedarf.\r\n1. Mehr oder pragmatischere Standardwerte für die Treibhausgasbilanz von Einsatzstoffen festlegen\r\n(RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie Nachhaltigkeitszertifizierung ist mit besonders hohem bürokratischem Aufwand und Kosten verbunden, wenn anstatt des typisches Einsatzstoffes Maissilage z.B. die politisch und ökologisch besonders erwünschten Einsatzstoffe Stroh, industrielle und agrarische Reststoffe, Zwischenfrüchte oder\r\nBlühpflanzen zum Einsatz kommen sollen. Denn nur für Mais (und Gülle & Bioabfall) sind in der RED\r\nIII Standardwerte für die Berechnung der Treibhausgasbilanz festgelegt, für den absolut überwiegenden Teil der alternativen Einsatzstoffe jedoch nicht. Andernfalls müssen Anlagenbetreiber komplexe\r\nund aufwändige Treibhausgasberechnungen nach den Vorgaben der RED individuell vornehmen und\r\nauditieren lassen. Deshalb müssen entweder mehr Standardwerte für Substrate oder pragmatischer\r\nWerte für Substratgruppen bereitgestellt werden. Ein Beispiel für Reduktion an Bürokratie ist Italien.\r\nSeite 11\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nEin Mindestanteil an Gülle in Kombination mit anderen Substraten erfüllt automatisch die THG-Minderungsanforderung, ohne einzelne Substrate bis ins letzte Detail regeln zu müssen.\r\n2. Adäquate Lösung für Einsatzstoffe, die die Biodiversität erhöhen (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie THG-Bilanzmethodik der RED ist stark flächenbezogen, niedrige Hektarerträge verschlechtern die\r\nTHG-Bilanz deutlich. Daher wäre wünschenswert, sich auf EU-Ebene dafür einzusetzen, biodiversitätserhöhenden Pflanzen wie Blühpflanzen, die ausdrücklich gewünscht sind, einen THG-Bonus zu gewähren, da diese Pflanzen aufgrund niedriger Hektarerträge ansonsten nicht eingesetzt werden können,\r\nwenn die THG-Bilanzmindestwerte erreicht werden sollen.\r\n3. Bilanzierungszeitraum auf 1 Jahr hochsetzen. (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie Einhaltung der Anforderungen muss pro Quartal nachgewiesen werden, obwohl die Zertifizierung\r\nnur auf Jahresbasis erfolgt, wodurch unnötiger bürokratischer Aufwand entsteht. Aus Branchensicht\r\nist es ausreichend, wenn dem Stromnetzbetreiber nur einmal jährlich ein Nachweis zur Einhaltung der\r\nBioStNachV für das jeweils kommende Kalenderjahr vorgelegt wird, analog zur Nachweisführung anderer Vergütungsbestandteile einer Biomasseanlage. Dies kann, alternativ zu den einzelnen Nachhaltigkeitsnachweisen in der Nabisy-Datenbank, das Nachhaltigkeitszertifikat für die Biomasseanlage\r\nsein, welches ohnehin einen Gültigkeitszeitraum von einem Jahr besitzt.\r\n4. Verhältnismäßige Sanktionen (BioStNachV, EEG)\r\nBei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender Zertifizierung drohen harte Sanktionen. Biomethan-BHKW\r\nim EEG verlieren für ein ganzes Jahr ihre EEG-Vergütung. Teilweise droht sogar ein vollständiger Vergütungsverlust. Das ist weder notwendig noch verhältnismäßig.\r\n5. Möglichkeit eines Übergangszeitraum in der RED III nutzen (BioStNachV)\r\nMit der RED III wurden für Bestandsanlagen, die mindestens 15 Jahre in Betrieb sind, sehr ambitionierte\r\nMindestanforderungen für die Treibhausgaseinsparung eingeführt, die grundsätzlich ab dem\r\n01.01.2026 einzuhalten sind. Die RED III lässt jedoch zu, Bestandsanlagen einen Übergangszeitraum bis\r\nzum 31.12.2030 einzuräumen. Diese Möglichkeit sollte genutzt werden, um die Anforderungen und Zertifizierungsverfahren praxisgerecht auszugestalten und Bestandsanlagen ausreichend Zeit für eine\r\nUmstellung einzuräumen.\r\nFür eine detaillierte Darstellung sowie weiterer Vorschläge wird auf das aktuelle Positionspapier der\r\nBioenergieverbände zur Umsetzung der RED III im Bereich der Nachhaltigkeitszertifizierung verwiesen.\r\n4. Anreizsysteme stärken und fairen Wettbewerb ermöglichen\r\n4.1. Biomethan als Kraftstoff\r\n1. Neues klimapolitisches Leitprinzip im Mobilitätsbereich: Treibhausgaseinsparung von erneuerbaren\r\nKraftstoffen berücksichtigen und faire Wettbewerbsbedingungen schaffen\r\nGrundsätzlich sollte die Reduktion von Treibhausgasen im Mobilitätsbereich sich nicht auf eine Änderung der Antriebsart beschränken (insb. die Umstellung von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren auf\r\nE-Mobilität), sondern auch die Substitution fossiler Kraftstoffe durch erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-\r\nSeite 12\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nLNG in Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren oder der Einsatz klimaneutraler Kraftstoffe wie biogenem Wasserstoff in der Produktion konventioneller Rohstoffe.\r\n2. THG-Quote und Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe anheben, insb. für 2027 (BImSchG, 38.\r\nBImSchV)\r\nDie THG-Minderungsquote, die die Inverkehrbringer fossiler Kraftstoffe zu einer jährlichen Verbesserung ihrer THG-Bilanz verpflichtet, ist das wichtigste Anreizinstrument für den Einsatz von Biomethan,\r\ninsbesondere Bio-LNG, im Verkehr. Nach dem betrugsbedingten Einbruch in 2023 und 2024 haben sich\r\ndie THG-Quotenpreise zwar in 2025 wieder etwas stabilisiert. Dies ist jedoch nur auf die im vergangenen Jahr ergriffenen Notmallmaßnahmen zurückzuführen, die Ende 2026 auslaufen. Ohne zusätzliche\r\nMaßnahmen ist deshalb spätestens 2027 mit einem erneuten Einbruch der THG-Quotenpreise zu rechnen. Der Referentenentwurf der laufenden THG-Quotennovelle adressiert dieses Problem zwar, geht\r\naber nicht weit genug.\r\nFür eine umfassende Bewertung des Referentenentwurfs sowie weitere Vorschläge zur Novelle der\r\nTHG-Minderungsquote wird auf die gemeinsame Stellungnahme von Bundesverband Bioenergie e.V.\r\nund Hauptstadtbüro Bioenergie sowie die Stellungnahme des Fachverband Biogas e.V. verwiesen.\r\n3. Betrug unterbinden (38. BImSchV)\r\nDer Referentenentwurf sieht als Maßnahme zur Betrugsprävention vor, dass Kraftstoffe nur dann auf\r\ndie THG-Quoten anrechenbar sein sollen, wenn behördliche Vor-Ort-Kontrollen zulässig sind. Dies ist\r\nzu begrüßen geht jedoch nicht weit genug. Vielmehr sollte für ausländische Produzenten fortschrittlicher Biokraftstoffe ein behördliches Registrierungsverfahren notwendig sein.\r\n4. Biogenen Wasserstoff uneingeschränkt auf die THG-Quote anrechnen (BImSchG, 37. BImSchV)\r\nBei der Kraftstoffherstellung wird in den Raffinerien aus Erdgas mittels Dampfreformierung Wasserstoff erzeugt, um die Qualität des Kraftstoffs zu verbessern. Stellt die Raffinerie ihre Wasserstofferzeugung von der Erdgas-Dampfreformierung (grauer Wasserstoff) auf die Wasserstofferzeugung mittels\r\nElektrolyse um (strombasierter grüner Wasserstoff), ist die dadurch erzielte Treibhausgaseinsparung\r\nauf die THG-Quote anrechenbar. Stellt die Raffinerie hingegen ihre Wasserstofferzeugung von der Erdgas-Dampfreformierung auf Biomethan-Dampfreformierung um (biogener Wasserstoff), kann die\r\ndadurch erzielte Treibhausgaseinsparung nicht auf die THG-Quote angerechnet werden. Im Sinne eines Level-Playing-Fields zwischen den verschiedenen Klimaschutzoptionen, sollte diese Option möglich sein.\r\n5. Diskriminierung erneuerbarer Kraftstoffe bei der Definition „sauberer” und „emissionsfreier” Fahrzeuge abschaffen (CVD / SaubFahrzeugBeschG)\r\nIn zahlreichen Regelwerken, die den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe betreffen, wird auf die Definition\r\n“sauberer” und “emissionsfreier” Fahrzeuge in der europäischen Clean-Vehicle-Directive (CVD) zurückgegriffen. Die CVD definiert einen PKW und ein leichtes Nutzfahrzeug jedoch nur dann als „sauber“ und\r\nein schweres Nutzfahrzeug nur dann als „emissionsfrei“, wenn das Fahrzeug praktisch keine CO2-Emissionen ausstößt, wobei dabei nicht zwischen CO2 aus fossilen Quellen (Erdöl, Erdgas) und CO2 aus\r\nerneuerbaren Quellen (z.B. Biomasse oder Luft) unterschieden wird (Artikel 4 Nr. 4 Buchstabe a & Nr.\r\n5 CVD). PKWs und leichte Nutzfahrzeuge können also im Sinne der CVD nie als “sauber” oder „emissi-\r\nSeite 13\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nonsfrei” gelten, selbst wenn sie vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, also klimaneutral sind. Schwere Nutzfahrzeuge, die vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, können zwar als “sauber” gelten, nicht aber als „emissionsfrei”, obwohl sie über den Lebenszyklus\r\ngesehen klimaneutral sind. Dies steht im Kontrast zu Fahrzeugen mit Elektromotor, die über den Lebenszyklus gesehen zwar ebenfalls zu Treibhausgasemissionen führen (z.B. bei der Herstellung oder\r\nder Stromerzeugung), aber eben nicht beim direkten Ausstoß. In der CVD selbst drückt sich diese Diskriminierung von erneuerbaren Kraftstoffen bereits in den Mindestanteilen “sauberer” bzw. “emissionsfreier” Fahrzeuge für öffentliche Fahrzeugflotten aus, die auf nationaler Ebene mit dem SaubereFahrzeuge-Beschaffungs-Gesetz umgesetzt wird.\r\n6. Diskriminierung erneuerbarer Kraftstoffe bei der LKW-Maut abschaffen oder Rückerstattung einführen (BFStrMG)\r\nAktuell werden schwere Nutzfahrzeuge, die erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-LNG nutzen, bei der LKWMaut genauso behandelt wie Fahrzeuge, die fossile Kraftstoffe verwenden. Im Gegensatz dazu sind\r\nNutzfahrzeuge mit Elektromotor von der Maut befreit oder erhalten eine Ermäßigung. Dies ergibt sich\r\ndaraus, dass sich die Tatbestände zur Mautbefreiung bzw. -ermäßigung im Bundesfernstraßenmautgesetz (BFStrMG) auf „emissionsfreie Fahrzeuge“ im Sinne der CVD beziehen (§ 1 Abs. 2 Nr. 7 & 9\r\nBFStrMG; siehe oben). Grundsätzlich halten wir die Mautbefreiung bzw. -ermäßigung für ein sinnvolles\r\nInstrument, um den Klimaschutz im Güterverkehr voranzubringen. Allerdings muss im Sinne eines Level-Playing-Fields die Diskriminierung von Nutzfahrzeugen, die mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, ggü. Nutzfahrzeugen mit Elektromotor aufgehoben werden. Zu diesem Zweck schlagen wir\r\nvor, dass – solange nicht die Definition von „emissionsfrei” in der CVD geändert wird - den Betreibern\r\nvon Nutzfahrzeugen, die nachweislich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, die LKW-Maut\r\nzurückerstattet wird.\r\n7. Berücksichtigung erneuerbarer Kraftstoffe in den Flottengrenzwerten für Automobilhersteller\r\nBerechnungsgrundlage für die CO2-Flottengrenzwerte für Automobilhersteller ist der sogenannte Tankto-Wheel-Ansatz, bei dem nicht zwischen CO2 aus fossilen Quellen und CO2 aus erneuerbaren Quellen\r\nunterschieden wird und deshalb Autos mit Verbrennungsmotor pauschal die Treibhausgasbilanz fossiler Brennstoffe unterstellt wird. Es sollten Instrumente geprüft werden, inwiefern die Regulatorik der\r\nCO2-Flottengrenzwerte umgestaltet werden kann, um der Treibhausgaseinsparung durch erneuerbare\r\nKraftstoffe Rechnung zu tragen. Dies kann beispielsweise in einer Fahrzeugkategorie „erneuerbare\r\nKraftstoffe” zusammengefasst werden, deren Einhaltung über die bestehenden Nachweis- und Zertifizierungssysteme nachgewiesen werden könnte.\r\n8. Förderung für die Errichtung und den Betrieb von Bio-C/LNG-Tankstellen\r\nEin großes Hemmnis für den Ausbau der Biomethanmobilität ist das vergleichsweise geringe Tankstellennetz. Dies geht auf das bei der E-Mobilität bekannte „Henne-Ei“-Problem zurück. Mit einem Förderprogramm für Biomethan- und Bio-LNG-Tankstellen könnte dieses Problem aufgelöst werden und sich\r\neine selbsttragende Tankstelleninfrastruktur entwickeln. Dies wäre auch Teil einer deutschen Umsetzung der europäischen Alternative Fuels Infrastructure Regulation,\r\nSeite 14\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n9. Förderungen oder Ausgleiche in landwirtschaftlichen Bereich für die Investitionen in Bio-CNG/-LNG\r\nbetriebene Landmaschinen\r\nDer Einsatz von mit Bio-CNG oder Bio-LNG betriebenen Tranktoren, Schleppern sowie allgemein Landmaschinen in der Landwirtschaft bietet die Chance eines Kreislaufs innerhalb landwirtschaftlicher Betriebe, bei denen eine Biogasanlage mit Rohstoffen aus dem Betrieb versorgt und das erzeugte Biogas\r\nzur Betankung der landwirtschaftlichen Maschinen genutzt wird. Mit einer anfänglichen Förderung bzw.\r\nAusgleichsmechanismen dieser Landmaschinen können solche Kreislaufkonzepte initiiert werden.\r\n4.2. Biomethan als Brennstoff zur Erzeugung von Strom\r\n1. Leitprinzip im Strommarktdesign: Bei Anreizsystemen für gesicherte Leistung die „grüne Eigenschaft“ von Brennstoffen berücksichtigen.\r\nWie oben beschrieben eignet sich Biomethan aufgrund seiner Speicherfähigkeit sehr gut als Brennstoff\r\nvon Kraftwerken und KWK-Anlagen, die für Dunkelflauten vorgehalten werden müssen. Zwar ist Biomethan teurer als Erdgas, jedoch klimaneutral. Es ist zu erwarten, dass mit der sukzessiven Erhöhung\r\nder CO2-Abgaben sich das Preisverhältnis annähert. Bei Anreizsystemen für gesicherte Leistung – sei\r\nes eines im Rahmen einer staatlichen Ausschreibung oder im Rahmen eines dezentralen Kapazitätsmarktes – sollte diese „grüne Eigenschaft“ immer mitberücksichtigt und deren Mehrwert entlohnt werden.\r\n2. Biomethan als vergütungsfähigen Einsatzstoff in den EEG-Biomasse-Ausschreibungen anerkennen\r\n& Maisdeckel streichen (EEG)\r\nBiomethan ist in den Biomasse-Ausschreibungen aktuell kein vergütungsfähiger Einsatzstoff (§39i Abs.\r\n1a EEG 2023), d.h. Biomethan-BHKW können nicht an den Biomasse-Ausschreibungen teilnehmen und\r\nflexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung können nicht ergänzend Biomethan einsetzen. Dies\r\nist nicht sinnvoll, da Biomethan in flexiblen Biogasanlagen genutzt werden kann, um die Stromerzeugung auch dann aufrecht zu erhalten, wenn der Biogasspeicher vor Ort leer ist. Zudem würde damit\r\nauch bestehenden Biomethan-Konzepten überhaupt wieder die Möglichkeit eröffnet, eine Anschlussvergütung zu erhalten. Zudem sollte der fachlich nicht begründbare Maisdeckel gestrichen oder zumindest an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG) angeglichen werden (§ 39i Abs. 1\r\nEEG 2023).\r\nFür eine vertiefte Darstellung der Vorschläge für den Bereich der Stromerzeugung wird auf das Positionspapier „Biomassepaket 2.0“ verwiesen.\r\n4.3. Biomethan als Brennstoff für Fernwärme und Gasheizungen\r\n1. Leitprinzip beim Klimaschutz im Wärmebereich: Technische und wirtschaftliche Freiheit für Gebäudeeigentümer und Fernwärmeversorgern\r\nGebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgern sollte eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung je nach infrastrukturellen und baulichen Gegebenheiten zur Verfügung gestellt werden.\r\nDies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und\r\ndiskriminierender regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\nDies ist insofern unverständlich, da sowohl in der RED als auch in den deutschen Verordnungen THGBilanzen erstellt werden, die eine Klimaneutralität nachweisen.\r\nSeite 15\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nFür eine umfassende Liste sowie eine vertiefte Darstellung der folgenden Vorschläge wird auf das\r\naktuelle Positionspapier mit Vorschlägen für den Wärmebereich verwiesen.\r\n2. Mindestanteile für Erneuerbare Energien in Gebäuden und Fernwärme beibehalten (GEG, WPG)\r\nAuch wenn es Überarbeitungsbedarf bei Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) gibt, sind die Vorgaben zur Nutzung erneuerbarer Energien der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien in Gebäuden und Fernwärme ohne deutliche Erhöhung der Preise fossiler Brennstoffe fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen. Dazu gehört:\r\n• der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizungen, die ab\r\nMitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner)\r\neingebaut werden (§ 71 Abs. 1 GEG)\r\n• der steigende Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte\r\n2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (§ 71 Abs. 9 GEG)\r\n• die Mindestanteile für erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (§ 29\r\nAbs. 1 bzw. § 30 Abs. 1 WPG), wobei die Ausnahmeregelungen für Netzen mit hohen Anteilen an\r\nKWK-Wärme (§ 29 Abs. 5) gestrichen werden sollten.\r\n3. Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und erneuerbare KWK-Anlagen\r\nan RED-Vorgaben anpassen (GEG)\r\nDie im GEG für Biogas (worunter auch Biomethan fällt) in Anlage 4 festgelegten Primärenergiefaktoren\r\n(PEF) sind in keiner Weise fachlich fundiert und widersprechen allen Berechnungen in der Praxis wie\r\nauch den Vorgaben in der RED. Dort wird für Biogas ein PEF von 1,1 festgelegt – derselbe Wert wie für\r\nHeizöl und Erdgas. Ähnlich verhält es sich mit den Emissionsfaktoren in Anlage 6 sowie die Untergrenze\r\ndes PEF für erneuerbare KWK-Anlagen (§ 22 Abs. 3 GEG), die ebenfalls viel zu hoch sind. Die RED III gibt\r\nvor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung mindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen\r\ngegenüber einem fossilen Komparator einsparen müssen, wodurch deutlich niedrigere PEFs und THGEmissionswerte angesetzt werden müssten. Auch die Untergrenze des PEFs von erneuerbarer KWK ist\r\ndeutlich zu hoch.\r\n4. Keine Diskriminierung von erneuerbarem Methan bei den Anforderungen an die Transformation der\r\nGasverteilnetze (WPG)\r\nAn verschiedenen Stellen im WPG werden Anforderungen formuliert, unter welchen Bedingungen Kommunen Annahmen zur Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbare Gase in ihre Wärmeplanung einbeziehen können. An die Einplanung von erneuerbarem („grünem“) Methan (Biomethan,\r\nsynthetisches Methan) werden jedoch deutlich höhere Anforderungen gestellt als an die Einplanung\r\nvon Wasserstoff, insbesondere in § 28. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Biogas und Biomethan\r\nin Deutschland und Europa ist eine Umstellung von Erdgas auf erneuerbares Methan jedoch deutlich\r\nrealistischer und günstiger als eine Umstellung auf Wasserstoff, sofern dies nicht durch externe regulatorische Vorgaben wie im WPG oder in der Systementwicklungsstrategie verhindert wird. Es sollten\r\ndeshalb für erneuerbares Methan keine strengeren Anforderungen gelten als für Wasserstoff.\r\n5. Erneuerbare Wärmebonus im KWKG auch für erneuerbare Brennstoffe gewähren\r\nIm Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist Wärme aus der Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe\r\naufgrund nicht erfüllbarer technischer Vorgaben vom Bonus für erneuerbare Wärme (§ 7a KWKG) wie\r\nSeite 16\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nauch von den KWK-Innovationsausschreibungen (§ 33b KWKG) ausgeschlossen. Im Sinne eines fairen\r\nWettbewerbs sollten diese technischen Vorgaben angepasst werden.\r\n4.4. Bewertung des Konzepts einer „Grüngasquote“\r\nUnter dem Begriff der „Grüngasquote“ werden verschiedene Konzepte diskutiert; ohne eine weitere\r\nKonkretisierung ist es schwer, diese abschließend zu bewerten. Grundsätzlich sollten aber folgende\r\nAspekte beachtet werden:\r\n• Vorbild einer „Grüngasquote“ sollte die Treibhausgasminderungsquote im Kraftstoffsektor\r\nsein. Dies betrifft insbesondere die Themen Nachweisführung, Betrugsprävention und Reaktionsmechanismus auf veränderte Marktbedingungen.\r\n• Es sollte nicht nur in Verkehr gebrachtes Biomethan bzw. Bio-LNG auf die Quote anrechenbar\r\nsein, sondern auch Biogas, das vor Ort zur Verstromung genutzt wird.\r\n• Bei der Einführung eines neuen Marktes sollte ein ausreichend langer Übergangszeitraum gewährt und der bürokratische Aufwand möglichst geringgehalten werden.\r\n4.5. Fairer Wettbewerb im europäischen Markt\r\nAuf die Mindestanteile für erneuerbare Wärme in GEG und WPG kann auch Biomethan angerechnet\r\nwerden, das aus anderen Ländern importiert wurde; gemäß dem vorliegenden Entwurf für eine THGQuotennovelle zukünftig auch im Kraftstoffsektor. Hier besteht die Gefahr der Wettbewerbsverzerrung\r\nzu Lasten von deutschen Biomethanproduzenten. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands\r\nwird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert. Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan\r\nan. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie\r\nauf eingespeistes Biomethan. Dies stellt einen unfairen Wettbewerb dar und muss verhindert werden.\r\nZudem sollte Biomethan, das in ein anderes Land exportiert wird, nur auf die Erneuerbare Energien\r\nZiele des Importlandes angerechnet werden, nicht die erneuerbare Energien Ziele des Produktionslandes.\r\n4.6. Energiesteuermäßigung für Biomethanprodukte auch als Heiz- und\r\nKraftstoff (EnergieStG)\r\nDie Absenkung der Stromsteuer sowie die geplante Deckelung der Stromnetzentgelte verzerrt den\r\nWettbewerb zwischen strombasierten Technologien und erneuerbaren Gasen. Denn im Heizungsbereich ist nur für unvermischte Biomethanprodukte eine Entlastung von Steuern und Abgaben möglich\r\n(Rückerstattung der Energiesteuer bei 100%-Biomethan-Produkten), im Kraftstoffbereich gar keine. Um\r\nder Wettbewerbsverzerrung zumindest etwas entgegenzuwirken, sollte im Energiesteuerrecht (EnergieStG) konsequent eine Differenzierung zwischen erneuerbaren und fossilen Brenn- und Kraftstoffen\r\nerfolgen. Dies beinhaltet, die Energiesteuer - wie in den Entwürfen zur Novellierung der europäischen\r\nEnergiesteuerrichtlinie (ETD) vorgesehen - beim Einsatz von nachhaltigem Biogas bzw. Biomethan in\r\nallen Anwendungen auf das notwendige Mindestmaß abzusenken oder zumindest eine Rückerstattung\r\nzu ermöglichen.\r\nFür weitere Ausführungen wird auf die Stellungnahme der Bioenergie zum Referentenentwurf eines\r\nGesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes verwiesen.\r\nSeite 17\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nAnhang #1: Potenziale von erneuerbarem Methan in Deutschland\r\nAktuell werden in Deutschland etwa 95 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden. Der Fachverband Biogas e.V. (FvB) geht davon aus, dass in den nächsten\r\nJahren die Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen\r\nKonkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische Energiepflanzen teilweise ersetzt werden können. Gemäß einer Studie von Guidehouse Economics3 beträgt das langfristige Potenzial solcher Stoffe in Deutschland etwa 150 TWh, so dass perspektivisch der Einsatz klassischer Energiepflanzen weiter reduziert und/oder die Biogasproduktion dennoch ausgeweitet werden kann.\r\nDas bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 kann wiederum genutzt werden, um aus Wasserstoff aus Elektrolyse synthetisches erneuerbares Methan herzustellen.\r\nDer FvB geht davon aus, dass perspektivisch 60 Prozent des in Deutschland erzeugten Biogases für die\r\nBiogasaufbereitung zur Verfügung steht. Davon ausgehend ergibt sich folgendes mittelfristige Potenzial für erneuerbares Methan, das von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland bereitgestellt werden kann:\r\n3 Guidehouse (2022), Biomethane production potentials in the EU\r\nSeite 18\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nMittelfristiges nationales Potenzial für erneuerbares Methan aus Biogasanlagen\r\nBiogas 130 TWh FvB-Prognose 2030 auf Basis von Guidehouse\r\nDavon Biomethan 78 TWh FvB: 60% Biogasaufbereitung\r\nMethan aus strombasiertem Wasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\n72 TWh 48% CO2-Anteil im Rohbiogas\r\nErneuerbares Methan zur Einspeisung ins Gasnetz\r\n150 TWh Biomethan & Methan aus strombasiertem\r\nWasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\nNeben der Hebung noch offener Potenziale bietet die Umrüstung des deutschen Biogasanlagenbestands auf die Gaseinspeisung einen wichtigen Hebel, zügig die Biomethanproduktion zu erhöhen.\r\nDeutschland weist in Europa mit knapp 10.000 Anlagen (ca. 95 TWh Rohgasproduktion) den größten\r\nBiogasanlagenbestand auf, von denen jedoch nur rund 250 Anlagen ins Gasnetz einspeisen (ca. 11 TWh\r\nBiomethan). Laut großräumigen Analysen des Deutschen Biomasse Forschungszentrums (DBFZ) können rund 2.000 bestehende Biogasanlagen, die aktuell das Gas noch am Anlagenstandort zu Stromund Wärmeerzeugung nutzen, allein oder im Verbund mit anderen Anlagen auf die Gaseinspeisung\r\numgerüstet werden. Allein dadurch könnte die Biogaseinspeisung auf ca. 35 TWh angehoben werden.4\r\nFür einen weiteren Ausbau müssten entweder kleinere Anlagen vergrößert werden, damit sie die Mindestschwelle für eine Gasaufbereitung überschreiten, oder Neuanlagen errichtet werden.\r\nIn den Ankerpunkten für die Systemtransformationsstrategie des BMWK wird für Deutschland im Jahr\r\n2045 ein Bedarf an gasförmigen Energieträgern in Höhe von 360-500 TWh genannt (im angenommenen\r\nSzenario ausschließlich Wasserstoff). Das bedeutet, dass in Deutschland erzeugtes erneuerbares Methan (Biomethan + synthetisches Methan mit biogenem CO2) langfristig bis zu 42 Prozent des angenommen Gasverbrauchs decken kann. Dazu kommen natürlich noch Methanimporte, so wie in anderen\r\nSzenarien auch umfangreiche Wasserstoffimporte angenommen werden.\r\n4 DBFZ et al (2021), Bioenergie – Potentiale, Langfristperspektiven und Strategien für Anlagen zur Stromerzeugung nach 2020 (BE20plus). Die DBFZ-Analyse deckt sich mit der unabhängig durchgeführten Analyse in DVGW\r\n(2019), Erweiterte Potenzialstudie zur nachhaltigen Einspeisung von Biomethan unter Berücksichtigung von\r\nPower-to-Gas und Clusterung von Biogasanlagen (EE-Methanisierungspotential)\r\nSeite 19\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nAnhang #2: Fehlt bald die Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung?\r\nDavon ist aus mehreren Gründen nicht auszugehen.\r\nErstens: Moleküle sind für die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten\r\nnotwendig, aber eine ausreichende Infrastruktur für Wasserstoff fehlt.\r\nWie oben beschrieben kann die bestehende Gasinfrastruktur Methan in großem Umfang über mehrere\r\nMonate speichern, über große Distanzen transportieren und zur bedarfsgerechten Strom- und Wärmeerzeugung nutzen. Für die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten eignet sich Methan deshalb besser als Wasserstoff, weil Wasserstoff aufgrund seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften nur begrenzt in den bestehenden Gasleitungen, -speichern und Kraftwerken\r\ngenutzt werden kann.\r\nIn Bezug auf die Frage der Versorgungssicherheit ist insbesondere die Frage hervorzuheben, ob bis\r\n2045 ausreichend saisonale Wasserstoffspeicherkapazitäten geschaffen werden können, um die Wintermonate zu überbrücken. Die Ankerpunkte zur BMWK-Systementwicklungsstrategie nennen für\r\nDeutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas in Höhe von 70-100 TWh (dort in Form\r\nvon Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge die bestehenden Gasspeicher\r\nausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund anderer physikalisch-chemischer Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan ist jedoch\r\nnur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können die bestehenden Gasspeicher\r\nlaut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32 TWh Wasserstoff speichern.5\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher,\r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Wasserstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiterhin eine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärmeversorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen.\r\nZweitens: Für den Wasserstoffhochlauf wird nur ein kleiner Teil der heutigen Methaninfrastruktur benötigt.\r\nIn den BMWK-Langfristszenarien werden in Deutschland für den vollständigen Wasserstoffhochlauf bis\r\n2045 ca. 7.200 bis 8.000 km Wasserstoffnetz benötigt, die zu rund 90 Prozent auf Umwidmungen von\r\nMethannetzen zurückgehen. Dem gegenüber steht ein heutiger Bestand von 40.000 Kilometern Fernleitungsnetz und 550.000 Kilometer Verteilnetz, die für die Einspeisung, den Transport und die Speicherung von Methan geeignet sind. Zudem bestehen bereits heute redundante Strukturen, sodass Methan- und Wasserstoffnetze parallel betrieben werden können.\r\nDrittens: Von Stilllegungen aufgrund des Ausbaus von z.B. Fernwärme und Wärmepumpen sind vor\r\nallem Niederdruckverteilnetze betroffen, aber nicht die für die Biomethaneinspeisung relevanten Mittel- und Hochdruckverteilnetze; ein Transport zu Speichern oder Großabnehmer erfolgt über Fernleitungen.\r\n5\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\nSeite 20\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nAm Niederdruck-Verteilnetz sind typischerweise Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe angeschlossen, die Gas für die Raum- und Warmwasserversorgung bzw. kleinere Mengen Prozesswärme benötigen, welche wiederum auf kommunaler Ebene von Mitteldruck-Verteilnetzen versorgt werden. Diese\r\nNetze weisen einen Druck von maximal 2 bar auf. Am Hochdruck- und teilweise Mitteldruckverteilnetz\r\nsind typischerweise Gaskraftwerke, kommunale Fernwärmeanlagen, Industriebetriebe angeschlossen,\r\naber auch Biomethananlagen und perspektivisch ggf. Anlagen zur Einspeisung von synthetischem Methan. Diese Netze weisen typischerweise einen Druck von 2 bis 16 bar, teilweise aber auch höher auf.\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme und dem Ausbau der Fernwärme wird\r\ndie Gasnachfrage von Haushalten und damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Dabei können sowohl die zeitliche Entwicklung als auch der\r\nlangfristige Bedarf regional unterschiedlich ausfallen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit\r\nerneuerbarer Gase. Das Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz sind nicht derartig stark\r\nvon der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar – regional abhängig\r\n- gegenläufige Effekte: Mit dem Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien, der Elektrifizierung\r\nder Gebäudewärme, dem Ausbau der Fernwärme sowie dem Kohleausstieg steigt auch der Bedarf für\r\nBackUp-Kapazität; neben dezentralen Biogas-BHKW sind dies auch Gaskraftwerke und Anlagen für die\r\nFernwärmeversorgung, die an die Hoch- und Mitteldruckverteilnetze angeschlossen sind.\r\nViertens: Deutschland ist auch langfristig in die europäische Methaninfrastruktur eingebunden\r\nEs kann davon ausgegangen werden, dass Methan noch lange eine wichtige Rolle zumindest im europäischen Energiemix einnimmt:\r\n• der umfangreiche Ausbau der europäischen Biomethan-Produktion ist Teil des RePowerEUPakets und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission\r\n• mit der novellierten EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie der novellierten EUGasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) werden den Mitgliedsstaaten Verbesserungen\r\nfür die Biomethaneinspeisung vorgegeben\r\n• In den meisten europäischen Ländern wird die Biogas- und Biomethanproduktion aktuell stark\r\nausgeweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder\r\ndie Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug\r\nauf die für den deutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, Dänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen,\r\nLuxemburg, die Niederlande, Polen, die Slowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gassystem bis 2040 vollständig auf Biomethan umzustellen.6\r\n• All dies findet vor dem Hintergrund eines bereits laufenden starken Ausbaus der europäischen\r\nBiomethanproduktion statt:\r\n6 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024\r\nSeite 21\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n7\r\nAngesichts der aktuellen Entwicklungen ist davon auszugehen, dass andere Länder weiterhin auf die\r\nNutzung von Methan setzen. Ein europaweiter Plan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nFünftens: Insofern es perspektivisch in Einzelfällen zu technischen Konflikten zwischen der Transformation der Gasnetze und der Biomethaneinspeisung kommen sollte, bestehen Möglichkeiten, diesen\r\nKonflikt aufzulösen:\r\n• Methanisierung des Wasserstoffs: Der Wasserstoffhochlauf kann in bestimmten Netzabschnitten über methanisierten Wasserstoff erfolgen; Biomethan kann das dafür notwendige CO2 liefern.\r\n• Umstellung auf Dampfreformierung: Biogasanlagen können von der Gasaufbereitung (Biomethan) auf die Dampfreformierung (Wasserstoff) umstellen und so auch in Wasserstoffnetze\r\neinspeisen.\r\n• Verlegung von Einspeisepunkten: Einspeisepunkte können von umzustellenden bzw. still zu\r\nlegenden Netzabschnitten auf andere Netzabschnitte verlegt werden\r\nFür eine detaillierte Erläuterung dieser und weiterer Aspekte, die für die Annahme sprechen, dass es\r\nauch langfristig eine Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung gibt, wird auf die Stellungnahme\r\ndes Hauptstadtbüro Bioenergie zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilnetze sowie das Positionspapier zum Gasnetzanschluss von Biomethananlagen verwiesen.\r\n7 Quelle: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024.\r\nSeite 22\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026622","regulatoryProjectTitle":"10-Jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen kippen, Nachfolgeregelung zur GasNZV und GasNEV treffen und Anknüftpunkte für VNEP finden.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/17/bd/799483/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120009.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf des Bundes-wirtschaftsministeriums zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnen-marktpakets vom 4.11.2025\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 4\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlängern (Ergänzung von § 17k RefE EnWG) ......... 5\r\n2. Zur Notwendigkeit von Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen .................................................................................................................... 6\r\n3. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16 Abs. 2 RefE EnWG) .......................................................................... 7\r\n4. Weitere Anmerkungen zum Referentenentwurf ......................................................................... 7\r\n4.1. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1 1b RefE EnWG) ................................................................................................................................................ 7\r\n4.2. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu berücksichtigenden Annahmen....................................................................................................... 8\r\n4.3. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG ............................................................................................................................................................. 8\r\nAnhang: Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen .................................................................................................................... 9\r\nKostenteilung und Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses ...................................... 9\r\nBedeutung der Kostenteilung .................................................................................................... 9\r\nBedeutung des Anspruchs auf eine 96%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusses (Mindestverfügbarkeit) ........................................................................... 10\r\nSenkung der Infrastrukturkosten durch Flexibilität bei der Vertragsgestaltung & Umstellung der Kostenteilung auf Referenzkosten ............................................................. 10\r\nEntgelte für vermiedene Netzkosten (§ 20a GasNEV) ......................................................... 11\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten vor, die Rahmen-bedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruktur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Referen-tenentwurf (RefE) nicht gerecht. Wir sehen dringenden Nachbesserungsbedarf insbesondere in folgen-den Punkten.\r\nErstens: 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nDie mit dem RefE neu geschaffene Möglichkeit, dass Verteilnetzbetreiber die Netzanschlüsse von Bio-methananlagen mit einem Vorlauf von 10 Jahren Netzanschlüsse entschädigungslos kündigen können, wird dazu führen, dass der Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen kommt. Damit stellt die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen einen ein-deutigen Bruch des Europarechts dar. Darüber hinaus ist sie ein massiver Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen. Die Regelung ist so auszugestalten, dass:\r\n•\r\nEinspeiseanlagen für erneuerbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widersprechen würde;\r\n•\r\ndie Trennung einer Anlage frühestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses bzw. – für Bestandsanlagen – 20 Jahre nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung erfolgt;\r\n•\r\ndurch die Netzstilllegung entstandene Gewinnausfälle ausgeglichen werden.\r\nZweitens: Nachfolgeregelung zu Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV)\r\nEs muss bereits im Gesetzgebungsverfahren zwingend eine Nachfolgeregelung zu der am 31.12.2025 auslaufenden GasNZV sowie der am 31.12.2027 auslaufenden GasNEV eingeführt werden. Diese muss insbesondere eine für den Anschlussnehmer wirtschaftlich tragfähige Aufteilung der Kosten für den Netzanschluss zwischen Anlagen- und Netzbetreiber sowie die Mindestverfügbarkeit des Netzan-schlusses gewährleisten. Die Betriebskosten sind weiter vom Netzbetreiber zu tragen. Zeitgleich müs-sen flexiblere Vertragsgestaltung zwischen Anlagen- und Netzbetreiber ermöglicht werden, die eine Einsparung volkswirtschaftlicher Kosten umsetzen\r\nDrittens: Anknüpfungspunkt für Verteilernetzentwicklungspläne\r\nDer Entwurf sieht vor, dass Verteilnetzbetreiber einen Entwicklungsplan erstellen müssen, wenn die prognostizierte Erdgasnachfrage in einem Netzabschnitt zurückgeht. Die Gasnetze können jedoch nicht nur für die Deckung der Gasnachfrage, sondern auch für die Durchleitung von Gas genutzt wer-den, und weil es für die Nutzung des Netzes unerheblich ist, ob es für Erdgas oder für andere Gasfor-men (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) genutzt wird. Der Anknüpfungspunkt sollte deshalb immer der prognostizierte Gastransport sein, nicht die prognostizierte Erdgasnachfrage.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nVorbemerkung\r\nDie heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein sicheres, resilientes und kosteneffizientes Energiesystem. Dazu zählen insbesondere:\r\n•\r\nDie saisonale Energiespeicherung im Gasnetz, um im Winter Dunkelflauten überbrücken zu können;\r\n•\r\ndie Diversifizierung und dezentrale Organisation der Energieerzeugung, um das Energiesystem unabhängiger von Energieimporten und widerstandsfähiger gegen hybride Kriegsführung zu machen;\r\n•\r\ndie Nutzung bestehender Infrastruktur, wodurch Infrastrukturkosten eingespart werden kön-nen, die beim Ausbau des Stromnetzes, dem Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur, durch die Umrüstung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff oder durch Investitionen in neue Anlagentechnik entstehen;\r\n•\r\ndie schnelle Defossilisierung ohne Änderungen des Verbraucherverhaltens, wenn bereits Gas-technologie genutzt wird; sowie\r\n•\r\ndie Defossilisierung in Bereichen, die nur schwer oder gar nicht elektrifizierbar sind (z.B. Schwerlastverkehr, Industrie & stoffliche Nutzung).\r\nDarüber hinaus ist die Biogas- und Biomethanproduktion ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im länd-lichen Raum, insbesondere für die Landwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten. Die deutschen Hersteller von Biogas- und Biomethananlagentechnik sind international zumindest ak-tuell noch führend. Zwar sind insbesondere die Maschinenbaufirmen stark exportorientiert, aber da es sich überwiegend um kleinere und mittelständische Unternehmen handelt, sind sie auch auf einen funktionierenden Heimatmarkt angewiesen, um Innovationen voranzutreiben. Zudem ist die Umrüs-tung bestehender Biogasanlagen von der Strom- und Wärmeerzeugung auf die Biomethaneinspeisung eine sinnvolle Form der Weiternutzung der bestehenden Biogaserzeugungskapazitäten nach Auslau-fen der EEG-Vergütung. Die vorhandene deutsche Biogasinfrastruktur ist einmalig auf der Welt und muss auch aus volkswirtschaftlichen Gründen weiter genutzt werden. Die Anlagen sind vorhanden und können mit geringem Aufwand sehr schnell zur Defossilisierung des Gasverbrauchs beitragen.\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten deshalb zurecht vor, die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruk-tur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Referentenentwurf (RefE) nicht gerecht. Im Gegenteil: Die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung wird ggü. dem Status Quo radikal verschlechtert, ohne auch nur eine Verbes-serung vorzunehmen. An wesentlichen Stellen sieht der Entwurf Änderungen vor, die den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen und sogar den Investitions- und Vertrauensschutz massiv beschädigen würden. Bei Zielkonflikten wird lediglich auf die betriebswirt-schaftlichen Interessen der Netzbetreiber abgestellt, nicht auf eine gesamtgesellschaftlich sinnvolle Regulierung, die auch den Ausbau erneuerbarer Gase einschließen würde.\r\nDer RefE steht damit im radikalen Widerspruch zu den Zielen der novellierten Gasbinnenmarktrichtli-nie, dessen Umsetzung er eigentlich sein soll. Es darf daher auch angezweifelt werden, ob dieser RefE europarechtskonform ist.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nDie vorliegende Stellungnahme fokussiert sich auf die im RefE angesprochenen Themen. Für weitere Vorschläge zum Ausbau der Biomethaneinspeisung, auch im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), wird auf das einschlägige Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biome-thaneinspeiseanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlän-gern (Ergänzung von § 17k RefE EnWG)\r\nIm neuen § 17k RefE EnWG wird Verteilernetzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, nach Erstellung eines Entwicklungsplans Netzanschlüsse mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos zu kün-digen. In Bezug auf die Netzanschlüsse von Biomethaneinspeiseanlagen ist diese Regelung – insbe-sondere die 10-Jahres-Frist – vollständig abzulehnen, denn:\r\nErstens: Es ist absehbar, dass eine 10-jährige Kappungsfrist den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen würde! Biomethaneinspeiseanlagen amortisieren sich in der Regel über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren. Damit Projektierer von Neuanlagen wie auch Betreiber bestehender Vorort-Verstromungsanlagen überhaupt bereit sind, noch heute in neue Einspeisepro-jekte zu investieren, muss klar sein, dass die Anlagen mindestens über diesen Zeitraum zu den ge-planten Konditionen ins Netz einspeisen können. Auch Käufer von Biomethan erwarten langfristige Vereinbarungen über die Lieferung von Biomethan. Dass Projektierer bzw. Betreiber bereit sind, das finanzielle Risiko einer Trennung von Gasnetz lange vor Ende der Amortisationszeit auf sich zu neh-men, ist nicht zu sehen, zumal der Biomethanmarkt bereits heute sehr große marktwirtschaftliche Risiken birgt.\r\nZweitens: Die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ist ein eindeutiger Bruch des Europarechts. Die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie schreibt vor, verbesserte Rahmen-bedingungen für einen Ausbau der Biomethaneinspeisung zu schaffen, insbesondere beim Zugang zur Gasinfrastruktur. Die 10-jährige Kappungsfrist tut aber das exakte Gegenteil: Es handelt sich um eine drastische Verschlechterung der Regulierung der Gasinfrastruktur, die jeglichen Ausbau der Biome-thaneinspeisung abwürft.\r\nDrittens: Eine 10-jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen würde einen massiven Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen darstellen. Bestandsanlagen haben in den letzten Jahren im Vertrauen auf den Fortbestand des Netzanschlusses erhebliche Inves-titionen in den Ausbau und die Ertüchtigung von Biomethananlagen, auch zur Umsetzung immer neuer Rechtsvorschriften, getätigt.\r\nKurzum: Eine entschädigungslose Stilllegung vor Ablauf von 20 Jahren ab dem Anschluss an das Gas-netz würde die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit ernsthaft gefährden, laufende Ge-schäftsmodelle unterminieren und den Ausbau erneuerbarer Gase im Widerspruch zu den Zielen der Gas-Richtlinie (EU) 2024/1788 abwürgen.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung in § 17k RefE EnWG ist so auszugestalten, dass Einspeiseanlagen für erneu-erbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn:\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\n•\r\nEin bestätigter Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan die dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder Teilen davon vorsieht, weil ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widerspricht. Nur dann darf eine Trennung einer Biogasanlage vom Netz als ultima ratio überhaupt in Betracht gezogen werden. Der Netzbetreiber muss den Anlagenbetreiber im Nachgang zur Erstellung des Netzentwicklungsplans unverzüglich über sein Stilllegungs-vorhaben informieren.\r\n•\r\nEine Trennung einer Biogasanlage darf dabei frühestens nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses zulässig sein.\r\n•\r\nZur Sicherstellung des Investitions- und Vertrauensschutzes darf die 20-jährige Stillle-gungsfrist für Bestandsanlagen – auch zur Sicherung von Investitionen in die Erweiterung oder Ertüchtigung der Anlagen – erst mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen zu laufen beginnen.\r\n•\r\nIn Ausnahmefällen kann dem Netzbetreiber eine Verkürzung der Stilllegungsfrist auf ein-heitlich 10 Jahre gestattet werden, wenn er an den Anlagenbetreiber einen Ausgleich für den durch die Netzstilllegung entstandenen Gewinnausfall zahlt.\r\nUm dies im Gesetzestext umzusetzen, sollte § 17k um folgenden Absatz ergänzt werden:\r\n„Abweichend von Absatz 1 darf ein Anschluss für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan nur getrennt werden, wenn die Aufrechterhaltung des Anschlusses unter Berücksichtigung der Verpflichtungen im Sinne von Art. 6 Abs. 2 Richtlinie (EU) 2024/1788 für das Erdgasun-ternehmen nicht als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung hinzunehmen ist. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan ist vor Ablauf von 20 Jahren zuzüglich des ersten Anschlussjahres ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses stets un-zulässig. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan, die vor dem [Datum des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erstmals Biomethan in ein Gasvertei-lungsnetz eingespeist haben, ist frühestens zum 01.01.2046 zulässig.“\r\n2. Zur Notwendigkeit von Nachfolgeregelungen für den Netzan-schluss von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ eingeführte Übergangs-regelung, die sich ähnlich auch in § 17 Abs. 1b RefE EnWG findet, ist im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes grundsätzlich zu begrüßen. Bereits begonnene Biomethaneinspeiseprojekte kön-nen so zu den bereits bekannten Konditionen fertiggestellt werden. Allerdings müssen auch die Gren-zen der Übergangsregelung betont werden.\r\nZum einen haben Biomethaneinspeiseprojekte bereits einen Vorlauf von bis zu 12-24 Monaten, um einen Reifegrad zu entwickeln, damit mit der Gasnetzverträglichkeitsprüfung begonnen werden kann, was ja die Voraussetzung der Übergangsregelung ist. Allein auf Basis der Übergangsregelung werden also keine neuen Projekte entstehen.\r\nZum anderen führt das Auslaufen der GasNEV am 31.12.2027 dazu, dass für Biomethaneinspeiseanla-gen, deren Netzanschluss nicht bis dahin voll realisiert ist, nicht mehr die Zahlungen für vermiedene Netzkosten nach § 20a GasNEV in Anspruch nehmen können. Da die Errichtungsdauer für einen Netz-anschluss bis zu 2 Jahre benötigt und der Bau in der Verantwortung des Netzbetreibers, nicht des\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nAnlagenbetreibers liegt, ist davon auszugehen, dass viele Projekte, die sich noch in einem frühen Sta-dium befinden, trotz der Übergangsregelung abgebrochen werden.\r\nUm neue Biomethaneinspeiseprojekte zu ermöglichen oder bestehende Projekte in einem frühen Sta-dium zu Ende zu führen, braucht es deshalb so schnell wie möglich eine attraktive Anschlussregelung sowohl zur GasNZV wie auch für die betriebswirtschaftlich relevanten Aspekte der GasNEV. Der im RefE vorgesehene vorrangige Netzanschluss (§ 17 Abs. 1a RefE EnWG) sowie der per BNetzA-Festlegung ein-geführte vorrangige Netzzugang ([ZUBIO]) sind essentiell für den Ausbau der Biomethaneinspeisung, allerdings bei weitem nicht ausreichend.\r\nIm Anhang dieser Stellungnahme werden Eckpunkte einer adäquaten Nachfolgeregelungen ausgestal-tet. Diese sollten noch mit der laufenden Umsetzung des Gaspakets im EnWG eingeführt werden. Für eine weitere Diskussion steht die Branche sehr gerne zur Verfügung.\r\n3. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16 Abs. 2 RefE EnWG)\r\nDer neue § 16b Abs. 2 RefE EnWG verpflichtet Verteilernetzbetreiber zur Erstellung eines Entwicklungs-plans, wenn eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre zu erwarten ist, die so groß ist, dass sie die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder bestimmter Netzabschnitte erfordert. Wir halten die prognostizierte Entwicklung der Erdgasnach-frage für den falschen Anknüpfungspunkt. Entscheidend für die Frage, wie mit einem bestehenden Verteilnetz umzugehen ist, ist nicht die Erdgasnachfrage, sondern generell der Gastransport, unabhän-gig davon, ob es sich um Erdgas oder ein anderes Gas (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) han-delt und ob das Netz dem Transport von Erdgas dient.\r\nVorschlag\r\nAls Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Verteilernetzentwicklungsplans wird die prognostizierte Entwicklung des Gastransports gewählt. § 16b Abs. 2 RefE EnWG ist ent-sprechend anzupassen:\r\n„(2) Betreiber von Gasverteilernetzen erstellen einen Entwicklungsplan für das Gasvertei-lernetz oder von Teilen eines solchen Netzes, sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage des Transports von Gas innerhalb der nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“\r\n4. Weitere Anmerkungen zum Referentenentwurf\r\n4.1. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1 1b RefE EnWG)\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ wurde die Übergangsre-gelung eingeführt, nach der Biomethaneinspeiseanlagen, die bis zum 31.12.2026 ein Netzanschlussbe-gehren gestellt und die notwendige Vorauszahlung geleistet haben, die aktuellen Regelungen der Gas-NZV in Anspruch nehmen können (§ 118 Abs. 4 RefE EnWG).\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nLeider konterkariert die Übergangsregelung zur Kostenwälzung in § 17 Abs. 1 b RefE EnWG (die sich auch in der bereits eingeführten Übergangsregelung findet; siehe oben) diese Idee. Denn die Über-gangsregelung zur Kostenwälzung betrifft einzig die Wälzung der Kosten für den Netzanschluss (ein-schließlich der Kosten für Wartung und Betrieb), nicht jedoch die Kosten für die kapazitätserweitern-den Maßnahmen nach § 33 Absatz 10 und § 34 Absatz 2 GasNZV (z.B. Anlagen zur Rückverdichtung auf höhere Druckstufen) – obwohl auch diese Kosten bislang durch § 20b GasNEV deutschlandweit gewälzt werden konnten. Wir haben große Sorge, dass sich Netzbetreiber ab 1. Januar 2026, wenn § 33 Abs 10 und § 34 Abs. 2 GasNZV außer Kraft treten, weigern werden, für Biomethananlagen, die sich in der Umsetzung befinden und ans Ortsnetz angeschlossen werden, die dann erforderliche Rückverdichtung zu errichten.\r\nVorschlag\r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber die Kosten für die zugesicherte Min-desteinspeisekapazität wälzen können bzw. sich darauf verlassen können, nicht darauf „sitzen“ zu müssen. Dabei geht es v.a. um die Kosten, die für die Errichtung und den Be-trieb von Rückverdichtungsanlagen, entstehen.\r\nDieses Ziel wird etwa erreicht, wenn § 20b GasNEV bzw. die Biogaskostenwälzung nicht nur im Hinblick auf die Kosten für die Errichtung und den Betrieb des Netzanschlusses, sondern auch im Hinblick auf die Kosten für die kapazitätserhöhenden Maßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen Zusicherung einer garantier-ten Mindesteinspeisekapazität durchführen muss bzw. bereits durchgeführt hat, weiter-gilt.\r\n4.2. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu be-rücksichtigenden Annahmen\r\nEs sollte explizit klargestellt werden, dass bei der Erstellung ihrer Netzentwicklungspläne auch die jeweils vorhandenen Potenziale für die Einspeisung von erneuerbaren Gasen zu berücksichtigen sind. Dieses würde im Ergebnis dazu führen, dass sich Vorranggebiete für Biomethan ausbilden, die entge-gen dem genannten Ansatz der Inselnetze mit Verbindungen zu Speicher und Transportnetz einen wirklichen (wie in Art. 1 EU RL 2024/1788) gemeinsamen Rahmen zur Defossilierung der Gasnetze lie-fern. Erste Vorranggebiete für Biomethannetze entwickeln sich gerade schon.\r\n4.3. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG\r\nEs ist zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber der BNetzA als zuständiger Behörde klare Leitplan-ken für die Festlegung der Anschluss- und Netznutzungskosten von Biomethanerzeugungsanlagen vor-gibt, wie in Art. 58 der Gasrichtlinie vorgesehen und in den §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG verankert. Der BNetzA muss durch den Gesetzgeber aufgegeben werden, dass die Erzeugung und Nutzung von Biomethan aktiv zu fördern ist. Dabei sollen die Ziele der Gasrichtlinie im Vordergrund stehen, und mögliche Privilegierungen dürfen nur eingeschränkt werden, wenn die Förderung nicht mehr dem Ge-meinwohl dient. Eine ausschließliche Orientierung an betriebswirtschaftlichen Kriterien des Netzbe-treibers ist unzulässig, da sie den Ausbau erneuerbarer Gase behindert und zu Wettbewerbsverzer-rungen zugunsten fossiler Energieträger führen würde.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nAnhang: Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nWie oben beschrieben braucht es so schnell wie möglich eine attraktive Anschlussregelung sowohl zur GasNZV wie auch für die betriebswirtschaftlich relevanten Aspekte der GasNEV. Der im RefE vorgese-hene vorrangige Netzanschluss (§ 17 Abs. 1a RefE EnWG) sowie der per BNetzA-Festlegung eingeführte vorrangige Netzzugang ([ZUBIO]) sind essentiell für den Ausbau der Biomethaneinspeisung, allerdings bei weitem nicht ausreichend. Im Folgenden werden Eckpunkte einer adäquaten Nachfolgeregelungen skizziert. Diese sollten noch mit der laufenden Umsetzung des Gaspakets im EnWG eingeführt werden. Für eine weitere Diskussion steht die Branche sehr gerne zur Verfügung.\r\nKostenteilung und Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses\r\nBedeutung der Kostenteilung\r\nDie bisherige Privilegierung von Biogasanlagen bei den Kosten für Netzanschluss hat sich bewährt, kommen auch in diversen anderen Ländern zur Anwendung und sollten grundsätzlich fortgeführt wer-den.\r\nNach Ansicht der Bioenergieverbände ergibt sich eine Fortführung der Aufteilung der Netzanschluss-kosten aus der Vorgabe in der novellierten Gasbinnenmarktrichtlinie, Hemmnisse zu beseitigen, die durch die Netzanschlusskosten entstehen:1\r\nDarüber hinaus sprechen folgende Gründe für eine Fortführung der Kostenteilungsregelung:\r\n•\r\nBerücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen & Landwirten: Die Kosten für den Netzanschluss liegen in Deutschland zwischen 2 und 10 Millionen Euro (ggf. inkl. Rückspeise-anlage). Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die bestehen-den Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren, die Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen. Müssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der\r\n1 Die RL EU 2024/1788, Erwägungsgrund 137 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschluss-kosten und -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen Rechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die Fernleitungs- oder Verteiler-netze zu erleichtern.“\r\nDies wird in RL EU 2024/1788, Art. 58 Abs. 1, konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen Regulie-rungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten, die ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem Regulierungsrahmen wird sicher-gestellt, dass […] dabei die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungsrahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden Mitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nNetzanschlusskosten tragen, wären Landwirte und damit der überwiegende Teil der bestehen-den Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen.\r\n•\r\nWettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern und zusätzlichen För-derbedarf vermeiden: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden weitergeben. Dies verschlechtert die relative Wett-bewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas, läuft also dem politischen Ziel, den Biomethan-anteil zu erhöhen, zuwider.\r\n•\r\nWettbewerbsfähigkeit ggü. ausländischen Produzenten nicht weiter verschlechtern: Deutsches Biomethan konkurriert also mit vorgefördertem importiertem Biomethan. Eine zusätzliche Kostenbelastung würde die Wettbewerbsfähigkeit von in Deutschland produziertem Biome-than weiter verschlechtern.\r\nBedeutung des Anspruchs auf eine 96%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusses (Mindestverfügbarkeit)\r\nUrsprünglich zielte der Anspruch des Anlagenbetreibers auf eine 96%-Verfügbarkeit des Netzanschlus-ses darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu garantieren, und war deshalb ein zentraler Treiber des Ausbaus der Biomethanerzeugung zwischen 2006 und 2015.2 Denn die Biogasan-lagen kann die Gasproduktion kaum reduzieren, so dass das in Zeiten, in denen der Netzanschluss nicht verfügbar ist, produzierte Gas, abgefackelt werden müsste. Die Kosten für die Produktion des Biogases fallen an, dem in Zeiten ohne verfügbaren Netzanschluss keine Einnahmen gegenüberstehen. Daran hat sich auch grundsätzlich nichts geändert. Der Rückgang der Gasabnahme verschärft das Problem jetzt im Verteilnetz.\r\nMit der Einführung einer Mindesttreibhausgaseinsparung in der Biomassestromnachhaltigkeitsverord-nung und der Einführung einer Treibhausgasminderungsquote im Kraftstoffsektor hat die Mindestver-fügbarkeit des Netzanschlusses eine noch größere Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit erlangt. Denn die Abfackelung eines Teils des Biogases verschlechtert die gesamte Treibhausgasbilanz der Biogas-anlage, so dass sie ggf. nicht oder nur zu deutlich höheren Kosten ihre Mindestvorgaben einhalten kann bzw. sich die Treibhausgasbilanz des restlichen Biomethans und damit die Erlöse im Kraftstoff-markt verringern.\r\nDeshalb plädieren wir dafür, den Anspruch des Anlagenbetreibers 96%-Verfügbarkeit grundsätzlich fortzuführen. Es sollte jedoch optional ein Abweichen auf individueller vertraglicher Basis ermöglicht werden, die zu einer Kostenreduktion führen, an der der Anschlussnehmer zu beteiligen ist.\r\nSenkung der Infrastrukturkosten durch Flexibilität bei der Vertragsgestal-tung & Umstellung der Kostenteilung auf Referenzkosten\r\nUnter bestimmten Bedingungen kann es Konzepte geben, bei denen der Netzanschluss nicht 96 Pro-zent des Jahres verfügbar ist und die deshalb gesamtwirtschaftlich günstiger sind. Dies ist jedoch stark vom Standort abhängig, insbesondere von der Möglichkeit, das Gas vor der Netzeinspeisung anders zu verwerten, wenn dadurch die Notwendigkeit einer Rückverdichtung in höhere Druckebenen entfällt.\r\nAus diesem Grund ist es auch sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreiber mehr Flexibilität bei der individu-ellen Ausgestaltung des Netzanschlussvertrags zu gewähren, auch bei der Mindestverfügbarkeit des\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nNetzanschlusses sowie der vom Einspeiser garantierten Auslastung. Wenn ein Netzbetreiber Möglich-keiten identifiziert, durch eine geringere Verfügbarkeit die Gesamtkosten eines Netzanschlusses zu senken, dann kann er dem Anlagenbetreiber einen Teil dieser Kosteneinsparung weitergeben; im Ge-genzug könnte der Anlagenbetreiber die vom Netzbetreiber vorgeschlagene, geringere Verfügbarkeit akzeptieren. Eine erzwungene Abweichung von der Mindestverfügbarkeit ohne Entschädigung des An-lagenbetreibers darf es jedoch nicht geben. Die Bundesnetzagentur sollte die Aufgabe erhalten, im Rahmen von Festlegungen individuelle Lösungen für Abweichungen von der Mindestverfügbarkeit zu ermöglichen und die Interessen von Netzbetreibern und Einspeisern auszugleichen.\r\nDass große Potenzial zur Kostensenkung auf Netzseite bestehen, zeigt sich u.a. daran, dass der Netz-anschluss in Deutschland im europäischen Vergleich deutlich teurer ist, unabhängig von der Einspei-sekapazität und Auslastung. Laut Angaben von europaweit arbeitenden Anlagenherstellern und -pro-jektierern kann im europäischen Ausland ein Netzanschluss wie auch eine Rückspeiseanlage für ein Drittel der Kosten der analogen Anlagen in Deutschland.\r\nDie wichtigste kostensparende Maßnahme ist, dass der Anlagenbetreiber – an geeigneten Standorten und gegen Entlohnung – die Errichtung und den Betrieb der Einspeisestation (Druckerhöhung, Quali-tätsmessung etc.) übernimmt. Der Netzbetreiber würde dann lediglich die technischen Vorgaben (Druck, Qualität etc.) machen und deren Einhaltung kontrollieren. Auch die Dauer der Errichtung eines Netzanschlusses kann so in der Regel verkürzt werden.\r\nZu weiteren technischen Maßnahmen, die ein Netzbetreiber ggf. ergreifen kann, um die Infrastruktur-kosten zu senken, gehören: die Verstärkung des Netzes durch Verlegung von Einspeisepunkten oder Verbindung bereits vorhandener Netzabschnitte (also ohne Rückverdichtung), andere Verfahren der Brennwertkontrolle oder andere Messtechnik. Für eine detailliertere Erläuterung dieser und weiterer Vorschläge zur Senkung der Kosten für den Gasnetzanschluss wird auf das einschlägige Positionspa-pier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\nEine technische Möglichkeit zur Senkung der Infrastrukturkosten, deren Umsetzung Netz- und Anla-genbetreiber in gegenseitigem Einvernehmen mit Entlohnung des Anlagenbetreibers umsetzen kön-nen, sehen wir außerdem darin, kleinere Anlagen nicht einzeln ans Gasnetz anzuschließen, sondern vor dem Netzanschluss mittels Rohgassammelleitungen zu verbinden, um Skaleneffekte zu heben.\r\nUm Netzbetreiber anzureizen, ihre jeweiligen Potenziale zur Senkung der Infrastrukturkosten zu heben, schlagen wir vor, dass sich die Kostenteilung nicht auf die realen Kosten des Netzanschlusses beziehen sollten, sondern auf „Referenzkosten“, die die niedrigeren Infrastrukturkosten im europäischen Aus-land reflektieren. Hierzu werden demnächst konkrete Vorschläge vorgestellt.\r\nEntgelte für vermiedene Netzkosten (§ 20a GasNEV)\r\nZum 31.12.2027 tritt die GasNEV außer Kraft und mit ihr auch die Möglichkeit, dass Biomethananlagen das Entgelt für vermiedene Netzkosten (bisher § 20a GasNEV) in Anspruch nehmen können. So wie auch für die GasNZV ist hier eine entsprechende Nachfolgeregelung notwendig.\r\nBiomethaneinspeiseanlagen, deren Netzanschluss nicht bis zum 31.12.2027 voll realisiert ist, haben keinen Anspruch mehr auf die Entgelte. Um Projekte, die sich in der Realisierung befinden, vor den harten finanziellen Konsequenzen zu schützen, die damit einhergeht, dass der Netzbetreiber den zu-gesicherten Netzanschluss nicht rechtzeitig bereitstellt, sollte eine Übergangsregelung für die auslau-fenden Entgelte für vermiedene Netzkosten eingeführt werden.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nDr. Andrea Bauer\r\nReferatsleiterin Energierecht & -handel des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 08161-9846-806\r\nEmail: andrea.bauer@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026623","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie als systemrelevanten, technologieoffenen Klimaschutzbaustein in allen Sektoren regulatorisch stärken und diskriminierungsfrei fördern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e6/40/799485/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120012.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 13.01.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zur\r\nErarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nSeite 2\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung und Grundsätzliches..................................................................................................... 4\r\n1. Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor ........................................................................ 5\r\n1.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 5\r\n1.2 Zu Leitfrage 2 .................................................................................................................................. 5\r\n1.3 Zu Leitfrage 3 .................................................................................................................................. 5\r\n2. Defossilisierung der Gebäudewärme & Fernwärme .............................................................. 6\r\n2.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 6\r\n3. Defossilisierung der Prozesswärme .............................................................................................. 7\r\n3.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 7\r\n3.2 Zu Leitfrage 3.................................................................................................................................. 8\r\n4. Defossilisierung des Stromsystems ............................................................................................... 9\r\n4.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 9\r\n5. Abscheidung und Nutzung oder Speicherung von biogenem CO2 ................................ 10\r\n5.1 Zu Leitfrage 1 ................................................................................................................................ 10\r\nSeite 3\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Einsatz von erneuerbaren Kraftstoffen skalieren: Erneuerbare Kraftstoffe sind der schnellste und pragmatischste Hebel zur Erreichung der Klimaziele im Verkehrssektor, da sie unmittelbar wirken und hohe THG-Einsparungen ermöglichen. Erforderlich sind eine EU-konforme Anhebung der mengenba-sierten Obergrenzen auf 5,8 %, höhere Beimischungen (z. B. E20), die Abschaffung der E5-Schutzsorte zugunsten von E10 sowie eine Befreiung von mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebenen Fahrzeugen von der LKW-Maut. Die CO₂-Regulierung muss konsequent auf einen Well-to-Wheel-Ansatz umgestellt werden. Ergänzend braucht es investitionssichere, technologieoffene Rahmenbedingungen, Anreize für den Einsatz im Schwerlastverkehr sowie eine differenzierte Besteuerung nach Umweltleistung, um Kli-maschutz, soziale Akzeptanz und industrielle Wertschöpfung zu verbinden.\r\n2. Vorteile der Bioenergie im Gebäudesektor nutzen: Im Bereich der Gebäudewärme sollten die tra-genden Elemente des bestehenden Rechts- und Förderrahmens fortgeführt werden, darunter verbind-liche EE-Mindestanteile im GEG und WPG, das Auslaufen fossiler Heizungen bis 2045, kommunale Wär-meplanung sowie BEG-, BEW- und EEW-Förderungen. Diese Instrumente senken die Nachfrage für fos-sile Energieträger, reduzieren CO₂-Kosten für Verbraucher und stärken regionale Wertschöpfung. Gleichzeitig schränken zahlreiche diskriminierende Vorgaben die Nutzung nachhaltiger Biomasse un-nötig ein. Erforderlich sind die Streichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, insbesondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Lei-tungslänge (WPG) und den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG), die Streichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transfor-mation der Gasnetze (WPG), die Streichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom Mindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG) sowie die Angleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszertifizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\n3. Potenziale bei der Defossilisierung der industriellen Prozesswärme heben: Die Defossilisierung der industriellen Prozesswärme ist zentral für Klimaneutralität und Wettbewerbsfähigkeit. Sie verursacht rund 68 % des industriellen Endenergieverbrauchs, wird jedoch bislang nur zu 7 % erneuerbar gedeckt. Besonders im Mitteltemperaturbereich von 100–500 °C besteht großes, kurzfristig erschließbares Po-tenzial für feste Biomasse mit etablierter Technik. Förderpolitische Restriktionen, etwa geringere För-dersätze, enge Brennstoffvorgaben und der Förderstopp für Biomasseanlagen über 7,5 MW in der EEW, bremsen Investitionen und wirksame CO₂-Minderungen. Ergänzend bieten hybride Wärmekonzepte aus Biomasse und erneuerbarem Strom erhebliche Effizienz- und Kostenvorteile. Dafür braucht es angepasste Förder- und Regulierungsrahmen, um diese Lösungen investitionssicher zu skalieren.\r\n4. Bioenergieanlagen sind verlässliche Partner im erneuerbaren Stromsystem: Die Maßnahmen des Biomassepakets setzen wichtige Impulse für Bioenergie im Stromsektor, reichen jedoch nicht aus. Kurzfristig müssen EEG-Regelungen so weiterentwickelt werden, dass Bestandsanlagen gesichert, Fle-xibilisierung angereizt und neue Investitionen ermöglicht werden. Im Bereich Biogas kann das Strom-mengenmodell betriebswirtschaftliche Freiheit mit klaren Flexibilitätsleitplanken verbinden. Ergän-zend sind höhere Ausschreibungsvolumina, angepasste Vergütungssätze, die Streichung des Maisde-ckels, die Zulassung von Biomethan sowie bessere Rahmenbedingungen für Kleinanlagen erforderlich.\r\n5. Biogenes CO₂ als Schlüssel für Negativemissionen und Kreislaufwirtschaft: Die Abscheidung und Speicherung von biogenem CO₂ (BECCS) ermöglicht Negativemissionen und den Ausgleich unvermeid-barer Restemissionen. Ergänzend kann die stoffliche Nutzung (BECCU) fossilen Kohlenstoff in Kraft-stoffen und Chemikalien ersetzen und geschlossene Kohlenstoffkreisläufe schaffen. Biogenes CO₂ ist hierfür kurzfristig verfügbar und industriell nutzbar. Um das Potenzial für Klimaschutz und Bioökono-mie zu erschließen, den Markt für biogenes CO2 anzuschieben und die Marktreife der Technologie zu demonstrieren, sollten Investitions- und Betriebskosten zunächst finanziell gefördert werden.\r\nSeite 4\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nVorbemerkung und Grundsätzliches\r\nDie Form der Stellungnahme orientiert sich an der Beantwortung der vom BMUKN gestellten Leitfra-gen, aufgeteilt nach den Themen Biokraftstoffe, Kommunale Wärmeversorgung, Gebäudewärme, in-dustrielle Prozesswärme und Abscheidung / Speicherung von biogenem CO2:\r\n1.\r\nWelche zusätzlichen, konkreten Maßnahmen in den Sektoren Energiewirtschaft, Industrie, Verkehr, Gebäude, Landwirtschaft und Landnutzung/Forst (auch sektorübergreifende Maß-nahmen), bzw. Änderungen bestehender Maßnahmen können dabei helfen, diese Ziele sicher zu erreichen? Welche finanziellen oder rechtlichen Voraussetzungen, einschl. Ordnungsrecht, sind dafür erforderlich?\r\n2.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm so ausgestaltet werden, dass es vulnerable Gruppen und insbesondere Haushalte mit niedrigem Einkommen nicht überfordert, eine faire Vertei-lung der Kosten und Nutzen gewährleistet und eine hohe gesamtgesellschaftliche Akzeptanz findet?\r\n3.\r\nWelche Änderungen von Rahmenbedingungen und Anreizen können dabei helfen, weitere Investitionen in die Transformation zur Klimaneutralität und die Marktdurchdringung von Schlüsseltechnologien für die Klimaneutralität zu beschleunigen? Wie kann dabei die Wett-bewerbsfähigkeit der deutschen Industrie gestärkt werden? Wie kann die Wirksamkeit markt-wirtschaftlicher Instrumente bestmöglich gewährleistet werden?\r\n4.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm Impulse zur Belebung der Konjunktur geben? Worauf sollte angesichts der substantiellen Konsolidierungsbedarfe im Bundeshaushalt sowie der gebotenen Kosteneffizienz besonderes Augenmerk gelegt werden?\r\n5.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm dazu beitragen, das Zusammenwirken bei der Umset-zung von Klimaschutzmaßnahmen zwischen Bundes-, Landes- und kommunaler Ebene zu optimieren?\r\nSeite 5\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n1. Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor\r\n1.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Klimaziele im Verkehrssektor sind ohne sofort wirksame Maßnahmen im bestehenden Fahrzeug-bestand nicht erreichbar. Erneuerbare Kraftstoffe sind hierfür der schnellste und pragmatischste He-bel, weil sie unmittelbar im Bestand wirken. Die Bioenergieverbände fordern daher die Ausrichtung und schrittweise Anhebung der mengenbasierten Obergrenzen für nachhaltig zertifizierte erneuerbare Kraftstoffe aus Anbaubiomasse gemäß den EU-rechtlichen Vorgaben von 4,4 % auf 5,8 % sowie höhere Beimischungsquoten gemäß der Normenentwicklung für Kraftstoffe und Beimischungsanteile (z. B. E20). Für eine rasche Marktdurchdringung ist die Abschaffung der Vorgabe der Schutzsorte E5 durch Anpassung der 10. BImSchV und Ersatz durch E10 erforderlich. E5 kann auf freiwilliger Grundlage ent-sprechend der Nachfrage angeboten werden. Zudem muss die CO₂-Regulierung (auf EU-Ebene) kon-sequent für alle Antriebsoptionen auf einen Well-to-Wheel-Ansatz umgestellt werden, um die reale Klimawirkung abzubilden und Technologieneutralität sicherzustellen.\r\nErgänzend fordert das HBB die schnellstmögliche Verabschiedung des unter der dänischen Ratspräsi-dentschaft vorgelegten Entwurfs für die Novellierung der Energiesteuerrichtlinie und die nachfolgend zeitnahe nationale Umsetzung unter Ausschöpfung der Ermächtigung zur nach Umweltleistung diffe-renzierten Besteuerung. Hierbei sind die im Entwurf vorgesehenen Mindeststeuersätze 1:1 zu überneh-men.\r\n1.2 Zu Leitfrage 2\r\nDer Fahrzeugbestand mit weit überwiegend Verbrennungsmotoren wird die THG-Emissionsentwicklung im Verkehr noch über viele Jahre bestimmen, Haushalte mit niedrigen Einkommen sind besonders auf bestehende Fahrzeuge angewiesen. Erneuerbare Kraftstoffe ermöglichen sofortige Emissionsminde-rungen im Bestand im Sinne einer Brückenfunktion, wenn im Zeitablauf die Umstellung auf den elektri-schen Antrieb und im Betrieb bezahlbar (Massenmarkt) wird, ohne zusätzliche Fördermaßnahmen aus Steuermitteln. Mit dem Biokraftstoffanteil werden sehr hohe THG-Einsparungen ggü. Fossilen Kraft-stoffen erreicht (durchschnittlich 96% laut BLE für 2024). Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben zur An-gebots- bzw. Verwendungsbeschränkung müssen gleichzeitig Anreize geschaffen werden, dass die flüs-sigen alternativen Kraftstoffe wegen ihrer hohen Energiedichte im Schwerlastverkehr eingesetzt wer-den. Ein entsprechend zu schaffender Anreiz bei der LKW-Maut fördert den gewünschten Lenkungsef-fekt und würde im Sinne der Technologieneutralität faire Wettbewerbsbedingungen mit E-Fahrzeugen und Brennstoffzellenfahrzeugen ermöglichen, die Rabatte bei der LKW-Maut in Anspruch nehmen kön-nen. .\r\n1.3 Zu Leitfrage 3\r\nDeutschland und die EU verfügen über etablierte Wertschöpfungsketten für Bioethanol, Biodiesel und Biomethan mit erheblichen privaten Vorinvestitionen. Mengenbegrenzungen, technologiespezifische Vorgaben und regulatorische Unsicherheit schwächen jedoch Investitionen und damit die industrielle Wettbewerbsfähigkeit. Die Bioenergieverbände fordern daher eine wirkungsbasierte, technologieof-fene Regulierung, die Systemkosten senkt und den Markthochlauf klimaneutraler Lösungen beschleu-\r\nSeite 6\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nnigt. Darüber hinaus sollte geprüft werden, ob das Prinzip der THG-Minderungsquote auf weitere Sek-toren (z. B. die chemische Industrie) übertragen werden kann – technologieoffen und erfüllbar u. a. durch die Nutzung grüner Moleküle aus Landwirtschaft und Biokraftstoffindustrie. Im Sinne der natio-nalen Bioökonomie kann auch im Sinne der Landwirtschaft ein gewünschter Wertschöpfungseffekt als Ergebnis der stofflichen Nutzung nachwachsender Roh- bzw. Rest- und Abfallstoffe erreicht werden.\r\n2. Defossilisierung der Gebäudewärme & Fernwärme\r\n2.1 Zu Leitfrage 1\r\nAus Sicht der Bioenergie sollten im Bereich der Gebäudewärme die sinnvollen Kernelemente des be-stehenden Rechtsrahmens und Förderungen unbedingt fortgeführt werden. Dazu gehören insbeson-dere:\r\n•\r\nder Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizsysteme, die ab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut werden (Gebäudeenergiegesetz, GEG)\r\n•\r\ndie steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (GEG)\r\n•\r\ndas Auslaufen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (GEG)\r\n•\r\ndie Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (Wärme-planungsgesetz, WPG)\r\n•\r\ndie Verpflichtung von Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung (WPG)\r\n•\r\ndie Förderprogramme für neue Heizsysteme in Gebäude (Bundesförderung für effiziente Ge-bäude, BEG) und Industrie (Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirt-schaft, EEW) sowie für Wärmenetze und Fernwärmeerzeuger (Bundesförderung für effiziente Wärmenetze, BEW)\r\nDie Mindestanteile erneuerbarer Energien wirken kostendämpfend auf die Preise fossiler Energieträ-ger: Sie verringern die Nachfrage nach fossilen Energien auch ohne hohe EU-Emissionshandelspreise und ohne Abstriche beim Klimaschutz machen zu müssen. Die finanzielle Förderung erneuerbarer Wärme senkt die Kosten der CO2-Reduktion für die Verbraucher. Lokal gewonnene erneuerbare Wärme trägt des Weiteren zur Stärkung der Resilienz des Landes und lokalen Wertschöpfungsketten bei.\r\nGebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgungsunternehmen sollte eine möglichst große techni-sche und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneu-erbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden. Dies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und diskriminierender regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\nFür die Überarbeitung von GEG und WPG schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\nStreichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, ins-besondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Leitungslänge (WPG) und den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG)\r\n•\r\nStreichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Trans-formation der Gasnetze (WPG)\r\nSeite 7\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n•\r\nStreichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom Mindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG)\r\n•\r\nEinstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragen-den öffentlichen Interesse“ (GEG, WPG)\r\n•\r\nadäquate Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl sowie erneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n•\r\nAngleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszerti-fizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\nFür die Überarbeitung der finanziellen Förderprogramme schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\npraxisgerechte Ausgestaltung und Erweiterung der Listen der zulässigen Festbrennstoffsorti-mente (BEW, EEW).\r\n•\r\nAngleichung der Anforderungen an Nachhaltigkeit und Brennstoffe an die europäisch unbe-dingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Verbrennungsanlagen unter einer gewissen Größenschwelle (BEW, EEW)\r\n•\r\nkeine Beschränkung der Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Wärmeerzeugern, die Biogas einsetzen (BEW)\r\n•\r\nStreichung der praxisfernen Nachweisanforderung, dass die eingesetzten Biomassebrenn-stoffe langfristig zur Verfügung stehen oder nicht stofflich genutzt werden können (BEW)\r\n•\r\nSchaffung eines Level-Playing-Fields für größere Hackschnitzelheizungen in Bezug auf einen erfüllbaren ETAs (BEG)\r\n•\r\nStreichung des Förderverbots von mit Biomasse beheizten Gebäuden aus den Förderprogram-men für klimafreundliche Wohngebäude.\r\nAuch die anderen für die Wärmeerzeugung aus Biomasse relevanten Regelwerke sollten überarbeitet werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n•\r\nÜberarbeitung des EEGs als zentralem Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern und zu heben (siehe 4.)\r\n•\r\nFortführung der Regelungen der in 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung, insbeson-dere bzgl. der Kostenteilung beim Gasnetzanschluss, inkl. einer Übergangsregelung\r\n•\r\nErleichterung des Baus von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Anlagen bündeln, und von Biogas-Satelliten-BHKW im Außenbereich.\r\n3. Defossilisierung der Prozesswärme\r\n3.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Transformation der Industrie hin zu einer klimaneutralen Produktion hängt maßgeblich von der Defossilisierung der Prozesswärme ab. Industrielle Prozesswärme steht für rund 68% des Endenergie-verbrauchs (ca. 451 TWh) in der Industrie und verursacht den überwiegenden Teil der industriellen CO2-Emissionen. Erneuerbare Energien decken mit lediglich 7% bislang nur einen kleinen Anteil dieser Prozesswärme, obwohl in relevanten Anwendungen bereits heute praktikable Lösungen zur Verfügung\r\nSeite 8\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nstehen. Innerhalb der 7% ist feste Biomasse der bevorzugte erneuerbare Energieträger in Prozess-wärme-Anwendungen. Dabei könnte feste Biomasse bei der Defossilisierung der Prozesswärme eine deutlich größere Rolle spielen: Gerade für den Mitteltemperaturbereich zwischen 100°C und 500°C besteht erhebliches Potenzial für den Einsatz fester Biomasse. Dieser Mitteltemperaturbereich macht einen signifikanten Anteil industrieller Prozesswärmebedarfe aus (Größenordnung ca. 100 TWh) und kann mit bereits heute etablierter Technik defossilisiert werden.\r\nFür die industrielle Wettbewerbsfähigkeit ist die Defossilisierung der Prozesswärme eine zentrale Vo-raussetzung. Ob Wertschöpfung künftig in Deutschland und Europa gehalten werden kann, entscheidet sich wesentlich an planbaren, investitionsfreundlichen Rahmenbedingungen. Förderpolitischen Rest-riktionen gegenüber Biomasse, wie etwa in der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) müssen zurückgenommen werden. Dazu zählt u.a. die Aussetzung der Förde-rung für Biomasseanlagen oberhalb 7,5 MW Feuerungswärmeleistung. Gerade Anlagen in diesem Seg-ment ersetzen häufig eine Vielzahl kleiner Einzelanlagen, erreichen hohe Volllaststunden und arbeiten in der Regel effizienter, wodurch kosteneffektive CO2-Minderungen in relevanter Größenordnung rea-lisiert werden können. Die Förderbeschränkung betrifft Projekte mit einer kumulierten Feuerungswär-meleistung von rund 350 MW. Weitere Restriktionen in der EEW für feste Biomasse sind die um 20 Prozentpunkte niedrigeren Fördersätze ggü. Anderen erneuerbaren Technologien sowie die Einschrän-kungen beim zulässigen Brennstoffspektrum. Sie erschweren den Einsatz von Biomasse für CO₂-neut-rale Prozessenergie erheblich und laufen den klimapolitischen Zielen der Förderung zuwider.\r\n3.2 Zu Leitfrage 3\r\nIn Zukunft könnte die stärkere Einbindung hybrider Wärmekonzepte, etwa die Kombination von erneu-erbarem Strom und Biomasse, erhebliche Effizienz- und Kostenvorteile in der Wärmeversorgung bie-ten. Durch die flexible Fahrweise kann die Wärmeerzeugung situativ optimiert werden – sowohl in kommunalen Wärmenetzen als auch in industriellen Anwendungen. Strombasierte Wärmepumpen können dabei den Niedrigtemperaturbedarf in Phasen niedriger oder negativer Strompreise oder mit-hilfe von Eigenstrom decken.\r\nAnstatt Überschüsse im Stromsystem primär über Redispatch-Maßnahmen zu managen, kann über-schüssiger erneuerbarer Strom in Hybridkesseln gezielt genutzt werden, um temporär Biomasseres-sourcen zu schonen. In Zeiten hoher Strompreise wiederum, etwa bei Dunkelflauten, liefern Biomasse-heizkraftwerke verlässlich Wärme und Strom. Aufgrund der flexiblen Einsatzmöglichkeiten kann der Primärenergiebedarf günstig gedeckt und somit Wärme zu niedrigen Kosten für Endverbraucher be-reitgestellt werden.\r\nDamit solche Lösungen in die Breite kommen, braucht es passende regulatorische Rahmenbedin-gungen, Ausschreibungsmodalitäten und eine Fördersystematik, die hybride Systeme zielgerichtet adressiert. Die derzeitigen Instrumente des Bundes zur Defossilisierung kommunaler und industriel-ler Wärme sind noch nicht ausreichend darauf zugeschnitten, Hybridkonzepte systematisch zu er-möglichen und investitionssicher zu skalieren.\r\nSeite 9\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n4. Defossilisierung des Stromsystems\r\n4.1 Zu Leitfrage 1\r\nVor dem Hintergrund steigender Herausforderungen setzen die Maßnahmen des Biomassepakets wichtige Impulse für die Weiterentwicklung der Bioenergie im Stromsektor. Um die EEG-Regelungen im Sinne einer dezentralen, flexiblen und wirtschaftlich tragfähigen Strom- und Wärmeerzeugung weiter-zuentwickeln, sehen die Bioenergieverbände jedoch dringenden kurzfristigen Handlungsbedarf. Ziel muss es sein, bestehende Anlagen zu sichern, neue Investitionen wie die Flexibilisierung anzureizen und die Potenziale aller Bioenergieträger zum Zweck einer resilienten, versorgungssicheren Energie-infrastruktur gezielt zu stärken. Die nachfolgenden Vorschläge zeigen auf, an welchen Stellen dafür kurzfristig nachgesteuert werden sollte.\r\n1. Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss wieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und flexible Fahrweise ge-ben. Wir schlagen deshalb für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor: Das Strommengen-modell.\r\n•\r\nVergütungsfähige Strommenge: Die Vergütung für Biogasanlagen in den Biomasse-Aus-schreibungen wird nicht mehr auf eine bestimmte Anzahl an Betriebsviertelstunden pro Jahr und auch nicht mehr auf einen Zeitraum von 12 Jahren beschränkt. Vielmehr wird für jede Anlage eine vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die grundsätzlich über einen beliebig langen Zeitraum genutzt werden kann. Dies sorgt für einen großen betriebswirt-schaftlichen Spielraum zur Ausgestaltung des Anlagenkonzepts und belohnt gleichzeitig eine flexible Stromproduktion.\r\n•\r\nLeitplanken für Flexibilität: Zudem werden zum einen eine jährliche Obergrenze festgelegt, welche Strommenge pro Jahr maximal vergütet wird; zum anderen wird ein jährlich sin-kender Pfad von maximalen Einspeisestunden bestimmt. Dies garantiert eine flexible Fahrweise.\r\n•\r\nEine Bagatellgrenze schützt Kleinanlagen vor unverhältnismäßigen Anforderungen.\r\n•\r\nDie Einführung von „Sondermonaten“ für die Jahre 2025-2027 gibt Bestandsanlagen, deren erster EEG-Vergütungszeitraum ausläuft, ausreichend Spielraum, um Investitionen in ein zukunftsfähiges Anlagenkonzept zu tätigen.\r\n•\r\nDie Einführung des Konzepts der „Erneuerungsanlagen“ ermöglicht Bestandsanlagen, in das Strommengenmodell zu wechseln.\r\n2. Mit weiteren Maßnahmen werden die Rahmenbedingungen in den Biomasse-Ausschreibungen ver-bessert und auf eine effiziente und flexible Strom- und Wärmeerzeugung ausgerichtet:\r\n•\r\nDer Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im Gebäu-deenergiegesetz angeglichen werden.\r\n•\r\nDas Ausschreibungsvolumen muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert werden.\r\n•\r\nAlle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sollten deut-lich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden,\r\nSeite 10\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n•\r\nBei den Biomasse-Ausschreibungen sollten auch Anlagen, die Prozesswärme für indust-rielle Anwendungen bereitstellen, sowie BECCS- und Biochar-Anlagen bevorzugt bezu-schlagt werden.\r\n•\r\nDer Flexibilitätszuschlag sollte auf 120 Euro/kW angehoben werden; im Sinne eines Inves-titionsausgleichs auch für bereits bezuschlagte Anlagen.\r\n•\r\nNetzbetreiber sollten zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichtet werden.\r\n•\r\nBiomethan sollte wieder als vergütungsfähiger Brennstoff zugelassen werden\r\n•\r\nDie Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergütungszeitraum sollte gestrichen oder zu-mindest klargestellt werden.\r\n•\r\nDie EEG-Sanktionen bei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender Nachhaltigkeitszertifizie-rung müssen verhältnismäßig ausgestaltet werden; es darf zu keinem dauerhaften Verlust des NawaRo-Bonus kommen.\r\n3. Daneben müssen insbesondere im Sinne der Akteursvielfalt die Rahmenbedingungen für Kleinan-lagen deutlich verbessert werden:\r\n•\r\nDie Anschlussregelung für Kleinanlagen in der EEV sollte verlängert und umfassend auf-gewertet werden (u.a. Anhebung der Vergütungssätze; Ausweitung der zulässigen Einsatz-stoffe; Downsizing zulassen), um Kleinanlagen eine Perspektive zu bieten, für die das Aus-schreibungsverfahren keine geeignete Lösung darstellt.\r\n•\r\nDer Zuschlag für Kleinanlagen sollte verlängert und erhöht werden, um den spezifischen Kosten von Kleinanlagen gerecht zu werden\r\n•\r\nMit einem neuen Zuschlag für ökologisch besonders wertvolle Substrate sollten Ökosys-temdienstleistungen honoriert werden.\r\n•\r\nDie Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen sollte weiterentwickelt werden (u.a. Obergrenze auf 150 kW Bemessungsleistung erhöhen, Anhebung der Vergütung, Auswei-tung des Substratspektrums) mit der Option für Bestandsanlagen, in die weiterentwickelte Klasse zu wechseln.\r\n5. Abscheidung und Nutzung oder Speicherung von biogenem CO2\r\n5.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Abscheidung und anschließende Speicherung (BECCS, Bioenergy with Carbon Capture and Storage) von biogenem CO₂ ermöglicht den Ausgleich schwer vermeidbarer Restemissionen durch den dauer-haften Entzug von CO₂ aus der Atmosphäre (Negativemissionen). Doch auch die temporäre Bindung oder stoffliche Nutzung des abgeschiedenen CO₂ (BECCU) wird als Baustein betrachtet, um fossilen Kohlenstoff in Produkten zu ersetzen und geschlossene Kohlenstoffkreisläufe zu schaffen.\r\nDie Nutzung von biogenem CO2 gewinnt als Kohlenstoffquelle für industrielle Prozesse zunehmend an Bedeutung. Viele strombasierte erneuerbare Kraftstoffe und Grundchemikalien benötigen neben Was-\r\nSeite 11\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nserstoff auch eine Kohlenstoffquelle, um etwa Methanol oder Kraftstoffe herzustellen. Das direkte Ab-scheiden von CO₂ aus der Atmosphäre (DAC) befindet sich zwar in der Entwicklung, ist aber auf abseh-bare Zeit nicht im industriellen Maßstab wirtschaftlich einsetzbar. Biogenes CO₂ liefert industriell nutz-baren Kohlenstoff für eine defossilisierte Wirtschaft und ermöglicht gleichzeitig Negativemissionen zur Erreichung von Netto-Negativemissionen. Technologien zur Abscheidung von CO2 aus der Verbren-nungsluft sind bewährt und am Markt verfügbar. Aktuelle Studien zeigen Wirtschaftlichkeit für be-stimmte Anlagenkonzepte. Dennoch existiert in Deutschland (außerhalb der Biogasaufbereitung oder der Bioethanolproduktion) noch keine Bioenergieanlage mit CO2-Abscheidung. Anlagenbetreiber soll-ten als „First-Mover“ bei der Investition und dem Betrieb erster Abscheideeinrichtungen finanziell un-terstützt werden, um die technische und wirtschaftliche Machbarkeit zu demonstrieren.\r\nStand: 13.01.26\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Tim Pettenkofer\r\nReferent für Holzenergie des FVH im BBE\r\nTel.: 030-2758179-285\r\nEmail: pettenkofer@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des FvB\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026624","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie muss in allen energiepolitischen Regelwerken diskriminierungsfrei und technologieoffen behandelt werden.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/d7/799487/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120013.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":"1\r\nÜbersicht der wichtigsten Diskriminierungen der Bioenergie in energiepolitischen Regelwerken\r\nStand: 13.1.2026\r\nGebäudeenergiegesetz (GEG) / Anforderungen an neue Gebäude & Heizungen\r\nHintergrund: Das GEG macht zum einen Vorgaben über die Effizienz von Neubauten, konkret über deren Primärenergieverbrauch, der mittels sog. „Primärenergiefaktoren“ bestimmt wird. Zum anderen enthält es Mindestanteile für den Einsatz erneuerbarer Energien in neu eingebauten Heizungen.\r\n•\r\nDer Primärenergiefaktor für Biogas und Biomethan ist bis auf einige Ausnahmefälle der gleiche wie für Erdgas; andere Heiztechnologien haben einen fachlich fundierten Primärenergiefaktor.\r\n•\r\nFür den Einbau neuer Holzheizungsanlagen und Gaskessel, auch wenn sie mit Biomethan betrieben werden, besteht eine Beratungspflicht über eine mögliche Entwicklung von Brennstoffpreisen; für Wärmepumpen bzw. die Entwicklung des Strompreises gibt es keine analoge Pflicht.\r\n•\r\nWenn Holzheizungen mit Öl- oder Gasheizungen kombiniert werden, gibt es eine strengere Nachweispflicht, dass der Mindestanteil Erneuerbarer Energien eingehalten wird, als bei anderen Wärmeerzeugern.\r\n•\r\nIn GEG § 71g sind Gebraucht- und Resthölzer als Energieträger im holzverarbeitenden Gewerbe nicht zulässig. Nach der 1. BImSchV sind diese Sortimente jedoch zulässig für diese Branche.\r\nWärmeplanungsgesetz (WPG) / Anforderungen an Wärmenetze & kommunale Wärmeplanung\r\nHintergrund: Das WPG legt zum einen für den Netzbetreiber Mindestanteile für den Einsatz erneuerbarer Energien in neuen und bestehenden Wärmenetzen fest. Zum anderen werden Kommunen verpflichtet eine Wärmeplanung für die Defossilisierung der Wärmeversorgung in ihrem jeweiligen Gebiet zu erstellen.\r\n•\r\nFür Wärmenetze > 50 km ist der Einsatz von Biomasse auf 20% beschränkt, für andere erneuerbare Energien jedoch nicht. Ab 2045 sind dann nur noch 15% Biomasse zugelassen, für andere erneuerbare Energien gibt es auch hier keine Grenze.\r\n•\r\nKommunen dürfen in ihrer Wärmeplanung Gebiete ausweisen, in denen eine Versorgung mit Wasserstoff zu erwarten ist – ohne jede Plausibilisierung, dass der Wasserstoff tatsächlich zur Verfügung stehen wird; wollen Kommunen in ihrer Wärmeplanung aber ein Gebiet ausweisen, in denen eine Versorgung mit Biomethan zu erwarten ist, dann müssen sie plausibel machen, wie das Biomethan in der Nähe gespeichert oder wie es aus höheren Netzebenen bezogen werden kann.\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) / Wärmenetzförderung\r\nHintergrund: Mit der BEW werden über Investitionszuschüsse und teilweise auch über eine Betriebskostenförderung der Bau von Wärmenetzen auf Basis erneuerbarer Energien und die Errichtung von Wärmeerzeugern gefördert. Dabei wird stark nach Technologien differenziert.\r\n2\r\n•\r\nFür Wärme aus Wärmepumpen und Solarthermieanlagen wird eine Betriebskostenförderung gezahlt, für Wärme aus Bioenergie nicht.\r\n•\r\nNetze zwischen 20 und 50 km werden nur gefördert, wenn der Anteil von Biomasse unter 35% und ab 50 km unter 25% liegt. Ähnliche Deckel gibt es für andere erneuerbare Energien nicht.\r\n•\r\nDer Investitionszuschuss der BEW wird nur in sehr restriktiven Fällen für Wärmeerzeuger gewährt, die Biogas einsetzen.\r\n•\r\nIn der BEW Richtline 7.2.3.4 Biomasseanlagen 1. e) wird für jegliche feste Biomasse und Anlagengröße das Einhalten der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung eingefordert. Dies ist unverhältnismäßig und in der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung auch nicht vorgesehen, da sie eigentlich nur für Anlagen ab 7,5 MW Leistung gilt.\r\n•\r\nDie zusätzlichen „Nachhaltigkeitsanforderungen\" in der Liste zulässiger Biomasse-Brennstoffe der BEW gehen weit über die europäischen Nachhaltigkeitsanforderungen in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) hinaus. Die Anforderungen zur Nachhaltigkeitszertifizierung gilt hier ohne die Größenbegrenzung der RED III, die dies erst ab 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung vorsieht.\r\nBundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) / Prozesswärmeförderung\r\nHintergrund: Mit der EEW wird mittels Investitionszuschüssen u.a. der Bau von Prozesswärmeanlagen auf Basis erneuerbarer Energien gefördert.\r\n•\r\nIn der Förderung von Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien in Modul 2 der EEW ist der Investitionszuschuss für Biomasseanlagen pauschal 20%-Punkte niedriger als für andere erneuerbare Energien\r\n•\r\nBiomasseanlagen > 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung sind seit der nationalen Umsetzungsfrist der RED III (21.5.2025) nicht förderfähig und damit fördertechnisch mit fossilen Prozesswärmeerzeugern gleichgestellt.\r\nKfW-Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau (Förderung für erneuerbare Gebäudewärme)\r\n•\r\nIn drei zentralen Förderprogrammen (Klimafreundlicher Neubau im Niedrigpreissegment; Klimafreundlicher Neubau – Wohngebäude; Wohneigentum für Familien – Neubau) ist eine Förderung ausgeschlossen, wenn mit Biomasse geheizt wird.\r\nBrennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) / Nationaler Emissionshandel für Gebäude & Verkehr\r\n•\r\nAnlagen zur Energieerzeugung, die nach der 4. BImSchV, Anhang 1, Ziffer 8.1.1 genehmigt sind und nur Frischbiomasse einsetzen, müssen zwar keine CO2-Zertifikate erwerben, aber sind fossilen Energieerzeugungsanlagen in Punkto Berichtspflicht gleichgestellt, da sie einen jährlichen Emissionsbericht, der von einer von einer von der Deutschen Akkreditierungsstelle (DAkkS) zugelassenen Verifizierungsstelle zu prüfen ist, bei der zuständigen Behörde, der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt), einreichen müssen. Diese Anforderung ist nicht verhältnismäßig und sollte entfallen.\r\n3\r\nBundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) / Treibhausgasminderungsquote (THG-Minderungsquote)\r\nHintergrund: Die im BImSchG sowie den nachgelagerten Verordnungen (insb. 37. & 38. BImSchV) geregelte THG-Minderungsquote legt THG-Minderungsvorgaben für Unternehmen fest, die Kraftstoffe verkaufen. De facto handelt es sich bei der Quote um Vorgaben für die Senkung der THG-Emissionen des Fahrzeugbestands. Auf die Quote können sich die verpflichteten Unternehmen eine breite Palette an THG-Minderungsmaßnahmen anrechnen lassen, z.B. den Verkauf von erneuerbaren Kraftstoffen oder von Ladestrom für E-Fahrzeuge.\r\n•\r\nEine Maßnahme, die laut BImSchG auf die THG-Minderungsquote angerechnet werden kann, ist der Einsatz von Wasserstoff bei der Kraftstoffherstellung in Raffinerien. Dies gilt allerdings nur für Wasserstoff aus Elektrolyse, nicht für Wasserstoff aus Biomasse.\r\n•\r\nLadestrom aus Wind- und Solaranlagen darf mit deren guter THG-Bilanz auf die THG-Minderungsquote angerechnet werden; wird Strom aus Biomasse in E-Autos geladen, muss für den Ladestrom der (schlechtere) THG-Wert des deutschen Strommixes angesetzt werden.\r\nEnergiesteuergesetz (EnergieStG)\r\n•\r\nDeutschland diskriminiert nachhaltige Biokraftstoffe, indem es sie steuerlich mit klimaschädlichen fossilen Kraftstoffen gleichsetzt. Während Länder wie Frankreich durch Steuererleichterungen für Kraftstoffe wie E85 und B100 den Preis an der Zapfsäule massiv senken (in Frankreich ist E85 rund 1 € pro Liter günstiger als E10, siehe hier), wird dieser Anreiz\r\nin Deutschland verwehrt. Diese Ungleichbehandlung führt nicht nur zu einer direkten Benachteiligung der Biokraftstoffe, sondern grenzt auch einkommensschwächere Bevölkerungsgruppen aktiv aus.\r\nClean-Vehicle-Directive (CVD) & Saubere-Fahrzeuge-Beschaffungsgesetz (SaubFahrzeugBeschsG) / Vorgaben an kommunale Fahrzeugflotten\r\nHintergrund: Die CVD bzw. ihre deutsche Umsetzung im SaubFahrzeugBeschsG macht Kommunen Vorgaben für die Senkung der THG-Emissionen in ihren Fahrzeugflotten.\r\n•\r\nE-Fahrzeuge können uneingeschränkt, d.h. auch ohne Berücksichtigung des Strommixes, auf die Mindestanteile „sauberer“ und „emissionsfreier“ Fahrzeuge in öffentlichen Fahrzeugflotten angerechnet werden. PKWs und leichte Nutzfahrzeuge mit Verbrennungsmotor können nie als „sauber” oder „emissionsfrei” gelten, selbst wenn sie ausschließlich mit nachhaltig zertifizierten erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden. Schwere Nutzfahrzeuge, die vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, können zwar als „sauber” gelten, nicht aber als „emissionsfrei”. Dabei sind auch E-Fahrzeuge nicht vollständig emissionsfrei.\r\nEU-Verordnungen zur Verminderung der CO2-Emissionen von Straßenfahrzeugen / Flottengrenzwerte für Autohersteller\r\nHintergrund: Die EU-Verordnungen zur Verminderung der CO2-Emissionen von Straßenfahrzeugen legen fest, dass die von einem Autohersteller verkauften Neuwagen im Schnitt einen bestimmten Grenzwert für THG-Emissionen nicht überschreiten dürfen. Abhängig davon, wie welche Fahrzeugklassen in die Berechnung mit eingehen, entstehen Anreize, die jeweiligen Fahrzeugklassen zu verkaufen oder auch nicht.\r\n4\r\n•\r\nTailpipe-Ansatz: Bei der Berechnung der THG-Emissionen der von einem Autohersteller verkauften Fahrzeuge werden E-Fahrzeuge als klimaneutral bewertet; Verbrenner, auch wenn sie mit 100% erneuerbaren Kraftstoffen fahren, werden als rein fossil eingestuft.\r\nBundesfernstraßenmautgesetz (BFStrMG) / LKW-Maut\r\nHintergrund: Das BFStrMG sieht unter bestimmten Bedingungen Ausnahmen und Rabatte bei der LKW-Maut vor. Ein Ausnahmetatbestand betrifft sog. „emissionsfreie Fahrzeuge“.\r\n•\r\nTailpipe-Ansatz auch bei CO2-Komponente der Maut: LKWs mit E-Antrieb sind von der Maut befreit bzw. erhalten Rabatte. LKWs, die erneuerbare Kraftstoffe einsetzen, zahlen aufgrund der Berechnungsmethodik die gleiche Maut wie LKWs, die fossile Kraftstoffe einsetzen.\r\nBaugesetzbuch (BauGB) / Bauen im Außenbereich\r\nHintergrund: Die Flächen einer Kommune, die außerhalb von Bebauungsplänen und geschlossenen Ortschaften liegen, sind als sog. „Außenbereich“ über BauGB weitgehend vor Bebauung geschützt. Lediglich die in § 35 BauGB privilegierten Vorhaben dürfen dort realisiert werden – u.a. Vorhaben der Erneuerbaren Energien.\r\nDass die Realisierung von Vorhaben im bauplanungsrechtlichen Außenbereich an Voraussetzungen bzw. Bedingungen geknüpft wird, ist zum Schutz des Außenbereichs grundsätzlich richtig und wichtig. Allerdings:\r\n•\r\nwerden an Biomasseprojekte überproportional viele Anforderungen und Bedingungen gestellt und\r\n•\r\nschränken die Anforderungen die betriebswirtschaftliche Freiheit und die einzelbetrieblichen (Weiter-)Entwicklungsmöglichkeiten massiv ein.\r\nAm problematischsten ist jedoch, dass die Regelungen des BauGB zur Privilegierung von Biomasseprojekten der Rolle von Biomasse im Kontext der Energiewende nicht mehr gerecht werden. In der Summe bedarf es dringend einer Anpassung an die seit Entstehung der Regelungen in 2004 veränderten Rahmenbedingungen.\r\nDetailliertere Darstellungen sowie Lösungsvorschläge finden sich in den folgenden Veröffentlichungen:\r\nHBB-Positionspapier zur Stärkung der Bioenergie im Wärmebereich\r\nHBB-Positionspapier zur Stärkung von Biomethan und Bio-LNG\r\nBBE/HBB-Stellungnahme zum RefE einer Novelle der THG-Minderungsquote\r\nPositionspapier der Verbändeallianz Holzenergie zur Anpassung der KfW-Förderungen im Neubau"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026625","regulatoryProjectTitle":"Bestandsschutz sichern und nachhaltig erzeugtes Biomethan vollständig von unnötigen Emissionshandels- und Berichtspflichten befreien.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b1/cc/799489/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120014.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"30.01.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme\r\nzum Referentenentwurf einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungs-gesetz 2024\r\nSeite 2\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nInhaltsverzeichnis\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 3\r\nAnmerkungen im Detail ............................................................................................................................... 3\r\n1. Art. 3, Abs. (3), Implementierung der RED III-Bestandsschutzregelung ........................ 3\r\n2. Art. 8, Abs. (2), Erfüllung der Treibhausgasminderung ......................................................... 4\r\n3. TEHG, Entfall der Emissionshandelspflicht beim Einsatz von nachhaltiger Biomasse im Berichtsjahr 2024 ............................................................................................................... 5\r\nSeite 3\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nVorbemerkung\r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen das Ziel des Referentenentwurfs einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024, die nationalen Regelungen an die fortentwickelten europarechtlichen Vorgaben anzupassen und Rechtssicherheit für die betroffenen Wirtschaftsteilnehmer zu schaffen.\r\nInsbesondere die Umsetzung der novellierten Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) erfordert eine stringente und systematische Übertragung der dort vorgesehenen Mindest-Treibhausgaseinsparungen sowie der in der BioSt-NachV geplanten Bestandsschutzregelung in das nationale Emissionshandelsrecht.\r\nDer Entwurf führt in Teilen zu einer Fortsetzung beziehungsweise Ausweitung administrativer Pflichten, obwohl für nachhaltig erzeugte Biomasse-Brennstoffe und Biomethan bereits heute ein Emissionsfaktor von Null angesetzt werden kann und somit kein zusätzlicher klimapolitischer Lenkungseffekt erzielt wird. Eine solche Übererfüllung von Berichts- und Nachweispflichten bindet Ressourcen, ohne den Klimaschutz voranzubringen, und steht dem erklärten Ziel der Entbürokratisierung entgegen.\r\nVor diesem Hintergrund zielen die nachfolgenden Anmerkungen darauf ab, die Emissionshandelsverordnung 2030 so auszugestalten, dass sie europarechtskonform, systematisch kohärent und praxistauglich ist. Insbesondere sollen Bestandsschutzregelungen konsequent übernommen, unverhältnismäßige Markteintrittsbarrieren vermieden und bürokratische Belastungen dort abgebaut werden, wo sie keinen zusätzlichen Klimanutzen entfalten. Nur so kann der Emissionshandel seine Steuerungswirkung entfalten und zugleich Investitionssicherheit für nachhaltige Biomasse- und Biomethananwendungen gewährleisten.\r\nAnmerkungen im Detail\r\n1. Art. 3, Abs. (3), Implementierung der RED III-Bestandsschutzregelung\r\nMit der Novelle der RED durch die Richtlinie (EU) 2023/2413 („REDIII“) wurden die europarechtlichen Anforderungen an die Nachhaltigkeit sowie die Vorgaben zur Treibhausgaseinsparung als Voraussetzung für die Förderung der Nutzung von Biomasse und Biokraftstoffherstellung angepasst. Im Rahmen der nationalen RED III-Umsetzung plant die Bundesregierung, von Teilen der Bestandsschutzregelung aus Art. 29, Abs. (15) der RED III Gebrauch zu machen. Ältere Bioenergie-Bestandsanlagen, die vor dem 20.11.2023 erstmalig EEG -Zahlungen erhalten haben und mindestens 15 Jahre in Betrieb sind, müssten dann erst ab dem 01. Januar 2031 und nicht schon frühestens ab dem 01. Januar 2026 eine THG-Minderung nachweisen. Das BMUKN hat die Bestandsschutzregelung in seinem im August 2025 vorgelegten „Referentenentwurf für eine „Verordnung zur Änderung der Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung (Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung – BioSt-NachV) zur Änderung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung - BioSt-NachV“ in § 6 Absatz 4 der BioSt-NachV vorgesehen. Mit der Nutzung der Übergangsfrist für Bestandsanlagen bis Anfang 2031 wird Planungssicherheit erhalten, da bei Inbetriebnahme der Anlagen noch keine Verpflichtung zur THG-Minderung galt. Dies bedeutet eine erhebliche bürokratische Erleichterung für Betreiber von Bioenergieanlagen, die in der ansonsten kurzen Übergangsphase erhebliche Anpassungen hätten vornehmen müssen, und in der Fortführung des Betriebes durch unrealistische Anforderungen für Bestandsanagen gefährdet wären. Für\r\nSeite 4\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nBioenergieanlagen, die keine EEG-Vergütung erhalten, sollte der Bestandsschutz ebenso gewährleistet werden.\r\nAus Sicht der unterzeichnenden Verbände ist es geboten, von der Bestandsschutzregelung der novellierten BioSt-NachV in angrenzenden Rechtsbereichen, wie dem Regelwerk zur Umsetzung des EU-ETS 1 und des EU-ETS 2 Gebrauch zu machen und einen rechtssicheren Verweis in der Emissionshandelsverordnung 2030 zu formulieren. Somit wird eine 1:1-Umsetzung der durch die RED III geänderten Mindest-Treibhausgaseinsparungen und der Bestandsschutzregelung gewährleistet.\r\nPerspektivisch sollte im TEHG zudem sichergestellt werden, dass die Bestandsschutzregelung für Holzenergieanlagen mit einer Genehmigung nach Anhang 1, Nummer 8.1.1. der 4. BImSchV gilt, falls diese perspektivisch von der Bundesregierung in den EU-ETS 1 überführt werden sollten. Diese sind aktuell auf Grundlage von §2 Absatz 2a BEHG in das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) seit dem Berichtsjahr 2024 eingebunden.\r\nVorschlag\r\nArt. 3, Abs. (3) sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(3) Im Hinblick auf die jeweils maßgeblichen Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß § 6 Absatz 2 Satz 1 und § 6 Absatz 4 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung gilt eine Anlage zu dem Zeitpunkt als in Betrieb genommen, zu dem in ihr zur Verbrennung erstmals Biomasse-Brennstoffe oder flüssige Biobrennstoffe verwendet worden sind. Zur Bestimmung der Betriebsdauer sind die Kalenderjahre mit Verwendung von Biomasse-Brennstoffen oder flüssigen Biobrennstoffen zugrunde zu legen. Für Anlagen, die nicht vom Erneuerbare-Energien-Gesetz erfasst sind und vor dem 20. November 2023 in Betrieb gegangen sind, ist § 6 Absatz 2 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der am [einsetzen: Datum des Tages vor dem Inkrafttreten der am nach Artikel (…) geltenden Fassung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung] bis zum 31. Dezember 2030 anzuwenden.\r\n2. Art. 8, Abs. (2), Erfüllung der Treibhausgasminderung\r\nDie im Referentenentwurf zur EHV-2030 vorgesehene starre Treibhausgasminderungsschwelle, die vorsieht, dass der Emissionswert des Biomassebrennstoffs von Biomethan den Wert von 72 g CO₂-Äquivalent pro Megajoule um mindestens 70 % unterschreitet, wird den realen Markt- und Anlagenstrukturen nicht gerecht. Eine undifferenzierte Anwendung der 70-%-Schwelle führt daher zu erheblichen Markteintrittsbarrieren bzw. zu Barrieren für Bestandsanlagen und gefährdet den Einsatz von Biomethan im Wärmesektor mit Hinblick auf die politisch geforderte Resilienz. Der Markthochlauf von grünen Gasen, einschließlich Wasserstoff und Biomethan, steht zudem in engem Zusammenhang mit der Weiterentwicklung der Gasnetzinfrastruktur. Vor dem Hintergrund möglicher Teilstilllegungen von Gasverteilnetzen und des auslaufenden spezifischen Rechtsrahmens der GasNZV ist es besonders wichtig, dass erneuerbare Gase regulatorisch nicht benachteiligt werden. Eine zu starre Auslegung von § 8 Abs. 2 würde die Nutzung von Biomethan im Netz erschweren und damit Infrastruktur- bzw. Investitionsentscheidungen zulasten erneuerbarer Gase vorwegnehmen - obwohl diese Netze auch europaweit künftig eine zentrale Rolle für die Wärmeversorgung mit klimaneutralen Molekülen spielen sollen. Hierzu fehlt immer noch eine Aussage der Bundesregierung zur Forderung des nationalen Beitrags zum “35 bcm” Ziel der EU im Rahmen des REPowerEU Programms.\r\nSeite 5\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nVorschlag\r\nErforderlich ist stattdessen eine marktorientierte Ausgestaltung aufgrund bereits bestehender und anlagenspezifischer Daten. Die Treibhausgasminderung sollte nicht ausschließlich an einer starren 70-%-Schwelle gegenüber dem Referenzwert von 72 g CO₂-Äq/MJ festgemacht werden, sondern auch auf Basis realer, zertifizierter Prozessdaten erfolgen – die ohnehin jährlich auditiert werden.\r\n3. TEHG, Entfall der Emissionshandelspflicht beim Einsatz von nachhaltiger Biomasse im Berichtsjahr 2024\r\nDas TEHG sieht vor, dass Anlagen, deren Emissionen im Bezugszeitraum 2019 bis 2023 zu mehr als 95 Prozent aus der Verbrennung nachhaltiger Biomasse stammen, ab dem Jahr 2026 nicht mehr der Emissionshandelspflicht unterliegen. Biomethan, das in das Netz eingespeist wird, unterliegt erst seit dem Berichtsjahr 2024 der Emissionshandelspflicht. Anlagenbetreiber unterliegen sowohl der Abgabenpflicht als auch Berichtspflicht des nationalen Emissionshandelssystems (nEHS) und künftig dem Europäischen Emissionshandelssystem 2. Bei entsprechendem Nachhaltigkeitsnachweis für die eingesetzte Biomasse sind die Inverkehrbringer von der Abgabenpflicht von CO2-Zertifikaten befreit. Da für nachhaltig erzeugtes Biomethan somit bereits heute ein Emissionsfaktor von Null angesetzt werden kann und somit keine Abgabepflicht für Emissionszertifikate besteht, führt die fortbestehende Berichtspflicht zu einem unverhältnismäßigen administrativen Aufwand für die verpflichteten Wirtschaftsteilnehmer ohne zusätzlichen klimapolitischen Nutzen.\r\nVorschlag\r\nDen unterzeichnenden Verbänden erscheint es folgerichtig und systematisch konsistent, nachhaltig erzeugtes Biomethan – bei Nachweis eines Emissionsanteils von über 95 bzw. 90 Prozent aus nachhaltiger Biomasse – analog zur bestehenden TEHG-Regelung vollständig von der Emissionshandelspflicht, einschließlich der Berichtspflicht, auszunehmen. Dafür sollte der Zeitraum auch das Berichtsjahr 2024 umfassen. Dies würde zur Entbürokratisierung beitragen, Investitionsanreize für erneuerbare Gase stärken und die Gleichbehandlung unterschiedlicher Biomasseanwendungen im Emissionshandel sicherstellen. Zusätzlich sollte auch die Schwelle der Freistellung für Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz angepasst werden, um für Kohärenz mit den Biomasse-Standardwerten zu sorgen und um perspektivisch auch Holzenergieanlagen mit einer mit einer Genehmigung nach Anhang 1, Nummer 8.1.1. der 4. BImSchV, die überwiegend Altholz der Kategorien A III und A IV einsetzen, ebenfalls zu erfassen. Hierfür ist es sinnvoll, die Schwelle für die Pflichtenfreistellung von 95 auf 90,0 Prozent anzupassen.\r\nKontakt:\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nChristoph Tollmann\r\nReferent Nachhaltigkeit\r\ntollmann@bioenergie.de\r\nEUREF-Campus 16 | 10829 Berlin\r\nT +49 (0) 30 | 27 58 179 286\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026626","regulatoryProjectTitle":"Industrieholz nicht pauschal aus der Biomassedefinition, RED III Definitionen schärfen und Marktbedingungen berücksichtigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/16/799491/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120023.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1/6\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMWE zur zweiten Verordnung zur Änderung der Biomasseverordnung\r\nBerlin, 1.12.2025\r\nDie Stellungnahme wird getragen von den Mitgliedsverbänden des BBE:\r\nAGDW – Die Waldeigentümer e.V.\r\nBundesgütegemeinschaft Holzasche e.V.\r\nBundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V. (B.KWK)\r\nC.A.R.M.E.N. e.V.\r\nDeutscher Bauernverband e.V.\r\nDeutsche Säge- und Holzindustrie Bundesverband e.V.\r\nFamilienbetriebe Land und Forst e.V.\r\nFachverband Holzenergie im Bundesverband Bioenergie e.V.\r\nKontakt:\r\nHauptstadtbüro Bioenergie (HBB)\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\n2/6\r\nInhalt\r\nWichtigste Empfehlungen ...................................................................................................... 3\r\nAnmerkungen im Detail: ........................................................................................................ 4\r\n1. Zu Artikel 1, Änderung von § 2, Abs. 2 Nr. 3 – Ausschluss von Stümpfen und Wurzeln 4\r\n3. Zu Artikel 1, Änderung von § 2, Abs. 2, Nr. 1 und § 3 Nr. 4, Ausschluss von Rundholz in Industriequalität ............................................................................................................... 5\r\n2. Zu Artikel 1, Ergänzung von § 3, Nr. 13 ....................................................................... 6\r\n3/6\r\nWichtigste Empfehlungen\r\n•\r\nDer Entwurf schließt Sägerundholz, Furnierrundholz, auch Rundholz in Industriequalität, Stümpfe und Wurzeln sowie daraus erzeugte Energieträger aus der Biomassedefinition aus und würde damit ihre energetische Nutzung sowie dessen Förderfähigkeit faktisch verhindern. Problematisch ist insbesondere, dass der Begriff „Rundholz in Industriequalität“ nicht näher eingegrenzt wird, obwohl die RED III hierfür vorsieht, dass die Definition die relevanten Wald- und Marktbedingungen berücksichtigen muss. Ein pauschaler Ausschluss würde sowohl Waldbesitzende bei Überangeboten wichtiger Absatzmöglichkeiten berauben als auch die Brennstoffverfügbarkeit für Biomasseanlagen künstlich verknappen. Daher sollte auch „Rundholz, das für Verwendung in der Industrie nicht geeignet ist“ klar definiert werden, und zwar als Rundholz, das keinen höheren wirtschaftlichen Mehrwert als bei der Nutzung zur Energieerzeugung erwarten lässt sowie Rundholz, das z.B. aus Gründen des Forstschutzes und zur Verkehrssicherung entnommen werden muss.\r\n•\r\nDie geplante Änderung von § 2 Abs. 2 Nr. 3 würde Stümpfe und Wurzeln vollständig aus der Biomassedefinition ausschließen und damit die Förderfähigkeit der energetischen Nutzung in Biomasseanlagen ausschließen. Zwar unterstützen die unterzeichnenden Verbände den EU-Gedanken der RED III, wonach Fördermechanismen keine nicht-nachhaltigen forstwirtschaftlichen Praktiken wie die Entnahme von Stümpfen und Wurzeln anreizen dürfen; in der guten fachlichen Praxis erfolgt eine solche Entnahme jedoch ohnehin nicht. Der Ausschluss wäre jedoch zu weitgehend, da Stümpfe und Wurzeln bei bestimmten Maßnahmen unvermeidlich anfallen – etwa bei Rodungen von Obst- und anderen -Plantagen, beim Straßen- und Infrastrukturbau in bewaldeten Gebieten oder der Trassenpflege – und es für diese Materialien mangels anderer sinnvoller Verwertungswege und der Verunreinigungen praktisch nur die energetische Nutzung gibt. Ein pauschaler Ausschluss würde daher erhebliche Entsorgungsprobleme verursachen und sollte sich auf die Holzernte und Waldpflege beschränken. Stümpfe und Wurzeln, die bei Rodungen, für Bau- und Infrastrukturmaßnahmen sowie für Landschafts- und Trassenpflege oder ähnliche Maßnahmen anfallen, dürfen jedoch nicht ausgeschlossen werden und müssen weiterhin als Abfälle und Nebenprodukte pflanzlicher Herkunft gelten.\r\n4/6\r\nAnmerkungen im Detail:\r\n1. Zu Artikel 1, Änderung von § 2, Abs. 2 Nr. 3 – Ausschluss von Stümpfen und Wurzeln\r\nDie Änderung von § 2, Abs. 2 Nr. 3 hat zum Ziel, Stümpfe und Wurzeln aus der Definition von Biomasse auszuschließen. Dies hat Konsequenzen für Rechtsbereiche, die z.B. für die Förderfähigkeit der energetischen Nutzung von Biomasse auf die Biomasseverordnung verweisen, wie im EEG, aber auch das Wärmeplanungs- und das Gebäudeenergiegesetz sowie Förderprogramme und damit de-facto einen Ausschluss von der energetischen Nutzung bedeuten. Der Grundgedanke der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU [(EU) 2023/2413 – RED III] ist nachvollziehbar, dass die energetische Nutzung von Holz bzw. deren Förderung nicht zu nicht-nachhaltigen forstwirtschaftlichen Praktiken führen soll und damit nicht die Entnahme von Stümpfen und Wurzeln anreizen darf. Die unterzeichnenden Verbände stehen für eine nachhaltige Forstwirtschaft und lehnen die Entnahme von Stümpfen und Wurzeln z.B. bei der Waldpflege, d.h. bei Durchforstungsmaßnahmen oder der Stammholzernte ab. Im Rahmen der guten fachlichen forstwirtschaftlichen Praxis findet keine Entnahme von Stümpfen und Wurzeln statt. Dies dient dem Schutz der Biodiversität und wäre zudem auch wirtschaftlich nicht sinnvoll. Darüber hinaus ist nach PEFC-Zertifizierung – mehr als 8 Mio. Hektar Waldfläche sind in Deutschland PEFC-zertifiziert – die sog. Ganzbaumnutzung (Nutzung aller ober- und unterirdischen Baumteile) nicht zulässig.\r\nDer Ausschluss von Stümpfen und Wurzeln aus der Biomassedefinition ist jedoch zu weit gefasst, da er pauschal Stümpfe und Wurzeln aus der Biomassedefinition ausschließt. Der Ausschluss würde in der Praxis große Probleme bedeuten, zum einen für die Entsorgung von Stümpfen und Wurzeln, für die es aufgrund der Biomassequalität und der anhaftenden Verunreinigungen keine andere als die energetische Verwertungsmöglichkeit gibt und zum anderen für Biomasseanlagen, die Biomasse aus Stümpfen und Wurzeln in ihrem Brennstoffband haben. Der energetische Verwertungsweg darf nicht ausgeschlossen werden, da es keine sinnvolle anderweitige Verwertung von Stümpfen und Wurzeln gibt, wo diese anfallen, und andernfalls nur eine Deponierung verbliebe. Stümpfe und Wurzeln fallen erstens beispielsweise bei Rodungen und Neuanlagen von z.B. Obstbaumplantagen, Weinbergen, Kurzumtriebsplantagen und Agroforstsystemen und ähnlichen Fällen an. Zweitens müssen bei Infrastruktur- und Baumaßnahmen zur Baugrundvorbereitung (z.B. Straßen- und Wegebau, Windräder im Wald, Neuausweisung von Baugebieten, etc.) die Flächen geräumt werden. Auch hier fallen Stümpfe und Wurzeln an, die einer energetischen Verwertung bedürfen. Und drittens erfordert auch die Landschafts- oder Trassenpflege (Strom- und Gastrassen), dass diese von bestimmtem Bewuchs freizuhalten sind. Die Beispiele zeigen, dass ein pauschaler Ausschluss von Stümpfen weder gerechtfertigt noch zielführend ist und deshalb präzisiert werden sollte.\r\nVorschlag:\r\n§ 2, Abs. 2 Nr. 3 sollte dahingehend ergänzt werden, dass damit die Nutzung von Stümpfen und Wurzeln nur bei der Stammholzernte und Durchforstungen ausgeschlossen ist. Es sollte zudem ergänzt werden, dass dies nicht für Rodungen, für die Neuanlage von Kulturen, für Bau- und Infrastrukturmaßnahmen sowie für Trassenpflege gilt.\r\n„3. Abfälle und Nebenprodukte pflanzlicher und tierischer Herkunft aus der Land-, Forst- und Fischwirtschaft mit Ausnahme von Stümpfen und Wurzeln ausschließlich aus der Holzernte und Waldpflege.\r\n4. Stümpfe und Wurzeln, die bei Rodungen, für Bau- und Infrastrukturmaßnahmen sowie für Landschafts- und Trassenpflege oder ähnliche Maßnahmen anfallen, gelten als Abfälle und Nebenprodukte pflanzlicher Herkunft.\r\n5/6\r\n2. Zu Artikel 1, Änderung von § 2, Abs. 2, Nr. 1 und § 3 Nr. 4, Ausschluss von Rundholz in Industriequalität\r\n§ 2, Abs. 2, Nr. 1 und § 3 Nr. 4 schließen Rundholz in Industriequalität, Stümpfe und Wurzeln sowie Energieträger, die aus den nicht als Biomasse anerkannten Holzsortimenten erzeugt wurden, als Biomasse aus. Dies hat Konsequenzen für Rechtsbereiche, die z.B. für die Förderfähigkeit der energetischen Nutzung von Biomasse auf die Biomasseverordnung verweisen, wie im EEG, aber auch das Wärmeplanungs- und das Gebäudeenergiegesetz sowie Förderprogramme und damit de-facto einen Ausschluss von der energetischen Nutzung bedeuten.\r\nDer vorgeschlagene Entwurf ist aus den nachfolgenden Gründen problematisch:\r\n-\r\nDer Entwurf definiert nicht näher, was „Rundholz in Industriequalität“ ist. Artikel 2, Nr. 1a der RED III macht dazu detaillierte Vorgaben und verweist unter anderem darauf, dass dies „von den Mitgliedstaaten unter Berücksichtigung (der) relevanten Wald- und Marktbedingungen festzulegen und ordnungsgemäß zu begründen ist“. Die unterzeichnenden Verbände erkennen an, dass diese Vorgabe schwierig umzusetzen ist, da sich die relevanten Wald- und Marktbedingungen von Region zu Region und im Zeitablauf beständig ändern. Gründe hierfür können neben erheblichen konjunkturellen und wirtschaftlichen Effekten (Nachfrage auf Abnehmerseite, Baukonjunktur, Weltmarktpreise, etc.) auch natürliche Einflüsse auf den Wald sein, wie z.B. Dürre-, Sturm- oder Insektenschäden, die zu starken Veränderungen im Holzangebot und bei den Qualitäten führen können. Eine einheitliche deutschlandweite Definition ist damit nach den Vorgaben der RED III bereits nicht möglich. Entsprechend ist die Einschätzung der Verwertbarkeit von Rundholz in Industriequalität von den Marktpartnern sowie entsprechend der jeweiligen Marktlage, Abnahmekapazitäten und Situation in den Wäldern vorzunehmen. Keinesfalls darf es jedoch zu einem pauschalen Ausschluss von Rundholz in Industriequalität für die energetische Verwertung kommen, da andernfalls für Waldbesitzer bei einem Überangebot an Rundholz in Industriequalität ein wichtiger Absatzkanal fehlen würde mit erheblichen wirtschaftlichen Konsequenzen. Für Biomasseanlagen würde andererseits die Brennstoffverfügbarkeit künstlich eingeschränkt. Eine Lenkungswirkung in stoffliche Nutzung kann sich zudem nur dann ergeben, wenn entsprechende Verarbeitungskapazitäten verfügbar und die Nachfrage gegeben sind.\r\n-\r\nAus den genannten Gründen und zur Berücksichtigung der relevanten Wald- und Marktbedingungen sollte deshalb auch Rundholz, das für Verwendung in der Industrie nicht geeignet ist, definiert werden.\r\n-\r\nDer Entwurf geht über eine 1:1 Umsetzung der RED III hinaus und widerspricht damit dem Koalitionsvertrag, der eine direkte, unveränderte und schlanke Umsetzung der EU-Vorgaben festschreibt, da die Energieträger aus den genannten Sortimenten nicht genannt werden. Der Entwurf darf deshalb auch nicht diese Ergänzung vornehmen. Die Vorgaben aus Artikel 3 der RED III lauten:\r\n„(3c) Die Mitgliedstaaten gewähren keine unmittelbare finanzielle Unterstützung für die Nutzung von Sägerundholz, Furnierrundholz und Rundholz in Industriequalität sowie von Stümpfen und Wurzeln für die Energieerzeugung“\r\nVorschlag:\r\n§ 3 Nr. 4 sollte wie folgt geändert werden.\r\n3.\r\nSägerundholz, Furnierrundholz, Rundholz in Industriequalität, Stümpfe und Wurzeln und Altholz mit Ausnahme von Industrierestholz, sowie Energieträger, die aus den nicht als Biomasse anerkannten Holzsortimenten erzeugt wurden,\r\n6/6\r\n§ 2 Anerkannte Biomasse sollte um „Rundholz, das für Verwendung in der Industrie nicht geeignet ist“ ergänzt werden:\r\nRundholz, das für Verwendung in der Industrie nicht geeignet ist, ist Rundholz, dessen Verkauf an die Industrie unter Berücksichtigung der Ernte,- Verarbeitungs- und Transportkosten für den Verkäufer keinen höheren wirtschaftlichen Mehrwert als bei der Nutzung zur Energieerzeugung erwarten lässt sowie Rundholz, das aus Gründen des Forstschutzes vor Schädlingen und zur Vermeidung von Personen- und Sachschäden im Rahmen der Verkehrssicherungspflicht entnommen werden muss.\r\n3. Zu Artikel 1, Ergänzung von § 3, Nr. 13\r\nDie Ergänzung von § 3, Nr. 13 schließt forstwirtschaftliche Biomasse in ausschließlich Elektrizität erzeugenden Anlagen, aus, außer wenn diese Elektrizität in einer „Just-Transition Region“ oder mit Nutzung von CO2-Abscheidung und -speicherung erzeugt wurde. Dies dient der Umsetzung der Vorgaben der RED III. Die Verbände weisen darauf hin, dass mit der Regelung keine bestehenden Förderungen betroffen sein dürfen und der Bestandsschutz zu gelten hat.\r\n4. Zu Artikel 2, Beibehaltung von Absatz 4, Satz 1\r\nDer Referentenentwurf zur BiomasseV sieht vor, § 2 Abs. 4 BiomasseV ersatzlos zu streichen. Dieser Schritt wird damit begründet, dass dies der Rechtsbereinigung diene und § 2 Abs. 4 nicht mehr zur Anwendung komme. Denn Anlagen, die bereits vor dem 01. April 2000 eine Vergütung für Strom aus Biomasse erhielten, seien entweder gar nicht mehr in der EEG-Förderung oder bereits in einer Anschlussförderung.\r\nWir weisen darauf hin, dass neben der Anschlussförderung für bestehende Biomasseanlagen (insbes. § 39g EEG) auch §§ 12a ff. EEV-Biogasanlagen eine Anschlussförderung eröffnet. Diese Form der Verlängerung des Zahlungsanspruchs wird von Anlagen in Anspruch genommen, deren erster, 20-jähriger Vergütungsanspruch vor dem 1.1.2025 beendet ist. Gerade die in § 2 Abs. 4 Satz 1 BiomasseV adressierten Biogasanlagen können diese Form der Anschlussförderung in Anspruch nehmen. Diese Anlagen bleiben im jeweils für sie anwendbaren EEG (§ 12a Satz1 EEV), da es sich nur um einen verlängerten Zahlungsanspruch handelt.\r\nVorschlag:\r\nUm keine Rechtslücken entstehen zu lassen, sprechen wir uns für eine Beibehaltung zumindest von § 2 Abs. 4 Satz 1 BiomasseV aus.\r\n7/6\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek Leiterin Tel.: 030-2758179-00 Email: rostek@bioenergie.de\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer Fachverband Holzenergie (FVH) im BBE e.V.\r\nTel.: 030-2758179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026627","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie stärker einbeziehen in Ausschreibungsdesign des StromVGK","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0d/67/799493/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100007.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Zu § 15: Anforderungen an die Resilienz ........................................................................................ 5\r\n5. Zu § 41: Höchstwert ................................................................................................................................... 5\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDie Bioenergieverbände weisen darauf hin, dass eine abschließende Bewertung des Referentenent-wurfs (RefE) derzeit nur eingeschränkt möglich ist, da mit dem Höchstgebotswert ein zentrales Steue-rungselement bislang nicht definiert wurde. Dessen Höhe ist maßgeblich für die tatsächliche Beteili-gung potenzieller Betreiber an den Ausschreibungen sowie für die Realisierung der Projekte. Insbe-sondere für Biogasanlagen ist ein ausreichend und pragmatisch ausgestalteter Höchstwert erforder-lich, um Investitionen in zusätzliche Leistung und Flexibilisierung wirtschaftlich darzustellen. Wird die-ser zu niedrig angesetzt, besteht die Gefahr, dass Ausschreibungen unterzeichnet bleiben und not-wendige Kapazitäten nicht aufgebaut werden.\r\nUngeachtet dessen heben wir hervor, dass die grundsätzliche Ausgestaltung der Teilnahmebedingun-gen und regulatorischen Vorgaben entscheidend für den Erfolg der Ausschreibungen sind. Positiv be-wertet wird insbesondere die vorgesehene Mindestleistung von 1 MW, da sie auch kleineren, dezent-ralen und aggregierten Anlagen den Zugang ermöglicht und damit Wettbewerb, Innovation sowie die Versorgungssicherheit stärkt.\r\nWie begrüßen die europarechtlich gebotene Begrenzung der Treibhausgasemissionen der geförderten Kraftwerke. Einen starren CO₂-Grenzwert sehen wir jedoch kritisch, da dieser die erforderliche Flexibi-lität im Energiesystem einschränken und Investitionen in erneuerbare Energien behindern kann. Statt-dessen sprechen wir uns für einen Mindestanteil erneuerbarer Gase aus, der über die Betriebsdauer der Kapazitäten schrittweise ansteigt und so frühzeitig Emissionsminderungen mit verlässlichen In-vestitionsbedingungen verbindet (analog zur so genannten „Bio-Treppe“ im Gebäudemodernisie-rungsgesetz - GMG).\r\nAuch bei den Standortanforderungen plädieren wir für eine differenzierte Ausgestaltung. Wir lehnen den im Entwurf vorgesehenen Ausschluss von Standorten, an denen in der Vergangenheit bereits Strom aus gasförmigen Brennstoffen erzeugt wurde, ab. Zumindest Standorte, an denen zukünftig er-neuerbare Gase wie Biogas oder Biomethan verstromt werden, sollten zulässig sein. Eine solche Diffe-renzierung würde den Ausbau dezentraler Strukturen erleichtern und zugleich die effiziente Nutzung bestehender Infrastrukturen ermöglichen. Gerade bestehende Biogas-BHKW befinden sich häufig in unmittelbarer Nähe zum Gasnetz und sind bereits infrastrukturell gut eingebunden. Ein zusätzlicher Gasnetzanschluss würde diesen Anlagen ermöglichen, neben dem lokal begrenzten, biologisch erzeug-ten Gaskapazitäten auch flexibel auf gasförmige Energieträger aus dem Netz zurückzugreifen. Dadurch ließe sich die Betriebsweise deutlich flexibilisieren. In der Konsequenz könnte dies einer erheblichen Leistungs- und Flexibilitätssteigerung gleichkommen, die funktional mit einem Neubau bzw. einer grundlegenden Erweiterung bestehender Kapazitäten vergleichbar ist. Vor diesem Hintergrund ist zu-dem zu berücksichtigen, dass die derzeit bestehenden Einschränkungen im Anlagenbetrieb in vielen Fällen weniger auf technischen Grenzen als vielmehr auf regulatorischen Vorgaben beruhen. Eine An-passung der Standortkriterien würde es ermöglichen, diese Potenziale ohne zusätzliche Infrastruk-turinvestitionen zu erschließen und bestehende Anlagen systemdienlich weiterzuentwickeln.\r\nDarüber hinaus empfehlen wir, die Resilienzanforderungen um Kriterien zur Herkunft der eingesetzten Brennstoffe zu ergänzen. Mindestanteile für heimische oder europäische erneuerbare Gase können Importabhängigkeiten reduzieren, regionale Wertschöpfung stärken und den Hochlauf erneuerbarer Energieträger gezielt unterstützen. Insgesamt betont das HBB die Notwendigkeit eines konsistenten regulatorischen Rahmens, der Investitionen in nachhaltige Technologien lenkt und Planungssicherheit schafft.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\n1. Zu § 7: Mindestleistung von Anlagen\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen, dass der RefE bei den allgemeinen Teilnahmevoraussetzungen eine Mindestleistung von 1 Megawatt vorsieht. Niedrige Losgrößen stellen eine zentrale Voraussetzung da-für dar, dass neben großen, zentralen Kraftwerksprojekten auch kleinere, dezentrale sowie aggregierte Flexibilitätsoptionen Zugang zu den Ausschreibungen erhalten.\r\nGerade in einem zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem kommt dezentralen Anlagen, Speichern, flexiblen Lasten und dargebotsunabhängigen erneuerbaren Erzeugern eine wach-sende Bedeutung für die Versorgungssicherheit zu. Eine breite Teilnahme dieser Akteure erhöht nicht nur die Systemstabilität, sondern fördert zugleich Wettbewerb und Innovation im Markt.\r\nVor diesem Hintergrund ist die Absenkung von Markteintrittshürden ausdrücklich positiv zu bewerten. Sie sollte im weiteren Verfahren konsequent fortgeführt und weiterentwickelt werden, um die Vielfalt an Flexibilitätsoptionen bestmöglich zu erschließen und systemdienlich zu integrieren.\r\n2. Zu§ 9: Emissionsgrenzwert\r\nWie begrüßen die europarechtlich gebotene Begrenzung der Treibhausgasemissionen der geförderten Kraftwerke. Einen CO₂-Grenzwert ohne weitere Vorgaben sehen wir jedoch kritisch. Ein solcher Schwel-lenwert stellt eine ausdrückliche Erlaubnis zu einer Fortführung der fossilen Energieerzeugung dar und lässt dabei Fragen der energiepolitischen Souveränität, der Versorgungssicherheit und des Klima-schutzes außeracht. Zwar würde der Emissionsgrenzwert den Betrieb von Erzeugungskapazitäten mit erneuerbaren Gasen nicht beeinflussen, doch auf Grund seiner Höhe wäre für Erzeugungskapazitäten mit fossilen Gasen kein Anreiz gegeben, den Betrieb auf regenerative Ressourcen umzustellen. Zudem wird er der erforderlichen Flexibilität im Energiesystem nicht gerecht und kann Investitionen in effizi-ente und zugleich transformierbare Kraftwerkskapazitäten unnötig einschränken.\r\nAnstatt eines CO2-Grenzwerts sprechen wir uns für einen Mindestanteil erneuerbarer Gase aus, der über die Betriebsdauer der Kapazitäten schrittweise und in klar definierten Stufen ansteigt. Eine ge-eignete Orientierung für die Ausgestaltung einer solchen Regelung kann beispielsweise die so genann-ten „Bio-Treppe“ im Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) bieten, die ebenfalls auf eine sukzessive Erhöhung erneuerbarer Anteile abzielt.\r\nDurch eine dynamische Quotenlösung ließe sich sicherstellen, dass der Kohlendioxidausstoß der Kraftwerke bereits in frühen Betriebsphasen verbindlich reduziert wird, ohne die notwendige Investi-tions- und Planungssicherheit zu beeinträchtigen. Gleichzeitig schafft sie verlässliche Marktsignale für den Hochlauf erneuerbarer gasförmiger Energieträger und unterstützt damit den Übergang zu einer klimaneutralen Energieversorgung.\r\n3. Zu § 12: Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeu-gungskapazitäten\r\nUm den Neubau von Kraftwerkskapazitäten sicherzustellen, ist es sinnvoll, klare Anforderungen an geeignete Standorte zu definieren. Zur Stärkung der Verzahnung mit der EE-Branche erscheint es je-doch nicht zielführend, Standorte pauschal auszuschließen, an denen innerhalb der letzten fünf Jahre\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nvor dem jeweiligen Gebotstermin gasförmige Brennstoffe als Hauptenergieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wurden.\r\nStattdessen sollte die Regelung gezielt auf fossile gasförmige Brennstoffe abstellen und erneuerbare gasförmige Brennstoffe wie Biogas oder Biomethan ausdrücklich ausnehmen. Auf diese Weise ließe sich der Ausbau dezentraler Standorte mit zusätzlicher Kapazität ermöglichen, ohne unnötige Ein-schränkungen zu schaffen, und zugleich die Integration erneuerbarer Energien wirksam unterstützen.\r\nEs könnte bestehende Infrastruktur effizient weiterentwickelt werden, was sowohl Kosten als auch Realisierungszeiten reduziert. Nicht zuletzt trägt die Öffnung für Standorte mit erneuerbaren Gasen zur Systemstabilität bei, da flexible, dezentrale Erzeugungskapazitäten gezielt dort ausgebaut werden können, wo sie netz- und systemdienlich sind.\r\n4. Zu § 15: Anforderungen an die Resilienz\r\nNeben dem Fokus auf die „wesentlichen Bauteile“, die im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt sein müssen, empfehlen wir, ergänzend Mindestanforderungen an die Herkunft der eingesetzten Brenn-stoffe zu definieren. Insbesondere bei gasförmigen Energieträgern kann ein solcher Mindestfaktor dazu beitragen, den Anteil heimischer oder europäischer erneuerbarer Gase, etwa Biomethan, zu er-höhen und gleichzeitig Importabhängigkeiten zu reduzieren.\r\nEine entsprechende Vorgabe würde nicht nur regionale Wertschöpfungsketten stärken, sondern auch die Versorgungssicherheit erhöhen und Preisschwankungen auf internationalen Energiemärkten ab-federn. Darüber hinaus kann sie frühzeitig Anreize setzen, fossile Energieträger zu substituieren, an-statt erst perspektivisch über Anforderungen wie eine H₂-Readiness eine schrittweise Reduktion des Erdgaseinsatzes anzustreben.\r\nDurch die Verknüpfung von Standortanforderungen, Bauteilherkunft und Brennstoffkriterien entsteht ein konsistenter regulatorischer Rahmen, der Investitionen in nachhaltige Technologien gezielt lenkt. Gleichzeitig wird sichergestellt, dass der Hochlauf erneuerbarer Gase nicht nur technisch ermöglicht, sondern auch marktseitig unterstützt wird. Dies trägt dazu bei, Transformationspfade planbarer zu gestalten und den Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem effizient zu beschleunigen.\r\n5. Zu § 41: Höchstwert\r\nDer Höchstwert für Gebote ist ein zentrales Steuerungsinstrument für die tatsächliche Beteiligung am Ausschreibungsverfahren. Insbesondere für Biogasanlagen ergibt sich über den Flexibilitätszuschlag gemäß § 50 EEG die Möglichkeit, Investitionen in zusätzliche Leistung wirtschaftlich darzustellen, so-fern die entsprechenden Qualitätskriterien erfüllt werden. Die Ausgestaltung des Höchstgebotswertes ist daher von entscheidender Bedeutung, um Investitionsanreize zu setzen und die gewünschte Flexi-bilisierung des Anlagenparks zu erreichen.\r\nIn welchem Umfang die ausgeschriebenen Kapazitäten tatsächlich realisiert werden, hängt maßgeblich von der Höhe dieses Höchstwertes ab. Wird dieser zu niedrig angesetzt, besteht die Gefahr einer Un-terzeichnung der Ausschreibungen, da notwendige Investitionen – insbesondere in flexible Fahrweisen und zusätzliche Leistung – nicht ausreichend refinanziert werden können. Ein angemessen ausgestal-teter Höchstwert ist somit Voraussetzung dafür, dass Bioenergieanlagen ihre systemdienliche Rolle im Stromsystem voll entfalten und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten können.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nVor diesem Hintergrund ist eine abschließende Bewertung des Gesetzesentwurfs derzeit nur einge-schränkt möglich, da dieses zentrale Kriterium bislang nicht definiert ist. Eine belastbare Einschätzung der Investitions- und Teilnahmebedingungen setzt voraus, dass der Höchstgebotswert transparent festgelegt und an den realen Kostenstrukturen der Anlagenbetreiber ausgerichtet wird.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nFlorian Strippel\r\nReferatsleiter Stromnetze & Systemdienstleistungen\r\nTeil.: 08161-9846-812\r\nEmail: florian.strippel@biogas.org"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026628","regulatoryProjectTitle":"Vorschlag einer Nachfolgeregelung zur Gasnetzzugangsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/b4/799495/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100005.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Zudem sieht die EU-Kommission die Begrenzung der Kostenbelastung für den An-schlussnehmer als wesentliche Bestimmung, um die gewünschten Investitionen zu ermögli-chen.\r\n2. Notwendigkeit eines Anspruchs des Einspeisers auf kapazitätsverstärkende Maßnahmen\r\n•\r\nEine ausreichende Verfügbarkeit des Gasnetzes ist zentral für Planbarkeit und Investitionssi-cherheit von Biomethanprojekten.\r\n•\r\nEine eingeschränkte Verfügbarkeit des Netzanschlusses verschlechtert die Wirtschaftlichkeit sehr stark (geringerer Biomethanabsatz; schlechtere Treibhausgasbilanz der eingespeisten Bi-omethanmengen).\r\n•\r\nGleichwohl sollte die Option gegeben sein, dass Einspeiser und Netzbetreiber auf individueller vertraglicher Basis geringere Verfügbarkeiten des Netzanschlusses vereinbaren. Dadurch kön-nen Projekte umgesetzt werden, bei denen kapazitätsverstärkende Maßnahmen reduziert wer-den können. Die Kostenbelastung sinkt dadurch für beide Parteien.\r\n•\r\nVon dieser Option profitiert auch die Allgemeinheit, da die gewälzten Kosten reduziert werden.\r\nPotenziale zur Senkung der Infrastrukturkosten auf Seiten von Netzbetreiber und Einspeiser\r\n1. Es bestehen Potenziale zur Senkung der Infrastrukturkosten durch den Netzbetreiber, die mit einer Nachfolgeregelung angereizt werden sollten. Deutschland sollte hier einen Austausch mit europäi-schen Nachbarländern suchen, in denen deutlich geringere Kosten erreicht werden können. Beispiele sind:\r\n•\r\nBilaterale Verträge mit den Einspeisern über Änderung des Anlagenkonzepts, die die Notwen-digkeit kapazitätsverstärkender Maßnahmen und/oder die Notwendigkeit von Redundanzen an der Einspeisestation verringern (z.B. geringere Einspeisung in den Sommermonaten).\r\n2\r\n•\r\nBilaterale Verträge mit dem Einspeiser, damit dieser die Einspeiseanlage kauft, beauftragt und erst nach Errichtung an den Netzbetreiber übergibt.\r\n•\r\nTechnische Vereinfachungen der Einspeisestationen, z.B. bzgl. Brennwerteinstellung & Mess-technik.\r\n4. Auf Seite der Biomethaneinspeiser bestehen insb. folgende Potenziale zur Senkung der Infrastruk-turkosten, die angereizt werden sollten:\r\n•\r\nHohe Einspeisekapazität & hohe Auslastung vorhandener Infrastruktur, um die spezifischen Infrastrukturkosten pro kWh Biomethan zu senken.\r\n•\r\nWahl eines Anlagenkonzepts, das die Notwendigkeit kapazitätsverstärkender Maßnahmen und/oder die Notwendigkeit von Redundanzen an der Einspeisestation verringert (z.B. gerin-gere Einspeisung in den Sommermonaten).\r\n•\r\nKauf und Beauftragung der Einspeisestation durch den Einspeiser (mit anschließendem Be-trieb durch den Netzbetreiber).\r\nIn diesem Zusammenhang ist wichtig zu beachten, dass die meisten neuen Biomethanprojekte Um-rüstungen bestehender Biogasanlagen sind und/oder wenig transportwürdige Substrate nutzen (insb. Reststoffe) und deshalb auf bestimmte Standorte festgelegt sind. Eine überregionale Verschiebung von Standorten ist deshalb keine Option zur Kostensenkung, sondern schließt sinnvolle Projekte aus.\r\nEckpunkte einer Nachfolgeregelung\r\n1. Aufteilung der Infrastrukturkosten (Netzanschluss, ggf. netzverstärkende Maßnahmen) & Anspruch des Einspeisenden auf kapazitätsverstärkende Maßnahmen: Eine Begrenzung der Infrastrukturkosten für die Einspeisenden in Form einer Kostenteilung sowie Ansprüche auf netzverstärkende Maßnahmen werden grundsätzlich beibehalten, um Planbarkeit und Investitionssicherheit für Projektierer und In-vestoren zu gewährleisten und deren Belastung zu verringern (siehe oben, Nr. 1 und 2).\r\n2. Aufteilung von Referenzkosten anstatt realer Kosten: Der Kostenanteil des Einspeisenden bezieht sich nicht auf die realen Infrastrukturkosten, sondern auf gesetzlich festgelegte Referenzkosten, die sich an den niedrigeren Kosten im europäischen Ausland orientieren.\r\n3. Höhere Referenzkosten bei netzverstärkenden Maßnahmen: Bei der gesetzlichen Festlegung der Re-ferenzkosten wird unterschieden, ob für die Integration der Biomethananlage netzverstärkende Maß-nahmen erforderlich sind oder nicht, da dies den größten Kostenpunkt bei den gesamten Infrastruk-turkosten darstellt. Dadurch erhält sowohl der Netzbetreiber als auch der Einspeisende einen Anreiz, netzverstärkende Maßnahmen zu vermeiden (siehe oben, Nr. 3 & 4), weil dann beide geringere Kosten tragen müssten (siehe Beispiel unten).\r\n4. Berücksichtigung von Einspeisekapazität & Auslastung des Netzanschlusses beim Einspeiseranteil: Bei der Aushandlung des Netzanschlussvertrags wird nicht nur die vom Einspeisenden gewünschte\r\n3\r\nEinspeisekapazität festgelegt, sondern auch, welche durchschnittliche Auslastung des Netzanschlus-ses der Einspeisende anstrebt (die Auslastung eines Netzanschlusses entspricht dabei dem Verhältnis von realer Einspeisung zu Einspeisekapazität). Der Prozentsatz des vom Einspeisenden zu tragenden Anteils an den jeweiligen Referenzkosten sinkt mit steigender Kapazität des Netzanschlusses und/oder steigender Auslastung. So erhalten die Projektierer neuer Biomethanprojekte einen Anreiz, kleinere Anlagen ggf. vor dem Netzanschluss zu bündeln und Biomethaneinspeisung und Netzan-schluss optimal aufeinander abzustimmen, was beides die spezifischen Infrastrukturkosten senkt (siehe oben, Nr. 4).\r\n5. Vollständige Fortführung der „Biogas-Umlage“: Damit Netzbetreiber weiter aktiv projektieren, sollten sie die Möglichkeit erhalten, ihren Anteil an den Infrastrukturkosten zu wälzen, einschließlich ihres Anteils an den Kosten für netzverstärkende Maßnahmen. In der aktuellen Übergangsregelung ist dies nicht mehr möglich.\r\nVorschlag einer neuen Regelung zur Aufteilung der Infrastrukturkosten\r\nWir schlagen eine gesetzlich festzulegende Regelung vor, die den Anteil des Einspeisers an den Refe-renzkosten abhängig von Einspeisekapazität und der angestrebten Auslastung des Netzanschlusses variiert. Für die konkrete Ausgestaltung schlagen wir folgende Matrix vor:\r\nNetzanschluss-konzept\r\nEinspeisekapazität\r\nAngestrebte Auslastung\r\nBeteiligung des Einspeisers an den Referenzkosten 1\r\nBis 199 Nm3/h\r\n51 - 90% 75% 2\r\n200-999 Nm3/h 35% 3\r\nAb 1.000 Nm3/h 25% 4\r\nBis 199 Nm3/h\r\n> 90% 50% 5\r\n200-999 Nm3/h 25% 6\r\nAb 1.000 Nm3/h 10%\r\nDie Einhaltung der angestrebten Auslastung könnte über Sanktionierung bei den vermiedenen Netz-entgelten sichergestellt werden (die dementsprechend nicht auslaufen dürften, sondern über den 31.12.2027 hinaus verlängert werden müssten).\r\nWie oben beschrieben sollte sich die Kostenteilung nicht auf die realen Kosten eines Netzanschlusses beziehen, sondern auf gesetzlich festzulegende Referenzkosten, die sich an den – niedrigeren – Kosten im europäischen Ausland orientieren. Bei der Festlegung der Referenzkosten sollte unterschieden werden zwischen Vorhaben ohne signifikante netzverstärkende Maßnahmen und Vorhaben, die signi-fikante netzverstärkende Maßnahmen erfordern. Auf Basis von Rückmeldungen über die Kosten von Netzanschlüssen und kapazitätsverstärkenden Maßnahmen im europäischen Ausland schlagen wir als Referenzkosten vor:\r\n4\r\nZu teilende Referenzkosten\r\nNetzanschlüsse ohne netzverstärkende Maßnahmen\r\n1.000.000 Euro\r\nNetzanschlüsse mit netzverstärkenden Maßnahmen\r\n3.000.000 Euro\r\nDer Einspeiser kann auf sein Recht zur Netzverstärkung bestehen, entscheidet sich damit aber auch für höhere Referenzkosten und damit für einen höheren Kostendeckel.\r\nAus der oben beschriebenen Kostenteilungsmatrix und den Referenzkosten – die beide gesetzlich fest-zulegen sind – ergeben sich folgende Kostendeckel für den Einspeiser:\r\nNetzanschluss-konzept\r\nEinspeisekapa-zität\r\nAngestrebte Auslastung\r\nKostendeckel für den Einspeiser\r\nOhne netzverstär-kende Maßnahmen (Option 1)\r\nMit netzverstärken-den Maßnahmen (Option 2) 1\r\nBis 199 Nm3/h\r\n51 - 90% 750.000 Euro 2.250.000 Euro 2\r\n200-999 Nm3/h 350.000 Euro 1.050.000 Euro 3\r\nAb 1.000 Nm3/h 250.000 Euro 750.000 Euro 4\r\nBis 199 Nm3/h\r\n> 90% 500.000 Euro 1.500.000 Euro 5\r\n200-999 Nm3/h 250.000 Euro 750.000 Euro 6\r\nAb 1.000 Nm3/h 100.000 Euro 300.000 Euro\r\nDeutlich sichtbar wird, dass Projekte mit hoher Kapazität bevorzugt werden und Projekte mit niedriger Kapazität und/oder Auslastung, die häufig für den Netzbetreiber teurer und aufwendiger sind, eher ausgeschlossen werden oder zumindest mit einem hohen Kostenanteil für den Einspeiser verbunden sind. Gleichzeitig gewährt der Kostendeckel eine gewisse Sicherheit für den Einspeiser auf gerade noch tragbarem Niveau.\r\nDer große systematische Vorteil unseres Vorschlags ist einerseits der Anreiz für Einspeiser und Netz-betreiber, miteinander ins Gespräch zu kommen und gemeinsam nach Möglichkeiten zur Reduktion der Infrastrukturkosten zu suchen und nicht per se die Infrastruktur auf eine dauerhafte Verfügbarkeit auszurichten und/oder jegliche Entscheidungen dem Netzbetreiber zu überlassen. Sollte beispiels-weise eine Einigung erzielt werden, dass die Einspeisung im Sommer gedrosselt wird, können ggf. netz-verstärkende Maßnahmen vermieden werden und es gelten die niedrigeren Referenzkosten bzw. Kos-tendeckel. Auch könnte beispielsweise der Netzbetreiber gegen eine Zahlung dem Einspeiser die Ver-antwortung für den Bau der Einspeisestation überlassen und nur den anschließenden Betrieb über-nehmen.\r\nBeispielrechnung aus Sicht des Einspeisers\r\nEin Einspeiser plant ein Biomethanprojekt (Einzelanlage oder Cluster) und beantragt einen Netzan-schluss mit einer Einspeisekapazität von 300 Nm3 Biomethan pro Stunde; weil der Einspeiser neben der Biomethaneinspeisung auch eine Vorort-Nutzung des erzeugten Biogases plant, geht er davon aus,\r\n5\r\ndass der Netzanschluss im Mittel zu 85% ausgelastet wird (Netzanschlusskonzept 2); der Kostendeckel für den Einspeiser würde damit 35% der Referenzkosten betragen. In der Netzverträglichkeitsprüfung wird deutlich, dass der Anschluss eine netzverstärkende Maßnahme erfordert (Option 2); die Referenz-kosten würden damit 3.000.000 Euro betragen. Daraus ergäbe sich ein Kostendeckel von 1.050.000 Euro.\r\nUm die eigenen Kosten zu reduzieren, könnte der Einspeisende nun versuchen, sein Konzept so zu ändern, dass keine netzverstärkenden Maßnahmen notwendig sind (Option 1), z.B. indem er in den Sommermonaten etwas mehr Gas vorort nutzt anstatt es einzuspeisen. Gelingt ihm dies, könnten er die geringeren Referenzkosten von 1.000.000 Euro ansetzen, woraus sich ein Kostendeckel von 350.000 Euro ergäbe.\r\nNachfolgeregelung § 20a GasNEV (Außerkrafttreten zum 31.12.2027)\r\nBiomethananlagen haben lange Planungs- und Realisierungszeiten. Anlagen, die jetzt geplant werden (§118 Abs. 4 EnWG: Stichtag 31.12.2026), werden bis zum 31.12.2027 wohl nicht in Betrieb sein und damit keinen Anspruch auf die Entgelte für die vermiedene Netznutzung haben. Diese sind aber ein wesent-licher Baustein zur Wirtschaftlichkeit. Ohne eine zügige Nachfolge- oder Übergangsregelung für die Entgelte zur vermiedenen Netznutzung läuft die jüngst eingeführte Übergangsregelung für die Kosten-teilung der GasNZV ins Leere."},"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":[{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026629","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des europäischen Gaspakets muss Biomethanausbau fördern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/8a/799497/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100006.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":"Stand: 21.04.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zum\r\nEntwurf der Bundesregierung zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnen-marktpakets vom 25.03.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 4\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biomethanerzeugungsanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlängern (§ 17k KabE EnWG) ....................................................................................................................................................... 5\r\n2. Weitere Anmerkungen zum Kabinettsentwurf ............................................................................. 6\r\n2.1. Zur Übergangsregel in § 17l Abs. 5 Kab EnWG ................................................................... 6\r\n2.2. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16b Abs. 2 KabE EnWG) ........................................ 6\r\n2.3. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu berücksichtigenden Annahmen (§ 16d Abs. 3 Nr. 1 KabE EnWG) ...................................... 7\r\n2.4. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1b KabE EnWG) ............................................................................................................................................... 7\r\n2.5. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG ............................................................................................................................................................. 8\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten vor, die Rahmen-bedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruktur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Kabi-nettsentwurf (KabE) nicht gerecht.\r\nDen größten Nachbesserungsbedarf sehen wir bei der 10-jährigen Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen.\r\nDie mit dem KabE neu geschaffene Möglichkeit, dass Verteilnetzbetreiber die Netzanschlüsse von Bi-omethananlagen mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos kündigen können, wird dazu füh-ren, dass der Anschluss von Biomethanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen kommt. Damit stellt die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen einen eindeutigen Bruch des Europarechts dar und konterkariert den Vorsatz der Bundesregierung, mehr grüne Gase in der Gebäudewärme zu nutzen.\r\nDarüber hinaus ist sie ein massiver Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Ein-speiseanlagen.\r\nUm neue Biomethanprojekte zu ermöglichen, bestehende Investitionen zu schützen und den europa-rechtlichen Vorgaben gerecht zu werden, ist die Regelung so auszugestalten, dass:\r\n•\r\nEinspeiseanlagen für erneuerbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widersprechen würde;\r\n•\r\ndie Trennung einer Anlage frühestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses bzw. – für Bestandsanlagen – 20 Jahre nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung erfolgt;\r\n•\r\ndurch die Netzstilllegung entstandene Gewinnausfälle ausgeglichen werden.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nVorbemerkung\r\nDie heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein sicheres, resilientes und kosteneffizientes Energiesystem. Dazu zählen insbesondere:\r\n•\r\nDie saisonale Energiespeicherung im Gasnetz, um im Winter Dunkelflauten überbrücken zu können;\r\n•\r\ndie Diversifizierung und dezentrale Organisation der Energieerzeugung, um das Energiesystem unabhängiger von Energieimporten und widerstandsfähiger gegen hybride Kriegsführung zu machen;\r\n•\r\ndie Nutzung bestehender Infrastruktur, wodurch Infrastrukturkosten eingespart werden kön-nen, die beim Ausbau des Stromnetzes, dem Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur, durch die Umrüstung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff oder durch Investitionen in neue Anlagentechnik entstehen;\r\n•\r\ndie schnelle Defossilisierung ohne Änderungen des Verbraucherverhaltens, wenn bereits Gas-technologie genutzt wird; sowie\r\n•\r\ndie Defossilisierung in Bereichen, die nur schwer oder gar nicht elektrifizierbar sind (z.B. Schwerlastverkehr, Industrie & stoffliche Nutzung).\r\nDarüber hinaus ist die Biogas- und Biomethanproduktion ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im länd-lichen Raum, insbesondere für die Landwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten. Die deutschen Hersteller von Biogas- und Biomethananlagentechnik sind international zumindest ak-tuell noch führend.\r\nZudem ist die Umrüstung bestehender Biogasanlagen von der Strom- und Wärmeerzeugung auf die Biomethaneinspeisung eine sinnvolle Form der Weiternutzung der bestehenden Biogaserzeugungska-pazitäten nach Auslaufen der EEG-Vergütung. Die vorhandene deutsche Biogasinfrastruktur ist einma-lig auf der Welt und muss auch aus volkswirtschaftlichen Gründen weiter genutzt werden. Die Anlagen sind vorhanden und können mit geringem Aufwand sehr schnell zur Defossilisierung des Gasver-brauchs beitragen.\r\nDie vorliegende Stellungnahme fokussiert sich auf die im KabE angesprochenen Themen. Sehr wichtig für den weiteren Ausbau der Biomethaneinspeisung sind auch adäquate Regelungen für den Gasnetz-anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen, insb. bzgl. einem zugesicherten Mindesteinspeisezeit-raum und der Aufteilung der Kosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Mit dem Auslaufen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) Ende 2025 und dem anstehenden Auslaufen der Gasnetzentgelt-verordnung (GasNZEV) haben sich die Rahmenbedingungen für Biomethananlagen stark verschlech-tert. Hier bracht es passende Nachfolgeregelungen. Der Fachverband Biogas e.V. hat auch bereits einen Vorschlag für Nachfolgeregelungen vorgelegt.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biome-thanerzeugungsanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlän-gern (§ 17k KabE EnWG)\r\nIm neuen § 17k KabE wird Verteilernetzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, nach Erstellung eines Entwicklungsplans Netzanschlüsse mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos zu kündigen (wobei für Anlagen, die vor Inkrafttreten des Gesetzes als Biomethanerzeugungsanlagen in Betrieb gegangen sind, die Trennung frühestens 20 Jahre nach Inbetriebnahme erfolgen darf). In Bezug auf die Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen ist diese Regelung – insbesondere die 10-Jahres-Frist – vollständig abzulehnen, denn:\r\nErstens: Es ist absehbar, dass eine 10-jährige Kappungsfrist den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen würde! Biomethanerzeugungsanlagen amortisieren sich in der Regel über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren. Damit Projektierer von Neuanlagen wie auch Be-treiber bestehender Vorort-Verstromungsanlagen überhaupt bereit sind, noch heute in neue Einspei-seprojekte zu investieren, muss klar sein, dass die Anlagen mindestens über diesen Zeitraum zu den geplanten Konditionen ins Netz einspeisen können. Auch Käufer von Biomethan erwarten langfristige Vereinbarungen über die Lieferung von Biomethan. Dass Projektierer bzw. Betreiber bereit sind, das finanzielle Risiko einer Trennung von Gasnetz lange vor Ende der Amortisationszeit auf sich zu neh-men, ist nicht zu sehen, zumal der Biomethanmarkt bereits heute sehr große marktwirtschaftliche Risiken birgt. Die 10-jährige Kappungsfrist konterkariert damit den Vorsatz der Bundesregierung, mehr grüne Gase in der Gebäudewärme zu nutzen.\r\nZweitens: Die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ist ein eindeutiger Bruch des Europarechts. Die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie schreibt vor, verbesserte Rahmen-bedingungen für einen Ausbau der Biomethaneinspeisung zu schaffen, insbesondere beim Zugang zur Gasinfrastruktur. Die 10-jährige Kappungsfrist tut aber das exakte Gegenteil: Es handelt sich um eine drastische Verschlechterung der Regulierung der Gasinfrastruktur, die jeglichen Ausbau der Biome-thaneinspeisung abwürft.\r\nDrittens: Eine 10-jährige Kappungsfrist für B Biomethanerzeugungsanlagen würde einen Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen darstellen. Bestandsanlagen haben in den letzten Jahren im Vertrauen auf den Fortbestand des Netzanschlusses erhebliche Investitionen in den Ausbau und die Ertüchtigung von Biomethananlagen, auch zur Umsetzung immer neuer Rechts-vorschriften, getätigt, die bei einer frühzeitigen Trennung ggf. noch nicht amortisiert sind.\r\nKurzum: Eine entschädigungslose Stilllegung vor Ablauf von 20 Jahren ab dem Anschluss an das Gas-netz würde die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit ernsthaft gefährden, laufende Ge-schäftsmodelle unterminieren und den Ausbau erneuerbarer Gase im Widerspruch zu den Zielen der Gas-Richtlinie (EU) 2024/1788 abwürgen.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung in § 17k KabE EnWG ist so auszugestalten, dass Einspeiseanlagen für erneu-erbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn:\r\n•\r\nEin bestätigter Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan die dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder Teilen davon vorsieht, weil ein Weiterbetrieb dem\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nGemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widerspricht. Nur dann darf eine Trennung einer Biogasanlage vom Netz als ultima ratio überhaupt in Betracht gezogen werden. Der Netzbetreiber muss den Anlagenbetreiber im Nachgang zur Erstellung des Netzentwicklungsplans unverzüglich über sein Stilllegungs-vorhaben informieren.\r\n•\r\nEine Trennung einer Biogasanlage darf dabei frühestens nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses zulässig sein.\r\n•\r\nZur Sicherstellung des Investitions- und Vertrauensschutzes darf die 20-jährige Stillle-gungsfrist für Bestandsanlagen – auch zur Sicherung von Investitionen in die Erweiterung oder Ertüchtigung der Anlagen – erst mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen zu laufen beginnen.\r\n•\r\nIn Ausnahmefällen kann dem Netzbetreiber eine Verkürzung der Stilllegungsfrist auf ein-heitlich 10 Jahre gestattet werden, wenn er an den Anlagenbetreiber einen Ausgleich für den durch die Netzstilllegung entstandenen Gewinnausfall zahlt.\r\nUm dies im Gesetzestext umzusetzen, sollte § 17k um folgenden Absatz ergänzt werden:\r\n„Abweichend von Absatz 1 darf ein Anschluss für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan nur getrennt werden, wenn die Aufrechterhaltung des Anschlusses unter Berücksichtigung der Verpflichtungen im Sinne von Art. 6 Abs. 2 Richtlinie (EU) 2024/1788 für das Erdgasun-ternehmen nicht als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung hinzunehmen ist. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan ist vor Ablauf von 20 Jahren zuzüglich des ersten Anschlussjahres ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses stets un-zulässig. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan, die vor dem [Datum des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erstmals Biomethan in ein Gasvertei-lungsnetz eingespeist haben, ist frühestens zum 01.01.2046 zulässig.“\r\n2. Weitere Anmerkungen zum Kabinettsentwurf\r\n2.1. Zur Übergangsregel in § 17l Abs. 5 Kab EnWG\r\nAn den oben genannten problematischen Auswirkungen der 10-jährigen Kappungsfrist ändert im Üb-rigen auch die neu eingeführte Übergangsregel in § 17l Abs. 5 KabE EnWG nichts, die für bestimmte Anlagen eine längere Frist vorsieht. Denn von dieser Übergangsregel profitieren allein die Biometha-nerzeugungsanlagen, die zehn Jahre vor Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen wurden/wer-den, also in etwa zwischen Mitte 2016 und Mitte 2026 (77 Bestandsanlagen laut FvB-Branchenzahlen zzgl. Zubau in 2026). Für alle anderen Bestandsanlagen (213 Anlagen laut FvB-Branchenzahlen) sowie Neuanlagen gilt weiterhin de facto die Frist für eine zulässige Anschlussfrist von zehn Jahren ab Mit-teilung der Anschlusstrennung – und zwar unabhängig davon, ob die Betreiber noch vor Kurzem sig-nifikant in ihre Anlagen investiert haben. Es ist daher ausgeschlossen, dass § 17l Abs. 5 EnWG die in den letzten Jahren getätigten umfangreichen Investitionen in den bestehenden Anlagenpark oder In-vestitionen in Neuanlagen schützt.\r\n2.2. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Er-stellung eines Entwicklungsplans (§ 16b Abs. 2 KabE EnWG)\r\nDer neue § 16b Abs. 2 KabE EnWG verpflichtet Verteilernetzbetreiber zur Erstellung eines Entwicklungs-plans, wenn eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre zu\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nerwarten ist, die so groß ist, dass sie die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder bestimmter Netzabschnitte erfordert. Wir halten die prognostizierte Entwicklung der Erdgasnach-frage für den falschen Anknüpfungspunkt. Entscheidend für die Frage, wie mit einem bestehenden Verteilnetz umzugehen ist, ist nicht die Erdgasnachfrage, sondern generell der Gastransport, unabhän-gig davon, ob es sich um Erdgas oder ein anderes Gas (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) han-delt und ob das Netz dem Transport von Erdgas dient.\r\nVorschlag\r\nAls Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Verteilernetzentwicklungsplans wird die prognostizierte Entwicklung des Gastransports gewählt. § 16b Abs. 2 KabE EnWG ist ent-sprechend anzupassen:\r\n„(2) Jeder Betreiber eines Gasverteilernetzes erstellt einen Verteilernetzentwicklungsplan für das von ihm betriebene Gasverteilernetz oder für Teile eines solchen Gasverteilernet-zes, sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage des Transports von Gas innerhalb der nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Um-stellung auf Wasserstoff oder dauerhafte Außerbetriebnahme des von ihm betriebene Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“\r\n2.3. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu be-rücksichtigenden Annahmen (§ 16d Abs. 3 Nr. 1 KabE EnWG)\r\nEs sollte explizit klargestellt werden, dass bei der Erstellung ihrer Netzentwicklungspläne auch die jeweils vorhandenen Potenziale für die Einspeisung von erneuerbaren Gasen zu berücksichtigen sind; der KabE lässt den Verteilnetzbetreiber hier zu viel Spielraum, so dass selbst in Regionen mit hohem Biomethanpotenzial ein Rückgang der Biomethaneinspeisung angenommen werden kann.\r\n2.4. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1b KabE EnWG)\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ wurde die Übergangsre-gelung eingeführt, nach der Biomethaneinspeiseanlagen, die bis zum 31.12.2026 ein Netzanschlussbe-gehren gestellt und die notwendige Vorauszahlung geleistet haben, die aktuellen Regelungen der Gas-NZV in Anspruch nehmen können (§ 118 Abs. 4 EnWG).\r\nLeider konterkariert die Übergangsregelung zur Kostenwälzung in § 17 Abs. 1 b KabE EnWG (die sich auch in der bereits eingeführten Übergangsregelung findet; siehe oben) diese Idee. Denn die Über-gangsregelung zur Kostenwälzung betrifft einzig die Wälzung der Kosten für den Netzanschluss (ein-schließlich der Kosten für Wartung und Betrieb), nicht jedoch die Kosten für die kapazitätserweitern-den Maßnahmen nach § 33 Absatz 10 und § 34 Absatz 2 GasNZV (z.B. Anlagen zur Rückverdichtung auf höhere Druckstufen) – obwohl auch diese Kosten bislang durch § 20b GasNEV deutschlandweit gewälzt werden konnten. Wir haben große Sorge, dass sich Netzbetreiber ab jetzt, wo § 33 Abs. 10 und § 34 Abs. 2 GasNZV außer Kraft getreten sind, weigern werden, für Biomethananlagen, die sich in der Um-setzung befinden und ans Ortsnetz angeschlossen werden, die dann erforderliche Rückverdichtung zu errichten.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nVorschlag\r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber die Kosten für die zugesicherte Min-desteinspeisekapazität wälzen können bzw. sich darauf verlassen können, nicht darauf „sitzen“ zu müssen. Dabei geht es v.a. um die Kosten, die für die Errichtung und den Be-trieb von Rückverdichtungsanlagen, entstehen.\r\nDieses Ziel wird etwa erreicht, wenn § 20b GasNEV bzw. die Biogaskostenwälzung nicht nur im Hinblick auf die Kosten für die Errichtung und den Betrieb des Netzanschlusses, sondern auch im Hinblick auf die Kosten für die kapazitätserhöhenden Maßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen Zusicherung einer garantier-ten Mindesteinspeisekapazität durchführen muss bzw. bereits durchgeführt hat, weiter-gilt.\r\n2.5. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG\r\nEs ist zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber der BNetzA als zuständiger Behörde klare Leitplan-ken für die Festlegung der Anschluss- und Netznutzungskosten von Biomethanerzeugungsanlagen vor-gibt, wie in Art. 58 der Gasrichtlinie vorgesehen und in den § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG veran-kert. Der BNetzA muss durch den Gesetzgeber aufgegeben werden, dass die Erzeugung und Nutzung von Biomethan aktiv zu fördern ist. Dabei sollen die Ziele der Gasrichtlinie im Vordergrund stehen, und mögliche Privilegierungen dürfen nur eingeschränkt werden, wenn die Förderung nicht mehr dem Gemeinwohl dient. Eine ausschließliche Orientierung an betriebswirtschaftlichen Kriterien des Netz-betreibers ist unzulässig, da sie den Ausbau erneuerbarer Gase behindert und zu Wettbewerbsverzer-rungen zugunsten fossiler Energieträger führen würde.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nDr. Andrea Bauer\r\nReferatsleiterin Energierecht & -handel des Fachverband Biogas e.V. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 5.5.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme\r\nZum Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft & Energie zur Novelle des Wärme-planungsgesetzes vom 24.4.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Zu den vorgesehenen Änderungen im Referentenentwurf ................................................... 4\r\n1.1. Zur Privilegierung der dezentralen Wärmeversorgung in der Wärmeplanung (§ 22a Abs. 1 Satz 1 & Abs. 2 RefE) ................................................................................................... 4\r\n1.2. Zu den Anhaltspunkten für die Eignung von Wärmenetzen (§ 22a Abs. 2 RefE) ......................................................................................................................................................................... 5\r\n1.3. Zur Anforderung der „Wirtschaftlichkeit“ von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE) ......................................................................... 5\r\n2. Abschaffung unverhältnismäßiger & diskriminierender Anforderungen ....................... 6\r\n2.1. Verbote für den Einsatz von nachhaltiger Biomasse streichen (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG) .......................................................................................................................................... 6\r\n2.2. Wärmeversorgung mit grünem Methan erleichtern ...................................................... 8\r\n2.2.1. Unverhältnismäßige Anforderung an die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan abbauen (§ 28 Abs. 2 WPG) ...................... 8\r\n2.2.2. Abgleich von Bedarf und Potenzial innerhalb eines Bundeslandes streichen (§ 28 Abs. 5 Satz 2 WPG) ........................................................................................... 9\r\n3. Differenzierung der zu erhebenden Informationen in der Bestandsanalyse ............... 9\r\n3.1. Differenzierung der Angaben zur Prozesswärme nach Temperaturniveau (Anlage 1 Nr. 4 WPG) .............................................................................................................................. 9\r\n3.2. Erweiterung der Angaben zur Gasinfrastruktur um Angaben zur Einspeisung von grünen Gasen (Anlage 1 Nr. 8 RefE) .................................................................................... 10\r\n4. Weitere Anpassungen im WPG .......................................................................................................... 11\r\n4.1. Präzisierung bei der Definition von Holzbiomassen (§ 3 Nr. 15 e WPG) ............. 11\r\n4.2. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbaren Energieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15 WPG) ......................................................................................................................... 11\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Auch im ländlichen Raum eignen sich sehr viele Kommunen für ein Wärmenetz. Denn auch hier ist die Bebauung oft so eng, um den wirtschaftlichen Betrieb kleiner Wärmenetze zu ermöglichen. Hinzu kommt, dass im ländlichen Raum häufig besonders günstige Voraussetzungen für die Nutzung erneu-erbarer Wärmequellen bestehen. Wir sehen in der derzeitigen Ausgestaltung des § 22a der RefE jedoch die Gefahr, dass das vereinfachte Verfahren zu einer systematischen Unterschätzung der Potenziale leitungsgebundener Wärmeversorgung im ländlichen Raum führt. Denn die kleine Wärmeplanung be-vorzugt systematisch die dezentrale Wärmeversorgung, da diese als grundsätzliche Beplanung vorge-schrieben ist (§ 22a Abs. 1 Satz 1 RefE) und Kommunen nur optional prüfen können, inwiefern sich ein Gebiet für ein Wärmenetz eignet. Kommunen sollten deshalb verpflichtet werden:\r\n(i)\r\nZu prüfen, ob die in § 22a Absatz 2 festgelegten Kriterien für die Eignung eines Wärme-netzgebiets erfüllt sind und\r\n(ii)\r\nIm Fall eines positiven Prüfergebnisses – diese als „Prüfgebiet Wärmenetz” auszuweisen\r\n2. Die bestehende Begrenzung des Einsatzes von Biomasse in Wärmenetzen von > 50km sollte mit der laufenden Novelle des WPG gestrichen werden (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG). Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneut-raler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Den Entscheidern vor Ort sollte des-halb eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärme-versorgung gegeben werden.\r\n3. Die Ausweisung von Gebieten, welche für die Versorgung mit grünem Methan geeignet sind, sollte erleichtert werden. Dazu sind zum einen unverhältnismäßige und diskriminierende Anforderungen zu streichen (§ 28 Abs. 2 WPG). Zum anderen sollte die im Referentenentwurf vorgesehene Anforderung, dass die „Wirtschaftlichkeit“ einer Versorgung mit grünem Methan nachgewiesen werden müsse, ge-strichen oder zumindest mit nicht-diskriminierenden und verhältnismäßigen Anforderungen konkre-tisiert werden (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n1. Zu den vorgesehenen Änderungen im Referentenentwurf\r\n1.1. Zur Privilegierung der dezentralen Wärmeversorgung in der Wärmepla-nung (§ 22a Abs. 1 Satz 1 & Abs. 2 RefE)\r\nAuf S. 1 des RefE findet sich die Aussage: „Insbesondere in kleinen, eher ländlich geprägten Kommunen ist eine leitungsgebundene Wärmeversorgung über ein Wärme- oder ein Wasserstoffnetz eher selten zu erwarten.”\r\nDieser Aussage möchten wir – in Bezug auf Wärmenetze - vehement widersprechen. Auch im ländli-chen Raum ist die Bebauung oft dicht genug, um den wirtschaftlichen Betrieb kleiner Wärmenetze zu ermöglichen. Dörfliche Ortskerne mit historisch gewachsener, kompakter Bebauung, Siedlungsgebiete mit Mehrfamilienhäusern sowie Gemeindegebiete mit öffentlichen Liegenschaften wie Schulen, Rat-häusern oder Sportstätten bieten oft hinreichende Wärmebedarfsdichten, die eine leitungsgebundene Wärmeversorgung wirtschaftlich tragfähig machen können.\r\nHinzu kommt, dass im ländlichen Raum häufig besonders günstige Voraussetzungen für die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen bestehen: Holz aus der Forstwirtschaft und Landschaftspflege sowie landwirtschaftliche Biogasanlagen, aber auch Solarthermie und Geothermie sind vielerorts vorhanden und könnten über Wärmenetze wirtschaftlich erschlossen werden.\r\nDie Kommunale Wärmeplanung hat eine hohe Bedeutung insbesondere für die Errichtung von Nah-wärmenetzen auf Basis von Holz oder Biogas. Laut Praxisberichten konnten viele bestehende Nah-wärmenetze nur errichtet werden, weil die Kommune sich aktiv an Planung und Organisation betei-ligte.\r\nWir sehen in der derzeitigen Ausgestaltung des § 22a der RefE die Gefahr, dass das vereinfachte Ver-fahren zu einer systematischen Unterschätzung der Potenziale leitungsgebundener Wärmeversorgung im ländlichen Raum führt. Denn die kleine Wärmeplanung bevorzugt systematisch die dezentrale Wär-meversorgung, da diese als grundsätzliche Beplanung vorgeschrieben ist (§ 22a Abs. 1 Satz 1 RefE) und Kommunen nur optional prüfen können, inwiefern sich ein Gebiet für ein Wärmenetz eignet.\r\nPraxisberichte zeigen, dass viele der Ingenieurbüros, die Wärmeplanungen vornehmen, nicht mit dem Thema der Bioenergie-Nahwärmenetze vertraut sind und diese Wärmeversorgungsoption deshalb auch oft nicht angemessen berücksichtigt wird. Es sollte deshalb unbedingt daran festgehalten wer-den, dass sich diese Büros mit dem Thema beschäftigen müssen.\r\nVorschlag\r\nEine derartige systematische Diskriminierung leitungsgebundener Wärmeversorgung sollte aus Gründen eines fairen Wettbewerbs zwischen den verschiedenen Wärmeversor-gungsoptionen nicht erfolgen. Kommen sollten deshalb verpflichtet werden:\r\n(i)\r\nZu prüfen, ob die in § 22a Absatz 2 festgelegten Kriterien für die Eignung eines Wärmenetzgebiets erfüllt sind und\r\n(ii)\r\nIm Fall eines positiven Prüfergebnisses – diese als „Prüfgebiet Wärmenetz” aus-zuweisen\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n1.2. Zu den Anhaltspunkten für die Eignung von Wärmenetzen (§ 22a Abs. 2 RefE)\r\nDie in § 22a Absatz 2 Nummer 3 RefE genannten Anhaltspunkte für Potenziale erneuerbarer Wärme oder Abwärme, die über ein Wärmenetz nutzbar gemacht werden können, sollten in einer praxistaug-lichen, leicht anwendbaren Kriterienliste konkretisiert werden. Es wäre unrealistisch anzunehmen, dass kleine Kommunen, die bereits mit einer vollständigen Wärmeplanung überfordert wären, diese Anhaltspunkte eigenständig erkennen und bewerten können – zumal das Fehlen einer systematischen Potenzialanalyse die Einschätzung zusätzlich erschwert.\r\nVorschlag\r\nWir empfehlen daher, eine solche Liste verbindlich einzuführen und sie regelmäßig auf Basis aktueller wissenschaftlicher und praxisbezogener Erkenntnisse fortzuschreiben, etwa durch das Kompetenzzentrum Wärmewende (KWW) der dena.\r\n1.3. Zur Anforderung der „Wirtschaftlichkeit“ von Prüfgebieten für die Versor-gung mit grünem Methan (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE)\r\nGrundsätzlich sollte die Ausweisung von Gebieten als geeignet für die Versorgung mit grünem Methan erleichtert werden. Dazu sind unverhältnismäßige und diskriminierende Anforderungen zu streichen. Dies beinhaltet bspw. § 28 Absatz 2 WPG (siehe unten, Abschnitt 2.2.). Es ist zu begrüßen, dass zumin-dest in der „kleinen“ Wärmeplanung von diesen Kriterien abgewichen werden kann.\r\nAllerdings findet sich auch hier eine diskriminierende Anforderung. Nach § 22a Abs. 4 Satz 2 RefE dür-fen Teilgebiete nur dann als „Prüfgebiet Netz für die Versorgung mit grünem Methan“ ausgewiesen werden, wenn die planungsverantwortliche Stelle prognostiziert und begründet, dass eine leitungsge-bundene Wärmeversorgung mit grünem Methan „wirtschaftlich“ ist. Eine analoge Anforderung findet sich weder für die Ausweisung von Gebieten für die dezentrale Wärmeversorgung noch für die Auswei-sung von Wärmenetzgebieten.\r\nZudem werden keine konkreten Vorgaben gemacht, wie der Nachweis der „Wirtschaftlichkeit“ erbracht werden kann. Speziell wird nicht klar definiert, ob die Versorgung mit grünem Methan wirtschaftlicher als die Versorgung mit Erdgas sein muss oder wirtschaftlicher als die Versorgung mit anderen erneu-erbaren Heizungsoptionen (Wärmepumpen, erneuerbare Fernwärme etc.) und welche Kostenpunkte genau in den Nachweis einzubeziehen sind. Es istzu befürchten, dass die volks- und betriebswirt-schaftlichen Vorteile einer Wärmeversorgung mit grünem Methan nicht einbezogen werden können, weil z.B. nicht berücksichtigt wird, dass alternative Heizsysteme teilweise gefördert werden, der Einsatz von grünem Methan aber nicht Zudem benötigen einige Technologien ggf. Investitionen in eine Ge-bäudesanierung , was bei der Wärmeversorgung mit grünem Methan widerum nicht der Fall ist.\r\nVorschlag\r\nDer geforderte Nachweis der „Wirtschaftlichkeit“ sollte gestrichen werden.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n2. Abschaffung unverhältnismäßiger & diskriminierender Anforde-rungen\r\nDer Koalitionsvertrag der Bundesregierung nennt explizit die wichtige Bedeutung der Bioenergie für die erneuerbare Wärmeversorgung und betont, dass die Bundesregierung „alle Potenziale der Erneu-erbaren Energien nutzen” will. Zudem benennt der Koalitionsvertrag die Ziele “Bezahlbarkeit, Tech-nologieoffenheit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz” für die Modernisierung der Wärmeversor-gung. Im Zuge der laufenden WPG-Novelle sollten deshalb unbedingt bestehende unverhältnismä-ßige und diskriminierenden Anforderungen abgeschafft werden, die die Nutzung von Holz, Biome-than und Biogas unnötigerweise einschränken und den Zielen und Vereinbarungen des Koalitions-vertrages widersprechen. Die wichtigsten Aspekte werden im Folgenden genannt.\r\n2.1. Verbote für den Einsatz von nachhaltiger Biomasse streichen (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG) Das WPG verbietet für das Zieljahr 2045 den Einsatz von mehr als 15 Prozent nachhaltiger Biomasse in Wärmenetzen mit einer Leitungslänge von mehr als 50 Kilometern (§ 31 Abs. 2 WPG). Für neue Wärme-netze mit einer Leitungslänge über 50 Kilometern gilt sogar sofort ein Verbot des Einsatzes von mehr als 25 Prozent nachhaltiger Biomasse (§ 30 Abs. 2 WPG). Die Bioenergieverbände lehnen diese pauschalen ordnungsrechtlichen Beschränkungen für den Ein-satz von nachhaltiger Biomasse in Wärmenetzen aus mehreren Gründen ab. Erstens: Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Ange-sichts der ambitionierten Herausforderungen, die mit der Aufgabe der Defossilisierung der Sektoren Gebäude und Industrie einhergehen, sowie der bundesweit unterschiedlichen Herausforderungen und Lösungsmöglichkeiten, sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und tech-nische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung gegeben werden. Dies gilt auch für die Nutzung von Bioenergieträgen in Wärmenetzen. So gibt es z.B. Kommunen in waldreichen Regionen, die vor Ort über große dauerhaft nachhaltig verfügbare Holzmengen verfügen, während es in waldarmen Regionen auch sein kann, dass diese unterhalb der vorgesehenen Anteile vor Ort nicht verfügbar sind oder eben über andere nachhaltige Biomassequellen (Agroforstsystem, Energieholzanbau, Aufwuchs von Biodiversitätsflächen oder vernässten Moorböden) verfügt. D.h. letzt-lich obliegt es der Abschätzung der kommunalen Entscheider vor Ort zu bewerten, ob die nötigen Biomasseressourcen dauerhaft nachhaltig zu mobilisieren sind und welche regionalen Flächen- und Biomasseentwicklungen zu erwarten sind. Zeichnet sich ab, dass das zweifelhaft ist, so sollte erst dann von einer Entscheidung zugunsten von hohen Anteilen von Bioenergieträgern prinzipiell abgesehen werden. Dieser Mechanismus funktioniert unabhängig von der Länge des Wärmenetzes und unabhän-gig davon, wie hoch der Bioenergieanteil im Energieträgermix eines Netzes ist. Die Vorgaben zur Wärmeplanung und den daraus resultierenden Maßnahmenvorschlägen sowie die ordnungsrechtlichen Vorgaben an die Transformation von Wärmenetzen müssen deshalb technolo-gieneutral ausgestaltet werden und dürfen keine erneuerbare Wärmequelle einseitig begrenzen. Inso-fern die kommunalen Entscheider auf Basis bestimmter politischer Präferenzen eine „Bevorzugung“ oder einen Ausschluss bestimmter Technologien treffen wollen, sollten sie dies selbst entscheiden\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nund nicht von Entscheidungen auf Bundesebene, die die lokalen Gegebenheiten nicht berücksichtigt, vorgegeben bekommen. Zweitens: Eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes ist nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Bi-omassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann in z.B. ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Deshalb spricht wenig dafür, dass die selbstständige Entscheidungsmöglichkeit der Betreiber, welche Anteile an nachhaltigen Bioener-gieträgern genutzt werden, zu einer Überausschöpfung der nachhaltigen Biomassepotenziale führen wird. Vielmehr ist davon auszugehen, dass eine sich abzeichnende Verknappung von nachhaltigen Bioenergieträgern bereits so frühzeitig zu entsprechend steigenden Preisen führen wird, die einen weiteren Zubau stark begrenzen werden. Dort wo die Verhältnisse lokal anders sind, können aber gleichwohl weiterhin verantwortbare Entscheidungen zugunsten der Nutzung lokal anfallender und nachhaltig verfügbarer Bioenergieträger fallen, ohne dass die Versorgung anderer Nutzer gefährdet würde, da viele Bioenergieträger (z.B. Waldrestholz oder Landschaftspflegeholz) nicht über größere Distanzen wirtschaftlich transportiert werden können. Durch Nachhaltigkeitszertifizierungen wie für die RED III oder PEFC und FSC wird zudem sichergestellt, dass regional gewonnenes Holz aus nachhal-tigen Quellen stammt. Durch den anstehenden Waldumbau hin zu mehr Laubholz werden auf abseh-bare Zeit enorme Mengen an Energieholz zur Verfügung stehen, welche aufgrund seiner Beschaffenheit nicht für die stoffliche Verwertung geeignet ist. Die von manchen Akteuren geschürte Angst vor importierten nicht nachhaltigen Biomassen ist eben-falls unbegründet, wenn man die Statistiken über die Herkünfte der energetisch genutzten Holzsorti-mente betrachtet. Die derzeitige Holzenergienutzung in Deutschland wird zu ca. 98 Prozent durch das inländische Energieholzaufkommen gedeckt. Der daraus resultierende Außenhandelssaldo macht mit rund 2 Prozent einen geringen Teil der inländischen Versorgung aus.1 Drittens: Wenn Netzbetreiber mit einem hohen Bioenergieanteil dazu gezwungen werden andere er-neuerbare Energien hinzuzubauen, um ihren Biomasseanteil auf das maximal zulässige Niveau zu sen-ken, wird dies zu erheblichen Mehrkosten führen, z.B. für die Investition in neue Erzeugungsanlagen und deren Integration in das bestehende Netz sowie ggf. für die höheren spezifischen Kosten der Biomasseanlage, wenn diese ihre Wärmeproduktion zurückfahren muss. Diese Mehrkosten müssen an die Endkunden weitergereicht werden, was ggf. zu erheblichen Preissteigerungen führen kann.\r\nViertens: Wenn Netzbetreiber dazu gezwungen werden, den Bioenergieanteil niedrig zu halten, wird das in vielen Fällen dazu führen, dass die Möglichkeiten zum Einsatz fossiler Energieträger solange wie möglich maximal ausgereizt werden.\r\n1 Quelle: Umweltbundesamt (2022), Aktuelle Nutzung und Förderung der Holzenergie\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nVorschlag\r\nDie ordnungsrechtlichen Begrenzungen für den Einsatz nachhaltiger Biomasse in Wärme-netzen sind ersatzlos zu streichen, sowohl für neue Wärmenetze (§ 30 Abs. 2 WPG) als auch für das Zieljahr 2045 (§ 31 Abs. 2 WPG).\r\n2.2. Wärmeversorgung mit grünem Methan erleichtern\r\n2.2.1. Unverhältnismäßige Anforderung an die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan abbauen (§ 28 Abs. 2 WPG)\r\nGemäß § 28 Abs. 2 WPG dürfen Grundstücke nur dann als für die Versorgung mit grünem Methan (Biomethan, methanisierter grüner Wasserstoff) geeignet ausgewiesen werden, wenn:\r\n•\r\nentweder die Versorgung mit grünem Methan in Übereinstimmung mit den Netzentwicklungs-entwicklungsplänen der Fernleitungsnetzbetreiber und den Planungen der Betreiber vorgela-gerter Gasnetze steht oder\r\n•\r\nder Betreiber des Gasverteilernetzes darlegt, wie ausreichend grünes Methan produziert und gespeichert werden kann.\r\nDie Bioenergieverbände sehen diese Regelung sehr kritisch.\r\nErstens: Der Einsatz von grünem Methan wird hier systematisch ggü. anderen Versorgungsoptionen benachteiligt. Weder die Ausweisung von Wärmenetzgebieten noch die Ausweisung von Wasserstoff-netzprüfgebieten wird (in der regulären Wärmeplanung) mit derart scharfen Anforderungen verknüpft. Dabei ist das Potenzial zur Defossilisierung von Gasnetzen mit grünem Methan auf absehbarer Zeit deutlich größer als das Potenzial zur Defossilisierung mittels Wasserstoff.\r\nZweitens: Die kommunale Wärmeplanung sollte die Basis der Gasnetzplanung sein, nicht umgekehrt. Die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan von den Planungen der Gas-netzbetreiber abhängig zu machen, kehrt die Zuständigkeiten um. Gasnetzbetreiber sollten Planungen, wie ihre Infrastruktur zu entwickeln ist, von dem prognostizierten Gasverbrauch der Kommunen ab-hängig machen, nicht andersherum. Für die geplanten Gasverteilernetzentwicklungspläne, die mit der laufenden Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eingeführt werden sollen (§ 16 KabE EnWG-Novelle), gilt deshalb explizit die Vorgabe, sich an jeweiligen kommunalen Wärmeplanungen zu orien-tieren.\r\nDrittens: Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) sollen die Möglichkeiten erweitert werden, grüne Gase als gleichwertige Alternative neben anderen Heizungsoptionen nutzen zu können. Zu harte Anforderungen an die Ausweisungen von Prüfgebieten für grünes Methan konterkarieren diesen An-satz, speziell wenn für das günstigere Gas in Form von grünem Methanhärtere Anforderungen gestellt werden als an Prüfgebiete für Wasserstoff.\r\nVorschlag\r\n§ 28 Abs. 2 sollte ersatzlos gestrichen werden.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n2.2.2. Abgleich von Bedarf und Potenzial innerhalb eines Bundeslandes streichen (§ 28 Abs. 5 Satz 2 WPG)\r\nGemäß § 28 Abs. 5 WPG müssen die planungsverantwortlichen Stellen an die nach dem Landesrecht zuständigen Stellen den Bedarf an grünem Methan für die jeweiligen Kommunen melden. Wenn die Summe des gemeldeten Bedarfs das Potenzial des jeweiligen Bundeslandes „erheblich“ übersteigt, müssen die planungsverantwortlichen Stellen in dem Bundesland dies bei der Fortschreibung von Wärmeplänen berücksichtigen. Darüber hinaus darf gemäß § 28 Abs. 5 Satz 2 die Biogaserzeugung von Anlagen, deren Gas zum jeweiligen Zeitpunkt verstromt wird, nicht als Methanpotenzial gewertet wer-den.\r\nDie Bioenergieverbände lehnen diese Regelung aus mehreren Gründen ab.\r\nErstens: Auch hier findet eine ungerechtfertigte Schlechterstellung des Heizens mit grünem Methan gegenüber dem Heizen mit Wasserstoff statt: Die Ausweisung einer Eignung für grünes Methan bedarf einer Rückkopplung mit den Plänen der Gasnetzbetreiber bzw. dem Nachweis einer Verfügbarkeit; die Ausweisung einer Eignung für Wasserstoff erfordert dies nicht.\r\nZweitens: In ihrer jetzigen Ausgestaltung scheint die Regelung nicht praktikabel zu sein. Es bestehen keine allgemein anerkannten bundeslandscharfen Potenzialanalysen für grünes Methan.\r\nDrittens: Die Vorgabe eines Abgleichs von Bedarf und Potenzialen innerhalb eines Bundeslandes sug-geriert, dass die Versorgung eines Bundeslandes mit Energieträgern aus einem anderen Bundesland nicht sinnvoll oder politisch erwünscht sei. Das ist weder volkswirtschaftlich sinnvoll noch realistisch. In Bezug auf Strom wird ein europaweiter Ausgleich, bei Wasserstoff sogar eine weltweite Versorgung angenommen. Insofern es einen Abgleich von Bedarf und Potenzial gibt, dann muss dieser zumindest auf Bundesebene stattfinden.\r\nViertens: Insofern ein Potenzial an grünem Methan definiert wird, sollte unbedingt die Option berück-sichtigt werden, bestehende Vor-Ort-Verstromungsanlagen auf die Biomethanerzeugung umzurüsten. Hier liegt das größte, günstigste und am schnellsten erschließbare Potenzial zur Mobilisierung von grünem Methan.\r\nVorschlag\r\nAngesichts der vielen Schwächen, speziell bei der Definition eines angemessenen Ge-samtpotenzials, sollte die Regelung ersatzlos gestrichen werden oder zumindest wie oben beschrieben angepasst werden.\r\n3. Differenzierung der zu erhebenden Informationen in der Be-standsanalyse\r\n3.1. Differenzierung der Angaben zur Prozesswärme nach Temperaturniveau (Anlage 1 Nr. 4 WPG)\r\nDie von industriellen Verbrauchern benötigte Prozesswärme unterscheidet sich stark hinsichtlich des jeweils benötigten Temperaturniveaus. Während beispielsweise für die Lebensmittel-, Papierindustrie oder das Druckgewerbe ein Niveau von 100 bis zu 500 Grad ausreicht, wird in der chemischen Industrie,\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\ndem Maschinenbau und der Fahrzeugproduktion in weiten Teilen ein Niveau von 500 bis 1.000 Grad und darüber hinaus benötigt. Die in der Glas- und Metallerzeugung benötigte Prozesswärme liegt sogar in weiten Teilen über 1.000 Grad.\r\nAnalog dazu erreichen Technologien zur Erzeugung von klimaneutraler Wärme sehr unterschiedliche Temperaturniveaus. Der nach Temperatur unterschiedlich strukturierte Wärmebedarf in der industri-ellen Prozesswärme führt deshalb zu unterschiedlichen Anforderungen an Wärmeerzeugungstechno-logien und entsprechender Infrastruktur in den jeweiligen Kommunen.\r\nVorschlag\r\nUm diese Bedarfe in der Wärmeplanung angemessen abbilden zu können, sollte nicht nur die Menge der benötigten industriellen Prozesswärme erhoben, sondern diese auch nach verschiedenen Temperaturniveaus untergliedert werden. Anlage 1 Nr. 4 WPG sollte zu die-sem Zwecke wie folgt ergänzt werden:\r\n„4. Im Fall von industriellen, gewerblichen oder sonstigen Unternehmen, die Wärme in ihren Prozessen einsetzen: liegenschaftsbezogene Informationen und Daten, und zwar mindestens\r\na)\r\nzum jährlichen Prozesswärmeverbrauch der letzten drei Jahre in Gigawattstunden pro Jahr aufgeteilt in die Kategorien bis einschließlich 100 Grad Celsius, 101-500 Grad Celsius, 501-1.000 Grad Celsius und über 1.000 Grad Celsius,“\r\n3.2. Erweiterung der Angaben zur Gasinfrastruktur um Angaben zur Einspei-sung von grünen Gasen (Anlage 1 Nr. 8 RefE)\r\nDie Wärmeplanung sollte nicht nur Angaben zu Gasinfrastruktur und Gasverbrauch enthalten, sondern auch Angaben zur Infrastruktur für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz bzw. die eingespeisten Biomethanmengen. Diese Daten können Gasnetzbetreiber, Anlagenprojektierer und Kommunen dabei unterstützen, geeignete Standorte für Biomethaneinspeisepunkte und Biogasaufbereitungsanlagen zu identifizieren.\r\nVorschlag\r\nAnlage 1 Nr. 8 RefE (bisher Anlage 1 Nr. 6 WPG) wird wie folgt ergänzt:\r\n„8. Daten zu bereits bestehenden, konkret geplanten oder bereits genehmigten Gasnetzen, insbe-sondere\r\na) zur Art, d.h. fossiles Methan, grünes Methan oder Wasserstoff,\r\n[…]\r\nc) zur gesamten Gasnachfrage und der Einspeisung von grünem Methan nach Druckebene in Ki-lowattstunden, sowohl jährlich als auch im Jahresgang,\r\n[…],\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nf) zur Gesamtanzahl der Anschlüsse sowie der Einspeisepunkte für grünes Methan nach Druck-ebenen;“\r\n4. Weitere Anpassungen im WPG\r\n4.1. Präzisierung bei der Definition von Holzbiomassen (§ 3 Nr. 15 e WPG)\r\nEs herrscht Unklarheit bei der Definition von Holzbiomassen, speziell in Bezug auf den Einschub „der Altholzkategorien“ hinter dem Wort „Industrieholz“. Zum einen ist unklar, auf welche der vorgenannten Holzsortimente sich der Begriff bezieht. Zum anderen ist unverständlich, was das in der Kombination jeweils bedeuten würde: Industrieholz ist in der Forstwirtschaft beim Holzeinschlag und bei Durch-forstungen anfallendes Waldholz oberhalb der Derbholzgrenze, welches von der Qualität her nicht als sägefähig eingestuft wird, aber auch kein Waldrestholz ist, und das direkt in verschiedene Holzindust-rien geht oder für die energetische Nutzung zur Verfügung steht.\r\nVorschlag\r\nIn § 3 Nr. 15 e WPG werden hinter dem Wort „Industrieholz” die Wörter „der Altholzkate-gorien I, II und III” gestrichen.\r\n4.2. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbaren Energieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15 WPG)\r\nIn § 3 Abs. 1 Nr. 8 WPG wird biogener Wasserstoff, der z.B. mittels Biomassepyrolyse oder Biogasdampf-reformierung hergestellt wird, als „orangener“ Wasserstoff eingestuft und dementsprechend nicht in der Liste der Erneuerbaren Energien in Nr. 15 aufgeführt. Damit gelten entsprechend nicht die Anfor-derungen an Bioenergieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 e), sondern die Anforderungen an Wasserstoff, der z.B. durch mit dem Strom aus Abfallverbrennungsanlagen erzeugt wird (§ 3 Abs. 3). Dies ist nicht sachge-recht, da es sich bei biogenem Wasserstoff um einen biogenen Energieträger handelt, sowie eine nicht gerechtfertigte Schlechterstellung von Wasserstoff, der aus Biomasse hergestellt wird, gegenüber Was-serstoff, der aus Wind- und Solarstrom hergestellt wird.\r\nVorschlag\r\nBiogener Wasserstoff wird explizit als erneuerbarer Energieträger eingestuft, für den die Anforderungen an Biomasse gelten und nicht die Anforderungen an orangenen Wasser-stoff (Änderung von § 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15).\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-15\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026631","regulatoryProjectTitle":"Bio-Treppe im GModG muss jährlich anwachsen & unnötige Restriktionen für Biomasse im Ordnungsrecht streichen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/28/799501/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100009.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 11.5.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme\r\nZum Entwurf des Bundeswirtschafts-ministeriums für eine Novelle des Gebäudeenergiegesetzes & weiterer Vorschriften vom 5.5.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Vorbemerkung ............................................................................................................................................. 4\r\n2. Zu Artikel 1 („Änderung des Gebäudeenergiegesetzes“) ......................................................... 5\r\n2.1. Zur verpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse (§ 3 Abs. 4 Buchstabe c RefE GModG) .................................................................................................................. 5\r\n2.2. Zur Streichung der bisherigen Bio-Treppe für ab dem 1.1.2024 installierte Bestandsheizungen (Artikel 2 Nr. 25 RefE GModG zur Streichung von § 71 GEG) ..... 6\r\n2.3. Zur neuen Biotreppe (§43 Abs. 1 RefE GModG) ................................................................. 7\r\n2.4. Zur Anrechenbarkeit von festen Biomasseanlagen auf die Biotreppe (§ 45 Abs. 2 RefE GModG) ................................................................................................................................ 8\r\n2.5. Zu Biomasseöfen und Kesseln (§ 45, Abs. 1 Nr. 1 RefE GModG) ................................ 8\r\n2.6. Zu den zulässigen Biomasse-Festbrennstoffsortimenten (§ 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE GModG) ............................................................................................................................................. 9\r\n2.7. Zur Vorgabe der Einhaltung der EUDR (§45 Abs. 1, Nr. 3 RefE GModG) in Verbindung mit § 96, Abs. 4 RefE GModG .................................................................................... 9\r\n3. Vorschläge zur Ergänzung vor Artikel 1 ......................................................................................... 10\r\n3.1. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktionsförderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen 10\r\n3.2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ ....................................................................................... 10\r\n4. Zu Artikel 2 („Änderung des Gebäudemodernisierungsgesetzes“) .................................. 11\r\n4.1. Zur Änderung der Primärenergiefaktoren für biogene Brennstoffe (§ 22 Abs. 1 & Anlage 4 RefE GModG - neu) ...................................................................................................... 11\r\n4.2. Zur Absenkung der Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuerbare KWK (§ 22 Abs. 3 GModG - neu) ...................................................................................................... 11\r\n4.3. Zur Absenkung der Emissionswerte für biogene Brennstoffe (Anlage 9 Nr. 3 RefE GModG - neu) ............................................................................................................................... 11\r\n5. Zu Artikel 5 („Änderung des Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetzes“) ....................... 12\r\n5.1. Zur Aufteilung der Kosten von erneuerbaren Brennstoffen zwischen Mieter und Vermieter (§ 5a RefE CO2KostAuftG - neu) ..................................................................... 12\r\n6. Weiterentwicklung der Förderprogramme BEW, BEG und KfN ........................................... 12\r\n6.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)............................................................ 12\r\n6.2. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG).................................................................... 14\r\n6.3. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau (KfN) ................................. 15\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nAllgemeines: Die Bioenergieverbände begrüßend den Grundsatz, dass das neue Gebäudemodernisie-rungsgesetz (GModG) flexibler, praxistauglicher und einfacher sein soll als das Gebäudeenergiegesetz in seiner jetzigen Form (GEG). Holz, Biogas und Biomethan leiden schon lange unter Diskriminierungen und überbordender, unverhältnismäßiger Regulierung. Allerdings muss darauf geachtet werden, dass der neue Rechtsrahmen weiterhin starke Anreize zum Umstieg auf klimafreundliche Heizungsoptionen setzt. Mit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens im Referentenentwurf (RefE) des GModG gewinnen deshalb die finanziellen Förderprogramme, insb. BEW und BEG, an Bedeutung.\r\nVerpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse streichen: Der RefE sieht vor, dass die Nutzung von Holz entsprechend einer festgelegten Reihenfolge erfolgen muss, bei der die energetische Nut-zung an fünfter und damit vorletzter Stelle vor der Entsorgung steht. Diese sog. gesetzliche Kaskaden-nutzung für Holzbrennstoffe wird von den Bioenergieverbänden strikt abgelehnt und ist ersatzlos zu streichen. Die RED III sieht keine Verpflichtung vor, im Ordnungsrecht Vorgaben zur Nutzungsreihen-folge von Holz zu machen, sondern stellt Förderregelungen in den Fokus. Zudem gibt die RED III den Mitgliedstaaten explizit die Möglichkeit, von der Kaskadennutzung abzuweichen. Dies ist der Fall, wenn die Energieversorgung sichergestellt werden muss oder wenn die lokale Industrie quantitativ oder technisch nicht in der Lage ist, forstwirtschaftliche Biomasse mit einem höheren wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert zu nutzen als zur Energieerzeugung. Sowohl die Sicherung der Energieversor-gung als auch die mengenmäßig nicht mögliche höherwertige Holznutzung erfordern ein Abweichen von der Kaskadenvorgabe für Deutschland. Die Reduzierung bürokratischer Lasten und die Vermei-dung staatlicher Eingriffe in etablierte Verwertungsketten gebieten ebenfalls die Streichung der klein-teiligen Kaskadenvorgabe.\r\nRegelungslücke zwischen GEG und GModG schließen: Bio-Treppe auf alle seit dem 1.1.2024 installierten Gas- und Ölheizungen ausdehnen. Das bisherige GEG sah ebenfalls eine Bio-Treppe für alle Gas- und Ölheizungen vor, die zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6.2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. dem 30.6.2028 (< 100.000 Einwohner) neu eingebaut wurden. Da die bisherige Treppe mit dem RefE gestrichen wird, die neue Bio-Treppe aber erst für Heizungen greift, die nach Inkrafttreten des Gesetzes installiert werden, werden knapp 900.000 Gas- und Ölheizungen von der Pflicht entbunden ab 2029 erneuerbare Brennstoffe einzusetzen und können auf unbestimmte Zeit fossile Brennstoffe nutzen.\r\nBiotreppe in jährlichen Schritten anheben: Die Biotreppe kann bei passender Ausgestaltung eine adä-quate Nachfolgeregelung zum Mindestanteil von 65% Erneuerbarer Energien in neu installierten Hei-zungssystemen darstellen. Anders als im RefE vorgesehen, sollte die Bio-Treppe jedoch in jährlichen Schritten ansteigen und nicht in wenigen großen Schritten. Jährliche Fortschreibungen der Quote re-duzieren die Wahrscheinlichkeit von Preisspitzen aufgrund von kurzfristigen Knappheiten, was sowohl die Kosten des Systems senkt als auch die Akzeptanz der Biotreppe steigert.\r\nAusschluss von Doppelförderung bei Biomethanimporten: Um Wettbewerbsverzerrungen auf dem deutschen Biomethanmarkt zu vermeiden, sollte importiertes Biomethan, das im Herkunftsland be-reits eine signifikante Produktionsförderung erhalten hat, nicht auf die Biotreppe anrechenbar sein.\r\nFestlegung der Grüngasquote: Um für alle Akteure eine Planungs- und Investitionssicherheit herzu-stellen, sollte die bislang nur politisch vereinbarte Einführung einer Grüngasquote bereits im GModG verbindlich festgeschrieben werden, auch wenn die detaillierte gesetzliche Ausgestaltung erst im Nachgang erfolgt.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n1. Vorbemerkung\r\nGemäß der von den Regierungsfraktionen beschlossenen Eckpunkte soll das neue Gebäudemoderni-sierungsgesetz (GModG) technologieoffener, flexibler, praxistauglicher und einfacher sein als das Ge-bäudeenergiegesetz (GEG) in seiner jetzigen Form. Wir begrüßen diese Entwicklung ausdrücklich. Holz, Biogas und Biomethan leiden schon lange unter Diskriminierungen und überbordender, unverhältnis-mäßiger Regulierung.\r\nAllerdings muss darauf geachtet werden, dass der neue Rechtsrahmen in Zusammenspiel mit den finanziellen Förderprogrammen, dem Wärmeplanungsprozess und CO2-Bepreisung weiterhin starke Anreize zum Umstieg von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen auf alternative, klima-freundliche Heizungsoptionen setzt. Die Bioenergieverbände sehen deshalb die Streichung der Vor-gabe von 65% erneuerbaren Energien beim Heizungstausch weiterhin kritisch, ebenso dass das Be-triebsverbot für Heizungen nach 30 Betriebsjahren gestrichen werden soll.\r\nMit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens des GModG gewinnt die finanzielle Förderung weiter an Bedeutung. Für erneuerbare Heizsysteme wie Wärmenetze und Holzheizungen bleibt die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) und Gebäude (BEG) ein entscheidendes Instrument, um den Heizungstausch und den Ausbau von Wärmenetzen voranzubringen, Investitionen anzureizen und Planungssicherheit für Eigentümerinnen und Eigentümer sowie Unternehmen zu schaffen. Dafür ist es wichtig, die aktuelle Fördersystematik beizubehalten und eine weiterhin attrak-tive Förderhöhe für Wärmenetze und Holzheizungen sicherzustellen.\r\nAußerdem braucht es schnell Klarheit bei der Wärmeplanung und welche Anforderungen künftig an Wärmenetze gelten. Die derzeitige Unklarheit, wie Wärmeplanung und GMG verknüpft werden, welche Fristen gelten und was das für die Förderung bedeutet, erschwert Investitionsentscheidungen bei Hausbesitzern, Kommen und Unternehmen. Änderungen am GModG und Wärmeplanungsgesetz sowie der zugehörigen Förderung sollten daher zügig beschlossen und rasch in Kraft gesetzt werden.\r\nDie Einführung einer Grüngasquote wird von den Bioenergieverbänden begrüßt. Die Potenziale von Biomethan zur Defossilisierung der bestehenden Infrastruktur wurden bislang zu wenig betrachtet. Um für alle Akteure Planungs- und Investitionssicherheit herzustellen, sollte darüber hinaus die Ein-führung einer Grüngasquote nicht bloß angekündigt, sondern bereits im GModG verbindlich festge-schrieben werden, auch wenn die detaillierte gesetzliche Ausgestaltung erst im Nachgang erfolgt.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n2. Zu Artikel 1 („Änderung des Gebäudeenergiegesetzes“)\r\n2.1. Zur verpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse (§ 3 Abs. 4 Buch-stabe c RefE GModG)\r\nDer Referentenentwurf (RefE) sieht vor, dass feste Biomasse-Brennstoffe, also Holz, „dem höchsten wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert der Biomasse entspricht” und entsprechend einer fest-gelegten Reihenfolge erfolgen muss, bei der die energetische Nutzung an fünfter und damit vorletzter Stelle vor der Entsorgung steht. Diese so genannte gesetzliche Kaskadennutzung für Holzbrennstoffe wird von den Bioenergieverbänden strikt abgelehnt und ist ersatzlos zu streichen.\r\nErstens: Keine EU-rechtliche Erfordernis, da keine Förderregelung: Die RED III sieht in Art. 3, Abs. 3 vor, „dass das Prinzip der Kaskadennutzung von Biomasse Anwendung findet, wobei Förderregelungen ei-nen Schwerpunkt bilden.” Weiterhin heißt es, dass die Mitgliedstaaten „Förderregelungen für Energie aus (...) Biomasse-Brennstoffen\" entsprechend gestalten, „dass Holzbiomasse entsprechend ihrem höchsten wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert in folgender Rangfolge” genutzt wird. Die RED III sieht also keine Verpflichtung vor, im Ordnungsrecht Vorgaben zur Nutzungsreihenfolge von Holz zu machen. Auch mit Blick auf die Definition von Förderregelungen nach der RED III ist dies nicht abzu-leiten, da der RefE zum GModG ausdrücklich keine Pflicht zur Nutzung erneuerbarer Energien enthält, sondern explizit technologieoffen gestaltet ist.\r\nZweitens: RED III gibt Mitgliedstaaten Möglichkeit zur Abweichung von der Kaskadennutzung. Die RED III erfordert keine 1:1-umsetzung der Nutzungsreihenfolge, sondern schafft in Art. 3, Abs. 3a den Mit-gliedstaaten Spielraum für die Umsetzung der Nutzungskaskade und eröffnet ausdrücklich die Abwei-chungsmöglichkeiten. Dies ist einerseits möglich zur Sicherung der Energieversorgung. Holzenergie steht in Deutschland für zwei Drittel der erneuerbaren Wärme und stellt ein Viertel der gesamten erneuerbaren Energien über alle Sektoren hinweg. Sie leistet damit einen unverzichtbaren Beitrag zur Resilienz und Sicherung der Energieversorgung. Andererseits lässt die RED III eine Abweichung von der Kaskade zu, “wenn die lokale Industrie quantitativ oder technisch nicht in der Lage ist, forstwirtschaft-liche Biomasse mit einem höheren wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert zu nutzen als zur Energieerzeugung”. Auch dies ist in Deutschland der Fall. Die energetisch genutzten Holzmengen über-steigen die stofflichen Verwertungsmöglichkeiten bei weitem.\r\nDrittens: Kein Regelungsbedarf der Holznutzung: Eine ordnungsrechtliche Kaskadenpflicht in Deutsch-land ist nicht notwendig, da am Holzmarkt die verschiedenen Holzrohstoffe und Holzprodukte Preise nach dem Grad ihrer (möglichen) Wertschöpfung erzielen und dementsprechend gehandelt werden. Die Qualität der holzigen Biomasse und die Logistik bestimmen die Holzverwendung. Stoffliche Holzprodukte haben in der Regel einen höheren Wert und höhere Preise als Holzbrennstoffe. Ihre Produzenten können daher für die geeigneten Holzrohstoffe im Einkauf auch höhere Preise zahlen. Holzenergie basiert dadurch ausschließlich auf Resthölzern (z.B. aus Landschafts- und Gartenpflege oder Resten der Kompostierung) und nicht sägefähigem Roh- und Landschaftspflegeholz (Hackschnit-zel überwiegend aus Waldrestholz, Pellets überwiegend aus beim Sägevorgang anfallenden Spänen und Hackschnitzeln (Sägerestholz)). Stückholz stammt vielfach aus dem Kleinprivatwald, der die Holz-industrie aus Kosten- und Logistikgründen nicht beliefern kann. Damit ist die sinnvolle, aus ökonomi-schen und ökologischen Gründen möglichst hochwertige Holznutzung im Sinne der RED III ohnehin effizient durch das Marktgeschehen umgesetzt, so dass sich kein ordnungsrechtlicher Regelungsbedarf ergibt.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nViertens: Vermeidung bürokratischer Anforderungen. Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung be-kennt sich klar zum Abbau von Bürokratie und unnötigen rechtlichen Regelungen. Das EU-Recht soll laut Koalitionsvertrag möglichst einfach und effizient, ohne Übererfüllung europäischer Anforderun-gen umgesetzt werden. Damit soll ein Beitrag zur wirtschaftlichen Erholung Deutschlands und zur Ent-lastung von Bürgern, Wirtschaft und Verwaltung geleistet werden. Der Vorschlag einer gesetzlichen Nutzungsreihenfolge bei Holz steht diesem Ansatz diametral entgegen. Er schafft neue, unnötige recht-liche Hemmnisse, die in der Praxis zudem kaum umzusetzen, geschweige denn zu kontrollieren wären.\r\nFünftens: Tiefgehender Eingriff in Markt und Eigentumsrecht vermeiden. Eine gesetzliche Vorgabe zur Holznutzungsreihenfolge schränkt den Markt und die Eigentumsrechte zur Verwertung von Holz emp-findlich ein. Marktakteuren wie Waldbesitzern oder Betrieben der säge- und holzverarbeitenden In-dustrie würde die Wahlfreiheit zum Absatz der eigenen Produkte genommen, mit negativen wirtschaft-lichen Auswirkungen, wenn die stoffliche Nutzung trotz schlechterer Preise zu priorisieren wäre. Der Preis für ein Produkt bildet sich in Märkten üblicherweise nach Angebot und Nachfrage, was hiermit ausgehebelt würde. Wenn es höherwertige Verwertungsmöglichkeiten für Holz gibt als dessen ener-getische Nutzung, so regelt bereits heute der Markt, dass das Holz dort seine Verwendung findet. Dazu sind keine zentralen staatlichen Vorgaben notwendig. Die energetische Verwertung von Holz, insbe-sondere von Reststoffen und Nebenprodukten aus Forst- und Holzindustrie, ist Bestandteil einer um-fassenden Kreislaufwirtschaft. In einen regional und zeitlich volatilen Markt für Holzrohstoffe mit ord-nungsrechtlichen Vorgaben einzugreifen, würde wenigen Akteuren im Holzmarkt nutzen und günstigen Rohstoff verschaffen, aber vielen (allen voran Waldeigentümern und Menschen, die mit Holz heizen) schaden.\r\nSechstens: Ausbremsen der Wärmewende. Die Regelung würde die Nutzung vieler Holzsegmente er-schweren oder gar unmöglich machen. Die praktische Umsetzbarkeit muss schlicht in Frage gestellt werden. Der theoretische Effekt einer Umsetzung wäre eine Verteuerung des Energieholzangebots durch die gesetzlich verordnete Nachrangigkeit nach der stofflichen Nutzung. Für die Wärmewende, deren Akzeptanz und die Abkehr von fossilen Energieträgern, würde dies deutlichen Schaden anrich-ten.\r\nVorschlag\r\nErsatzlose Streichung der in Artikel 1 § 3 Absatz 4 unter c vorgesehenen ordnungsrechtli-chen Verpflichtung zur Kaskadennutzung bei Holz als Brennstoff für Holzheizungsanlagen.\r\n2.2. Zur Streichung der bisherigen Bio-Treppe für ab dem 1.1.2024 installierte Bestandsheizungen (Artikel 2 Nr. 25 RefE GModG zur Streichung von § 71 GEG)\r\nIm bisherigen GEG galt der Mindestanteil von 65 Prozent Erneuerbaren Energien in neu zu installie-renden Heizungssystemen bis auf wenige Ausnahmen erst ab dem 1.7.2026 (Kommunen > 100.000 Ein-wohner) bzw. ab dem 1.7.2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner). Als Übergangsregelung sah das GEG ebenfalls eine Bio-Treppe für Gas- und Ölheizungen vor, die zwischen dem 1.1.2024 und dem Inkraft-treten der 65%-Anforderung installiert wurden: So wurden alle Gas- und Ölheizungen, die zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6.2026 bzw. dem 30.6.2028 neu eingebaut wurden, verpflichtet ab 2029 min-destens 15% erneuerbare Brennstoffe einsetzen, wobei der Mindestanteil dann in mehreren Schritten bis auf 60 Prozent in 2040 ansteigen sollte (§ 71 Abs. 9 GEG). Alle Gebäudeeigentümer, die seit dem 1.1.2024 eine Gas- oder Ölheizung neu eingebaut haben, mussten deshalb davon ausgehen, ab 2029 steigende Mindestanteile erneuerbare Brennstoffe einzusetzen. Produzenten von Biomethan und\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nBioöl wiederum konnten auf Basis der Gas- und Ölheizungsverkäufe davon ausgehen, dass ab 2029 die Nachfrage nach Biomethan und Bioöl stark steigen würde.\r\nMit dem RefE wird die bisherige Bio-Treppe im GEG, die für alle zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6. 2026 bzw. 2028 installierten Heizungen galt, gestrichen. Die im RefE vorgesehene Bio-Treppe im GModG gilt jedoch erst für Heizungen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes neu installiert werden, also voraus-sichtlich ab Herbst 2026. Damit werden alle zwischen dem 1.1.2024 und Herbst 2026 installierten Gas- und Ölheizungen von ihren bisherigen Pflichten zum Einsatz erneuerbarer Brennstoffe entbunden. Diese Heizungen dürfen also noch auf unbestimmte Zeit mit fossilen Brennstoffen betrieben werden. Auf Basis der BDH-Absatzzahlen ist davon auszugehen, dass es dabei um rund 900.000 Gas- und Öl-heizungen gehen dürfte, die zukünftig keine erneuerbaren Brennstoffe mehr nutzen müssen (laut BDH wurden allein in den Jahren 2024 und 2025 687.000 Gas- und 107.500 Ölheizungen neu eingebaut).\r\nDies widerspricht der Einigung der Regierungsfraktionen zu Eckpunkten für das neue GModG. In dem von den Fraktionen veröffentlichen FAQ vom 24.2.2026 wird klar gesagt, dass die Heizungen, die der bestehenden Bio-Treppe im GEG unterliegen in die neue Bio-Treppe im GEG überführt werden:\r\nEine Aufhebung der Verpflichtung für die rund 900.000 bereits verpflichteten Heizungen wäre zudem ein signifikanter Rückschritt beim Klimaschutz sowie ein Eingriff in den Vertrauensschutz von Biome-thanproduzenten.\r\nVorschlag\r\nDie Einigung der Regierungsfraktionen sollte umgesetzt und die neue Bio-Treppe in § 43 Abs. 1 RefE GModG auf Heizungen ausgedehnt werden, die der bisherigen Bio-Treppe in § 71 Abs. 9 GEG unterliegen.\r\n2.3. Zur neuen Biotreppe (§43 Abs. 1 RefE GModG)\r\nDie Biotreppe kann bei passender Ausgestaltung eine adäquate Nachfolgeregelung zum Mindestanteil von 65% Erneuerbarer Energien in neu installierten Heizungssystemen darstellen und wird insofern begrüßt. Bei der konkreten Ausgestaltung sehen die Bioenergieverbände jedoch noch Anpassungsbe-darf:\r\nErstens: Biotreppe in jährlichen Schritten anheben. Anders als im RefE vorgesehen, sollte die Bio-Treppe jedoch in jährlichen Schritten ansteigen und nicht in wenigen großen Schritten. Jährliche An-passungen der Quote reduzieren die Wahrscheinlich von Preisspitzen aufgrund von kurzfristigen Knappheiten, was sowohl die Kosten des Systems senkt als auch die Akzeptanz der Biotreppe steigert\r\nZweitens: Die Biotreppe sollte bereits jetzt bis zum Jahr 2045 festgelegt werden auf 100 Prozent an-steigen. Aufgrund der bisherigen Pflicht, dass Heizungen im Jahr 2045 vollständig ohne fossile Brenn-stoffe betrieben werden müssen (§ 72 Abs. 4 GEG), reichte es aus, die Bio-Treppe bis zum Jahr 2040\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nfestzulegen. Da mit Artikel 1 Nr. 26 RefE diese Pflicht gestrichen wird, muss die Bio-Treppe entspre-chend bis 2045 verlängert werden. Ein Anstieg auf 100 Prozent wäre zudem Ausdruck des Ziels der Klimaneutralität und der begrenzten Menge an Zertifikaten im Emissionshandel. Ein klares Zieljahr mit 100%-Vorgabe gäbe damit Planungssicherheit für Gebäudebesitzer.\r\nDrittens: Keine Absenkung des Ambitionsniveaus. Die bisherige Bio-Treppe sah für das Jahr 2035 einen Mindestanteil von 40 Prozent und für das Jahr 2040 einen Mindestanteil von 60 Prozent vor. Hinter diese Werte sollte das GModG nicht zurückfallen.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen folgenden Aufwuchspfad der Bio-Treppe in § 43 Abs. 1 RefE GModG vor, der sich an den Vorgaben im Eckpunktepapier sowie der bisherigen Bio-Treppe im GEG ori-entiert:\r\n2029\r\n10%\r\n2030\r\n15%\r\n2031\r\n20%\r\n2032\r\n25%\r\n2033\r\n30%\r\n2034\r\n35%\r\n2035\r\n40%\r\n2036\r\n45%\r\n2037\r\n50%\r\n2038\r\n55%\r\n2039\r\n60%\r\n2040\r\n65%\r\n2041\r\n70%\r\n2042\r\n75%\r\n2043\r\n80%\r\n2044\r\n90%\r\n2045\r\n100%\r\n2.4. Zur Anrechenbarkeit von festen Biomasseanlagen auf die Biotreppe (§ 45 Abs. 2 RefE GModG)\r\nDer Entwurf schafft in § 45, Abs. 2 die Möglichkeit, dass eine Kombination aus Gas-, Heizöl- oder Flüs-siggasfeuerung mit einer Feuerungsanlage zur Nutzung fester Biomasse (Biomasse-Hybridheizung) auf die Biotreppe nach § 43 Absatz 1 angerechnet werden kann. Dies ist grundsätzlich zu begrüßen. Es sollte jedoch sichergestellt werden, dass die Biomasse-Hybridheizung tatsächlich der Beheizung dient und z.B. reine Komfortöfen ohne nennenswerten Beitrag zur Wärmeerzeugung nicht zulässig sind. An-dernfalls würde ein (billiger) Umgehungstatbestand zur Biotreppe geschaffen und der angestrebte Effekt für die Defossilisierung, Wärmewende und Abkehr von fossilen Energien durch die Biotreppe würde verpuffen.\r\n2.5. Zu Biomasseöfen und Kesseln (§ 45, Abs. 1 Nr. 1 RefE GModG)\r\n§ 45, Abs. 1 Nr. 1 spezifiziert, welche Anforderungen Heizungsanlagen zur Nutzung fester Biomasse erfüllen müssen. Die Bioenergieverbände interpretieren die Formulierung so, dass Biomasseöfen nur\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\ndann zugelassen sind, wenn diese automatisch beschickt werden und bei Biomassekesseln alle Mo-delle, also auch handbeschickte (Scheitholz-)Kessel, zugelassen sind.\r\nEs sollte auf jeden Fall sichergestellt sein, dass bei Kesseln kein Ausschluss von nicht-automatisch beschickten Modellen erfolgt. Für Öfen sollte die Begrifflichkeit in “Einzelraumfeuerung” geändert wer-den und aus Gründen der Effizienz sollten wasserführende Modelle vorgeschrieben werden.\r\n2.6. Zu den zulässigen Biomasse-Festbrennstoffsortimenten (§ 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE GModG)\r\nIn § 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE wird festgelegt, dass feste Biomasse nur dann eine zulässige Heizungsoption ist, wenn ausschließlich Biomasse nach § 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 6, 7, 8 oder Nummer 13 der Verordnung über kleine und mittlere Feuerungsanlagen (1. Bundesimmissionsschutzverordnung) ein-gesetzt wird. Die Bioenergieverbände begrüßen, dass der RefE Reststoffe aus der Holzverarbeitung (Nummer 6 und 7) neu aufnimmt und damit eine Forderung der Verbände umsetzt. Gerade diese Rest-stoffsortimente sind im Rahmen einer Eigenversorgung von holzverarbeitenden Betrieben (z.B. Tisch-lereien, Sägewerke) prädestiniert und tatsächlich wird in diesen Eigenversorgungskonzepten über 90 Prozent Biomasse aus diesen Brennstoffgruppe genutzt. Der Aufnahme der Brennstoffe im GModG muss dann konsequenterweise deren Zulässigkeit in den relevanten Förderprogrammen folgen.\r\n2.7. Zur Vorgabe der Einhaltung der EUDR (§45 Abs. 1, Nr. 3 RefE GModG) in Verbindung mit § 96, Abs. 4 RefE GModG\r\nIn § 45, Abs. 1, Nr. 3 der RefE wird die Vorgabe gemacht, dass Holz entsprechend den Vorgaben der EU-Entwaldungsverordnung (EU) 2023/1115 eingesetzt werden muss. § 96 Abs. 4 wiederum schreibt vor, dass Lieferanten von Biomasse-Brennstoffen mit der Abrechnung die Einhaltung der Anforderungen von § 45 Nr. 2 und 3 erfüllen. Nach den im Dezember 2025 vorgenommenen Vereinfachungen der EUDR können Betreiber von Heizungsanlagen jedoch von ihren Brennstofflieferanten keine entsprechende Zusicherung mehr verlangen, da nur noch Erstinverkehrbringer von Holz die Sorgfaltspflicht zu erfüllen haben und nur noch dem ersten nachgelagerten Abnehmer entsprechende Nachweise bereitstellen müssen. Diese wiederum müssen aber keine Nachweise mehr an ihre Abnehmer weiterreichen. Nach-gelagerte Brennstoffhändler haben demnach – anders als bisher in der EUDR vorgesehen – keinen Rechtsanspruch, entsprechende Nachweise zu erhalten, auf deren Basis sie Anlagenbetreibern ent-sprechende Zusicherungen machen könnten. Die Weitergabe wäre nur noch auf Basis von Kulanz mög-lich, wobei die gesamte Handelskette mitmachen müsste. Würde sich dies im Markt durchsetzen, was wenig wahrscheinlich erscheint, würde der in der EUDR gerade mühsam erreichte Bürokratieabbau in der EUDR im Holzbrennstoffhandel durch die Hintertür wieder eingeführt. Dies würde die erreichten Erleichterungen konterkarieren. Wahrscheinlicher aber ist, dass Anlagenbetreiber solche Zusicherun-gen gar nicht erhalten könnten. Der Betrieb einer neuen Holzheizungsanlage wäre nur noch in einer rechtlichen Grauzone möglich, mit einem unkalkulierbaren Risiko. Das würde so zu einem faktischen Betriebsverbot für neue Holzheizungsanlagen führen. Auch dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein.\r\nVorschlag:\r\nStreichung von § 45, Abs. 1, Nr. 3 und als Folge Änderung von § 96, Abs. 4.\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n3. Vorschläge zur Ergänzung vor Artikel 1\r\n3.1. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktions-förderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen\r\nDer RefE lässt nicht nur die Anrechnung von in Deutschland produziertem, sondern auch die Anrech-nung von importiertem Biomethan auf die Mindestanteile der Bio-Treppe zu. Hier besteht die Gefahr der Wettbewerbsverzerrung zulasten von deutschen Biomethanproduzenten. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert: Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan an. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie auf eingespeistes Biomethan. Deutsches Biomethan konkurriert im Wärmemarkt dann mit vorgefördertem importiertem Biomethan. Dies stellt einen unfairen Wettbe-werb zulasten deutscher Produzenten dar und sollte – wie im EEG – verhindert werden. Zudem rechnen andere Mitgliedsstaaten das in ihrem Land produzierte Biomethan teilweise auf ihre Ausbauziele nach der europäischen RED an, auch wenn das Biomethan ins Ausland exportiert wird. Dies ist europarecht-lich nicht zulässig, was auch im deutschen Regelwerk explizit klargestellt werden soll.\r\nVorschlag\r\nBiomethan, das im Produktionsland bereits eine signifikante Produktionsförderung (Opex-Förderung) erhalten hat und/oder im Herkunftsland bereits auf Erneuerbare-Ener-gien-Ausbauziele angerechnet wurde, sollte nicht auf die Bio-Treppe anrechenbar sein. Das gleiche gilt für die geplante Grüngasquote. Neben einem Ausschluss im GModG bzw. der Grüngasquote müsste eine entsprechende Information in den Nabisy-Nachhaltig-keitsnachweis aufgenommen werden, so wie der Entwurf zur Novelle der Biokraft-NachV vom August 2025 dies auch vorsieht.\r\n3.2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überra-genden öffentlichen Interesse“\r\n§ 1 Abs. 3 Satz 1 RefE GModG legt fest, dass die Errichtung bzw. der Betrieb einer Anlage zur Erzeugung und zum Transport von Wärme, Kälte und Strom aus Erneuerbaren Energien im überragenden öffent-lichen Interesse ist und der öffentlichen Sicherheit dient. Da gerade in der Wärmeversorgung Gas und dessen Import noch einen hohen Stellenwert einnimmt ist nicht nachzuvollziehen, warum Gas aus Erneuerbaren Energien in dieser Aufzählung fehlt.\r\nVorschlag\r\n§\r\n1 Abs. 3 Satz 1 RefE GModG wird wie folgt ergänzt.\r\n„(3) Die Errichtung und der Betrieb einer Anlage sowie der dazugehörigen Nebenanlagen\r\nzur Erzeugung sowie zum Transport von Wärme, Kälte, Gas und Strom aus erneuerbaren Energien sowie Effizienzmaßnahmen in Gebäuden liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit.“\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n4. Zu Artikel 2 („Änderung des Gebäudemodernisierungsgesetzes“)\r\n4.1. Zur Änderung der Primärenergiefaktoren für biogene Brennstoffe (§ 22 Abs. 1 & Anlage 4 RefE GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Primärenergiefaktoren (PEFs) für Biogas und Biomethan in § 22 Abs. 1 und Anlage 4 RefE GModG – neu sind grundsätzlich zu begrüßen. Gegenüber den politisch festgelegten und fach-lich nicht fundierten PEFs für Biogas und Biomethan im bisherigen GEG ist dies eine deutliche Verbes-serung. Zu kritisieren ist jedoch die vorgesehene Höhe im RefE sowie, dass ein einheitlicher PEF für alle biogenen Brennstoffe vorgesehen ist. Damit wird unnötigerweise Genauigkeit aufgegeben. Insbe-sondere ist die Anhebung des PEFs für feste Biomasse deutlich zu kritisieren. Eine Anhebung des PEF’s würde eine weitere ungerechtfertigte Schlechterstellung von Wärme aus Holz bedeuten. Für Holz war bislang ein PEF von 0,2 festgelegt. Der nicht erneuerbaren Energieanteil bei der Energieholzbereitstel-lung ist üblicherweise niedriger, so dass dieser Wert bereits als sehr konservativ anzusehen ist. Holz-brennstoffe, die nur eine geringe Weiterverarbeitung aufweisen, wie z.B. Hackschnitzel oder Scheitholz, benötigen einen deutlich geringeren (fossilen) Energieanteil zur Bereitstellung. Für die Pelletproduk-tion ist hingegen mehr Energieeinsatz erforderlich, jedoch erfolgt die Energiebereitstellung in Pellet-werken oft bereits auf erneuerbarer Basis mit den anfallenden Rest- und Abfallstoffen der Holzverar-beitung. Der PEF von 0,2 ist somit bereits für alle Holzsortimente als konservativ anzusehen und sollte beibehalten werden. Auch für Biogas und Biomethan wäre ein PEF von 0,2 sachgerecht.\r\nVorschlag\r\nDie PEFs für Holz, Biogas und Biomethan werden auf 0,2 abgesenkt und ggf. durch wei-tere Differenzierungen ergänzt.\r\n4.2. Zur Absenkung der Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuer-bare KWK (§ 22 Abs. 3 GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Untergrenze des PEFs für mit erneuerbaren Brennstoffen betriebene KWK-Anlagen ist zu begrüßen. Sachgerecht wäre jedoch, dass der PEF von vollständig mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen auf 0 abgesenkt werden kann (nicht nur 0,1).\r\n4.3. Zur Absenkung der Emissionswerte für biogene Brennstoffe (Anlage 9 Nr. 3 RefE GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Emissionsfaktoren für einige biogene Brennstoffe ist zu begrüßen. Sachgerecht wäre jedoch eine weitere Absenkung für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl auf 60 g/kWh. Die RED III gibt vor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung mindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Komparator von 288 g/kWh (80 g/MJ) einsparen müssen, was in etwa dem Emissionswert von Heizöl im GEG entspricht (310 g/kWh). Auf Basis der RED-Vorgaben sind deshalb für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl Emissionswerte von ma-ximal 60 g/kWh sachgerecht (jeweils 20 Prozent der Werte für Heizöl). Zu beachten ist, dass dies laut RED nur die maximalen Treibhausgasemissionen sind; insbesondere Biogas und Biomethan aus Gülle und Abfällen haben in der Realität noch deutlich niedrigere Emissionen.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n5. Zu Artikel 5 („Änderung des Kohlendioxidkostenaufteilungsge-setzes“)\r\n5.1. Zur Aufteilung der Kosten von erneuerbaren Brennstoffen zwischen Mie-ter und Vermieter (§ 5a RefE CO2KostAuftG - neu)\r\nDer RefE führt eine neue Regelung ins Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz (CO2KostAuftG) ein, nach der die Kosten für den durch die Bio-Treppe vorgeschriebenen Brennstoffanteil zwischen Mieter und Vermieter hälftig aufgeteilt werden. Die Bioenergieverbände lehnen diese Regelung aus mehreren Gründen ab.\r\nErstens: Verringerung der Akzeptanz der Bio-Treppe bei Vermietern. So wie die Regelung ausgestaltet ist, können Vermieter die Kosten für den Erdgas-Anteil am Brennstoff-Mix an den Mieter weitergeben, die Kosten für den Biomethan-Anteil werden aber aufgeteilt. Die Situation der Vermieter verschlechtert sich also, je mehr Klimaschutz sie betreiben müssen.\r\nZweitens: Faire Wettbewerbsbedingungen für alle Klimaschutzoptionen. Bei keiner anderen Hei-zungsoption werden die Kosten zwischen Mieter und Vermieter aufgeteilt, sondern ein Vermieter kann sämtliche Betriebskosten (z.B. Strom für Wärmepumpe) und – gestreckt über mehrere Jahre – auch Investitionskosten an den Mieter weitergeben. Die Weitergabe der Kosten nur bei der Bio-Treppe ein-zuschränken, stellt eine Diskriminierung dieser Heizungsoption ggü. anderen Optionen dar, wider-spricht also ausdrücklich dem Grundsatz der Technologieoffenheit.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung wird gestrichen. Zumindest sollte sich die Kostenteilung auf die Mehrkosten des Einsatzes von Biomethan oder Bioöl beschränken, also die Differenz zwischen dem Preisbestandteil für Erdgas/Heizöl einerseits und dem Preisbestandteil für Bio-mthan/Bioöl andererseits.\r\n6. Weiterentwicklung der Förderprogramme BEW, BEG und KfN\r\nWie oben beschrieben gewinnt mit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens des GModG die Förderung für die Wärmewende weiter an Bedeutung. Für erneuerbare Heizsysteme wie Wärmenetze und Holzheizungen bleibt die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) und Gebäude (BEG) ein entscheidendes Instrument, um den Heizungstausch und den Ausbau von Wärme-netzen voranzubringen, Investitionen anzureizen und Planungssicherheit für Eigentümerinnen und Ei-gentümer sowie Unternehmen zu schaffen. Dafür ist es wichtig, die aktuelle Fördersystematik beizu-behalten und eine weiterhin attraktive Förderhöhe für Wärmenetze und Holzheizungen sicherzustel-len. Wir schlagen darüber hinaus folgende Änderungen an diesen Förderprogrammen vor.\r\n6.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Bundesregierung mit der BEW den Ausbau von Erneuerbaren Energien in Wärmenetzen fördert. Jedoch drohen die Chancen, die die Bioenergie für die Wärmewende bietet, un-genutzt zu bleiben. Denn für eine effektive und effiziente Förderung sollten Wärmenetzbetreibern ge-\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nnauso wie Gebäudeeigentümern einen möglichst großen wirtschaftlichen und technischen Gestal-tungsspielraum bei der Nutzung erneuerbarer Wärmetechnologien haben. Die BEW spiegelt dies nicht wider. Speziell sollte die BEW-Förderrichtlinie bei den folgenden Aspekten geändert werden:\r\n1. Deckelungen für die Anrechnung biogener Wärme streichen\r\nIn der „systematischen Förderung“ von neuen Wärmenetzen und der Transformation bestehender Wärmenetze (7.2.3.4., Nr. 3f) sowie in der Förderung von Transformationsplänen und Machbarkeitsstu-dien (7.2.1., Nr. 3f; 7.2.2.) gelten sehr restriktive Obergrenzen für den Anteil an Wärme aus Biomasse im Netz. Die Höhe der Obergrenze variiert mit der Netzlänge und dem Zeitpunkt, ab dem die Obergrenze eingehalten werden muss und unterscheidet sich nach bestehenden und neuen Wärmenetzen. Davon abgesehen ist auch der Anteil von Wärme aus gasförmigen Brennstoffen in neuen Wärmenetzen auf 10 Prozent beschränkt, sofern es sich dabei nicht um eine KWK-Anlage handelt (4.2.1.). Auch muss die Begrenzung der zulässigen Betriebsstunden pro Jahr bei Biomasseanlagen gestrichen werden.\r\nAbgesehen von der hier vorliegenden problematischen Einschränkung der wirtschaftlichen und tech-nischen Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung ist eine Begrenzung des Biomasseeinsat-zes zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wär-menetzbetreiber investiert nur dann z.B. in ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhal-tigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Zudem sollte nicht der Gasanteil insgesamt, sondern nur der Anteil fossiler Gase beschränkt werden.\r\n2. Praxisgerechte Ausgestaltung der Liste zulässiger Festbrennstoffe\r\nDie Liste der zulässigen Festbrennstoffe (Anhang 1) sollte praxisgerecht ausgestaltet und an die 1. Bun-desimmissionsschutzverordnung § 3 Abs. 1 Nr. 4-8 & 13 angepasst werden. Insbesondere sollte die Brennstoffliste um Waldrestholz, Kalamitätsholz, Energiehölzer aus Agroforstsystemen und Kurzum-triebsplantagen, die besonders eine langfristige und sichere Brennstoffversorgung ermöglichen und für die zudem zahlreiche positive Umwelteffekte in Agrarlandschaften nachgewiesen sind, erweitert werden. Altholz A IV sollte als Brennstoff in dafür vorgesehenen Anlagen zulassen sein. Ein Ausschluss aufgrund des hohen Schadstoffgehaltes ist nicht nachvollziehbar. Dieses Sortiment muss energetisch genutzt werden und somit sollte die daraus gewonnene Energie auch in BEW-Netzen eingesetzt werden dürfen. Die geforderte Bestätigung des Brennstofflieferanten, dass die jeweiligen Holzsortimente nicht stofflich verwertet werden können, sollte gestrichen werden. Dies ist nicht praxisgerecht und auch nicht notwendig, um die stoffliche Holznutzung zu stärken. Die Zahlungsbereitschaft für stofflich nutz-bare Holzsortimente ist in den entsprechenden Branchen größer als die Zahlungsbereitschaft von Holzheizwerksbetreibern. Die Nutzung von Holz wird vor Ort effizienter und ohne bürokratischen Auf-wand durch den Markt geregelt als durch zentrale staatliche Vorgaben.\r\n3. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen\r\nEs sollten keine eigenen neuen Nachhaltigkeitsanforderungen vorgegeben werden, die auf keiner rechtlichen Grundlage beruhen. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung sollte deshalb erst ab der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) geforderten Schwelle von 7,5 MW Feuerungswärme-leistung bei fester Biomasse (7.2.3.4., Nr. 1e) bzw. 2 MW Feuerungswärmeleistung bei gasförmiger Bio-masse erforderlich sein (7.2.3.4., Nr. 2). Damit werden unnötige und aufwändige bürokratische Anfor-derungen gestrichen und auf europäischer Ebene ein Level-Playing-Field zwischen den Mitgliedstaa-ten sichergestellt.\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n4. Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Biogas-Wärmeerzeugern streichen\r\nHolzenergieanlagen sind aktuell nur förderfähig, wenn sie – je nach Netzlänge – weniger als 4.000 bzw. 2.500 Betriebsstunden pro Jahr aufweisen (7.2.3.4., Nr. 1f). Biogas-Wärmeerzeuger sind nur zur Besiche-rung, aber nicht als eigenständige Wärmeerzeuger förderfähig (7.2.3.4., Nr. 2). Dies schränkt den Spiel-raum von Wärmenetzbetreibern stark und unnötig ein. Ein wirtschaftlicher Betrieb wird so deutlich erschwert.\r\n5. Forderung nach einem Verfügbarkeitsnachweis streichen\r\nDie Anforderung eines Nachweises, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfü-gung stehen, ist praxisfern und sollte gestrichen werden. Der langjährige Trend zeigt zudem, dass Ener-gieholz aus Rest- und Abfallstoffen in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen.\r\n6. Forderung nach einer Machbarkeitsstudie streichen\r\nFür Nahwärmenetze sollte die Fördervoraussetzung einer umfangreichen und kostenintensiven Mach-barkeitsstudie, mit der nachgewiesen wird, dass das Netz langfristig mit 100 Prozent Erneuerbare Ener-gien betrieben werden kann, gestrichen werden.\r\n6.2. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)\r\nAus der Präambel der BEG sollte der Satz zur nur begrenzt zur Verfügung stehenden Biomasse gestri-chen werden. Zahlreiche Gesetze, Verordnungen und Nachhaltigkeitszertifizierungen adressieren eine nachhaltige Biomasseversorgung, so dass hier keine Gefahr besteht, nicht nachhaltige Biomasse ein-zusetzen.\r\n1. Investitionslücke durch Förderhöhe überbrücken\r\nMit der Streichung der Vorgabe, dass neu eingebaute Heizungen mindestens 65% erneuerbare Wärme bereitstellen, werden auch wieder Heizungen zugelassen, die Öl und Gas mit steigenden Anteilen grü-ner Moleküle nutzen. Damit wird zunächst der Absatz fossiler Energieträger wie Öl und Gas weiter gefestigt und erst mit steigenden Anteilen grüner Moleküle sinkt der fossile Energiebedarf und der Klimaschutzeffekt nimmt zu. Da Öl- und Gasheizungen in den Anschaffungskosten bei grob 8.000 - 16.000 Euro deutlich günstiger sind als z.B. Pellet- oder Hackschnitzelheizungen (inklusive Einbau im Bereich 20.000-35.000 Euro) kommt der BEG eine entscheidende Rolle dabei zu, beim Einabu einer neuen Heizung bereits komplett auf erneuerbare Heizsysteme zu setzen.\r\nDie BEG muss deshalb so ausgestaltet werden, dass sie die Investitionslücke zwischen zu großen Teilen fossil betriebenen Heizungen (Öl- und Gas) und komplett mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen Heizungen (Hackschnitzel, Pellets) überbrückt. Dies dient nicht nur der schnelleren Umsetzung der Wärmewende und Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten, sondern auch dem Verbraucher-schutz, indem der Heizungsmarkt so gelenkt wird, dass steigende CO2-Preise für fossile Brennstoffe die Verbraucher mit erneuerbaren Heizungen nicht belasten.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n2. Antragsmodalitäten praxisgerecht ausgestalten\r\nDie Antragsmodalitäten für die Maßnahme „Errichtung, Erweiterung und Umbau von Gebäudenetzen“ (in EM 5.3 f), mit der die für Quartierskonzepte oft genutzten Gebäudenetze gefördert werden, sind in Teilen sehr unpraktikabel. Insbesondere ist die Übertragung förderfähiger Kosten von den Anschlie-ßern an den Gebäudenetz-Errichter in der Praxis ein sehr kompliziertes Verfahren und fordert ein Abstimmungskonstrukt, das im Zuge einer Richtlinienänderung vereinfacht werden sollte. Dazu muss der Fördertatbestand Gebäudenetz abgekoppelt von der ansonsten auf ein Einzelgebäude ausgerich-teten Förderrichtlinie betrachtet werden. Es ist ein eigenständiger Fördertatbestand, der eigene För-derbedingungen braucht.\r\n3. Technische Anforderungen praxisgerecht ausgestalten\r\nDer „jahreszeitbedingte Raumheizungsnutzungsgrad“ ƞs (= ETAs) von mindestens 81 Prozent (BEG 3.3.2) ist für Holzhackschnitzelanlagen, die minderwertige Holzsortimente verwerten können, nicht zu errei-chen, sondern erfordert hochwertige Brennstoffe (Pellets). Dabei ist es politisch gewünscht und auch im Sinne einer Nutzungsreihenfolge fachlich sinnvoll, möglichst minderwertige Holzsortimente ener-getisch zu nutzen. Deshalb muss für Holzhackschnitzelanlagen wieder eine Absenkung auf 78 Prozent erfolgen. Ansonsten leidet die Gesamteffizienz des Systems da nur technisch getrocknetes und Hoch-wertiges Material eingesetzt werden kann. In der energetischen Gesamtbilanz von Brennstoffbereit-stellung bis zur Energieerzeugung ist dies von Nachteil.\r\nDer Klimageschwindigkeits-Bonus muss für Holzheizungen auch ohne der Kombinationspflicht mit an-deren EE-Heizungen gewährt werden (BEG 8.4.4.)\r\nDer hydraulische Abgleich beim Heizungstausch sollte nicht nach Verfahren B, sondern wieder Verfah-ren A, wie bei Antragsstellung bis 01.01.2024 möglich sein. Dies ist viel günstiger und schneller durch-zuführen. Somit würden finanzielle Mittel und personelle Kapazitäten für weitere Projekte frei werden.\r\n6.3. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau (KfN)\r\nDie Bundesregierung fördert mittels zinsvergünstigter Darlehen den Bau von „klimafreundlichen Wohngebäuden“. Allerdings sind in den drei wichtigsten Förderprogrammen (Klimafreundlicher Neu-bau im Niedrigpreissegment; Klimafreundlicher Neubau – Wohngebäude; Wohneigentum für Familien – Neubau) Gebäude ausgeschlossen, die mit Biomasse beheizt werden. Dies stellt insbesondere für Menschen im ländlichen Raum eine starke Diskriminierung dar.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@bioenergie.de"},"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":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-11"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}