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Konkret bedeutet das die Erstellung und Abgabe von Stellungnahmen/Positionspapieren sowohl auf Bundes-, EU- und Landesebene, die Erstellung und Veröffentlichung von Gutachten und Studien, Anschreiben, Mailings, die Durchführung von Veranstaltungen wie den BDEW-Kongress, die Netztagung aber auch das Format BDEW im Dialog; Erstellung von Publikationen wie das Magazin 2050 oder Broschüren zu Fachthemen, gezielte Öffentlichkeits- und Pressearbeit, die Durchführung von Hintergrundgesprächen und Organisation von Foren und die Teilnahme an Anhörungen. Ferner umfasst das die Sammlung und Verarbeitung politischen, wirtschaftlichen, juristischen, technisch-wirtschaftlichen und statistischen Materials (eigene Erhebungen und Statistiken) und auch die Zusammenarbeit mit Einrichtungen ähnlicher Art im Inland und im Ausland (siehe Mitgliedschaften). Der BDEW führt auch Kampagnen durch zu bestimmten Fachthemen, wie z.B. 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So könnten in einer Novelle der GasNZV Vorgaben für eine Anlagenclusterung, die Neuregelung der Kostentragung, die stärkere Einbeziehung der Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit des Betriebs bei der Netzzugangsprüfung sowie mehr Flexibilität bei der dauerhaften Verfügbarkeit aufgenommen werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006403","title":"Lösungs- und Verbesserungsvorschläge zum Kohleausstieg und resilienten Stromsystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Konditionspapier fasst die umfangreichen Herausforderungen eines beschleunigten Ausstiegs aus der Kohleverstromung aus der energiewirtschaftlichen Gesamtperspektive von Netzen, Handel, Erzeugung, Wasser, Wärme und Wasserstoff zusammen. Wenn die Bundesregierung an ihrem ambitionierten Ziel eines angestrebten Ausstiegs aus der Kohleverstromung bis 2030 festhalten wollte, ohne die Sicherheit, Bezahlbarkeit und Sozialverträglichkeit der Stromversorgung zu gefährden, wäre dies aus Sicht des BDEW nur dann möglich, wenn dafür die im Papier aufgeführten Grundvoraussetzungen schnellstmöglich geschaffen werden. Dieses Papier dient als eine Grundlage für die weiteren Arbeiten im BDEW in Bezug auf die Kraftwerksstrategie und die Begleitung des Prozesses zum geplanten Kapazitätsmechanismus. 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Das Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“ ordnet häufig vermutete Effizienzpotenziale verschiedener Rollout-Aspekte hinsichtlich ihrer Realisierbarkeit ein und stellt sie den aktuellen, praktischen Herausforderungen gegenüber. Das Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“ zeigt gesetzliche Inkonsistenzen auf und gibt Änderungsvorschläge, wie diese zu beheben sind. 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Die Entscheidungsträger auf Bundes-, Landes- und kommunaler Ebene müssen für die Energiewende einen geeigneten Rahmen setzen. Ebenso entscheidend für die Umsetzung einer erfolgreichen Wärmewende ist eine breite Akzeptanz vor Ort. Wichtig ist nun, dass die BMWK-Konsultation noch in dieser Legislaturperiode in entsprechende Gesetzgebungsinitiativen mündet, diese mit der Branche angemessen konsultiert werden, so dass die Unternehmen schnell ausreichende Planungssicherheit und Handlungsspielräume für die Infrastrukturentscheidungen erhalten.","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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006406","title":"Verbesserungsvorschläge zu verschiedenen für die Energiewende relevanten Gesetze (EnWG, EEG etc.)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fortschrittsmonitor Energiewende (Studie) betrachtet für jedes der Themenfelder anhand von Kennzahlen den Status quo der Energiewende in Deutschland, führt die unterschiedlichen Dimensionen der Transformation und ihre Entwicklung in einem Kompendium zusammen und zeigt Verbesserungspotenziale. Unter anderem: Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs erforderlich; Netzausbau, Investitionen und Investitionssicherheit, weiterer Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Nutzung klimafreundlicher Abwärme im Wärmemarkt; Absicherung des Wasserstoffkernnetzes.","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 Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen","shortTitle":"WasserstoffNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wasserstoffnev"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006407","title":"Anpassungen an verschiedenen für die Finanzmarktregulierung relevanten Gesetzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Anlässlich des Auftrags gemäß Art. 90 (5) MiFID II an die Europäische Kommission („EK“) in Absprache mit ESMA, EBA und ACER2, der ausdrücklich verlangt, auf einer umfassenden Bewertung der Märkte für Warenderivate, Emissionszertifikate und deren Derivate zu basieren hat Energy Traders Europe beschlossen, einen eigenen Bericht in Auftrag zu geben, um zur allgemeinen Diskussion und Entscheidungsfindung beizutragen. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Kapitalanlagegesetzbuch","shortTitle":"KAGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kagb"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006408","title":"Notwendigen Mindestanpassungen des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes (KWKG) 2024 ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW hat zusammen mit den Verbänden AGFW, B.KWK, VKU und 8KU die Bundesregierung in einem gemeinsamen Kurzpapier aufgerufen, noch vor der politischen Sommerpause 2024 unbedingt erforderliche Mindestanpassungen am KWKG zu beschließen. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006409","title":"Anpassungen und Ergänzungen zur Wasserstoff-Importstrategie für optimale Marktbedingungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die deutsche Wasserstoff-Importstrategie muss ein wichtiges Signal an die Wirtschaft und potenzielle Partnerländer senden. Aus Sicht des BDEW sind folgende Punkte wichtig:  Die Realisierung der Aufnahmebereitschaft der Importinfrastruktur (das H2-Kernnetz mit den Importpunkten sowie die Hafeninfrastruktur); Die Auslastung der Infrastruktur mit Liefermengen nach Deutschland. Diversifizierung und Priorisierung können auch nebeneinander stattfinden; Anschlussfähige Qualitätsstandards und Zertifizierungssysteme sind Voraussetzung für Importe und Lieferbeziehungen; Die Rolle der Midstreamer ist von zentraler Bedeutung für alle Phasen des Hochlaufs; Die Nachfrage muss dem Hochlauf dienend gefördert und abgesichert werden; H2-Importe dürfen nicht mit anderen politischen Zielen überfrachtet ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006410","title":"Ausgestaltung ökologischer Mindeststandards f. Photovoltaik-Freiflächenanlagen Solarpaket I","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In diesem Positionspapier gibt der BDEW eine sowohl praxis- als auch rechtsbezogene Bewertung zu den jeweiligen Kriterien zur Prüfung der ökologischen Mindeststandards sowie zur Vollzugskontrolle durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) und den Netzbetreiber. Es wird klargestellt, was ein Stromnetzbetreiber überhaupt und in welchem Umfang kontrollieren kann. Stromnetzbetreiber betreiben Stromnetze und sind keine Experten für Biodiversität. Dieses Positionspapier enthält neben Hinweisen zur Ausgestaltung des Leitfadens - auch gerade hinsichtlich der Nachweispflichten der Anlagenbetreiber - Forderungen des BDEW zur weiteren Ausgestaltung der entsprechenden gesetzlichen Regelungen, die im Rahmen des anstehenden Solarpakets II/EnWG-Artikelgesetz berücksichtigt werden sollten. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_AF_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Landwirtschaft und Ernährung\"","en":"Other in the field of \"Agriculture and food\""},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006411","title":"Div. Verbesserungsvorschläge zur Umsetzung der Erneuerbare Energien Richtlinie (RED III) im Verkehr","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW plädiert für einen technologieoffenen und marktbasierten Ansatz unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe, da jede alternative Antriebsform spezifische Vorteile aufweist und alle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehrssektor erforderlich sein werden und spricht sich für eine zielgerichtete und ambitionierte Weiterentwicklung des bestehenden Treibhausgasquotenhandels aus. Zusammenspiel von Effizienzfaktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen sollte mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden. Für die E-Mobilität sollte geprüft werden, ob eine Mehrfachanrechnung mit dem Faktor 4 unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf die weiteren Erfüllungsoptionen angewandt werden könnte.","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_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006412","title":"Konkrete Hinweise der Branche zu den Änderungen der Industrieemissionsrichtlinie 2010/75/EU (IED) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW gibt Leitplanken für die Umsetzung aus Sicht der betroffenen Betreiber von Großfeuerungs- und Abfallverbrennungsanlagen sowie IED-Anlagen der Energiewirtschaft. Das bewährte Regelwerk ist schrittweise und behutsam weiterzuentwickeln, rechtssichere, schnell durchführbare Genehmigungsverfahren sind zu ermöglichen sowie den Verwaltungsaufwand erheblich zu verringern und nicht auszuweiten. Verschärfungen, Doppelregulierung und Überlappungen mit anderen Rechtsvorschriften sind zu vermeiden. Die Umsetzung darf nicht dazu führen, dass die Genehmigungs- und Wettbewerbsfähigkeit von Energie- und Industrieanlagen in Deutschland gefährdet werden. Daher wird für eine 1:1 Umsetzung der neuen Vorgaben, inkl. vorgesehener Ausnahmetatbestände und Flexibilisierungsinstrumente plädiert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"32. Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 32","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_32"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"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"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006413","title":"Ergänzung § 6 EEG um eine Transparenzregelung zur EEG Gemeindebeteiligung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Gemeinden werden in der Regel auf der Grundlage von § 6 EEG mit 0,2 ct/kWh an den erzeugten Strommengen von Wind- und PV-Projekten finanziell beteiligt. Diese Zahlungen dienen der Akzeptanzförderung vor Ort. Damit die akzeptanzfördernde Wirkung eintritt, müssen die Bürgerinnen und Bürger wissen, dass diese Zahlungen von den Windparkbetreibern an die Gemeinde geleistet werden. Sinnvollerweise erhalten die Bürgerinnen und Bürger auch die Information, wohin die zusätzlichen Einnahmen geflossen sind, um nachvollziehen zu können, wie sie konkret vom Ausbau der Erneuerbaren Energien in ihrer Region profitieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008179","title":"Wärmewende  - Ziel ist die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Um die Wärmewende erfolgreich zu bewältigen, braucht es die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen, die klimafreundlich Wärme bereitstellen können. Zum gesamten Wärmemarkt zählen neben der Raumwärme (inkl. Klimakälte) auch Warmwasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte. Erdgas macht derzeit einen Anteil von 47,8% am Endenergieverbrauch Wärme aus. Die Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnologien und Energieträger ermöglicht werden. Dazu gehört auch der Energieträger Wasserstoff. \r\nBDEW beschreibt, welche Optionen für Wasserstoff in den verschiedenen Sektoren des Wärmemarkts (Prozesswärme/Industrie, Gewerbe, KWK/Nah- und Fernwärme/Quartierslösungen, Einzelheizungen) bestehen trägt zum Austausch in der Wärmeplanung bei. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen","shortTitle":"WasserstoffNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wasserstoffnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008180","title":"Anpassungen an verschiedenen für die Energiewende relevanten Gesetzen aufgrund Handlungsbedarfs, der im Fortschrittsmonitor festgestellt wurde.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Um die ambitionierten Klimaziele zu erreichen, müssen enorme Investitionen in die Energiewende getätigt werden. Laut dem aktuellen BDEW-EY-Fortschrittsmonitor sind bis 2030 Investitionen von 721 Milliarden Euro erforderlich, davon allein 131 Milliarden Euro für den Aus- und Umbau der Übertragungsnetze. Angesichts dieser immensen Summen ist ein effizienter, verantwortungsvoller und zielgerichteter Kapitaleinsatz unerlässlich. Der BDEW hat zwei Stellschrauben identifiziert, die erhebliche Einsparungen ermöglichen. Politische Entscheidung zu einem Freileitungsvorrang der Trassen DC 40 (OstWestLink), DC 41 (NordWestLink) und DC 42 (SuedWestLink) und weitere Optimierung der Ausbaubedingungen für Offshore-Wind ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Durchführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und des Windenergie-auf-See-Gesetzes","shortTitle":"AusglMechV 2015","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ausglmechv_2015"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008181","title":"Netzplanung ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die integrierte und systemische Betrachtung von Strom, Gas und Wasserstoff im Rahmen der Systementwicklungsstrategie (SES). Es ist relevant, dass die Bereiche Strom, klimaneutrale Mobilität, Gebäude, steuerbare Kraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Industrie gemeinsam gedacht werden, da in den Netzgebieten gegenseitige technische Abhängigkeiten zwischen Endkunden und Netzbetreibern, insbesondere bei der Transformation der Gasversorgung, bestehen. Der sektorübergreifende Transformationsansatz wird daher als zielführend erachtet.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNZV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnzv"},{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010697","title":"Einführung ETS-Richtlinie in nationales Recht ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die bis zum 01.01. bzw. 30.06.2024 umzusetzende, novellierte ETS-Richtlinie ist bisher noch nicht in nationales Recht umgesetzt. Hierdurch entsteht Planungsunsicherheit für die betroffenen Unternehmen. Mit einem Schreiben soll die Bundesregierung dazu aufgefordert werden, nunmehr zeitnah einen Gesetzentwurf vorzulegen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"},{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010849","title":"Gesetz zur Änderung des EnWG und weiterer Gesetze 2024/2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das EnWG soll voraussichtlich ab Sommer 2024 angepasst werden. Das dient voraussichtlich der Umsetzung des EU-Binnenmarktpaketes Gas/Wasserstoff aus 2024 sowie der Umsetzung der EU-Richtlinie zum Strommarktdesign aus 2024. BDEW möchte sich hier im Sinne der Branche einbringen und wird diverse Regelungen versuchen im Sinne der Wettbewerbsfähigkeit und der optimalen Gestaltung von Prozessen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen mitzugestalten. Eine Positionierung/Stellungnahme ist geplant. Aktuell werden bereits Vorschläge zum energy-sharing eingebracht. \r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010850","title":"Ausgestaltung der Ladeinfrastruktur im Sinne des EnWG ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Laut § 7c Abs. 1 Satz 1 EnWG ist es seit dem 1. Januar 2024 Netzbetreibern und vertikal integrierten Energieversorgern mit Netzbetrieb untersagt, Eigentümer von E-Ladepunkten zu sein, sie zu entwickeln, zu verwalten oder zu betreiben. Für De-minimis-Unternehmen ist die Regelung für bestehende Ladepunkte bis zum 1. Januar 2025 umzusetzen. Der BDEW hat ein Papier mit Fakten und Argumenten erarbeitet, in dem sowohl die rechtlichen Rahmenbedingungen erläutert als auch entsprechende Handlungsoptionen für De-minimis-Unternehmen erläutert werden. Es werden außerdem die Ergebnisse einer BDEW-Umfrage unter den De-minimis-Mitgliedsunternehmen vorgestellt. Abschließend werden Handlungsmöglichkeiten abgeleitet, wie eine De-minimis-Regelung politisch weiter verfolgt werden kann.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010862","title":"Review des MiFID II Commodity Regimes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Beibehaltung der aktuellen Ausnahmeregelungen für Warenderivatehändler in der MiFID II (Nebentätigkeitsausnahme), betrifft die Finanzmarktrichtlinie, die direkt in Deutschland anwendbar ist: Richtlinie 2014/65/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 15. Mai 2014 über Märkte für Finanzinstrumente sowie zur Änderung der Richtlinien 2002/92/EG und 2011/61/EU","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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010863","title":"Anpassungen der Produktdefinitionen im Vortragsstromhandel (SDAC)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Anpassung der market time unit (MTU) im vortägigen Stromgroßhandel (SDAC) von 60 auf 15 Minuten zieht regulatorische Änderungen in einer Vielzahl von Gesetzen und Verordnungen nach sich, die explizit auf Preise für Stundenprodukte an der Strombörse referenzieren. Ziel ist eine unbürokratische Anpassung der Rechtstexte unter Berücksichtigung von Branchenstandards im Bereich Handel und Vertrieb.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010925","title":"Schaffung Rahmenbedingungen für Kraftwerksstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung beabsichtigt, mit einer Kraftwerksstrategie einen kurzfristigen Rahmen für Investitionen in steuerbare Erzeugungskapazitäten zu schaffen. Der BDEW fordert für die geplanten wasserstofffähigen Kraftwerke konkrete planungssichere Vorgaben für Genehmigung, Bau und Betrieb der Anlagen. Die Verbrennung von Wasserstoff und die damit verbundenen Besonderheiten sind in der europäischen Industrieemissionsrichtlinie und den einschlägigen nationalen Verordnungen zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes bislang nicht ausreichend berücksichtigt. Den Genehmigungsbehörden fehlen somit derzeit einheitliche technische Rahmenbedingungen bei der Bearbeitung von Genehmigungsanträgen von wasserstoffgefeuerten Anlagen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010926","title":"Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"266/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0266-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"20/11900","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/119/2011900.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Änderung des KSpTG, die Ratifizierung des Amendments des London-Protokolls und die Anpassung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes. Der Aufbau einer CO2-Infrastruktur, ermöglicht durch die Anpassung des KSpTG, ist ein wichtiger Schritt Richtung Net-Zero 2045. Planung- und genehmigungsrechtliche Beschleunigungen sollten sowohl den Umweltschutz, wie den Schutz der Wasserressourcen, als auch den Klimaschutz, wie die Nutzung und Speicherung von CO2, berücksichtigen. Nach einer Hochlaufphase sollten sich Carbon-Management-Technologien über den CO2-Preis finanzieren: erforderlich sind, eine angemessene Förderung eine Reduktion des Investitionsrisikos. Zentral ist der Schutz der Wasserressourcen! Vermeidung von Treibhausgasemissionen geht vor der Nutzung von Senken. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"},{"title":"Gesetz über das Verbot der Einbringung von Abfällen und anderen Stoffen und Gegenständen in die Hohe See","shortTitle":"HoheSeeEinbrG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hoheseeeinbrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","title":"Bürokratieabbau","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","publicationDate":"2024-04-12","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/0-Gesetz.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"20/12351","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/123/2012351.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","publicationDate":"2024-04-12","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/0-Gesetz.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Um effiziente Prozesse in der Energie- und Wasserwirtschaft zu gewährleisten, macht der BDEW unterschiedliche Vorschläge für den Abbau bürokratischer Hürden. Diese betreffen unterschiedliche Gesetze des Energierechts. Beispiel: Bürokratieabbau im Strom und Energiesteuerrecht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011131","title":"BDEW-Einschätzung zur Wachstumsinitiative - neue wirtschaftliche Dynamik für Deutschland - Haushalt 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Kapitel V der Wachstumsinitiative behandelt mit den Ziffern Nr. 38 bis 49 weitreichende energiewirtschaftliche Themen. Aber auch in den anderen Kapiteln befinden sich Punkte, die für die Energie- und Wasserwirtschaft relevant sind. Die benannten 49 Punkte werden dann in verschiedene Gesetzesinitiativen einfließen: in das flankierende Haushaltsfinanzierungsgesetz, in das geplante EnWG-Omnibus-Gesetz oder auch in einzelne Fachgesetze. BDEW hat die für seine Branche relevanten Punkte analysiert und kommentiert und setzt sich unter anderem für wettbewerbliche Ausgestaltung, Bürokratieabbau und  für eine Priorisierung des Netzausbaus ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011241","title":"Überarbeitung der Realisierungsfristen für den Offshore-Ausbau nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzgeber hat mit dem zweiten Gesetz zur Änderung des WindSeeG 2023 und anderer Vorschriften vom 20.07.2022 (BGBl. I S. 1325) u. a. die Ausbauziele für die Offshore-Windenergie erhöht, das Ausschreibungsdesign für Offshore-Flächen geändert und die Regelungen bezüglich der Realisierungsfristen überarbeitet. Um die ambitionierten Offshore-Ausbauziele erreichen zu können, besteht dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu den Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011339","title":"Überarbeitung der Strombinnenmarkt-Verordnung und -Richtlinie zur Verbesserung der Gestaltung der Elektrizitätsmärkte in der EU","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW blickt positiv auf die Ergebnisse des überarbeiteten EU-Strommarktdesigns. Erfreulich ist, dass das Petitum aus der Energiewirtschaft „Evolution statt Revolution“ Gehör fand. Der Preisbildungsmechanismus (sog. Merit-Order) ist unberührt geblieben, welches zeigt, dass die Strommärkte auch während der Energiekrise funktioniert haben. Ein weiteres wichtiges Ergebnis ist der Verzicht auf eine Erlösabschöpfung und die Abkehr von einer dauerhaften Verankerung des Preiskrisenmechanismus‘. Der BDEW wird sich im weiteren Verlauf dafür einsetzen, die beschlossenen Inhalte rasch umzusetzen. Darunter fallen die Beschleunigung von Investitionen in Erneuerbare Energien, die Stärkung der Strommärkte (v. a. Langfristmärkte), sowie die stärkere Berücksichtigung von Flexibilitäten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011340","title":"Vorschlag für Verordnung und Richtlinie über Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff und Umsetzungsmaßnahmen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW sieht die Überarbeitung der Gasbinnenmarktrichtlinie und -verordnung als eine wichtige Weichenstellung für die Transformation des Gassektors. Durch die Einbeziehung von erneuerbaren Gasen, vor allem Wasserstoff, wird ein wichtiger Grundstein für einen dekarbonisierten Gasmarkt gelegt. Eine zügige, diversifizierte und bezahlbare Klimaneutralität kann nur erreicht werden, wenn alle zur Verfügung stehenden Dekarbonisierungsoptionen unter Berücksichtigung gesamtwirtschaftlicher und systemübergreifender Gesichtspunkte in allen Sektoren genutzt werden können. Der BDEW setzt sich für eine Dynamik ein, die eine zügige Transformation der Gaswirtschaft und einen schnellen Hochlauf eines wettbewerblichen Wasserstoffmarktes in Europa ermöglicht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Anpassung des Umsatzsteuergesetzes und anderer Rechtsvorschriften an den EG-Binnenmarkt","shortTitle":"UStBMG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ustbmg"},{"title":"Gesetz zur Verbesserung der steuerlichen Bedingungen zur Sicherung des Wirtschaftsstandorts Deutschland im Europäischen Binnenmarkt","shortTitle":"StandOG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/standog"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011341","title":"Revision der Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD) und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW sieht die Novellierung der EPBD als Chance, einen klaren und technologieoffenen Rahmen zu formulieren, der die Weichen hin zum Pfad einer Klimaneutralität einschlägt. In seiner Stellungnahme fordert der BDEW u. a. Anpassungen bei der Definition eines „Nullemissionsgebäudes“ und der einhergehenden Versorgung mit Erneuerbaren Energien. Positiv hervorzuheben sind die Vorschläge hinsichtlich intelligenter Ladeinfrastrukturen sowie der Einführung eines Gebäudeintelligenzfähigkeitsindikators (Smart Readiness Indicator, SRI) für Nichtwohngebäude.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011342","title":"Revision der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und Umsetzungsmaßnahmen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die deutliche Anhebung des Europäischen Energieeffizienzziels zur Erreichung der Klimaziele 2030 und 2050. Er sieht aber in zahlreichen Regelungen die Gefahr von stärkerer Bürokratisierung von Investitionsvorhaben. Zudem überschreitet der EED-Vorschlag immer wieder die Grenzen des Regelungsbereiches der EED, so dass die Gefahr von Doppelregulierungen zum Beispiel mit der Gebäudeeffizienz-Richtlinie entsteht. Als zu ambitioniert sieht der BDEW auch den Zeitplan für die Einführung neuer Hocheffizienz-Kriterien für KWK und Fernwärme, er würde den Umbau des Wärmemarkte in Richtung Klimaneutralität eher bremsen als beschleunigen. Schließlich wird die nationale Einsparverpflichtung so weiterentwickelt, dass sie für die Mitgliedsstaaten nahezu unerfüllbar wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011343","title":"Revision der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) Und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die auf europäischer und nationaler Ebene gesteckten Ziele zur Erreichung der Klimaneutralität. Diese können nur erreicht werden, wenn zur Verfügung stehende Dekarbonisierungsoptionen breit genutzt werden. Eine wesentliche Voraussetzung für eine erfolgreiche Energiewende ist dabei ein ambitionierter und beschleunigter Erneuerbare-Energien-Ausbau an Land und auf See:\r\n- Genehmigungs- und Verwaltungsaufwand verringern.\r\n- Bestandsschutz garantieren.\r\n- Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft gewährleisten.\r\n- Ausbau der Erneuerbaren Energien in allen Sektoren durch EU-Beihilfeleitlinien unterstützen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011344","title":"Vorschlag für eine Verordnung zur Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt nachdrücklich das Ziel, die Emissionen von Methan in die Atmosphäre zu reduzieren und so einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten. Mit der EU-Methanemissionsverordnung werden auf europäischer Ebene erstmals Regelungen entstehen, die für die Adressaten unmittelbare Rechtsbindung entfal-ten werden. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass diese Regelungen so ausgestaltet werden, dass auch bei richtigerweise anspruchsvollen Zielen zur Emissionssenkung die geforderten Maßnahmen von allen Beteiligten umsetzbar sind und die Ressourcen auf allen Seiten so eingesetzt werden, dass eine größtmögliche Verringerung von Treibhausgasen erreicht wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011345","title":"Überarbeitung der kommunalen Abwasserrichtlinie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Überarbeitung der Richtlinie. Diese ist ein zentraler Schritt für den ganzheitlichen Umwelt- und Ressourcenschutz und die Reduktion der Schadstoffbelastung. Hervorzuheben ist besonders die Aufnahme der Erweiterten Herstellerverantwortung in den Rechtsrahmen. Damit wird das Verursacherprinzip künftig rechtskräftig umgesetzt, eine faire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung gewährleistet und Anreize für die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig kritische Einträge von vornherein vermindern und vermeiden sollen. Der BDEW betrachtet die erweiterte Herstellerverantwortung als umweltökonomischen Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der kommenden Jahrzehnte.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Abgaben für das Einleiten von Abwasser in Gewässer","shortTitle":"AbwAG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abwag"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011346","title":"Überarbeitung der Umweltqualitätsnormen für Grundwasser und Oberflächengewässer","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt grundsätzlich den Legislativvorschlag der Kommission und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz der Gewässer beitragen werden und unterstützt vor allem den vom Parlament hervorgehobenen Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen. Aus Sicht des BDEW stellen einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung dar. \r\nDer BDEW begrüßt nun den Ansatz des Rates, die Umsetzungsrelevanz des Anhangs dieses Legislativvorschlags mit den zeitlichen Vorgaben der überarbeiteten kommunalen Abwasserrichtlinie zu synchronisieren. Das heißt, die Einhaltung der Grenzwerte sollte im zeitlichen Kontext mit den Fristen der kommunalen Abwasserrichtlinie stehen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011347","title":"Vorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung und -Resilienz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den Legislativvorschlag. Die Gesundheit der europäischen Böden und die Verhinderung weiterer Schäden stellt einen Grundstein für den Schutz von Grundwasserressourcen dar. Allerdings werden die aktuell vorgesehenen Maßnahmen nicht ausreichen, um allen Böden der EU bis 2050 zu einem guten Zustand zu verhelfen. Es bedarf bindender Vorgaben und Reduktionsziele. Das Überwachungssystem und die Maßnahmen in den Mitgliedstaaten müssen kohärent umgesetzt werden und auf EU-Ebene eine Basis zur Finanzierung zur Sanierung von Bodenschäden geschaffen werden. Hier ist das Verursacherprinzip zu beachten und die Erweiterte Herstellerverantwortung hervorzuheben. Kosten zur Behebung von Schäden und Verschmutzung müssen im vollen Umfang von den Verursachern getragen werden.","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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011348","title":"Vorschlag für eine Verordnung zur Schaffung eines Unionsrahmens für die Zertifizierung von CO2-Entnahmen und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt ausdrücklich Schaffung eines europaweit einheitlichen Zertifizierungssystems für die CO2-Entnahme. CO2-Entnahmetätigkeiten können den erforderlichen starken Ausbau der Nutzung von Erneuerbaren Energien, Wasserstoff und anderen klimaneutralen Energieträgern sowie die Ausweitung der CO2-Bepreisung auf weitere Sektoren und Tätigkeiten sinnvoll ergänzen. Für den geplanten Hochlauf sind aus BDEW-Sicht drei Handlungsfelder von zentraler Bedeutung:\r\n1. Definition und Abgrenzung des Produktes (durch die vorliegende Verordnung)\r\n2. Schaffung eines Angebotes (durch Förderanreize und politische Ziele)\r\n3. Schaffung der Nachfrage (durch Anrechenbarkeit, Übertragbarkeit und Handelbarkeit der Senkenzertifikate, flankiert durch politische Ziele)","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011349","title":"Überarbeitung des EU-Emissionshandelssystems und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Ausrichtung und Ziele der Vorschläge der EU-Kommission zur Anpassung der Emissionshandelsrichtlinie und zur Weiterentwicklung der Marktstabilitätsreserve sowie zur Einführung eines zunächst separaten Emissionshandels für Gebäude und den Straßenverkehr. Der BDEW bemängelt aber den zu eng gefassten Anwendungsbereich des neuen Emissionshandels. Die Vorschläge der EU-Kommission erscheinen auch im Hinblick auf die Überwachungsbestimmungen und die Vermeidung von Doppelbelastung noch unzureichend. Weitere Verbesserungsvorschläge betreffen insbesondere die künftige Wirkweise der Marktstabilitätsreserve, die Fortschreibung der kostenlosen Zuteilung für Wärmelieferungen sowie die geplante Einbeziehung von Wasserelektrolyseanlagen in den Emissionshandel.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011350","title":"Vorschlag für eine Revision der Industrieemissionsrichtlinie (IED) und für eine Verordnung über das Industrieemissionsportal und Umsetzungsmaßnahmen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Überarbeitung sollten das bewährte Regelwerk schrittweise und behutsam weiterentwickelt sowie rechtsichere, schnell durchführbare Genehmigungsverfahren ermöglicht werden. Der Kommissionsentwurf wird diesen Zielen an vielen Stellen nicht gerecht und würde Genehmigungsverfahren erheblich erschweren und verzögern. Hervorzuheben ist der Vorschlag, dass Emissionsgrenzwerte künftig grundsätzlich in Höhe der strengsten Werte der jeweiligen Spannen der BVT-assoziierten Emissions-werte festgelegt werden sollen. Viele bestehende Anlagen würden so aus dem Markt gedrängt, neue Anlagen wären kaum noch genehmigungsfähig. Der BDEW plädiert deshalb für eine Beibehaltung des derzeitigen flexiblen Vorgehens bei der Grenzwertfestlegung orientiert an den oberen Emissionsbandbreiten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011351","title":"Vorschlag für eine Richtlinie zur Begründung ausdrücklicher Umweltaussagen und die diesbezügliche Kommunikation (Green Claims)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW sieht die im Richtlinienentwurf vorgesehene Einführung einer verpflichtenden Vorprüfung von Umweltaussagen (“Green Claims“) kritisch, da dies zu hohem bürokratischem Aufwand wie auch Kosten führen würde. Europäische Unternehmen wären einem unverhältnismäßig großen Zeit- und Kostenaufwand ausgesetzt, was zusätzlich zu den Verpflichtungen aus der noch umzusetzenden Richtlinie zur Stärkung der Verbraucher für den ökologischen Wandel zu einem drastisch erhöhten bürokratischen Aufwand führen würde. Ein Verbot mit Erlaubnisvorbehalt würde zudem die Innovationskraft ökologisch engagierter Unternehmen schwächen, da Fortschritte in Bezug auf Nachhaltigkeit nur kommuniziert werden dürften, wenn sich ex-ante für einen zeit- und kostenintensiven Zertifizierungsaufwand entschieden wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011352","title":"Vorschlag zur Einschränkung von PFAS","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wesentliche Aspekte, die aus Sicht des BDEW im Beschränkungsvorschlag berücksichtigt werden müssen, sind: \r\n- Bestandsanlagen müssen unberührt bleiben;\r\n- Für Anwendungsprodukte muss eine angemessene Übergangsfrist festgelegt werden;\r\n- Für Anwendungen, die sich in einem Produktentwicklungsstadium befinden (z. B. Elektrolyseure), für welche die Nutzung von PFAS-haltigen Stoffen notwendig ist, sollte eine Prüfung und Eingruppierung durch die ECHA im Sinne von essential uses erfolgen;\r\n- Die weitere Nutzung von PFAS muss an eine verursachergerechte Finanzierung der bereits jetzt und zukünftig entstehenden Aufbereitungskosten für die Trinkwasserversorgung durch ein Fondsmodell im Sinne der Herstellerverantwortung geknüpft sein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011353","title":"Vorschlag zur Schaffung eines Rahmens für Maßnahmen zur Stärkung des europäischen Ökosystems der Fertigung von Netto-Null-Technologieprodukten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt das Ziel, den Zugang zu wichtigen Transformationstechnologien durch die Ansiedlung von Fertigungskapazitäten in der EU abzusichern. Ziel bei der Einführung von nicht-preisbezogener Kriterien muss aus Sicht des BDEW sein, dass sie die strategischen Energiewende-Ziele der EU nicht gefährden:\r\n- Vermeidung von unverhältnismäßigen Kostensteigerungen bzw. Sicherstellung einer gerechten Verteilung der damit einhergehenden Mehrkosten;\r\n- Anwenderfreundliche Definition der Kriterien über Leitlinien oder Durchführungsrechtsakte, um deren Umsetzung in der Praxis zu erleichtern;\r\n- Berücksichtigung von technologiespezifischen Differenzen bei der Auswahl, Gestaltung und Umsetzung nicht-preisbezogener Kriterien;\r\n- Festlegung angemessener Übergangsfristen.","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"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011354","title":"Vorschlag für eine Richtlinie über die Sorgfaltspflichten von Unternehmen im Hinblick auf Nachhaltigkeit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die verschiedenen Nachhaltigkeitsinitiativen der EU, darunter die Harmonisierung der Sorgfaltspflichten im Bereich der Menschenrechte und des Umweltschutzes in der EU. Wir begrüßen die Stärkung der sozialen Aspekte. Damit diese Harmonisierung auch in der Praxis auch erfolgreich umgesetzt werden kann, schlägt der BDEW die folgenden Änderungen vor:\r\n- Verfeinerung des Umfangs der Due Diligence\r\n- Fokus auf Menschenrechte und Umweltaspekte\r\n- Angleichung der CSDD an die CSRD, die ESRS und die EU-Taxonomie\r\n- Sicherstellung einer kohärenten Umsetzung durch eindeutige Definitionen\r\n- Minimierung des zusätzlichen Aufwands für Unternehmen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011355","title":"Vorschlag für eine Verordnung zum Verbot von in Zwangsarbeit hergestellten Produkten auf dem Unionsmarkt und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Durchsetzung eines Verbots von Produkten aus Zwangsarbeit, da eine faire und respektvolle Behandlung von Arbeitnehmern entscheidend für nachhaltige Produkte und nachhaltige Unternehmen ist. Dennoch sieht der BDEW die Notwendigkeit, bestimmte Elemente des Vorschlags weiter zu präzisieren, um die Rechtssicherheit für betroffene Unternehmen zu erhöhen und eine Überkomplexität der Sorgfaltspflichten zu vermeiden:\r\n- Präzisierung des Anwendungsbereichs der Verordnung\r\n- Klare Definition und Vereinheitlichung der Einfuhranforderungen\r\n- Verlängerung der Reaktionszeiten für Unternehmen\r\n- Etablierung einer klaren und transparenten Vorprüfung\r\n- Beschleunigung der Einführung der Datenbank für Zwangsarbeitsrisiken und der Leitlinien für Sorgfaltspflichten","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011356","title":"Vorschlag für eine Verordnung zur Festlegung harmonisierter Vorschriften für Künstliche Intelligenz (AI Act)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Rechtsrahmen muss Klarheit und Sicherheit über die Rechte und Pflichten bei der Entwicklung von KI in verschiedenen Kontexten bietet. Er sollte eine klare Richtung vorgeben, für welche Zwecke KI eingesetzt werden sollte, Hindernisse abbauen und einen Rahmen schaffen, der Innovationen ermöglicht. Hürden für den Einsatz von KI in der Energie- und Wasserwirtschaft vermieden werden. Grundsätzliche, technologieneutrale Leitlinien, die den sicheren Einsatz von KI ermöglichen und unternehmerische Entscheidungen für Innovationen zulassen sind komplexen administrativen Prozessen vorzuziehen. Bereits heute gelten in besonders sensiblen Bereichen wie der Netzsteuerung sehr hohe Anforderungen und Vorschriften mit entsprechenden Sicherheitsstandards.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011357","title":"Vorschlag für eine Verordnung über Maßnahmen zur Reduzierung der Kosten des Ausbaus von Gigabit-Netzen für die elektronische Kommunikation","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Sicherstellung eines schnellen und flächendeckenden Ausbaus von Hochgeschwindigkeitsnetzen für die elektronische Kommunikation ist von großer Bedeutung für das Wirtschaftswachstum und die Entwicklung neuer digitaler Geschäftsmodelle. Gleichzeitig müssen Synergieeffekte und entsprechende Verpflichtungen für die be-troffene Versorgungs- und Telekommunikationsinfrastruktur einheitlich umgesetzt werden. Einseitige Kostenvorteile für einzelne Branchen oder Unternehmen und Beeinträchtigungen der Funktionsfähigkeit der Infrastruktur sollen verhindert werden, um ein hohes Maß an Versorgungssicherheit zu erhalten. Darüber hinaus ist die Notwendigkeit des Schutzes der physischen Infrastruktur vor Angriffen Dritter zu berücksichtigen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011491","title":"Zusatzbelastungen für Energiewende vermeiden - Kopplung der Fernsteuerbarkeit von EEG-Anlagen an steuerbare Verbrauchseinrichtungen eingrenzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems nach § 9 Abs. 1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen sicht- und fernsteuerbar sein, sofern hinter demselben Netzanschluss eine steuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE wie Batteriespeicher, Wärmepumpe oder Ladestation) installiert ist. Dies gilt für Neu- und Bestandsanlagen.\r\nDiese Koppelung führt zu Aufwand und Kosten. Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Anlagenbetreiber und das Elektrohandwerk (BDEW, BSW, VKU und ZVEH) fordern daher eine Eingrenzung dieser Regelung auf die netztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW, um die Energiewende und Sektorkopplung nicht auszubremsen. Die Lösung liegt in einer Änderung von § 9 Abs. 1 EEG 2023 sowie den geltenden Übergangsbestimmungen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011492","title":"Nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Zustimmung der Mitgliedsstaaten im Rat der Europäischen Union zum „AI Act“ (KIVerordnung) am 21.05.2024 wird im Sommer 2024 das weltweit umfassendste Gesetz über\r\ndie Entwicklung und Nutzung von KI-Systemen Inkrafttreten können. Die meisten Regelungen\r\nder KI-Verordnung (KI-VO) greifen erst nach Ablauf der Übergangsfrist von 24 Monaten, weitere erst nach 36 Monaten. Nichtsdestotrotz sind für die nationale Umsetzung der KI-Verordnung zeitnah auf nationaler Ebene einige wichtige Entscheidungen zu treffen. Im Vordergrund\r\nsteht nun die Frage nach der Ausgestaltung der nationalen Aufsichtsstruktur, die binnen 12\r\nMonaten durch die Bundesregierung festzulegen ist. Der BDEW bezieht hierzu auf die Anforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011493","title":"Umgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW zeigt im Folgenden Herausforderungen und Lösungsansätze im Umgang mit den stark steigenden Netzanschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren auf. Die enormen Leistungsbedarfe dieser Anlagen im Verbund mit der Sektorenkopplung sowie der Elektrifizierung des Verkehrs, der Wärmeversorgung und vieler weiterer Bereiche bewirken vielerorts akute Kapazitätsmängel in den Stromnetzen und eine sich verschärfende „Anschlusskonkurrenz“. \r\nFür einen effizienten Umgang mit Netzanschlussanfragen durch die Netzbetreiber schlagen wir Lösungsansätze vor. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011588","title":"Delegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EU-Kommission bereitet derzeit den Delegierten Rechtsakt zu kohlenstoffarmem Wasserstoff vor. Der BDEW setzt sich für eine pragmatische Ausgestaltung des Rechtsaktes ein, welche dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft dienlich ist. Bspw. müssen Vorkettenemissionen auch mit projektspezifischen Werten für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte berechnet werden können, um eine bessere Emissionsbilanz vorzuweisen. Alle Entstehungsformen des kohlenstoffarmen Wasserstoffs müssen unter der im Delegierten Rechtsakt definierten Methode berücksichtigt werden, um Investitionssicherheit zu bieten und Technologieoffenheit zu erlauben. Weiterhin bedarf es mehr Flexibilität bei den Strombezugskriterien zur Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011743","title":"Einschätzung BDEW zum Referentenentwurf EnStatVWass (Energiestatistik-Verordnung Wasserstoff)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung zur energiestatistischen Erhebung von Wasserstoff (Energiestatistik-Verordnung Wasserstoff - EnStatWassV)","printingNumber":"572/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0572-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-zur-energiestatistischen-erhebung-von-wasserstoff-energiestatistik-verordnung-wasserstoff-enstatwassv/317645","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf der Rechtsverordnung zur energiestatistischen Erhebung von Wasserstoff (EnStatVWass)","publicationDate":"2024-06-14","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/20240614-referentenwntwurf-enstatvwass.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/energiestatistische-erhebung-wasserstoff-enstatvwass.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Einführung einer Wasserstoffstatistik in Deutschland. Allerdings muss\r\nfür die meldenden Unternehmen der Energiewirtschaft der Erfüllungsaufwand und die zusätz-\r\nliche Belastung im Rahmen bleiben. Der Aufbau unnötiger Bürokratie an dieser Stelle bedingt\r\neinen zusätzlichen Kosten- und Zeitaufwand für die Energieversorgungsunternehmen und\r\nkönnte den gewünschten schnellen Wasserstoffhochlauf in Deutschland beeinträchtigen. BDEW spricht sich dafür aus, dass die Datenerhebungen – wie viele andere Erhebungen im Bereich der Energiestatistik auch – zukünftig als zentrale Erhebung durch das Statistische Bundesamt und/oder die Statistischen Landesämter durchgeführt wird und somit verlässliche und öffentlich zugängliche Daten zum Thema Wasserstoff verfügbar sein werden.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011744","title":"Steigende Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW zeigt Herausforderungen und Lösungsansätze im Umgang mit den\r\nstark steigenden Netzanschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren auf. 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Der Anschluss neuer Großverbraucher geht häufig mit einem langwierigen Netzausbau einher, der mit dem Anlagenzubau strukturell nicht Schritt halten kann.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011745","title":"Dringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Erfolg des zügigen Ausbaus von Erneuerbaren-Anlagen bringt zum Teil hohe Einspeisemengen mit sich, insbesondere an sonnigen Sommertagen zur Mittagszeit. Diese „Einspeisespitzen“ können das Stromnetz belasten und zu negativen Strombörsenpreisen beitragen. Die Bundesregierung plant deshalb in ihrer „Wachstumsinitiative“ vom Juli 2024 kurzfristige Anpassungen der Regelungen. Ziel muss es sein, die Stabilität der Stromnetze zu erhalten und zugleich negative Preise zu minimieren, um den Erfolg der Energiewende fortzuführen. Der BDEW macht hierzu in einem Positionspapier konkrete Vorschläge.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011746","title":"Gesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aktuell wird die Gestaltung des Übergangs vom nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) in das europäische Emissionshandelssystems ETS 2 diskutiert.\r\nEin diskutiertes Vorziehen der Handelsphase auf 2026 bietet aus Sicht des BDEW keine Vorteile, die Festpreisphase sollte stattdessen bis zur Einführung des ETS 2 fortgeführt werden.\r\nEin Fortsetzen der Festpreisphase im nEHS bis zum spätestmöglichen Start des ETS 2 2028 sollte anvisiert und schnellst-möglich implementiert werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011748","title":"Netzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn - Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugbereichs. Sie ist für die Dekarbonisierung des Verkehrssektors notwendig und für die Energie- und Ladebranche ist sie ein attraktives neues Geschäftsfeld. Der BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die Beantragung von Netzanschlüssen für ELkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH im Rahmen des initialen Ladenetzes für E-Lkw. Da diese in der Mittel- und Hochspannung erfolgen und der Zugang zu den bundeseigenen Autobahnflächen für privatwirtschaftliche Akteure aktuell nicht gegeben ist, kann diese Maßnahme aus Sicht des BDEW zu Effizienzgewinnen auf der Zeitachse führen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011749","title":"Änderungsbedarf bei der TEHG-Novelle","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der europäische Emissionshandel stellt ein wichtiges Element zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaschutzziele dar. Die mit der Novellierung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes (TEHG) verfolgten Maßnahmen sind notwendige Bedingungen, um die nächsten Meilensteine für die nächste Phase der Energiewende und der Dekarbonisierung der Energieversorgung zu erreichen. Mit der Stellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes und dem Positionspapier zur Anpassung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes zeigt der BDEW konkreten Änderungsbedarf bei der TEHG-Novelle auf.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011750","title":"Bundeshaushalt 2025, Wachstumsinitiative und KTF","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aus Sicht des BDEW sind die globalen Minderausgaben im KTF deutlich zu groß bemessen und schüren Unsicherheit, die Wärmenetze brauchen eine stärkere Förderung und die Einschnitte in der \r\nWasserstoffförderung drohen, den Wasserstoffhochlauf zu gefährden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011751","title":"Solarpaket II / EnWG-Omnibus-Novelle - Anregung zu dringenden Kurzfristmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat in seinem Kurzpapier zu PVSpitzen dringende Kurzfristmaßnahmen vorgeschlagen, die in dieser Novelle umgesetzt werden könnten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011752","title":"Anmerkungen BauGB-Novelle/Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Positiv sind dass die Nutzung der Geothermie jetzt von Außenbereichsprivilegierung erfasst wird und die Klarstellung, dass Elektrolyseure Hauptanlagen in Gewerbegebieten und in Industriegebieten ohne Größenbegrenzung werden. Nachbesserungsbedarf besteht bei den Möglichkeiten für Gemeinden, zusätzliche Flächen für die Windenergie auszuweisen und bei der Privilegierung im Außenbereich für weitere Anlagen, bspw. Elektrolyseure, Speicher, H2. Zudem braucht es den Vorzug für Leitungen (Strom, Gas) bei konkurrierenden Planungen und es müssen rechtliche Hindernisse bei der Planung ausgeräumt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011753","title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"20/12351","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/123/2012351.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Begrüßung Neuregelung und Erleichterung bei der E-Mobilität. Im Hinblick auf V2G (bidirektionales Laden) muss noch nachgeschärft werden.\r\n- Es braucht umfassende Steuerbegünstigung für Strom aus Klärgas und –Schlamm. \r\n- Weiterer Bürokratieabbau und Vermeidung von neuer Bürokratie durch Gesetz. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011754","title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Bisher kann der Entwurf nicht dem Anspruch einer Beschleunigung entsprechen.\r\n- Zusätzliche Hürden wie bspw. die UVP für große Solaranlagen, Abschaltungen wegen Fledermäusen\r\nauch wenn nachweislich keine am Standort vorhanden sind oder pauschale Ausschlüsse von Gebieten zum Schutz bestimmter Vogelarten müssen unbedingt vermieden werden.\r\n- Beim Repowering muss der Schwung der BImSchGNovelle fortgeführt werden. Bisher fällt der Entwurf auf alte Abstandsvorgaben zurück.","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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011755","title":"Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie im Bereich Windenergie auf See und Stromnetze","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Stärkung der OffshoreElektrolyse sowie Beschleunigung und Vereinfachung von Anlagen- und Netzausbau ein. Wichtig unter anderem: die Klarstellung über Beschleunigungsflächen im FEP, Beibehaltung der Möglichkeit der Umweltverträglichkeitsprüfung, Vereinfachung und\r\nDigitalisierung der Antragsverfahren sowie eine Vereinfachung des Verteilnetzausbaus durch Bündelung,\r\nDeltaprüfung und Berücksichtigung erfolgter Minderungsmaßnahmen bei Ausgleichszahlungen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011756","title":"Anpassung des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WassBG) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert effektive Maßnahmen, die Straffung des Verfahrens und die Erhöhung der\r\nRealisierungsmöglichkeiten für Elektrolyseure an Land. Darüber hinaus fordert der BDEW\r\nRegelungen für Wasserstoff-Kraftwerke oder neue wasserstofffähige Gaskraftwerke sowie den\r\nAbbau bergrechtlicher Hürden für die Zulassung von Wasserstoffuntergrundspeichern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen","shortTitle":"WasserstoffNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wasserstoffnev"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011757","title":"Anwendung des KRITIS-Dachgesetzes ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW setzt sich für einen bundeseinheitlichen Vollzug ein, um Praktikabilität zu erhalten und Bürokratie zu vermeiden; klare Zuständigkeiten bei der Abwehr von Bedrohungen, insbesondere staatliche Zuständigkeit bei militärischen und terroristischen Bedrohungen; enge Verzahnung mit NIS","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011758","title":"Nachbesserungen NIS-2-Umsetzungsgesetz (NIS2UmsuCG) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Nachbesserungen bei Regelungen, die sich auf das EnWG beziehen.\r\n- Unbürokratische und handhabbare Lösung bei der Bewertung kritischer Komponenten.\r\n- Klare und maximale Verzahnung mit dem KRITIS-DachG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011759","title":"Anpassungsvorschläge Novelle Treibhausgasemissionshandelsgesetz (TEHG) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Zentral aus Sicht des BDEW ist, dass ein nahtloser und reibungsfreier Übergang des nationalen in das\r\neuropäische Brennstoffemissionshandelssystem ermöglicht wird. Hierfür ist es von herausgehobener\r\nBedeutung, dass das aktuelle Festpreissystem des BEHG bis zum des ETS 2 beibehalten wird. Ein\r\nVorziehen der Handelsphase im nationalen Emissionshandel bietet aus Sicht des BDEW keine\r\nVorteile. Des Weiteren ist bei allen Regelungen im Sinne des Bürokratieabbaus zusätzlicher\r\nÜberwachungs-, Berichts- und Verifizierungsaufwand so weit wie möglich zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011760","title":"Bürokratieentlastungsgesetz IV - Änderungsvorschläge","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat eine Vielzahl von Forderungen und Vorschlägen in den Prozess zum BEG IV\r\neingebracht, siehe Stellungnahmen.\r\nWenige Vorschläge wurden tatsächlich aufgenommen. Einige wurden in Fachgesetzen umgesetzt,  allerdings nicht immer effektiv.\r\nEs braucht daher ein eigenes BEG Energie.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011761","title":"Anmerkungen zum TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die effektive Verkürzung und Beschleunigung von Genehmigungsprozessen ein.\r\nEr sieht ein überragendes öffentliches Interesse für den TK-Ausbau.  Es sollte eine Balance beim geplanten Gigabit Grundbuch zwischen Transparenz und Sicherheitsvorkehrungen geben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011762","title":"BDEW Anmerkungen zur Novelle Kohlendioxid-Speicherungsgesetz ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert einen hinreichenden Regulierungsrahmen mit tragfähiger Finanzierung\r\nunter Berücksichtigung der einzelnen Wertschöpfungsstufen. Der Schutz der Wasserressourcen ist unter allen Bedingungen sicherzustellen. ","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_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011763","title":"Entwurf zur Änderung des Gesetzes über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Umstellung der Regelungen für die Auditpflicht auf den tatsächlichen Endenergieverbrauch als Bestimmungsgröße für die Auditpflicht. An einigen Stellen sieht der BDEW jedoch Anpassungsbedarf. So geht der Gesetzentwurf über ein notwendiges Mindestmaß bzw.\r\neuropäische Vorgaben hinaus. Außerdem unterschätzt der Gesetzentwurf die Kosten, die den Unternehmen aus der Auditpflicht erwachsen. Der Gesetzentwurf legt zudem keine Untergrenze des jährlichen Endenergieverbrauchs fest, ab dem ein Unternehmen auditpflichtig wird. Hier spricht mit\r\nBlick auf die Wettbewerbsfähigkeit viel für die Untergrenze von 2,77 GWh, die von der Energieeffizienzrichtlinie europaweit vorgegeben ist. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011764","title":"Anpassungsvorschläge zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigung von Geothermieanlagen und Großwärmepumpen/GeoGG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der vorliegende Gesetzentwurf enthält viele zielführende Ansätze zum Ausbau der Geothermie – unter anderem die Festlegung, dass die Nutzung von Geothermie im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Allerdings könnte der Gesetzentwurf aus Sicht des BDEW noch ambitionierter sein. Auch in Bezug auf Großwärmepumpen und Wärmespeicher müssen weitere Erleichterungen bei Planung, Errichtung und Betrieb geprüft werden. Gleichzeitig liegt auch die öffentliche Wasserversorgung als Teil der Daseinsvorsorge im überragenden öffentlichen Interesse. Im Gesetz sollte klarstellend aufgenommen werden, dass in Wasserschutzgebieten und ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten das überragende öffentliche Interesse an der öffentlichen Wasserversorgung Vorrang vor der Nutzung von Erdwärme hat.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011765","title":"Verbesserungsvorschläge zum Gesetzesentwurf zur Änderung des Bundes- Immissionsschutzgesetzes (BImSchG und Verordnungen)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) besteht die Chance, die Dauer von Genehmigungsverfahren erheblich zu verkürzen. Doch die bezweckte Beschleunigung von Verwaltungsverfahren wird in diesem Gesetzesentwurf nicht konsequent genug umgesetzt, um tatsächlich die notwendige Beschleunigungswirkung zu erzielen. Deswegen schlägt der BDEW weitere Ergänzungen vor, um einen schnelleren Ausbau der Windenergie in Deutschland zu ermöglichen. Elf Anpassun-\r\ngen sind besonders dringlich und wichtig, da sie gravierende Hemmnisse adressieren und er-\r\nhebliches Beschleunigungspotenzial bergen.\r\nBDEW befürwortet die Stärkung des Repowering, die Beschleunigung von Typenänderungen und die Stärkung des Vorbescheids.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011766","title":"Anpassungsvorschläge Habitatpotenzialanalyse-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aus Sich des BDEW muss der Habitatpotenzialanalyse die überlegene Probabilistik an die Seite gestellt\r\nwerden. Es braucht hier eine „oder“-Lösung im Gesetz zur Anwendung der Methoden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011767","title":"Anpassung der Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Verordnungsentwurf ist es dem Verordnungsgeber aus Sicht des BDEW insgesamt gelungen, ein ausgewogenes Regelwerk aufzustellen; jedoch fehlt an einigen Stellen die notwendige Klarheit über die Intention sowie die Kriterien für die praktische Umsetzung einzelner Anforderungen. Außerdem\r\nbedarf es u.a. einer höheren Flexibilisierung bei der Preisanpassung. \r\nEs ist wichtig, dass Versorger einen klaren Rechtsrahmen für Preisänderungen erhalten, um künftige, durch die Dekarbonisierung bedingte Kostensteigerungen abzubilden.\r\nVeröffentlichungspflichten sollten in einem angemessenen Verhältnis zum Kundennutzen sehen. Um den Besonderheiten der individuellen Wärmeversorgung gerecht zu werden, müssen für Contracting-Lösungen noch weitere Sonderregelungen gefunden werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011768","title":"Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm - BDEW fordert Änderungen im Referentenentwurf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Der Entwurf braucht eine wesentliche Überarbeitung. \r\n- Die im RefE vorgeschlagenen Richtwerte für Immissionen in den sogenannten „dörflichen\r\nWohngebieten“ würden schwerwiegende Konsequenzen für die Wirtschaftlichkeit und den Betrieb von Netzen und Windenergieanlagen haben.","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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011769","title":"Grünbuch Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze: Handlungsbedarf aus BDEW-Sicht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vordringlicher Handlungsbedarf besteht aus Sicht des BDEW insbesondere bei:\r\n- der Einschränkung von Ausbau-, Anschluss- und Versorgungspflichten,\r\n- dem Verzicht auf anlasslosen Rückbau,\r\n- dem Umgang mit Gaskonzessionen,\r\n- der angemessenen Verteilung von Lasten und Risiken,\r\n- der Schaffung eines förderlichen Rechts- und Regulierungsrahmens für Wasserstoffnetze\r\nund\r\n- der Weiterentwicklung der Regelungen zur Biogaseinspeisung.\r\nZudem muss der Betrachtungs-/Analysebereich auf Fernleitungsnetze ausgeweitet werden","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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011770","title":"Eckpunktepapier zur Carbon Managment Strategie (CMS)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Erarbeitung von Strategien zum Umgang mit CO2-Emissionen und hofft, dass dadurch die Grundlage für die Umsetzung erforderlicher Maßnahmen gelegt wird. Gleichzeitig muss der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sichergestellt werden, indem unterirdische\r\nOnshore-Speicherung nicht zu berücksichtigen ist. In der Gesamtschau bleiben die Vermeidung\r\nvon Treibhausgasemissionen und der Ausbau natürlicher Senken die obersten Prioritäten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011771","title":"Anmerkungen zum Entwurf einer Nationalen Hafenstrategie der Bundesregierung für die See- und Binnenhäfen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat die Strategie bisher nur zur Kenntnis genommen. Grundsätzlich stellt der BDEW aber fest, dass es zu wenig spezialisierte Häfen mit ausreichenden Flächen und guter Infrastrukturanbindung gibt, welche als Hubs für den Ausbau der Offshore-Energie in Frage kommen. Hier müssen bessere\r\nRahmenbedingungen geschaffen werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_FREIGHT_TRANSPORT","de":"Güterverkehr","en":"Freight transportation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012007","title":"Wichtige Informationen zur neuen Nachhaltigkeitsberichterstattungspflicht nach CSRD","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Inkrafttreten der europäischen CSRD Anfang Januar 2023 müssen Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft künftig verstärkt nachhaltigkeitsbezogene Informationen in ihren Abschlussberichten offenlegen. Der BDEW hatte das Vorhaben der EU-Kommission, mehr Transparenz in Bezug auf die nachhaltige Ausrichtung von Unternehmen zu schaffen, indem Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung auf eine Ebene gestellt werden, von Beginn an unterstützt. Gleichzeitig warnt der BDEW, dass mit den neuen Verpflichtungen ein teils erheblicher administrativer Mehraufwand für die betroffenen Unternehmen einhergeht. Das gilt es bei der Umsetzung auf nationaler Ebene zu beachten, Vereinfachungspotenziale weitestmöglich zu nutzen und Unterstützungsangebote für betroffene Unternehmen zu schaffen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","title":"Mangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW macht Lösungsvorschläge für einen effizienten flächendeckenden Mobilfunkausbau","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012025","title":"BDEW nimmt Stellung zu naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im Hinblick auf die Naturverträglichkeit des PV-Ausbaus werden naturschutzfachliche Mindestkriterien im Rahmen des Solarpaket I eingeführt. Das BMWK hat im Juli 2024 einen Leitfaden mit Hinweisen zur genaueren Gestaltung dieser Kriterien sowie zur Vollzugskontrolle veröffentlicht. Der BDEW nimmt dazu Stellung mit Anpassungsvorschlägen, die im Zuge der EnWG-Novelle (Solarpaket II) aufgenommen werden können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012212","title":"Strommarktdesign der Zukunft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Stellungnahme hat der BDEW die Weichen dafür gestellt, welche Positionen er für die nächsten Schritte in der Energiewende vertritt. Die Änderungen im Marktdesign, insbesondere bei der Förderung Erneuerbarer Energien (EE) und dem Kapazitätsmarkt, führen zu veränderten Geschäftsmodellen und Investitionsentscheidungen. Über alle Kapitel hinweg fordert der BDEW, die Komplexität so gering wie möglich zu halten und begrüßt bzw. fordert konkrete Umsetzungsvorschläge. \r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012741","title":"Handlungsempfehlungen der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft zur Europawahl","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW Positionen zur Europawahl: Unternehmen brauchen Planungssicherheit für ihre Investitionen!  Nach vielen wegweisenden Entscheidungen im „Fit for 55“-Paket muss daher in der nächsten Legislaturperiode die Umsetzung des Beschlossenen im Fokus stehen. Gleichzeitig muss an einzelnen Stellen gezielt nachgebessert werden und zwar: Energiebinnenmarkt aufrechterhalten und stärken; beim Klimaschutz Kurs halten und Beschlossenes umsetzen; Erneuerbare Energien ausbauen und Wasserstoffhochlauf vorantreiben; Strom- und Gasinfrastruktur fit für die Zukunft machen; Resilienz der Energiewende mithilfe aktiver\r\nIndustriepolpolitik absichern; Attraktives Umfeld für Energiewende-Investitionen schaffen; Bürokratie abbauen; Rahmen für Digitalisierung und KI gestalten ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012742","title":"Anpassungsvorschläge zur Wasserstoffspeicherstrategie des BMWK ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das BMWK hat im Sep 23 das Grünpapier Wasserstoffspeicher konsultiert und eine H2-Speicherstrategie für Ende 24 angekündigt. Aus Sicht des BDEW braucht ein resilientes Energiesystem auch in Zukunft Speicher, um die Energieerzeugung mit dem -verbrauch sowohl bei kurzfristigen Schwankungen als auch saisonal in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Untergrund-H2-Speicher sind die physikalische, im Inland, potentiell im großen Umfang verfügbare Flexibilitätsquelle. Lange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen jedoch zu einer Investitionslücke. Um den Aufbau von H2-Speichern zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen werden. BDEW bringt Diskussionsbeiträge ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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":"RV0012743","title":"Rechtliche Umsetzung der Transformations- und Wasserstoffverteilernetzplanung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Art. 56 und 57 der Gas- und Wasserstoffbinnenmarktrichtlinie, die am 04.08.2024 in Kraft getreten ist, enthalten erstmalig Planungsvorgaben für die Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber. Die Regelungen geben vor, dass Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber der Regulierungsbehörde regelmäßig einen Plan über die Transformation bzw. Entwicklung ihres Gas- und Wasserstoffverteilernetzes (d.h. Umstellung auf Wasserstoff, Stilllegung, Bau eines neuen H2-Netzes) zur Genehmigung vorlegen müssen. Die genehmigten Gas-Transformationspläne sind nach Art. 38 der Gas-RL Grundlage für zukünftige Kündigungen oder Verweigerungen von Netzanschlüssen. \r\nDer BDEW erarbeitet im Positionspapier einen konkreten Vorschlag zur Umsetzung der Art. 56 und 57 RL in nationales Recht (EnWG).","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_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012766","title":"Verbändestellungnahme zum Entwurf der Bundesnetzagentur für eine erste TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung (1. TKMVÄndV) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das TKG sieht eine Rechtsverordnung vor, die die Mindestvoraussetzungen für die Versorgung von Bürgerinnen und Bürgern mit Telekommunikationsleistungen festlegt. Diese Verordnung soll nach Plänen der BNetzA in ihren Werten durch die 1. TKMVÄndV angepasst werden. Die Behörde zielt darauf ab, die Downloadgeschwindigkeit von 10 Mbit/s auf 15 Mbit/s und die Uploadgeschwindigkeit von 1,7 Mbit/s auf 5 Mbit/s zu erhöhen.\r\nNach Ansicht des BDEW sind die geplanten Erhöhungen jedoch nicht durch die zugrunde liegenden Studien gedeckt. Durch die Änderungen ist vielmehr mit negativen Effekten wie Kostensteigerungen und Verzögerungen im Glasfaserausbau zu rechnen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013093","title":"Anmerkungen BDEW zum Gesetz zur Umsetzung der EU-EE-Richtlinie für Zulassungsverfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz und Bundeswasserstraßengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die novellierte EU-Erneuerbare-Richtlinie sieht Beschleunigungsinstrumente für den Ausbau Erneuerbarer Energien und der Stromnetze vor. Die Vorschriften über die entsprechenden Zulassungsverfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) werden angepasst und die Zulassungsverfahren hierdurch beschleunigt. Dies schließt eine Folgeänderung im Bundeswasserstraßengesetz (WaStrG) ein.\r\nDer BDEW plädiert für eine 1:1 Umsetzung der bereits ambitionierten europäischen Vorgaben und lehnt nationale Verschärfungen in diesem Zusammenhang ab. \r\nDas Personal in den zuständigen Behörden sollte aufgestockt, Prozesse vollständig digitalisiert und beschleunigende Regelungen auch im Bereich der Netzinfrastruktur und Energiespeicher berücksichtigt werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Bundeswasserstraßengesetz","shortTitle":"WaStrG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wastrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013094","title":"Anpassungsvorschläge Mobilitätsdatengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Koalitionsvertrag fordert ein Mobilitätsdatengesetz (MDG), das freie Zugänglichkeit von Verkehrsdaten sicherstellt. Für eine nahtlose Mobilität sollen Verkehrsunternehmen und Mobilitätsanbieter ihre Echtzeitdaten unter fairen Bedingungen bereitstellen. \r\nMit dem MDG sollen u.a. verkehrsträgerübergreifend einheitliche, klare und einfache Regeln der Datenbereitstellung und Datennutzung mit möglichst geringem Verwaltungsaufwand verankert werden.\r\nDer BDEW fordert schlanke Umsetzung in der Praxis, Vermeidung von Doppelmeldungen in der Kommunikation zwischen Bundeskoordinator und Dateninhabern/Datennutzern, keine zusätzlichen nationalen Kommunikationsprotokolle, Nutzung europaweiter Kommunikationsprotokolle (OCPI, OCPP), angemessene Übergangsfristen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013095","title":"Dringender Anpassungsbedarf bei der Umsetzung der EE-Richtlinie im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Regierungsentwurf für ein „Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“ beinhaltet an einigen Stellen zu begrüßende Verbesserungen im Vergleich zum Referentenentwurf und greift damit einige BDEW-Forderungen auf.\r\nIm Ergebnis bleibt aber an zahlreichen Stellen dringender Anpassungsbedarf, der sich in folgenden drei Bereiche clustern lässt:\r\n1. Anpassungen im Genehmigungsrecht bei Windenergie an Land (WindBG-E, BImSchG-E)\r\n2. Anpassungen im Planungsrecht bei Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E)\r\n3. Anpassungen bei Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E)","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013335","title":"Ausbaubeschleunigung im Stromverteilernetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Positionspapier zur Ausbaubeschleunigung im Stromverteilernetz unterbreitet der BDEW planungs- und zulassungsrechtlichen Vorschläge für einen schnelleren Ausbau des Verteilernetzes Strom, wobei diese Vorschläge ganz überwiegend auch einen Nutzen für Übertragungsnetze und Wasserstoffnetze mit sich bringen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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":"RV0013336","title":"Wettbewerb im Fernwärmemarkt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Oberstes Ziel der Wärmewende ist, die Klimaneutralität auch im Wärmesektor bis 2045 zu verwirklichen. Die Fernwärmeversorger sind sich ihrer Rolle sowie ihrer Verantwortung zur Erreichung dieses Zieles bewusst. Ebenso, dass die dafür notwendigen Maßnahmen nur bei hoher Akzeptanz in der Bevölkerung gelingen können. Dazu gehört auch, dass niemand wirtschaftlich überfordert werden sollte. \r\nMit dem Aufbau der Preistransparenz-Plattform für Wärmenetze hat die Branche bereits eine Kernforderung der Monopolkommission erfüllt. Die Unternehmen und die beteiligten Verbände sind sich der Bedeutung bewusst und tragen damit selbst entscheidend zur Schaffung von mehr Transparenz bei. Dies ist wichtig, um die Akzeptanz, aber auch das Verständnis für die Wirkungsweise der Fernwärmeversorgung zu erhöhen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013337","title":"Umsetzung RED III im Wasserrecht ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die geplanten Änderungen, betont jedoch die Notwendigkeit der Berücksichtigung der Belange der öffentlichen Wasserversorgung. Bei allen Vorhaben sind diese, insbesondere der Schutz der Wasserressourcen in den ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten und den Wasserschutzgebieten, sicherzustellen. Vor diesem Hintergrund plädiert der BDEW für eine 1:1 Umsetzung der europäischen Vorgaben und lehnt nationale Verschärfungen in diesem Zusammenhang ab, soweit sie nicht notwendig sind, um den Gleichlauf zu anderen Verfahrensfristen (z. B. aus dem BImSchG) herzustellen. Zudem sollte weitestmöglich eine bundesgesetzliche Vereinheitlichung der Verfahren im WHG angestrebt werden. Der Bundesgesetzgeber sollte hier seine Spielräume ausnutzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Bundeswasserstraßengesetz","shortTitle":"WaStrG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wastrg"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013473","title":"Anpassungsstrategie an den Klimawandel","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Wasserwirtschaft im BDEW begrüßt die Erarbeitung der deutschen Anpassungsstrategie\r\nan den Klimawandel. Die im BDEW organisierten Unternehmen teilen die Einschätzung der\r\nBundesregierung, dass neben Maßnahmen zum Klimaschutz auch Strategien zum Umgang mit\r\nden Auswirkungen eines sich verändernden Klimas entwickelt werden müssen. Veränderungen der Umweltfaktoren stehen in einer engen Wechselwirkung mit der Wasserwirtschaft. Die Branche hat daher ein reges Interesse, die Diskussion zum Umgang mit den Folgen des Klimawandels aktiv zu begleiten. Es ist wichtig, diesen Prozess mit konkreten Handlungsmaßnahmen weiterzuentwickeln.\r\nViele Themen wurden bereits in der Nationalen Wasserstrategie thematisiert, zu denen sich\r\nder BDEW ausführlich positioniert hat.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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":"RV0013474","title":"Kraftwerkssicherheitsgesetz - Stellungnahme des BDEW","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aus Sicht des BDEW stellt das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) einen wichtigen Schritt zur\r\nlangfristigen Realisierung der Versorgungs- und Systemsicherheit Strom in Deutschland dar\r\nund damit auch zur Sicherung der Transformation der Energieversorgung. Eine zügige und\r\nrechtssichere Umsetzung sowie ein fristgerechter Ausschreibungsbeginn haben daher höchste\r\nPriorität. Ebenso essenziell wie die zügige Finalisierung und Umsetzung der hier konsultierten\r\nAusschreibungen ist es, das KWSG mit weiteren Maßnahmen für den notwendigen Aufbau an\r\ngeeigneten steuerbaren Erzeugungsanlagen zu flankieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013475","title":"Änderung des Hohe-SeeEinbringungsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Ermöglichung der Speicherung von CO2 in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone durch Aufnahme einer expliziten Ausnahme für Kohlendioxidströme vom allgemeinen Einbringungsverbot in § 4 Satz 2 Nummer 4 HSEG\r\n- Explizite Normierung eines allgemeinen Exportverbots in einem neuen § 6a HSEG für Abfälle und sonstige Stoffe und Gegenstände, versehen mit einer Ausnahme für die Ausfuhr von CO2 in andere Staaten zur dortigen Verpressung unter dem Meeresboden (Umsetzung von Artikel 6 LP in Form der Änderung durch die Entschließung LP.3(4))\r\n- Erweiterung des Katalogs von zulässigen Maßnahmen des marinen Geoengineerings durch eine Erweiterung der Anlage zu § 4 Satz 2 Nummer 3 HSEG","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013476","title":"Änderungsvorschläge des BDEW zum Dritten Gesetz zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und zur Änderung des Gesetzes zur Ordnung des Wasserhaushalts ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Initiative, den Gefahren durch Hochwasser- und Starkregenereignissen mit einer Novellierung der Hochwasserschutz(HWS)gesetzgebung zu begegnen, ist grds zu begrüßen. Gleichwohl ist im HWG III die Priorität des HWS noch deutlicher zu definieren. Ebenso sollte die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder zerstörten baulichen Anlagen, die dem HWS dienen, als Instandsetzung behandelt werden. Abzulehnen ist die Abkehr vom bewährten und sich ständig fortentwickelndem System der allgemein anerkannten Regeln der Technik für den Bau und Betrieb von Stauanlagen in § 36 WHG-E. Weiterhin abzulehnen ist die im BNatSchG vorgeschlagene Ergänzung einer umfassenden Herausgabepflicht von Umweltdaten. Weitere Anpassungen im BNatSchG zur Beschleunigung der Verfahren sind notwendig.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013477","title":"Preisfestlegung für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu dem geförderten Netz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die „Rahmenregelung der Bundesrepublik Deutschland für einen flächendeckenden Ausbau von Gigabitnetzen in grauen Flecken“ wurde im Zuge der aktuellen Ratifizierung an die neuen EU-Beihilfeleitlinien angepasst und wird für die Gigabitförderung 2.0 seit 04.2024 angewendet. Zentrale Änderung ist dabei die verbindliche Festlegung der Bedingungen und Preise für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu dem geförderten Netz. Bezugnehmend auf das zweite Fachgespräch des BMDV vom 27.09.2024 möchten der BDEW und der BREKO nochmals zentrale Punkte verdeutlichen, die bei der finalen Ausgestaltung der Preisfestlegung zwingend berücksichtigt werden müssen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013479","title":"Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat sich im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ mit (potenziellen) Betreibern von Offshore-Windparks, den Übertragungsnetzbetreibern in der deutschen Nord- und Ostsee sowie dem Fraunhofer IWES ausgetauscht. Der BWO war ebenfalls mit einem Sitz in dieser Arbeitsgruppe vertreten.\r\nZiel der Arbeitsgruppe war es, eine Plattform zu bieten, um die mannigfaltigen Herausforderungen\r\nsowie die Komplexität zum Thema Nachnutzung und Weiterbetrieb von Offshore-Windparks\r\nund entsprechender Offshore-Netzanbindungssysteme aus Sicht der Branche zu\r\nbeschreiben und mögliche Lösungs- und Handlungsoptionen aufzuzeigen. Das Papier soll zudem\r\neine Handreichung für Vertreterinnen und Vertreter aus Behörden und Ministerien sowie für Politikerinnen und Politiker darstellen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013946","title":"Transformationsplanung für die Gasverteilernetze","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Verbände haben umfassende Vorschläge zur Umsetzung der europäischen Regelungen für\r\ndie Gas- und Wasserstoffverteilernetzplanung in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erarbeitet.\r\nDarin schlagen sie vor, dass Gas- und Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber alle zwei Jahre einen\r\nPlan für die Transformation und Entwicklung ihrer Netze erstellen und der Regulierungsbehörde vorlegen. Es besteht die Möglichkeit, die Pläne regional zu bündeln. Alle Verteilernetzbetreiber werden zur Zusammenarbeit für die Erstellung dieser Pläne verpflichtet.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013947","title":"Forderung des BDEW nach einer BEW-Erhöhung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Finanzmittel für die Bundesförderung effizienter Wärmenetze (BEW) muss dringend erheblich aufgestockt und zeitlich verlängert werden (bis mindestens 2035), idealerweise auf gesetzlicher Basis. Insgesamt ist der Förderrahmen (BEW, BEG, EEW etc.) an die neuen Anforderungen anzupassen.","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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013948","title":"Novellierung der WärmeLV","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW fordert die Novellierung der WärmeLV (Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum). Um insbesondere eine Verdichtung und den Ausbau von Wärmenetzen auch im Bereich der Bestandsgebäude zu ermöglichen, braucht es dringend eine Anpassung der Wärmelieferverordnung (WärmeLV).","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013949","title":"Novellierung GEG - Gebäudeenergiegesetz -","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Insgesamt besteht aus Sicht des BDEW noch erheblicher Nachbesserungsbedarf, um zu einem konsistenten Konzept für die Wärmewende zu gelangen. Insbesondere sind rechtliche Unsicherheiten auszuräumen, Fristen konsistent aufeinander abzustimmen und es sind Möglichkeiten zu geben, geordnet auf Veränderungen zu reagieren und den Gegebenheiten vor Ort Rechnung zu tragen.","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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013950","title":"Delegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Es bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im nächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff widerspiegeln muss. Die Forderungen nach der Verschiebung der Scharfstellung der Vorgaben zu Additionalität und zeitlichen Korrelation beim Strombezug im Delegiertem Rechtsakt zu RFNBO-konformem Wasserstoff fordert und unterstützt auch der BDEW nachdrücklich. Bei einer Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zu erneuerbarem Wasserstoff ist es wichtig, dass der Prozess mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe abgestimmt passiert und effizient abläuft, um Projekten zeitgleich die notwendige Planungssicherheit zu gewähren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013951","title":"Anmerkungen zum Kraftwerksicherheitsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf zum Kraftwerksicherheitsgesetz ","customDate":"2024-11-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BDEW setzt sich für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das ausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft. Daher begrüßt\r\nder BDEW die endlich erfolgte Konsultation des BMWK zum geplanten KWSG, das noch in\r\nQ2/2025 erste Ausschreibungen realisieren soll. Essenziell ist es jetzt, dass sich die Bundesregierung und auch die Oppositionsparteien für eine schnellstmögliche Umsetzung einsetzen, an\r\ndie der BDEW jedoch klare Bedingungen knüpft.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013952","title":"Verlängerung des KWKG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Weil das KWKG beihilferechtlich bislang nur für den Beginn des Dauerbetriebs von KWK-Anlagen bis Ende 2026 genehmigt ist, können größere Anlagen schon jetzt nicht mehr realisiert werden. Aber auch für bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Geltungsrahmen keine hinreichende Investitionssicherheit mehr, da eine Fertigstellung der Bauvorhaben einschließlich des Probebetriebes bis Ende 2026 nicht garantiert werden kann. \r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern und zumindest weitere Investitionen in den\r\nFernwärmeausbau als ein zentrales Element der Wärmewende zu ermöglichen, müssen die\r\nParteien im Deutschen Bundestag noch in der laufenden Legislaturperiode eine kurzfristige\r\nLösung dieser Problematik des KWKG beschließen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013953","title":"Damit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Systemstabilität in den Stromnetzen von Belang sind die Spitzenzeiten. Denn es wird eine höhere maximale PV-Leistung angestrebt als bei hoher Sonneneinstrahlung für die Deckung des Strombedarfes potenziell benötigt wird. Problematisch ist allerdings, wenn erstens unter dem Strich mehr Strom ungesteuert ins Netz fließt als abtransportiert werden kann, was Engpässe produziert. Zweitens kann diese Übereinspeisung das Gleichgewicht aus Erzeugung und Verbrauch des Gesamtsystems, was sich in einer stabilen Frequenz äußert, gefährden. Dieses zweite Problem besteht auch bei perfektem Netzausbau. Aus diesem Grund bringt sich der BDEW mit vorgeschlagenen Maßnahmen und Stellungnahmen ein, um sicherzustellen, dass 2025 die Mittagsspitzen die Stabilität der Netze nicht gefährden.","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013954","title":"Anmerkungen zur dritten Gesetzesänderung des Energiewirtschaftsgesetzes, § 35e EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes ","customDate":"2024-06-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die alleinige Anpassung von § 35e EnWG zur Umlage der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen ab 1.1.25 und damit Herausnahme der Grenzübergangspunkte ist nachvollziehbar. In Hinblick auf den europäischen Binnenmarkt ist die Änderung von § 35e EnWG zu begrüßen. Gleichzeitig ist jedoch zu beachten, dass sich die Herausnahme von o.g. Punkten aus der Berechnungsbasis preiserhöhend auf die Gasletztverbraucher auswirken wird. Positiv hervorzuheben ist, dass mit der Gesetzesänderung nun eine Anpassung an die – nach Inkrafttreten des § 35a ff. EnWG („Gasspeichergesetz“) eingeführten – europäischen Regelungen vorgenommen und für den verbleibenden Erhebungszeitraum bis Ende März 2027 Rechtssicherheit geschaffen wird. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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":"RV0013955","title":"Anmerkungen zur Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die angekündigte Novellierung stellt eine gute Gelegenheit dar, um die für den Klimaschutz erforderliche Planungs- und Investitionssicherheit zu stärken. Weil durch die sukzessive Umstellung des Erzeugungs- und Brennstoffmixes in der Fernwärme nun häufiger die Notwendigkeit bestehen wird, die Preisänderungsklauseln an die jeweils neue Situation anzupassen, sollte das Novellierungsverfahren genutzt werden, um die Änderung einer Preisanpassungsklausel\r\nfür sämtliche Fälle, in denen die Änderung einer unwirksam gewordenen Klausel notwendig ist, durch öffentliche Bekanntgabe rechtssicher (wieder) zu ermöglichen. Darüber hinaus sollten kundenseitige Vertragsanpassungsrechte europarechtlich konform ausgestaltet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013956","title":"Anmerkungen zum Diskussionspapier der CDU/CSU-Bundestagsfraktion Neue Energie-Agenda für Deutschland","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Diskussionspapier stellt einen wichtigen Impuls für die Fortführung des konstruktiven Dialogs mit der Energiebranche dar. Wir teilen die Ausführungen insbesondere zum Stellenwert von Versorgungssicherheit, zur Einrichtung eines Kapazitätsmarktes sowie die entschiedene Ablehnung einer Teilung der deutschen Stromgebotszone, die Ablehnung eines Rückbaus der Gasnetze, das Eintreten für die Nutzung aller klimaneutralen Gase, das Votum für die Nutzung aller Erneuerbaren Energien, die Hervorhebung der Bedeutung der Digitalisierung, aber auch und vor allem die Fokussierung auf Systemdienlichkeit und Kosteneffizienz. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","title":"EU-Rahmen Energieversorgungssicherheit - Stellungnahme des BDEW","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Europäische Kommission konsultierte von 3. September bis einschließlich 26. November 2024 die EU-Architektur zur Energieversorgungssicherheit. Auch „Fitness Check“ genannt, dient diese Konsultation der Bewertung von Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz, Relevanz und den Mehrwert der bestehenden Vorschriften für die Sicherheit, Widerstandsfähigkeit und Autonomie des Energiesystems der EU. Aufbauend auf den Rückmeldungen von Stakeholdern sind Anpassungen am aktuellen EU-Rechtsrahmen zu erwarten. Der BDEW hat hierzu in einem Positionspapier sowie durch Beantwortung des Fragenkatalogs Stellung genommen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014208","title":"Einordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Den BDEW erreichte der Entwurf eines in der Branche, Politik und Presse stark diskutierten\r\nsog. „Regelungsvorschlag zur Steuerung der Windenergie an Land“, im Folgenden „Regelungsvorschlag“. Der Vorschlag geht wohl auf eine Initiative des Landes NRW zurück. Das Thema\r\nwurde auch im Tagesspiegel Background vom 11. und 12. 12.2024 aufgegriffen.\r\nDer BDEW plädiert für eine vernünftige ausgewogene Lösung, die Planungs- und Investitionssicherheit liefert, Akzeptanz erhält und sinnfreien Mehraufwand bei Projektieren und Gemeinden verhindert. Das überragende öffentliche Interesse am Ausbau der Windenergie darf dabei\r\nnicht zurückgeschraubt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014211","title":"Ein starker Heimatmarkt für Elektromobilität ist die beste Standortpolitik","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Elektromobilitätspolitik in Deutschland und der EU steht auf dem Prüfstand. Das ist richtig angesichts der massiven Investitionen deutscher Unternehmen in die Elektromobilität, nicht zuletzt auch der Unternehmen der Energiewirtschaft und der Ladebranche. Für uns ist klar, dass für die Wertschöpfung von morgen Elektromobilität in Deutschland ein Erfolg sein muss. Nur mit einem starken Heimatmarkt als Leitmarkt können unsere Unternehmen, die an der Elektromobilität mitwirken, Produkte und Dienstleistungen für deutsche Kundinnen und Kunden und für die Welt erfolgreich entwickeln und vermarkten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014311","title":"Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Es braucht ein stärkeres Verständnis für die Rolle der Importeure und Midstreamer in der Politik in Bezug auf ihre markttragende Rolle und ihre marktrationale Ausrichtung. Midstreamer sind in der originären Beschaffung, Portfolio-Aufbau, Fristentransformation und Produktstrukturierung für das Funktionieren des deutschen Gasmarktes heute und in Zukunft für die Transformation und den sukzessiven Aufbau eines eingeschwungenen Wasserstoffmarktes zentral. Sie stehen im Wettbewerb und sind deswegen möglichst kosteneffizient unterwegs. Die Rolle des Midstreamers ist unbedingt marktlich auszuprägen und zu bewahren. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014312","title":"Maßnahmen zur weiteren Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzgeber hat mit dem zweiten Gesetz zur Änderung des WindSeeG 2023 und anderer Vorschriften vom 20.07.2022 (BGBl. I S. 1325) u. a. die Ausbauziele für die Offshore-Windenergie erhöht, das Ausschreibungsdesign für Offshore-Flächen geändert und die Regelungen bezüglich der Realisierungsfristen überarbeitet. Um die ambitionierten Offshore-Ausbauziele erreichen zu können, besteht dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu den Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014313","title":"Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printingNumber":"20/14235","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014235.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-vermeidung-von-tempor%C3%A4ren-erzeugungs%C3%BCbersch%C3%BCssen/318835","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt ausdrücklich, dass mit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ ein enorm wichtiges Maßnahmenpaket zur Vermeidung von Stromspitzen und zur Gewährleistung der Systemstabilität Gegenstand der Anhörung am 15.01.25 sein wird. Es enthält wichtige und äußerst zeitkritische Änderungen nicht nur zum Umgang mit den PV-Mittagsspitzen, sondern ebenso für den zügigen und wirtschaftlichen Smartmeter-Rollout und Folgeanpassungen der Umstellung des Stromhandels. Besonders erfreulich für den weiteren Ausbau der Ladeinfrastruktur in Deutschland ist die geplante Verlängerung der Genehmigungsfiktion für Ladesäulen von De-minimis-Unternehmen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014314","title":"Mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung und die Akzeptanz des hierfür notwendigen Windenergieausbaus gehen Hand in Hand. Vor diesem Hintergrund ist die politische Zielsetzung des vorliegenden Entwurfs eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus der CDU/CSU-Fraktion richtig und nachvollziehbar. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014737","title":"Verbesserungen der Methanemissionsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Methanemissionsverordnung sieht eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an Gasimporte vor. Durch ausstehende Umsetzungsschritte herrscht Verunsicherung am Markt, die für Importeure heute schon Probleme schafft. Der BDEW wird eine Stellungnahme erarbeiten in der Lösungsräume ausgelotet und Prozesse beschleunigt werden können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entsorgung polychlorierter Biphenyle, polychlorierter Terphenyle und halogenierter Monomethyldiphenylmethane","shortTitle":"PCBAbfallV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/pcbabfallv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014738","title":"Ergänzungen und Anpassungen zum EU-Emissionshandel","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der deutsche Wärmemarkt unterliegt ab 2027 dem neuen EU-Emissionshandel für Brennstoff, soweit die Wärmelieferungen nicht bereits vom EU-Emissionshandel für Anlagen erfasst sind. Gegenüber der derzeitigen CO2-Bepreisung über das BEHG (Festpreis) wird ab 2027 die CO2-Kostenbelastung über ein freies EU-weites Handelssystem mit festen Emissionsobergrenzen ermittelt. Für den europäischen CO2-Preis gibt es sehr unterschiedliche Preiserwartungen. Der BDEW identifiziert die Herausforderungen und möglichen Auswirkungen der europäischen CO2-Bepreisung auf den deutschen Wärmemarkt mit Schwerpunkt auf die leitungsgebundene Wärmeversorgung und ordnet diese ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014739","title":"Handlungsempfehlungen des BDEW für die 21. Legislaturperiode","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW skizziert seine wesentlichen Forderungen für eine nachhaltige Wasserpolitik für die 21. Legislaturperiode des Deutschen Bundestags. Hierzu gehören u. a. die Umsetzung des Vorsorge- und Verursacherprinzips in Berlin und Brüssel, die Bewältigung der Folgen des Klimawandels sowie die zügige nationale Umsetzung der Herstellerverantwortung im Rahmen der Kommunalen Abwasserrichtlinie. Unter dem Titel „Energie, die Zukunft schafft“ hat der BDEW zudem zehn Handlungsempfehlungen formuliert.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014740","title":"Anmerkungen und Verbesserungsvorschläge zur Systementwicklungsstrategie 2024","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat sich an der Konsultation zur Systementwicklungsstrategie (SES) 2024 beteiligt und zu den Konsultationsfragen Stellung bezogen. Grundsätzlich sieht der BDEW die SES als geeignetes Instrument, um die Ziele der Energiewende sektorübergreifend abzustimmen. Allerdings bestehen einige grundlegende Anpassungsbedarfe. ","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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014741","title":"Anmerkungen und Verbesserungsvorschläge zum Kommissionsvorschlag für die Anpassung der Listen der prioritären Stoffe und Umweltqualitätsnormen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt grundsätzlich die Überarbeitung der Listen und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz der Gewässer beitragen werden. Vor allem der in der Parlamentsposition hervorgehobene Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen, ist aus Sicht des BDEW maßgeblich für einen ganzheitlichen Gewässerschutz. Dem entgegen würden einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung darstellen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014742","title":"Änderungsvorschläge zur Verbesserung des GEG (Gebäudeenergiegesetz) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW wird sich im Sinne einer spartenübergreifenden Stellungnahme positionieren und proaktiv Neuregelungen für eine Verbesserung des GEG im Sinne seiner Mitgliedsunternehmen vorschlagen. Die Neuregelungen sehen u. a. die Einführung eines \"Nullemissionsgebäudes\" spätestens ab dem Jahr 2030 vor. Einhergehend werden bekannte Versorgungsoptionen mit neuen Rahmenbedingungen versehen und neue Versorgungsoptionen eingeführt. Auch Berechnungslogiken, Anforderungsgrößen und Grenzen der energetischen Bilanzierung werden neu vorgeschlagen. Diese Regelungen können massive Auswirkungen auf die Auswahl von Heizenergieträgern und -technologien im Wärmemarkt haben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014823","title":"Optimierungsvorschläge zum Clean Industrial Deal und Aktionsplan","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW übermittelt Vorschläge der deutschen Energiewirtschaft zur Stärkung der europäischen Wettbewerbsfähigkeit und für eine erfolgreiche Energiewende. Bei der Veröffentlichung eines Clean Industrial Deals sowie eines Aktionsplans wird empfohlen, die folgenden vier Aspekte besonders zu beachten:\r\n1. Green Deal fortführen und Beschlossenes umsetzen, d. h. Priorisierung von Umsetzungsmaßnahmen; klares Bekenntnis zu den Klimazielen; Stärkung des Leitinstruments Emissionshandel\r\n2. Systemkosten senken und Innovationen ermöglichen\r\n3. Investitionsrahmen für die Energiewende verbessern\r\n4. Energieverbraucher entlasten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014835","title":"Änderungsvorschläge zur Importstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt, dass die Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate von der Bundesregierung vorgelegt wurde. Sie ist ein essenzieller Baustein für den Wasserstoffhochlauf in Deutschland, da Importe von Wasserstoff und Derivaten eine entscheidende Rolle spielen werden, um die Verfügbarkeit von Wasserstoff in Deutschland sicherzustellen. Dies ist notwendig, um die Dekarbonisierung aller Bereiche der deutschen Wirtschaft und die ambitionierten Klimaziele zu erreichen. Der BDEW hat seine Empfehlungen für eine Importstrategie und die notwendigen Gelingensbedingungen bereits im Vorfeld in die Diskussion eingebracht und konkretisiert sie nun im neuen Dokument weiter.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014854","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung Delegierter Rechtsakt RFNBO H2","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert gezielte Anpassungen der Delegierten Rechtsakte DA 2023/1184 (zur Produktion von RFNBO-konformem Wasserstroff) und DA 2023/1185 (THG-Berechnung), die in der EU-Richtlinie RED II verankert sind. Ziel ist es, die Gestehungskosten für den Wasserstoffhochlauf zu senken, um Mengenhochlauf zu ermöglichen. Im Fokus stehen dabei die strengen Strombezugskriterien: Die ab 2030 geltende stündliche zeitliche Korrelation sowie das ab 2028 einzuführende Additionalitäts-Kriterium führen zu Mehrkosten von ca. 2,40 Euro/kg erneuerbarer H2. Zudem schränken die aktuellen Bilanzierungszeiträume die Produktionsmengen erheblich ein. Als Lösungsansatz fordert der BDEW eine Anpassung der Strombezugskriterien.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014855","title":"Anpassungen Gasspeichergesetz: Füllstandsvorgaben und Befüllinstrumente ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher (EU/D) waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt und haben zur Versorgungssicherheit beigetragen; sie wirken nun jedoch kontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen Vorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug auf die saisonale Eindeckung und Speichernutzung. 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Sie sind richtig und notwendig, um die PV-Mittagsspitzen-Problematik kontrollierbar zu machen und den Smart Meter Rollout wirtschaftlich zu gestalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014945","title":"Änderungsvorschläge zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","printingNumber":"20/13615","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/136/2013615.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kraft-w%C3%A4rme-kopplungsgesetzes-und-der-kwk/317190","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den Vorstoß zur Verlängerung des KWKG. Entscheidend ist, dass die Verlängerung größtmögliche Rechtssicherheit bietet, beihilferechtlich sicher ausgestaltet ist und an die vorhandene beihilferechtliche Genehmigung bis Ende 2026 anknüpft. Der BDEW hat zusammen mit dem VKU einen Vorschlag für eine praxistaugliche und rechtssichere KWKG-Verlängerung unterbreitet, die auf der Formulierungshilfe der Bundesregierung aufbaut. In der neuen Legislaturperiode gilt es, den Investitionsrahmen für die KWK langfristig mit einer deutlich über 2030 hinausgehenden Perspektive zukunftsfähig auszugestalten und in den Kapazitätsmarkt einzubetten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015015","title":"Handlungsempfehlung zu nationalen Gasspeicherfüllstandsvorgaben ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das BMWK hatte dem BDEW die Möglichkeit gegeben, mit äußerst kurzer Frist, eine Empfehlung zur Flexibilisierung der nationalen Gasspeicherfüllstandsziele abzugeben. Aus Sicht des BDEW bedarf es schnellstmöglich einer Anpassung der Füllstandsvorgaben: Die Absenkung der Füllstandsvorgabe zum 1.11.25 von 90 % auf 80 % wäre ein guter und sehr rasch umzusetzender Schritt (im Wege einer Verordnung gemäß § 35b Abs. 3 EnWG). Damit würde ein wichtiges Signal in den Markt gesendet werden. Von besonderer Relevanz ist der Füllstand und damit das Risiko eventueller Fehlmengen am Ende des Winters. Daher sollte das Füllstandsziel zum 1.2. erhalten, Zwischenziele bzw. Befüllungspfade jedoch gestrichen werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015016","title":"Vorschläge zur Optimierung des Offshore-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW (und BWO) schlagen vor, wie die Herausforderungen (Abschattungseffekte, Herausforderungen des Offshore-Netzausbaus, Lieferketten und Häfen, Rettungskette) optimiert und bearbeitet werden können und welche Regelungen dafür erforderlich sind. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015054","title":"Vorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hält es für zwingend erforderlich, Unternehmen von den umfangreichen Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) zu entlasten und unterstützt daher die Pläne der EU-Kommission,\r\ndies in Form eines Omnibus-Pakets umzusetzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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":"RV0015055","title":"Vorschläge zur Erhaltung der Trinkwasserqualität und zum Umgang mit PFAS ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW setzt sich für eine nachhaltige Lösung zur Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt ein. Deshalb ist der auf EU-Ebene diskutierte Vorschlag zur Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS grundsätzlich die richtige Strategie. Allerdings trifft das PFAS-Verbot auch viele Schlüsseltechnologien der Energiewende, weshalb eine Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS pragmatisch im Sinne von angemessenen Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen sowie Ausnahmeregelungen gestaltet werden muss.  Neben der Frage zum zukünftigen Umgang mit PFAS und wie der Eintrag in die Umwelt vermieden werden kann, gehört auch die Frage zum Umgang mit der bestehenden Umweltbelastung sowie der Finanzierung der PFAS-bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":102,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0006401","regulatoryProjectTitle":"Änderungen und Ergänzungen der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung zur Risikoverteilung bei Rückforderungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/cd/315264/Stellungnahme-Gutachten-SG2403060002.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 Einleitung\r\nDer Entwurf für eine PBRüV schafft zunächst für die Energieversorgungsunternehmen eine einfache Möglichkeit, Rückforderungsansprüche gegen Letztverbraucher auf die Prüfbehörde zu übertragen. Voraussetzung dafür ist, dass die Rückforderung zum 30. Juni 2024 gegenüber dem Letztverbraucher geltend gemacht wird und innerhalb von 2 Monaten nach Geltendma-chung zweimalig angemahnt wird. Des Weiteren darf die Endabrechnung mit den Beauftrag-ten (Prüfbehörde/ÜNB) zum Zeitpunkt der Übertragung der Rückforderung noch nicht durch-geführt worden sein.\r\nDie Zielstellung der Regelung ist zu begrüßen. Die Bundesregierung hatte der Energiewirt-schaft von Beginn an in Aussicht gestellt, dass die Lieferanten die Risiken aus der Uneintreib-barkeit von Rückforderungen nicht tragen müssen. Die Lieferanten haben mit der Administra-tion der Preisbremsen nach dem EWPBG und StromPBG eine staatliche Aufgabe wahrgenom-men, aus der ihnen keine Nachteile erwachsen dürfen.\r\nDer Intention des Verordnungsgebers folgend ist allerdings rechtssicher und verbindlich für alle Arten von Rückforderungsansprüchen sicherzustellen, dass die Energielieferanten keinen zusätzlichen Inkasso- und Insolvenzrisiken ausgesetzt sind. Insoweit dürfen die Übertragungs-möglichkeiten auf den Bund nicht auf bestimmte Rückforderungsansprüche begrenzt sein, sondern es muss für sämtliche Rückforderungsansprüche, die im Zusammenhang mit den Energiepreisbremsen entstehen können, eine Übertragung möglich sein. Insoweit müssen auch solche Ansprüche, die erst nach der in der Verordnung vorgesehenen Endfrist (28. Februar 2025) offenkundig wurden, an den Bund abgetreten werden können.\r\n2 Im Einzelnen\r\n2.1 Anwendungsbereich der PBPüV auf sämtliche Rückforderungsansprüche erweitern\r\nDie PBRüV gilt nur für Rückforderungsansprüche gemäß § 12 Abs. 2a S. 1 StromPBG und § 20 Abs. 1a S. 1 EWPBG, d.h. für die Fälle, in denen die Rückforderung auf einem abweichenden Feststellungsbescheid der Prüfbehörde beruht. Dies betrifft nur einen Ausschnitt der mögli-chen Fallgestaltungen.\r\nEbenso notwendig sind entsprechende Regelungen für die Ansprüche gemäß § 12 Abs. 4 StromPBG und § 20 Abs. 3 EWPBG (Rückforderung wegen fehlender Abgabe einer finalen Selbsterklärung), die die weit überwiegende Zahl der Rückforderungsfälle darstellen werden.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 7\r\nNeben den gesetzlich geregelten Rückforderungsansprüchen ergeben sich eine Vielzahl von Fallkonstellationen, in denen nachträglich eine Korrektur der Endabrechnung notwendig wird und sich hieraus Rückforderungen ergeben können:\r\n• Umstände, die für die Berechnung der Entlastung maßgeblich sind, werden erst ver-spätet bekannt – z. B. durch Gerichtsverfahren oder neue Auslegungsregelungen der FAQ.\r\n• Gerade im Massengeschäft der Grundversorgung kommt es nicht selten vor, dass Kunden in Mietwohnungen über Jahre hinweg „ermittelt“ werden müssen, weil we-der Mieter noch Vermieter Auskunft geben, wer die verbrauchten Energiemengen entnommen hat. In der Praxis kommt es nicht selten vor, dass erst nach einigen Jah-ren (ggf. erst nach rechtskräftiger Zahlungsklage) feststeht, wem gegenüber der An-spruch auf Bezahlung der Energielieferungen in 2023 geltend gemacht werden kann. Der Kunde hat nach dem Wortlaut des EWPBG auch in diesem Fall einen Anspruch auf Entlastung nach dem EWPBG. Ausschlussfristen für die Kunden gibt es im Gesetz nicht.\r\n• Ähnliche Probleme stellen sich wegen der Deckelung der Entlastungen auf die Ist-Kos-ten der Belieferung im Jahr 2023, wenn der Messstellenbetreiber nachträglich die Zählerstände rückwirkend korrigiert. Auch in diesen Fällen kann sich eine gewährte Entlastung nachträglich noch ändern – und zwar in beide Richtungen.\r\n• Zudem kann es Fälle geben, in denen Lieferanten mit Kunden über die Höhe der ge-währten Entlastung gerichtlich streiten (müssen). Die gesetzlichen Regelungen bein-halten Rechtsunsicherheiten, die ggf. erst vor Gericht abschließend geklärt werden können. Dies gilt sowohl für den Gewerbekundenbereich als auch im Haushaltskun-denbereich. Bei der Schlichtungsstelle Energie e.V. sind bereits über tausend Schlich-tungsanträge im Zusammenhang mit den Energiepreisbremsen anhängig.\r\nUnabhängig von der PBRüV bedarf es Regelungen, mit denen die EVU auch das Risiko von Zahlungsklagen von Kunden wegen zu geringer Entlastungen übertragen können. Es handelt sich um Streitigkeiten über das Ausmaß staatlicher Subventionen, bei de-nen das EVU nur in einer unfreiwilligen Mittlerrolle ist.\r\n• Ein weiteres nicht unerhebliches Risiko ergibt sich aus späteren Insolvenzanfechtun-gen. Soweit der Letztverbraucher die Rückzahlung fristgemäß geleistet hat, könnte die Zahlung in einem späteren Insolvenzverfahren nach §§130, 131 133 InsO von dem Insolvenzverwalter gegenüber dem Energielieferanten auch mehrere Jahre später an-gefochten werden. Bekannterweise ist die Energiewirtschaft in besonderem Maße\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 7\r\ndem Risiko von Anfechtungsansprüchen ausgesetzt, woran die InsO-Novelle aus 2017 leider nicht viel geändert hat (siehe auch Ziff. 2.4).\r\nFür all diese Fälle bedarf es einer Lösung, wie die Energielieferanten von diesen Risiken freige-stellt werden können, die sich unter Umständen auch noch Jahre nach der Endabrechnung er-geben können. Mit der (kostenlosen) Abwicklung der Energiepreisbremsen sind die Lieferan-ten bereits mit ganz erheblichem personellem und materiellem Mehraufwand belastet wor-den, so dass in jedem Fall vom Verordnungsgeber sicherzustellen ist, dass im Nachgang zur Umsetzung der Energiepreisbremsengesetze nicht noch weitere erhebliche Kostenrisiken auf die Energielieferanten zukommen.\r\nSofern die Ermächtigungsgrundlage nach § 48 Abs. 1 StromPBG für eine explizite Regelung für die genannten Fälle in der PBRüV nicht möglich sein sollte, sind zumindest verbindliche unter-gesetzliche Regelungen für den Verwaltungsvollzug zu treffen bzw. zivilrechtliche Ansprüche zugunsten der Energielieferanten zu begründen. Notwendig ist hier in jedem Fall eine Selbst-bindung der Verwaltung durch Mitteilung von Leitlinien bzw. Erlass von Verwaltungsvorschrif-ten gegenüber der Prüfbehörde, sodass ein rechtsgeschäftlicher Forderungsübergang in die-sen Fällen unter den gleichen Voraussetzungen ermöglicht wird.\r\nIn zivilrechtlicher Hinsicht wäre es zu begrüßen, wenn die Prüfbehörde verpflichtet wird, mit individuellen Anschreiben an die Energielieferanten die Möglichkeit einer Abtretung anzubie-ten.\r\n2.2 Ausschlussfristen für den gesetzlichen Forderungsübergang sind zu verlängern\r\nDie Frist für die erstmalige Rückforderungsaufforderung zum 30. Juni 2024 (§ 6 Abs. 1 Ziff. 1 lit. a PBRüV) ist nicht sinnvoll, weil davon auszugehen ist, dass gerade für die erfassten Fälle (Feststellungsbescheid der Prüfbehörde) die Prüfbehörde eine Fristverlängerung zur Meldung an das Energieversorgungsunternehmen aussprechen wird. Hier muss rechtssicher geregelt werden, dass in den Fällen der Fristverlängerung ein Forderungsübergang auch dann möglich ist, wenn die Rückforderung erst bis zum 30. September 2024 geltend gemacht wurde. Inso-fern müssen sich auch die Fristen der PBRüV für den gesetzlichen Forderungsübergang im glei-chen Maße verlängern wie die Fristen zur Endabrechnung nach EWPBG bzw. StromPBG.\r\nWeiterhin ist klarzustellen, dass nach Fristablauf für den gesetzlichen Forderungsübergang weiterhin im Einzelfall die Möglichkeit für eine zivilrechtliche Abtretung besteht und der Ener-gielieferant nicht auf den gewährten Entlastungskosten am Ende sitzen bleibt.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 7\r\n2.3 Zu § 6 Abs. 1 Ziff 2 e) – Präzisierung „endabgrechnet“ erforderlich\r\nIm StromPBG fehlt eine dem § 34 EWPBG vergleichbare Vorschrift zur Endabrechnung. Durch den Verweis auf §§ 20 und 22a StromPBG könnte deshalb der Eindruck entstehen, dass schon eine Geltendmachung von Vorauszahlungen anspruchsausschließend wäre. Dies ist nicht im Sinne des Verordnungsgebers und sollte dringend mit nachfolgender Formulierung klargestellt werden.\r\n(Das Gleiche gilt für § 7 Abs. 1 PBRüV und § 15 Abs. 1 PBRüV).\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 6 Abs. 1 Ziff 2 e) PBRüV\r\ne) dass es mit Blick auf den Rückforderungsanspruch noch nicht mit dem regelzonenverant-wortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsan-sprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreisbremsengesetzes endabgerechnet oder mit dem Beauftragten hinsichtlich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 31 oder 32 des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes nach § 34 Absatz 1 oder Absatz 3 des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes abgerechnet hat.\r\n§ 7 Abs. 1 PBRüV\r\n(1) Bei einem Rückforderungsanspruch nach § 12 Absatz 2a Satz 1 des Strompreisbremsenge-setzes ist ein Forderungsübergang auf den Bund ausgeschlossen, wenn das Energieversor-gungsunternehmen mit dem regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsicht-lich seiner Erstattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreis-bremsengesetzes bereits vor Eingang der vollständigen Angaben nach § 6 Absatz 1 bei der Prüfbehörde endabgerechnet hat.\r\n§ 15 Abs. 1 PBRüV\r\n(1) Bei einer Aufforderung nach § 11 Absatz 10 Satz 1 des Strompreisbremsengesetzes ist ein Forderungsübergang auf den Bund ausgeschlossen, wenn das Energieversorgungsunterneh-men mit dem regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich seiner Er-stattungs- und Vorauszahlungsansprüche nach den §§ 20 und 22a des Strompreisbremsenge-setzes bereits vor Zugang der Aufforderung endabgerechnet hat.\r\nBDEW/VKUStellungnahme\r\nzum\r\nReferentenentwurf der Preisbremsen-Entlastungsrückforderungs-Verordnung (PBRüV)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 7\r\n2.4 Zu § 11 Abs. 4 – Gesetzlicher Forderungsübergang bei Insolvenzen\r\nDie Regelung sieht vor, dass Energielieferanten die Prüfbehörde unverzüglich unterrichten müssen, wenn Kenntnis über ein Insolvenzverfahren des Letztverbrauchers vorliegt.\r\nMöglicherweise erlangt der Energielieferant (bzw. eine Abteilung) Kenntnis von einem Insol-venzverfahren, hat aber nicht die „Verknüpfung“, dass der Rückforderungsanspruch abgetre-ten worden ist. Weiterhin kann das Insolvenzverfahren zwischen der ersten und zweiten Mah-nung eröffnet werden. Da mit Insolvenzeröffnung Einzelzwangsvollstreckungsverfahren ausge-setzt sind, dürfte ein zweite Mahnung nicht mehr möglich sein. Schließlich ist zu klären, ob die offene Forderung durch den Energielieferanten oder durch die Prüfbehörde zur Tabelle als In-solvenzforderung anzumelden ist.\r\nIn den Fällen von Unternehmensinsolvenzen sollte daher grundsätzlich ein gesetzlicher Forde-rungsübergang auf den Bund vorgesehen werden mit der Verknüpfung, dass auch Anfech-tungsansprüche des Insolvenzverwalters an den Bund zu richten sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Diskussionspapier\r\nWeiterentwicklung der Bio-methaneinspeisung in Gas-netze\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\n1 Ausgangssituation ..................................................................................... 3\r\n1.1 Biomethaneinspeisung im Kontext der Energiewende ......................... 4\r\n1.2 Aufwand und Ressourceneinsatz .......................................................... 5\r\n1.3 Verfügbarkeit des Netzanschlusses ....................................................... 5\r\n1.4 Kapitalbindung bei Netzbetreibern ....................................................... 5\r\n1.5 Steigende Letztverbraucherpreise ........................................................ 6\r\n2 Vorschläge zur Weiterentwicklung ............................................................. 7\r\n2.1 Planungen verknüpfen - Netzcluster/Vorranggebiete ausweisen ........ 7\r\n2.2 Wirtschaftlichkeitskriterien und Variantenvergleich ............................ 9\r\n2.3 Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln ............................................. 10\r\n2.4 Stärkere Lenkungswirkung im Rahmen der Kostenteilung ................. 10\r\n2.5 Zusammenschluss von Kleinstanlagen ................................................ 11\r\n2.6 Fortführung der Vor-Ort-Verstromung ............................................... 12\r\n2.7 Transformation mit Förderprogrammen flankieren ........................... 12\r\n2.8 Erfordernis von Übergangsregelungen ............................................... 12\r\n2.9 Gasbeschaffenheit ............................................................................... 13\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Ausgangssituation\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Windkraft und Sonnenenergie auch bei Flauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beach-tung der Gasbeschaffenheit grundsätzlich speicherbar und damit saisonal und flexibel einsetz-bar und somit ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit zur Defossilisie-rung der Gasversorgung dar. Auf diese Weise bildet Biomethan ein wichtiges Instrument zur zeitlichen und örtlichen Verschiebung bzw. Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch.\r\nGleichwohl stellen sich im Rahmen der Transformation der Gasnetze aktuell eine Reihe drin-gender Herausforderungen. Diese werden durch einen starken Anstieg bei der Biogaseinspei-sung forciert: Spätestens bis zum Jahr 2030 werden in Deutschland ca. 50 % aller derzeit be-triebenen Biogasanlagen aus der EEG-Förderung fallen. Anlagenbetreibern bieten sich dabei hauptsächlich drei Handlungsoptionen:\r\n• Flexibilisierung der Stromeinspeisung\r\n• Einspeisung von Biomethan in Gasnetze\r\n• Einstellung des Betriebs\r\nEine nicht unerhebliche Anzahl an Biogas-Anlagenbetreibern wird die Erzeugung von Biome-than und Einspeisung in das Erdgasnetz als Handlungsoption intensiv prüfen. Schon heute ist eine erhebliche Zunahme an Anschlussbegehren entsprechender Anlagen zu verzeichnen. Das Umweltbundesamt schätzt, dass 400 bis 1.300 Post-EEG-Anlagen in die Biomethanerzeu-gung wechseln könnten (Stand 2020). Aktuelle Entwicklungen - z.B. RePowerEU, „10 Punkte für eine Beschleunigung der Biomethaneinspeisung“ des BDEW, das EEG sowie das GEG - und die zukünftige Nachfrage nach grünen Gasen deuten darauf hin, dass die Zahl der ans Gasnetz anzuschließenden Biomethananlagen noch höher ausfallen könnte. Diese Zunahme an An-schlussbegehren und die weitgehende rechtliche Verpflichtung zum Anschluss treten in ein Spannungsverhältnis mit der Transformation der Gasnetze, die je nach Planungen vor Ort nicht auf einen Ausbau mit Blick auf Biomethan, sondern auf eine Umstellung auf Wasserstoff oder sogar eine langfristige Stilllegung ausgerichtet ist.\r\nDarüber hinaus setzt auch die derzeitige Kostenteilungsregelung keine ausreichenden Anreize für eine gesamtwirtschaftlich effiziente Betriebsweise oder Optimierung der Biomethanein-speisung. Die Herstellung und der Betrieb des für die Einspeisung von Biomethan in das Erd-gasnetz notwendigen Netzanschlusses ist Aufgabe des Netzbetreibers. Die Kostentragung für den Netzanschluss ist in § 33 Abs. 1 GasNZV geregelt. Danach trägt der Anschlussnehmer grundsätzlich 25 % der Kosten des gesamten Netzanschlusses (ohne die Kapazitätserweiterun-gen z.B. die Rückspeisungen von Netzen niedriger Druckstufen in höhere Druckstufen) und\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\n75 % der Netzbetreiber unter der Voraussetzung einer Netzlänge größer als 1 km und kleiner als 10 km. Bei Anschlüssen von bis zu 1 km Netzlänge sind die Kosten für den Anschlussneh-mer auf 250.000 Euro begrenzt, bei Anschlüssen von mehr als 1 km Netzlänge entfällt der Kos-tendeckel (nach Auffassung der BNetzA auch für den ersten Kilometer). Über 10 km Netzlänge hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Insbesondere in Verteilernetzen mit sai-sonal niedriger Gasnachfrage („warme Sommerflaute”) ist eine ganzjährige Einspeisung regel-mäßig nur durch eine technisch aufwändige und dadurch mit hohen Kosten verbundene Rück-speisung in die Hochdruck- bzw. Fernleitungsnetzebene möglich. Je nach lokalen Gegebenhei-ten können für den Netzanschluss und netzverstärkende Maßnahmen für die Rückverdichtung damit Investitionskosten in der Größenordnung von 5-7 Mio. EUR entstehen.\r\nFolgende Überlegungen sind für ein gesamtwirtschaftlich sinnvolle Weiterentwicklung der rechtlichen bzw. regulatorischen Rahmenbedingungen zu beachten:\r\n1.1 Biomethaneinspeisung im Kontext der Energiewende\r\nIm Zeitverlauf bis zur politisch geplanten vollständigen Dekarbonisierung der Energieversor-gung bis spätestens 2045 werden sich die Nutzerzahlen bzw. die durchgeleiteten Mengen in Erdgasnetzen reduzieren und Teile des Netzes auf Wasserstoff umgestellt bzw. stillgelegt. Ab-hängig von den Vorgaben der kommunalen Wärmeplanung könnte situationsabhängig ein Ausstieg auch schon deutlich früher erfolgen. Mit einer sinkenden Anzahl an Netznutzern bzw. geringeren durchgeleiteten Mengen erhöhen sich die spezifischen Netzentgelte für die ver-bleibenden Netznutzer. Daher ist es geboten, bereits heute Maßnahmen zu ergreifen, die zu einer sachgerechten Aufteilung der Netzkosten und damit zu einer Entlastung der am Netz verbleibenden Netznutzer beitragen.\r\nWenn jedoch möglich und sinnvoll eröffnet die Weiternutzung bestehender Infrastruktur auch Chancen und Handlungsspielräume bei der Ausgestaltung der Energiewende. Insbesondere im Rahmen einer integrierten Netzentwicklungsplanung für Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme bzw. im Rahmen der Transformationsplanungen der Verteilernetzbetreiber kann so eine nach-haltige und gesamtwirtschaftlich kostenminimale Versorgung realisiert werden.\r\nSo bedeutet der Verzicht auf Gase aus fossilen Quellen zum Erreichen der Treibhausgasneut-ralität 2045 nicht, dass es ab 2045 keine Gasnetze mehr gibt. Ein Gasnetz, basierend auf koh-lenstoffbasierten, grünen Gasen kann auch über 2045 hinaus bestehen. Die Wechselwirkun-gen mit der Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur sind hierbei zu berücksichtigen.\r\nDie bestehenden Rahmenbedingungen, insbesondere die fehlende offizielle Biomassestrategie und die Diskussion um die Kraftwerksstrategie führen jedoch zu Unsicherheiten bei allen Be-teiligten. Es braucht zudem eine Überprüfung der politischen Vorgaben, in welchen Anwen-dungsbereichen das Biomassepotenzial eingesetzt werden soll. Aktuell bestehen starke\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nfinanzielle Anreize für die Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor (THG-Quote). Außerdem fehlt unter anderem eine nationale Perspektive für die Umsetzung des im Rahmen der RePo-werEU Strategie vorgegebenen indikativen Ziels von 35 bcm Biomethaneinspeisung für 2030.\r\nSomit lässt sich festhalten, dass eine Gesamtperspektive für einen nachhaltigen und ressour-censchonenden Einsatz von Biomasse bzw. Biomethan fehlt.\r\n1.2 Aufwand und Ressourceneinsatz\r\nDer Anschluss von Biomethananlagen an das Gasnetz ist mit personellen Aufwänden bei den Netzbetreibern verbunden und erfordert damit Ressourcen, die ohnehin knapp sind und auch für die Umstellung auf Wasserstoff benötigt werden. Das gilt insbesondere für Planungs- und Genehmigungsprozesse sowie Baukapazitäten als auch für die umfangreichen Betriebs- und Instandhaltungsmaßnahmen nach dem technischen Regelwerk, um die konforme Einspeisung zu gewährleisten. Dies betrifft alle Netzbetreiber.\r\n1.3 Verfügbarkeit des Netzanschlusses\r\nDer Netzbetreiber hat derzeit für Biomethan-Anlagen eine dauerhafte Verfügbarkeit des Netz-anschlusses sicherzustellen (§ 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV: mindestens zu 96 %, bezogen auf das Kalenderjahr).\r\nDamit dies nicht zu Lock-in-Effekten im Gasnetz führt, sind eine vorausschauende Planung so-wie regulatorische Rahmenbedingungen erforderlich, die eine Transformation der Gasnetze zulassen. Letztlich wären solche Erwägungen im Rahmen der wirtschaftlichen Zumutbarkeit, heute gemäß der Vorgabe des § 33 Abs. 8 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG, künftig am Maß-stab der Gas-Binnenmarkt-Richtlinie zu berücksichtigen.\r\nBei einer Aufrechterhaltung der Einspeisegarantie für Biomethan droht hingegen eine Weiter-betriebspflicht für volkswirtschaftlich womöglich nicht mehr sinnvoll weiterzubetreibende Me-thanleitungen, was eine Stilllegung dieser Leitungen oder deren Umstellung auf Wasserstoff verhindern würde, ohne dass es im aktuellen Regulierungsregime eine Einspeisepflicht für die an das Gasnetz angeschlossenen Anlagenbetreiber gäbe.\r\n1.4 Kapitalbindung bei Netzbetreibern\r\nDie Kosten der Netzbetreiber werden gemäß § 20b GasNEV bundesweit umgelegt („Biogas-Kostenwälzung“) und mit den Gasnetzentgelten an die Letztverbraucher weitergegeben. Trotzdem entsteht bei den Anschlussnetzbetreibern bei einer hohen Zahl von Neuanträgen eine erhebliche Konkurrenz um liquide Mittel, da die Investitionssumme vorfinanziert werden muss.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nDiese Ressourcen stehen im Wettbewerb mit dem ambitionierten Ausbau der Stromnetze und der Wasserstoffnetze sowie mit der Transformation der Wärmeversorgung. Für kleinere Gas-netzbetreiber kann schon eine einzige Biomethananbindung die Investitionsbudgets - auch für die Aufrechterhaltung der originären Gasnetzversorgung – für längere Zeit aufbrauchen.\r\n1.5 Steigende Letztverbraucherpreise\r\nDer Anschluss von Biomethananlagen – besonders von Kleinanlagen – verursacht hohe Kos-ten. Daher ist es wichtig, schnellstens Maßnahmen zu ergreifen, die Investitionssicherheit für Biomethananlagenbetreiber und Netzbetreiber herstellen und zu einem angemessenen Kos-tengefüge der am Netz verbleibenden Netznutzer beitragen.\r\nVor diesem Hintergrund sollte der aktuelle Regulierungsrahmen unter Beachtung der Vorga-ben der europäischen Gas-Binnenmarkt-Richtlinie durch entsprechende Festlegungen der BNetzA dringend angepasst werden. Dieses Dokument stellt eine Übersicht zu den wesentli-chen Herausforderungen dar und zeigt mögliche Lösungsansätze auf.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\n2 Vorschläge zur Weiterentwicklung\r\nDamit eine kosteneffiziente und volkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananla-gen im Energiesystem gelingen kann, setzt sich der BDEW für die Umsetzung folgender Punkte im Rahmen der rechtlichen Möglichkeiten ein:\r\n2.1 Planungen verknüpfen - Netzcluster/Vorranggebiete ausweisen\r\nDas final verhandelte Gas- und Wasserstoffpaket sieht auf europäischer Ebene erstmals kon-krete Vorgaben für die Einbindung von Biomethan vor. Grundsätzlich muss der Zugang zu Gas-netzen weiterhin diskriminierungsfrei gewährleistet werden. Dabei kann der Anschluss von Bi-omethananlagen jedoch nicht voraussetzungslos erfolgen, sondern muss einem übergreifen-den Planansatz folgen.\r\nDies schützt sowohl Netzbetreiber als auch Anlagenbetreiber vor Fehlentwicklungen. So ist frühzeitig zu klären, ob in einem Gasnetz Vorranggebiete oder Netzcluster für Biomethanein-speisungen in Frage kommen oder auch Stilllegungen oder Umstellungen auf Wasserstoff sinnvoll sind. So kann Klarheit gewonnen werden, wo Biomethaneinspeisungen langfristig Vor-teile bieten und somit gewährt werden sollen.\r\nIm Rahmen der RePowerEU Strategie wird ein indikatives Ziel von 35 bcm Biomethaneinspei-sung für 2030 vorgegeben. In der RED III (unverändert zur RED II) wurde unter Article 20 Ac-cess to and operation of the grids beschlossen:\r\n“Where relevant, Member States shall assess the need to extend existing gas network infra-structure to facilitate the integration of gas from renewable sources.”\r\nIn der neuen Gas-Binnenmarkt-Richtlinie werden die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Einspeisung konkretisiert. So sollen Fernleitungsnetzbetreiber und auch Verteilernetzbetreiber entsprechende Kapazitäten für die Einspeisung von Biomethan auch in Zukunft anbieten und die Netze ggf. verstärken. Jedoch muss dabei auch der sichere und „wirtschaftlich effiziente“ Betrieb der Infrastruktur gewährleistet sein. Unter bestimmten Bedingungen können Netzan-schlussbegehren unter Verweis auf Umstellungs- oder Stilllegungsplanungen verweigert wer-den.\r\nDie Umsetzung der europäischen Vorgaben sollte die Inhalte einer nationalen Biomassestrate-gie berücksichtigen, die Klarheit über die künftige Rolle von Biomethan schaffen.\r\nIn der Netzentwicklungsplanung und in der Transformationsplanung kommt es darauf an, rasch Klarheit darüber zu schaffen, ob neben der Umstellung auf Wasserstoff auch dauerhaft Leitungskapazitäten für kohlenstoffbasierte grüne Gase erhalten werden sollen und wie dies im Gesamtkontext gelingen kann.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nDie notwendigen Änderungen an bestehenden Netzanschlussregelungen sind dabei zwingend in eine verlässliche Verknüpfung mit der kommunalen Wärmeplanung und der Transforma-tion der Gasnetze einzubetten. Es werden sich standortspezifisch unterschiedliche Lösungen ergeben. Eine one-fits-all-Lösung gibt es nicht.\r\nSo hat Biomethan auf der einen Seite den großen Vorteil, dass es in allen Sektoren und zahl-reichen Anwendungen zur sofortigen Dekarbonisierung eingesetzt werden kann, beispiels-weise für Hochtemperatur-Prozesse in der Industrie, für die Stromerzeugung und zur leitungs-gebundenen Wärmeversorgung. Darüber hinaus wird bei der Aufbereitung des Rohbiogases zu Biomethan CO2 abgetrennt, welches stofflich genutzt oder gespeichert werden kann. Damit lassen sich auch Negativemissionen realisieren.\r\nAuf der anderen Seite muss der Ausbau und die Transformation von Gasnetzen und die Ein-bindung von Biomethan im bundeseinheitlichen Interesse erfolgen. Gemäß § 28r Abs. 8 Satz 5 EnWG sind hierbei das überragende öffentliche Interesse und die energiewirtschaftliche Not-wendigkeit des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes zu berücksichtigen. Biomethanan-schlüsse dürfen in keinem Fall zu einer Verzögerung der Inbetriebnahme des Wasserstoff-Kernnetzes oder zu einer Erhöhung der Kosten von zusätzlichen Maßnahmen nach § 113b Satz 2 EnWG führen.\r\nEs bietet sich deshalb an, Vorranggebiete für die Biomethan-Einspeisung bzw. für den Ausbau von Biomethan-Netzclustern zu bestimmen. Das kann beispielsweise anhand von Biomethan-Potenzialen u. a. in Form von Bioabfällen oder Reststoffen der Landwirtschaft geschehen. In diesem Zusammenhang sollte eine Speicherung möglich sein. Gleichzeitig soll damit anderen Gebieten mit geringen Biomethan-Potenzialen die Stilllegung oder Umstellung auf Wasserstoff ermöglicht werden.\r\nEs empfiehlt sich demgegenüber auch, im Rahmen eines planvollen Prozesses bereits frühzei-tig Gebiete mit einer geringen Netzauslastung zu identifizieren, in denen Leitungen möglicher-weise stillgelegt oder auf Wasserstoff umgestellt werden. Dies könnte auch die Ablehnung von Netzanschlussbegehren begründen, wenn sich diese infolgedessen als wirtschaftlich nicht mehr zumutbar erweisen. Solche Überlegungen müssen sich in eine Gesamttransformations-planung im Lichte der neuen unionsrechtlichen Vorgaben einfügen. Dafür bietet sich die Be-rücksichtigung von Biomethan in den Transformationsplanungen der Gasverteilernetzbetrei-ber an, die neben entsprechenden Planungen der Fernleitungsnetzbetreiber bei der integrier-ten Netzentwicklungsplanung (NEP) Gas/Wasserstoff anschließend angemessen berücksichtigt werden müssen.\r\nWeiterhin sind alternative Einsatzzwecke und Transportwege abzuwägen. Auch eine Verknüp-fung mit der kommunalen Wärmeplanung ist wichtig, wenn z.B. die Nutzung von Abwärme,\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\netwa aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas oder eine Quartiersversorgung mit Biogas-be-triebenen Satelliten-BHKW eine Option sind. Weiterhin kann der Einsatz von Biomethan im Mobilitätssektor gezielt entwickelt werden. Ein mögliches Einsatzgebiet könnten zum Beispiel landwirtschaftliche Nutzfahrzeuge sein. Durch den Ersatz von Diesel durch Biomethan kann sich ein höherer Nutzen für die Umwelt ergeben. Weiterhin sollte der mobile Transport von Biomethan mittels Flaschenwagen und anschließender Einspeisung in das Gasnetz als Option für kleine Biogasanlagen geprüft werden (Stichwort „virtuelle Pipeline“).\r\n2.2 Wirtschaftlichkeitskriterien und Variantenvergleich\r\nUm einem Gasnetz-Lock-In entgegenzuwirken, ist im Rahmen der verzahnten Planung die Bio-methan-Einspeisegarantie so fortzuentwickeln, dass sowohl für Netzbetreiber als auch für Ein-speiser Planungs- und Investitionssicherheit gegeben ist. Dies könnte unter Berücksichtigung der unionsrechtlichen Vorgaben im Rahmen der anzustellenden Wirtschaftlichkeitserwägun-gen auch eine mögliche, standortbezogene Befristung der Einspeisung umfassen und dabei eine bessere Planbarkeit der Wasserstoffumstellung oder Stilllegung ermöglichen.\r\nDie Wirtschaftlichkeit und die Nachhaltigkeit des Betriebs müssen als Bestandteile der Netz-zugangsprüfung fortentwickelt werden. Aktuell kann ein Netzanschlussbegehren gemäß § 33 Abs. 8 Satz 2 GasNZV nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist. Der Netzbetreiber ist darüber hinaus gemäß § 33 Abs. 10 GasNZV verpflichtet, die erforderlichen Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz durchzuführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleis-ten (§ 34 Abs. 2 Satz 3 GasNZV), es sei denn, die Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaft-lich unzumutbar.\r\nAngesichts der bevorstehenden Entwicklungen und im Rahmen der Vorgaben der Gas-Binnen-markt-Richtlinie gilt es, lokale Gegebenheiten verstärkt in die Prüfung einzubeziehen. Besteht beispielsweise die Möglichkeit zum Anschluss an verschiedene Netze, könnte in Anlehnung und Weiterentwicklung des § 33 Abs. 9 GasNZV möglicherweise auf die Variante mit den ge-ringsten Gesamtkosten (also Summe von Investitions- und Betriebskosten über die geplante Laufzeit kumuliert) verwiesen werden.\r\nEine Lösung kann hier auch die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas/Wasserstoff auf der Fernleitungsnetzebene sein, die neben der Umstellung von Erdgasleitungen auf Wasserstoff auch die dadurch bedingten Auswirkungen auf die Einspeisung der Biomethananlagen be-leuchtet. Dies gilt umso mehr, wenn auch die Transformationsplanungen der Gasverteilernetz-betreiber (insb. der Gasnetzgebietstransformationsplan nach DVGW-Merkblatt G 2100, einer nach § 49 Abs. 2 EnWG allgemein anerkannten Regel der Technik) im Zuge der\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nNetzentwicklungsplanung angemessen berücksichtigt werden. Eine frühzeitige Berücksichti-gung der Transformationsplanungen ist schon deshalb geboten, da auch auf europäischer Ebene die Beteiligung der Verteilernetzbetreiber an den jeweils national zu erarbeitenden Netzentwicklungs-Szenarien vorgesehen ist (vgl. Art. 51 und 52 des Entwurfs der Gas-Richtli-nie) und nicht zuletzt auch zwei Bundesgesetze die Umstellung der Gasverteilernetze auf Bio-methan oder aber Wasserstoff als wichtige Transformationsoption vorhalten (vgl. etwa § 71k GEG sowie § 28 WPG).\r\nSteht die Umstellung eines Gasnetzes oder Teile davon auf Wasserstoff oder die Außerbe-triebnahme des Gasnetzes fest, sind verschiedene Lösungsmöglichkeiten zu prüfen (Einspei-sung Wasserstoff, Kraftstoffsynthetisierung, u.a.). Beispielhaft kann der Anschlussnehmer An-lagen zur Dampfreformierung errichten sowie betreiben und somit die Biomethaneinspeisung selbst auf Wasserstoff oder nicht-netzgebundenen Transport umstellen. Resultiert aus der Umstellung eine wirtschaftliche Unzumutbarkeit für den Netzbetreiber, kann der Anschluss an das Gasnetz infolgedessen abgelehnt werden.\r\nDie Dampfreformierung von Biogas als zusätzlicher Verfahrensschritt führt jedoch zu Mehr-kosten bei der Erzeugung und einer Verschlechterung der THG-Emissionsbilanz des Biogases zu Lasten des Erzeugers. Deshalb kann auch ein Weiterbetrieb als Biomethan-Netz eine Option sein.\r\nEs sollte weiterhin geprüft werden, ob für die Refinanzierung der Anschlusskosten die Netzbe-treiber deutlich kürzere Nutzungsdauern wählen können.\r\n2.3 Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln\r\nAktuell müssen Netzanschlüsse die Vorgabe des § 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV erfüllen, wonach die Verfügbarkeit mindestens zu 96 % (bezogen auf das Kalenderjahr) sicherzustellen ist. Eine Anpassung dieser Maßgabe kann, bei Beachtung der Vorgaben der zukünftigen Gas-Binnen-markt-Richtlinie einen wichtigen Beitrag zu einer höheren volkswirtschaftlichen Effizienz und auch im Sinne von kostengünstigeren Alternativen liefern. So ist zu diskutieren, wie die dauer-hafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses durch flexible, aber planbare Ansätze, die regionale Bedarfe stärker einbeziehen, abgelöst werden kann. Ein Ansatz könnten individuell vertrag-lich zu verhandelnde Verfügbarkeiten sein. Nachteile durch eine geringere Verfügbarkeit müssten kompensiert werden. Gleichzeitig sind verbindliche unterjährige Einspeise-Kapazi-tätsbuchungen zu diskutieren.\r\n2.4 Stärkere Lenkungswirkung im Rahmen der Kostenteilung\r\nRegelungen zur Kostenteilung könnten eine Lenkungswirkung entfalten. Es ist eine Diskussion erforderlich, in welchem Umfang über eine Änderung der derzeitigen Kostenbeteiligung eine\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\nstärkere Lenkungswirkung erreicht werden kann. In diesem Kontext gilt es, die Deckelung der Anschlusskosten für die Anlagenbetreiber (wie bspw. bisher auf 250.000 EUR bei einer An-schlusslänge von bis zu 1 km) unter Beachtung der Vorgaben der Gas-Binnenmarkt-Richtlinie kritisch zu überprüfen.\r\nDabei sollte auch die Allokation möglicher Kostenanteile für eine Rückverdichtung in höhere Druckstufen bzw. für eine direkte Einspeisung in das Hochdrucknetz beim Anlagenbetreiber geprüft werden.\r\nGleichzeitig sind zusätzliche Anreize für eine stärkere Berücksichtigung regionaler Bedarfe so-wie für eine Clusterung von Anlagen zu schaffen. Die BNetzA ist befugt, mit Festlegungen be-reits jetzt Änderungen an den bisherigen Regelungen der §§ 31 bis 36 GasNZV vorzunehmen. Wir begrüßen, dass die BNetzA angekündigt hat, von dieser Befugnis Gebrauch zu machen. Die Regelung darf aus sachlichen Gründen auch zwischen Anschlussbegehren differenzieren.\r\nBei jeder Ausgestaltung der Kostenteilung ist die vollständige regulatorische Anerkennung der bei den anschließenden Netzbetreibern anfallenden Kosten sicherzustellen.\r\n2.5 Zusammenschluss von Kleinstanlagen\r\nDer Zusammenschluss von Kleinstanlagen wird wertschöpfungsstufenübergreifend für sinnvoll gehalten und bringt für Einspeiser, Netzbetreiber und Netznutzer erhebliche Kostensenkun-gen. Dabei wäre eine starre Mindesteinspeisemenge nicht zielführend, stattdessen sollte sich eine Mindesteinspeisemenge aus der Wirtschaftlichkeitsprüfung und einem Variantenver-gleich ergeben. Dabei ist die Variante mit den geringsten Gesamtkosten (also Summe von In-vestitions- und Betriebskosten über die geplante Laufzeit kumuliert) auszuführen. Fixe Min-desteinspeisemengen könnten vor allem im ländlichen Raum wegen des geringen örtlichen Gasverbrauchs wiederum zu Konflikten mit der Kapazität des Gasverteilernetzes führen.\r\nFür Anlagen mit sehr kleinen Einspeisemengen kann im Ergebnis des Wirtschaftlichkeitsver-gleichs eine lokale Nutzung des Rohbiogases im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung, die Errichtung und Nutzung von Sammelleitungen durch Biomethan-Anlagenbetreiber sowie eine gemeinsame Rohbiogas-Aufbereitung die vorzugswürdige Variante sein.\r\nUm die Potenziale der deutschen Biogas- und Biomethanerzeugung zu nutzen, sind Biogas-sammelleitungen sinnvoll. So könnten kleinere Biogasanlagen wirtschaftlicher zu Biomethan aufbereiten. Mit dem so eingespeisten Gas könnte darüber hinaus auch bei Dunkelflauten eine über die vorhandenen und noch zu bauenden Spitzenlastkraftwerke flexible und nachhal-tige Stromerzeugung erfolgen.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n2.6 Fortführung der Vor-Ort-Verstromung\r\nBei einzelnen Anlagen kann sich die Fortführung der Vor-Ort-Verstromung als die Variante mit dem höchsten volks- und energiewirtschaftlichen Nutzen erweisen. Aus Sicht des BDEW sollte das in der Kraftwerkstrategie bzw. im geplanten Kapazitätsmechanismus berücksichtigt wer-den.\r\nHierbei ist zu berücksichtigen, dass Bestandsanlagen im Rahmen einer verlängerten EEG-Ver-gütung die aktuell geltenden Nachhaltigkeitsanforderungen und die THG-Minderungspflicht (gemäß Art. 29 RED III Minderungspflicht von 70 % bzw. 80 % - auch für Bestandsanlagen) er-füllen müssen. Dies kann in einigen Bestandsanlagen mit einem bestehenden NaWaRo-Kon-zept zu Schwierigkeiten führen und müsste bei der Entwicklung entsprechender Rahmenbe-dingungen berücksichtigt werden.\r\nZudem sollte in diesem Zuge geprüft werden, ob Biogasanlagen aktiv zur Absicherung des Stromnetzes eingesetzt werden können. Diese Möglichkeit könnte ggf. den Leistungsbedarf für Spitzenlastkraftwerke im Wasserstoff-Kernnetz reduzieren.\r\n2.7 Transformation mit Förderprogrammen flankieren\r\nDie für die Realisierung von Netzanschlüssen für Biomethananlagen resultierenden Kosten werden über die Biogas-Umlage gewälzt und durch die Letztverbraucher getragen. Förderpro-gramme könnten hier einen wichtigen Beitrag zur Begrenzung des Kostenanstiegs leisten.\r\nSo könnten Förderprogramme den Umstieg auf Wasserstoff flankieren und die Umstellung der Biomethaneinspeisung auf Wasserstoff, z.B. durch Dampfreformierung, Methanpyrolyse oder auf einen nicht-netzgebundenen Transport unterstützen. Ebenso kommen Förderprogramme für die Clusterung von Biogasanlagen und der Anschluss an Sammelleitungen in Frage.\r\nBiomethan ist wie keine andere regenerative Energiequelle strukturier- und speicherbar. Die-ser Vorteil ist bei der Förderung von Biomethan zu berücksichtigen und sollte sich angemes-sen an dem Aufwand zur Speicherung von (grünem) Strom orientieren.\r\n2.8 Erfordernis von Übergangsregelungen\r\nSpätestens zum Auslaufen der GasNZV zum 31. Dezember 2025 braucht es Klarheit über die künftigen rechtlichen Rahmenbedingungen zum Anschluss von Biomethananlagen, zum Um-fang der Einspeisung sowie zur künftigen Kostenaufteilung (§§ 33 ff. GasNZV). Die BNetzA hat angekündigt, den Prozess zur Entwicklung von themenbezogenen Nachfolgeregelungen für die Regelungsinhalte der auslaufenden GasNZV – ausdrücklich auch zum Zugang Biogas – noch im Frühjahr 2024 einzuleiten.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nZuvor bereits getroffene Anschlussverträge – auch solche, bei denen der Baubeginn erst nach dem Jahr 2025 geplant ist – müssen hingegen Bestandsschutz haben, insbesondere in Bezug auf die Kostenaufteilung, damit die „heute für morgen“ getroffenen Investitionsentscheidun-gen geschützt sind.\r\nDie Ausgestaltung angemessener Maßnahmen für eine kosteneffiziente Einspeisung sollte schnellstmöglich erfolgen, um zukünftig den Abschluss von Netzanschlussverträgen für die kostengünstigste Variante zu erreichen.\r\n2.9 Gasbeschaffenheit\r\nGemäß § 36 Abs. 1 GasNZV muss der Einspeiser derzeit die Gasbeschaffenheit nach dem Stand der DVGW-Arbeitsblätter G 260 und G 262 mit Stand aus dem Jahr 2007 einhalten. Im Jahr 2007 war jedoch noch die Ausgabe des DVGW-Arbeitsblattes G 260 aus dem Jahr 2000 in Kraft, seitdem gab es insgesamt drei überarbeitete Fassungen dieser Regelungen in den Jah-ren 2008, 2013 und 2021.\r\nBei der G 262 war 2007 noch die Ausgabe von 2004 in Kraft, es gab eine Überarbeitung im Jahr 2011. Sodann wurde im Jahr 2021 das DVGW-Arbeitsblatt G 262 inhaltlich vollständig in das DVGW-Arbeitsblatt G 260 integriert.\r\nDie GasNZV bezieht sich somit bezüglich der Anforderungen an die Gasbeschaffenheit auf ei-nen veralteten Stand des DVGW-Regelwerks und folglich auf einen veralteten technischen Stand. Im Wege der Festlegung sollte die BNetzA die GasNZV dringend an den aktuellen Stand vom DVGW-Arbeitsblatt G 260 anpassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006402","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungen in der GasNZV u.a. zur Biomethaneinspeisung in Gasnetze (GasNZV u.a.) zur Förderung gesamtwirtschaftlicher Effizienz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/50/347520/Stellungnahme-Gutachten-SG2408270004.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 2. August 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen\r\nbis zum Außerkrafttreten\r\nder GasNZV\r\nGesamtwirtschaftliche Optimierung in Einzelfällen\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\n1 Vorbemerkung\r\nBiogas und Biomethan sind ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Sie sind als grundlastfähige erneuerbare Energieträger grundsätzlich speicherbar und damit flexibel einsetzbar und leisten für das Gelingen der Energiewende\r\neinen bedeutenden Beitrag. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit\r\nzur Defossilisierung der Gasversorgung dar.\r\n§ 33 der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), der den Netzanschluss von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität (Biomethan) an das Gasversorgungsnetz grundsätzlich\r\nregelt, tritt mit der gesamten übrigen GasNZV am 31. Dezember 2025 außer Kraft.1\r\nNeben der Frage, wie nach dem Außerkrafttreten der genannten Vorschrift der Netzanschluss\r\nvon Biogasaufbereitungsanlagen ganzheitlich zukunftssicher zu regeln sein wird, bedarf es bereits jetzt einer Übergangsregelung. Hintergrund ist, dass bereits aktuell in konkreten Einzelfällen große lokale Herausforderungen in den Gasnetzen bestehen. Deswegen müssen angemessene Lösungen ermöglicht werden.\r\nAktuelle Entwicklungen – z.B. RePowerEU, die Regelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nsowie die Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes – und die zukünftige Nachfrage nach grünen\r\nGasen führen dazu, dass die Anschlussbegehren entsprechender Anlagen erheblich zunehmen\r\nund damit die Zahl der an das Gasnetz anzuschließenden Biogasaufbereitungsanlagen ansteigt. Dies führt jedoch auch dazu, dass in Einzelfällen die spezifischen Kosten von Anschlussbegehren aufgrund lokaler Gegebenheiten in ein Spannungsverhältnis mit der wirtschaftlichen\r\nEffizienz des Netzbetriebs treten (siehe hierzu etwa BDEW-Diskussionspapier „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“ vom 19. März 2024).\r\nDie derzeitigen rechtlichen bzw. regulatorischen Rahmenbedingungen, vor allem in der GasNZV, sind zu unflexibel, um auf solche Einzelfälle angemessen zu reagieren, die in atypischer\r\nWeise vom gesetzlich vorgesehenen Normalfall erheblich abweichen und deshalb Ausnahmeregelungen oder -entscheidungen gerechtfertigt erscheinen lassen. Abhilfe schaffen können konkretisierende Entscheidungen der Regulierungsbehörden, insbesondere in Hinblick auf\r\neine stärkere Gewichtung der Wirtschaftlichkeit und der dauerhaften Integration von Biogasaufbereitungsanlagen.\r\n1 Art 15 Abs. 6 des Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur\r\nÄnderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl 2023, Teil I, Nr. 405 vom 28.\r\nDezember 2023).\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nDaher ist es sinnvoll, bereits vor dem Außerkrafttreten der GasNZV zum 31. Dezember 2025\r\neine Übergangsregelung zu schaffen.\r\n2 Regelungsinhalt\r\nEine bis zum 31. Dezember 2025 geltende Übergangsvorschrift könnte in § 118 EnWG („Übergangsregelungen“) durch die Einfügung eines neuen Absatzes aufgenommen werden.\r\nDarin sollte geregelt werden, dass die Regulierungsbehörde auf Antrag eines Netzbetreibers\r\nim Einzelfall, der in atypischer Weise erheblich vom gesetzlich vorgesehenen Normalfall abweicht, eine Entscheidung zum vom Antrag des Anschlussnehmers abweichenden Anschluss\r\nvon Anlagen zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität an die Gasversorgungsnetze treffen kann. Diese Entscheidung soll als Genehmigung ergehen und der Sicherung des wirtschaftlichen und effizienten Betriebs von Gasversorgungsnetzen und der Erreichung einer gesamtwirtschaftlich optimierten Energieversorgung gemäß § 1 Abs. 2 EnWG dienen.\r\nDen Antrag soll der Netzbetreiber nach Abschluss der für eine Anschlusszusage notwendigen\r\nPrüfungen (§ 33 Abs. 5 GasNZV) stellen. Darin muss er ausführen, dass die Verwirklichung des\r\nan ihn gerichteten Netzanschlussbegehrens unter Berücksichtigung aller Umstände den wirtschaftlich effizienten Netzbetrieb einschränkt. Das Ziel des Antrags ist die Ermöglichung des\r\nAnschlusses, unter Abänderung des Netzanschlussbegehrens. Dazu muss der Netzbetreiber in\r\nseinem Antrag darstellen, wie der Anschluss abweichend von dem Netzanschlussbegehren,\r\nunter Berücksichtigung der geäußerten Absichten des Anschlussnehmers im Interesse einer\r\ngesamtwirtschaftlich optimierten Energieversorgung verwirklicht werden kann. Der Anschlussnehmer muss vor einer Entscheidung von der Regulierungsbehörde angehört werden.\r\nDie Regulierungsbehörde darf mit ihrer Entscheidung von den Regelungen der GasNZV abweichen oder diese ergänzen. Mit ihrer Genehmigung soll sie\r\n1. die Vorgaben zur dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses anpassen,\r\n2. einen Zusammenschluss von Anlagen, eine gemeinsame Biogasaufbereitung oder die\r\nEinspeisung über eine Sammelleitung regeln oder\r\n3. den Anschluss an einem anderen, gesamtwirtschaftlich günstigeren als den vom Anschlussnehmer begehrten Anschlusspunkt im Netz des Netzbetreibers oder nach Abstimmung\r\nmit einem anderen Netzbetreiber in dessen Netz gestatten können.\r\nDie Genehmigung soll innerhalb von vier Wochen nach Eingang des Antrags vorliegen. Anschließend hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer das endgültige Prüfergebnis mitzuteilen.\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\n3 Begründung\r\nMit einer solchen Regelung soll es dem Netzbetreiber in einem Antragsverfahren ausnahmsweise ermöglicht werden, eine Genehmigung der Regulierungsbehörde zur Optimierung des\r\nNetzanschlussbegehrens einzuholen, mit der diese von den aktuell noch geltenden Vorgaben\r\nder §§ 33 ff. GasNZV im Einzelfall abweichen kann. Dabei handelt es sich um ein Antragsrecht\r\ndes Netzbetreibers, das dazu dienen soll, das Anschlussbegehren des Anschlussnehmers,\r\nwenn auch mit Modifikationen, erfolgreich umzusetzen. Ziel des Antrags ist es, eine gesamtwirtschaftlich optimierte Energieversorgung im Sinne des § 1 Abs. 2 EnWG zu erreichen. Gegenstand des Antrags ist damit nicht die generelle Ablehnung bzw. Verweigerung eines Anschlusses nach § 33 Abs. 8 bzw. Abs. 9 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG. In ihrer Entscheidung\r\nüber den Antrag unterliegt die Regulierungsbehörde grundsätzlich dem gesetzgeberischen\r\nZiel, wonach Biogasaufbereitungsanlagen vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen sind. Dementsprechend sind nur geringfügige Abweichungen von den Vorgaben zum\r\nNetzanschluss zulässig.\r\nDen Antrag kann der Netzbetreiber nur stellen, wenn es realistische Optionen gibt, den Netzanschluss wirtschaftlich zu optimieren. Zur Begründung seines Antrags muss der Netzbetreiber zunächst aufzeigen, dass der Anschluss der Biogasaufbereitungsanlage, so wie durch den\r\nAnschlussnehmer begehrt, unter gesamtwirtschaftlicher Betrachtung ineffizient ist. Das kann\r\netwa dann der Fall sein, wenn der Netzanschluss Investitions- und Betriebskosten beim Netzbetreiber auslöst, die außer Verhältnis zum wirtschaftlichen Nutzen für den Anschlussnehmer\r\nstehen. Bei der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung sind marktübliche Erlöse zur CO2-Vermeidung durch Biomethan einzubeziehen. So können beispielsweise Rückspeisungen oder direkte\r\nEinspeisungen in das vorgelagerte Transportnetz mit nur wenigen Tagen erhebliche Kosten für\r\nVerdichtung, Deodorierung, Sauerstoffentzug, Qualitätsverfolgungssystem u.ä. auslösen, die\r\nzu den voraussichtlich rückzuspeisenden bzw. einzuspeisenden Mengen an Biomethan und\r\ndem damit verbundenen wirtschaftlichen Nutzen ins Verhältnis zu setzen wären.\r\nIm Weiteren hat der Netzbetreiber gleichzeitig einen Vorschlag zu unterbreiten, mit welcher,\r\nvon dem ursprünglichen Netzanschlussbegehren abweichenden Lösung, eine wirtschaftliche\r\nOptimierung erzielt werden kann. Dabei können solche Lösungen auch von den noch bis zum\r\n31. Dezember 2025 geltenden Vorgaben für die Einspeisung von Biogas in den §§ 33 ff. GasNZV abweichen. Die Regulierungsbehörde kann grundsätzlich von der GasNZV abweichende\r\nEntscheidungen treffen (§ 17 Abs. 4 EnWG, § 20 Abs. 4 Satz 1 Nr. 7 EnWG). Im Rahmen dieser\r\nÜbergangsregelung umfasst die Abweichung ausschließlich eine der nachfolgenden Lösungen.\r\n• Eine Lösung im Sinne eines wirtschaftlich effizienteren Netzbetriebs könnte in der Anpassung der Vorgabe zur dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses bestehen.\r\nGemäß § 33 Abs. 2 GasNZV hat der Netzbetreiber die Verfügbarkeit des\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nNetzanschlusses mindestens zu 96 Prozent (bezogen auf das Kalenderjahr) sicherzustellen. Eine Anpassung dieser Maßgabe kann eine kostengünstigere Alternative darstellen und einen Beitrag zu einer höheren volkswirtschaftlichen Effizienz leisten. Eine\r\nFlexibilisierung dieser Vorgabe kann planbare Ansätze (Zeitfenster bzw. -räume) ermöglichen, die regionale Bedarfe stärker einbeziehen können. Stünde beispielsweise in\r\nFrage, in den abnahmeschwachen Sommermonaten Gas nur für wenige Tage in das\r\nvorgelagerte Netz zurückspeisen und hierfür verdichten zu müssen, wäre eine entsprechend geringfügige Reduzierung der Verfügbarkeit zu erwägen, um gegebenenfalls\r\nhohe Kosten für die Verdichtung zu vermeiden.\r\n• Eine weitere Lösung kann in einer Bündelung verschiedener Anschlussbegehren liegen:\r\nin einem Zusammenschluss von Anlagen, einer gemeinsamen Biogasaufbereitung oder\r\nin der Einspeisung über eine Sammelleitung. Hierdurch könnten für die beteiligten Anschlussnehmer und/oder Netzbetreiber deutliche Kostensenkungen erreicht werden.\r\nSo kann für Anlagen mit sehr kleinen Einspeisemengen im Rahmen einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung die Nutzung von Sammelleitungen durch mehrere Anlagenbetreiber sowie eine gemeinsame Biogasaufbereitung eine gesamtwirtschaftlich optimalere\r\nVariante darstellen.\r\n• Ebenso kann eine Lösung darin gefunden werden, dass der Anschluss an einem anderen Anschlusspunkt im Netz des Netzbetreibers oder nach Abstimmung im Netz eines\r\nanderen Netzbetreibers realisiert wird.\r\nLiegt eine solche Situation vor, in der eine von dem Netzanschlussbegehren und von den Vorgaben der §§ 33 ff GasNZV abweichende Anschlussvariante eine gesamtwirtschaftlich betrachtet sinnvollere Lösung ergibt, kann der Netzbetreiber einen entsprechenden Antrag bei der\r\nRegulierungsbehörde stellen, diese Abweichung in dem beschriebenen Einzelfall zu genehmigen. Die Regulierungsbehörde hat den konkreten Vorschlag zu prüfen und den Anschlussnehmer sowie beteiligte andere Netzbetreiber vor ihrer Entscheidung anzuhören. Im Ergebnis\r\ndessen trifft die Behörde eine Abwägungsentscheidung, mit der sie einen Ausgleich aller beteiligten Interessen sucht und eine von der GasNZV abweichende Lösung genehmigt. Diese\r\nmuss nach abgeschlossener Prüfung durch die Regulierungsbehörde nicht zwingend dem konkreten Vorschlag des Netzbetreibers entsprechen. Die Entscheidung sollte so zum Beispiel\r\nauch zu einer Kostenübernahme durch den Netzbetreiber bei geringerer Verfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses führen, wenn die Kosten des Netzbetreibers insgesamt unter einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung niedriger sind als bei Umsetzung des ursprünglichen Netzanschlussbegehrens. Diese wären als Kosten für einen effizienten Netzanschluss umlagefähig im\r\nSinne des § 20b GasNEV.\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nDer Antrag ist nach Abschluss der Anschlussprüfungen nach § 33 Abs. 5 GasNZV zu stellen. Die\r\nRegulierungsbehörde soll innerhalb von vier Wochen über den Antrag entscheiden, damit es\r\nnicht zu unnötigen Verzögerungen bei der Realisierung des Netzanschlusses kommt. Die Frist\r\ngemäß § 33 Abs. 5 Satz 4 GasNZV wird dabei um die Dauer zwischen Antragstellung und Entscheidung der Behörde verlängert. Je nach Entscheidung der Regulierungsbehörde wird nach\r\nderen Erlass der Prüfprozess durch den Netzbetreiber mit der Mitteilung des Prüfergebnisses\r\nan den Anschlussnehmer nach § 33 Abs. 6 GasNZV fortgesetzt.\r\nDie Übergangsregelung gilt auch für solche Anträge, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der\r\nneuen gesetzlichen Regelung in § 118 EnWG bereits gestellt wurden, deren Prüfung nach § 33\r\nAbs. 5 GasNZV aber noch nicht abgeschlossen worden ist. Sind zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Regelung drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung des Anschlussnehmers\r\nverstrichen (§ 33 Abs. 5 Satz 4 GasNZV), kann ein Antrag auf eine abweichende Gestaltung des\r\nNetzanschlusses nicht mehr gestellt werden.\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nDr. Michael Koch\r\nAbteilung Recht\r\nTelefon: +49 30 300199-1530\r\nmichael.koch@bdew.de\r\nIngride Kouengoué\r\nGeschäftsbereich Energienetze und Regulierung\r\nTelefon: +49 30 300199-1116\r\ningride.kouengoue@bdew.de\r\nRobert Spanheimer\r\nAbteilung TGV\r\nTelefon: +49 30 300199-1260\r\nrobert.spanheimer@bdew.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":"Positionspapier\r\nKonditionspapier Kohleausstieg\r\nund resilientes\r\nStromsystem – Notwendige\r\nRahmenbedingungen für einen\r\nbeschleunigten Ausstieg\r\naus der Kohleverstromung\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Versorgungssicherheit in der Erzeugung ohne Kohlekraftwerke .................. 4\r\n2.1 Großflächiger und verstärkter Ausbau der Erneuerbaren Energien ..... 4\r\n2.2 Entwicklung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes .................. 5\r\n2.3 Kurzfristige Förderung des Zubaus von Residualkraftwerken .............. 5\r\n2.4 Stärkung der Rolle von Flexibilitäten im Energiemarkt ......................... 7\r\n3 Nutzen aller Dekarbonisierungstechnologien ............................................. 7\r\n4 Wärmeversorgung ohne die Wärmeauskopplung der Kohlekraftwerke ...... 8\r\n5 Marktdesign des Energiemarktes ohne zentrale Kohleanlagen ................... 9\r\n6 Wasserstoff und dekarbonisierte Ersatzbrennstoffe ................................. 10\r\n7 Netze und Systemstabilität ...................................................................... 11\r\n8 Wasser/Grundwasser in den Kohleregionen ............................................. 12\r\n9 Genehmigungen und zügige Projektrealisierung für die notwendigen\r\nAnlagen ................................................................................................... 13\r\n10 Umrüstung der bestehenden Kohleanlagen .............................................. 14\r\n11 Fazit ........................................................................................................ 15\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nDie Anforderungen an die Transformation des Energiesystems bezüglich Umsetzungsumfang\r\nund Geschwindigkeit haben sich seit dem Kohleausstiegsbeschluss vor nunmehr fast vier Jahren\r\nund durch den Angriff Russlands auf die Ukraine und die dadurch ausgelöste Energiekrise\r\nstark erhöht. Gleichzeitig sind mit dem kriegsbedingten Ausfall russischer Pipelinegaslieferungen\r\ndie Anforderungen an die Versorgungssicherheit signifikant gestiegen, was nicht zuletzt\r\ndie Reaktivierung der sich in der Versorgungsreserve befindlichen Braunkohleblöcke sowie der\r\nSteinkohlekraftwerke aus der Netzreserve in den Wintermonaten 2022/23 und 2023/24 zeigt.\r\nGleichzeitig entwickeln sich die Zahlen bei der Energiewende im Strombereich positiv, wie die\r\nJahresbilanz 2023 des BDEW zeigt. So wurden 2023 erstmals über 50 % des Stroms aus Erneuerbare-\r\nEnergien-Anlagen erzeugt, während im Vergleich zum Vorjahr die Stromerzeugung aus\r\nSteinkohle um mehr als 30 % und aus Braunkohle um rund ein Viertel zurückging.\r\nDer von der Bundesregierung im Koalitionsvertrag angestrebte gesamtdeutsche Kohleausstieg\r\n„idealerweise bis 2030“ stellt aus Sicht des BDEW eine noch deutlich größere Herausforderung\r\ndar, als der laut Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) festgelegte Ausstiegsfahrplan.\r\nUm dieses politische Ziel zu erreichen und die Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Sozialverträglichkeit\r\ndes Kohleausstiegs nicht zu gefährden, bedarf es der Umsetzung diverser\r\nnachfolgend näher ausgeführter Voraussetzungen, die im Koalitionsvertrag der Bundesregierung\r\nund den daraus hervorgegangenen Gesetzespaketen nicht ausreichend adressiert werden.\r\nDie notwendige Anpassung der Rahmenbedingungen hat damit nicht Schritt gehalten, teilweise\r\nhaben sich die Bedingungen sogar verschlechtert, insbesondere im Hinblick auf Investitionssicherheit\r\nund wegen steigender Inflation und des Fachkräftemangels. Wenn die Bundesregierung\r\nan ihrem ambitionierten Ziel eines angestrebten Ausstiegs aus der Kohleverstromung\r\nbis 2030 festhalten will, wäre dies aus Sicht des BDEW nur dann möglich, wenn dafür\r\ndie nachfolgend aufgeführten Grundvoraussetzungen schnellstmöglich geschaffen werden.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 16\r\nNotwendige Bedingungen für ein resilientes Stromsystem unter Annahme eines vorzeitigen\r\nKohleausstiegs:\r\n2 Versorgungssicherheit in der Erzeugung ohne Kohlekraftwerke\r\nVerstärkter Ausbau von Ersatzkapazitäten zum Erhalt der Versorgungssicherheit Strom und\r\nWärme durch Kraftwerksstrategie (KWS) und technologieoffenen Kapazitätsmarkt\r\nDie Versorgungssicherheit in der Stromversorgung und bei der leitungsgebundenen Wärmeversorgung\r\nist unabhängig vom Datum des Ausstiegs aus der Kohleverstromung zu gewährleisten.\r\nHierzu bedarf es einer KWS mit einem (kurzfristigen) Rahmen für Investitionen in steuerbare\r\nErzeugungskapazitäten. Weitergehend fordert der BDEW einen zügigen Übergang in einen\r\nKapazitätsmarkt, der dann zusätzliche Flexibilitätsoptionen technologieoffen integriert.\r\n2.1 Großflächiger und verstärkter Ausbau der Erneuerbaren Energien\r\nDer massive und schnelle Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) entsprechend den politischen\r\nZielen bis 2030 ist eine unbedingte Voraussetzung für die Realisierung des Kohleausstiegs.\r\nDieser EE-Ausbau ist ausdrücklich zu begrüßen, gleichzeitig bleiben die dafür notwendigen\r\nAusbauzahlen ambitioniert. Diese sind im Einzelnen bis 2030:\r\n› Zubau von Wind-Onshore-Anlagen auf eine Kapazität von 100 - 130 GW (entspricht jährlich\r\nrund 10 GW), wo die jährlichen Ausbauziele zuletzt deutlich verfehlt wurden.\r\n› Zubau von Wind-Offshore-Anlagen auf eine Kapazität von 30 GW, bei welchen die Ausschreibungen\r\nvollständig gezeichnet wurden.\r\n› Zubau von PV auf eine Kapazität von insgesamt 215 GW (entspricht einem durchschnittlichen\r\njährlichen Zubau von mindestens 15 GW). Hier wurde das Ausbauziel von 9 GW im\r\nJahr 2023 mit 14,1 GW weit übertroffen.\r\nEntscheidend für die Beschleunigung des Ausbaus von Windenergie an Land sind die Ausweisung\r\nvon 2 % der Landesfläche und insbesondere schnellere Genehmigungsverfahren, z.B.\r\ndurch Standardisierung und Digitalisierung sowie mehr Personal und bessere Ausstattung der\r\nBehörden. Wichtig bei Beteiligungsmöglichkeiten für Windenergieanlagen ist eine bundeseinheitliche\r\nund unbürokratische Lösung, die Bürgerinnen und Bürger an der Wertschöpfung von\r\nEE-Projekten beteiligt. Für den Ausbau der Photovoltaik sind die flächendeckende Bereitstellung\r\nbenachteiligter Flächen sowie stark vereinfachte Anschlussverfahren für Dachanlagen erforderlich.\r\nDarüber hinaus muss Prosuming noch weiter vorangebracht werden, um die Investitionsbereitschaft\r\nder Hauseigentümer zu stärken. Diese und weitere Forderungen zum\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 16\r\nbeschleunigten Ausbau von EE hat der BDEW in seinen Stellungnahmen zum Raumordnungs-\r\nGesetz, zum Wind-an-Land-Gesetz, zum Solarpaket I sowie im Papier „Die dezentrale Energiewende\r\ngestalten – Prosuming ermöglichen“ beschrieben.\r\n2.2 Entwicklung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes\r\nNeben der Erreichung der EE-Ausbauziele ist auch ein deutlicher Zubau an gesicherter Leistung\r\n– vor allem in Form von H2-Ready-Kraftwerken – erforderlich. Dies bestätigt der aktuelle\r\nVersorgungssicherheitsmonitoring (VSM)-Bericht der Bundesnetzagentur (BNetzA), der bereits\r\ndie Annahme eines vorgezogenen marktgetriebenen Kohleausstiegs enthält. Dieser geht\r\nvon einem notwendigen Zubau neuer Kraftwerkskapazitäten mit einer gesicherten Leistung\r\nvon 17 – 21 GW bis 2031 aus und berücksichtigt darüber hinaus Speicher und verbrauchsseitige\r\nFlexibilität. Neuere Studien beziffern den notwendigen Zubaubedarf für das Stromsystem\r\nder Zukunft teilweise sogar noch deutlich höher.1 Die in der KWS vorgesehenen Mengen von\r\n10 GW sind somit zu gering, um allein den notwendigen Zubau an gesicherter Leistung bis\r\n2031 zu gewährleisten. Der Mitteilung der Bundesregierung nach sollen diese bis zu 10 GW\r\nKraftwerksleistung eine No-Regret-Maßnahme sein, mit der bis zum Inkrafttreten eines Kapazitätsmechanismus\r\nbereits erste Investitionen auf den Weg gebracht werden. Damit ein Kapazitätsmechanismus,\r\nder ab 2028 ins Energiesystem integriert werden soll, bereits bis 2031\r\ndarüberhinausgehend zusätzliche steuerbare Kapazitäten schafft, müssen die Rahmenbedingungen\r\nstimmen und idealerweise so gestaltet sein, dass eine schnelle beihilferechtliche Genehmigung\r\ndurch die EU-Kommission erfolgen kann. Diesbezüglich ist keine weitere Zeit zu\r\nverlieren. Ein Kapazitätsmarkt ist so zu gestalten, dass er nicht nur den Zubau von Residualkraftwerken,\r\nsondern auch von Speichern und Lastmanagement-Optionen anreizt.\r\n2.3 Kurzfristige Förderung des Zubaus von Residualkraftwerken\r\nFür den Übergang bis zur vollständigen Implementierung eines Kapazitätsmarktes ist es für die\r\nResilienz des Stromsystems unerlässlich, dass die Ausschreibungen für 10 GW zusätzliche steuerbare\r\nLeistung im Rahmen der KWS attraktiv und energiewirtschaftlich sinnvoll ausgestaltet\r\n1 Der exakte Zubaubedarf hängt von einer Vielzahl von Faktoren ab, sei es der Geschwindigkeit des EE-Ausbaus, der Nachfrageflexibilität\r\noder den angenommenen Importkapazitäten. Aber unabhängig davon, welches Szenario in der Strommarktmodellierung zugrunde gelegt\r\nwird, eins ist immer gleich: Der Zubaubedarf an gesicherter Leistung in Deutschland steigt durch einen beschleunigten Ausstieg aus der\r\nKohleverstromung massiv an. Zum Vergleich: In Deutschland gibt es aktuell etwa 94 GW an steuerbarer Kraftwerksleistung im Markt, Ende\r\ndes Jahres voraussichtlich rund 10 GW weniger.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 16\r\nwerden. Diese ausgeschriebenen Anlagen werden sowohl für die Übergangsphase zur Klimaneutralität\r\nals auch im klimaneutralen Stromsystem, mit abnehmenden Volllaststunden,\r\nbenötigt. Neben bzw. zur Flankierung der angekündigten KWS kann die Umsetzung für (wasserstofffähige)\r\nKWK-Anlagen durch eine entsprechende Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes\r\n(KWKG) erfolgen.\r\n› Umsetzung der KWS: Aus Sicht des BDEW müssen einige Voraussetzungen geschaffen werden,\r\num die notwendigen Investitionen auszulösen und den klimaneutralen Betrieb der Residualkraftwerke\r\nzu ermöglichen. Hierzu hat der BDEW im „Eckpunktepapier zur KWS\r\n2023“ grundlegende Anforderungen formuliert. Am 5. Februar 2024 hat die Bundesregierung\r\neine politische Einigung zu wichtigen Aspekten der KWS erzielt. Der BDEW hat dies mit\r\neiner Presseinformation kommentiert.\r\n› Schaffung von Klarheit für die Transformation auf Wasserstoffbetrieb: Für die Umstellung\r\nauf den Kraftwerksbetrieb mit Wasserstoff benötigt es klarer regulatorischer Vorgaben\r\nüber die konkreten emissionsrechtlichen und sicherheitstechnischen Vorgaben für H2-\r\nReady-Gaskraftwerke und wasserstoffbetriebene KWK-Anlagen. Detailliert sind (genehmigungs-)\r\nrechtliche, technische und regulatorische Anforderungen für die Transformation zu\r\nklimaneutralen Brennstoffen im H2-Prozessleitfaden des BDEW beschrieben.\r\n› Förderung von KWK-Anlagen: Die Novellierung des KWKG mit einer stärkeren Ausrichtung\r\nauf Dekarbonisierung und Flexibilisierung (z.B. durch hochflexible, ausreichend dimensionierte\r\nErsatzanlagen und Wärmespeicher) kann die Investitionssicherheit deutlich verbessern\r\nund den strommarktorientierten Einsatz entsprechender Anlagen stärken. Die KWK ist\r\nals zentraler Bestandteil in den Planungen des Wasserstoffkernnetzes berücksichtigt. Mit\r\nihrer tragenden Rolle in der Nah- und Fernwärmeversorgung, wird die KWK durch Umstellung\r\nauf klimaneutrale Brennstoffe neben dem Wärmepumpenhochlauf zum Schlüsselelement\r\nfür eine erfolgreiche Wärmewende. Das KWKG ist damit ein Bindeglied in einem klimaneutralen\r\nEnergieversorgungssystem, das den Aufbau gesicherter Stromerzeugungskapazität,\r\ndie Transformation zu klimaneutraler (Fern-)Wärmeversorgung und den Hochlauf\r\nder Wasserstoffwirtschaft- und Infrastruktur sicherstellt.\r\nDie im Koalitionsvertrag vorgesehene Weiterentwicklung des KWKG ist hier ein wichtiger\r\nAnsatzpunkt. Da die Förderung nach dem KWKG über eine bestehende Umlagefinanzierung\r\ngesichert ist, geht diese ohne zusätzliche Belastungen des Bundeshaushalts einher. Der umlagefinanzierte\r\nFördermechanismus ist auch durch das jüngste Urteil des Europäischen Gerichts,\r\ndas die Förderung des KWKG nicht als staatliche Beihilfe einstuft, noch einmal bestärkt\r\nworden. Konkrete Forderungen u.a. zur dringend notwendigen Verlängerung des\r\nKWKG über das Jahr 2029 hinaus hat der BDEW im Positionspapier „Aktuelle Hemmnisse\r\nund Maßnahmen zur Weiterentwicklung der KWK und des KWKG“ beschrieben.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 16\r\n2.4 Stärkung der Rolle von Flexibilitäten im Energiemarkt\r\nDie Rolle von Flexibilitäten im Energiemarkt und die Entwicklung von weiteren Technologien,\r\ndie in einem flexiblen Energieerzeugungssystem der Zukunft einen Beitrag zur Versorgungssicherheit\r\nStrom leisten können, wie (Batterie-)Speicher, Lastmanagement (Demand Side Management\r\n- DSM), muss gestärkt werden. Entsprechende konkrete politische Prozesse, welche\r\ndie Flexibilisierung stärken, sind derzeit die Festlegung zum § 14a EnWG und die Stromspeicherstrategie\r\ndes BMWK, zu welcher der BDEW sich frühzeitig mit einem eigenen Papier eingebracht\r\nhat.\r\n3 Nutzen aller Dekarbonisierungstechnologien\r\nEs ist wichtig, die Entwicklung des Kraftwerksbetriebs technologieoffen zu gestalten, um möglichst\r\nviele Instrumente zur Bereitstellung von ausreichend gesicherter Leistung auf Basis von\r\nerneuerbaren und dekarbonisierten Brennstoffen zur Verfügung zu haben.\r\nNeben dem Einsatz von klimaneutralen Brennstoffen könnte die Dekarbonisierung eines Gaskraftwerks\r\nauch durch die Nutzung von Carbon Capture and Storage (CCS) und/oder Carbon\r\nCapture and Utilization (CCU) erreicht werden. Inwiefern dies technologisch und wirtschaftlich\r\nrealisierbar ist, bzw. ob CCS/CCU nur eine Brückentechnologie sein wird oder sich als dauerhafte\r\nTechnologie im Kraftwerksbereich etabliert, lässt sich aktuell noch nicht final abschätzen.\r\nWichtig ist, dass sich brennstoffbasierte Erzeugungskapazitäten hochflexibel an die\r\nStromerzeugung aus Erneuerbaren Energien anpassen lassen. Entscheidungsunabhängig muss\r\nder Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sichergestellt werden. Zum Schutz\r\nder Grundwasserressourcen und angesichts entsprechender hoher Bevölkerungsdichte sowie\r\ndem Vorkommen bestimmter tektonischer und seismischer Gegebenheiten sind Lagerstätten\r\nfür die nationale unterirdische Onshore-Speicherung von CO2 nach Auffassung des BDEW\r\nnicht zu berücksichtigen. Die zukünftige Rolle von CCS auch im Kraftwerksbereich wird im Rahmen\r\nder Carbon-Management-Strategie diskutiert, wozu sich der BDEW mit dem Positionspapier\r\n„Die Carbon-Management-Strategie aus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft\" bereits\r\neingebracht hat. Dabei sind die verschiedenen Technologien nicht in Konkurrenz zueinander\r\nzu sehen, sondern als symbiotisches Gesamtsystem, das erst durch die Kombination der genannten\r\nElemente die Versorgungssicherheit und Resilienz des Energiesystems sowohl kurzals\r\nauch mittel- und langfristig gewährleistet. Der Umbau des Kraftwerksparks und die Bereitstellung\r\nausreichender gesicherter Leistung sollten dabei grundsätzlich technologieoffen, kosteneffizient,\r\nzeitnah und möglichst klimaneutral erfolgen.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 16\r\n4 Wärmeversorgung ohne die Wärmeauskopplung der Kohlekraftwerke\r\nErhöhung und Sicherung der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) zur Dekarbonisierung\r\nder Fernwärme\r\nDie Transformation der Wärmenetzsysteme und die Dekarbonisierung der Fernwärme durch\r\ndie Einbindung klimaneutraler Wärmequellen wie Power-to-Heat, EE-Wärme (u.a. aus Großwärmepumpen\r\noder Solar- und Geothermie), Abwärme etc. sowie deren Flexibilisierung durch\r\nWärmespeicher ermöglicht eine schnelle und effiziente Dekarbonisierung der Anteile am Gesamtwärmebedarf.\r\nDiese betragen bereits heute ca. 19,5 % und sollen bis 2045 auch für die\r\nleitungsgebundene Wärmeversorgung 100 % erreichen. Dies betrifft zum einen den Gebäudebestand\r\nin Ballungsräumen mit hoher Siedlungsdichte, der mit gebäudeindividuellen Lösungen\r\nnicht oder nur sehr langsam dekarbonisiert werden kann. Neben den bestehenden Fernwärmeversorgungsgebieten\r\nkönnen diese bei entsprechend hohem Wärmebedarf durch Erweiterung\r\nschnell vergrößert und damit andererseits neue Fernwärmeversorgungsgebiete ebenfalls\r\neffizient dekarbonisiert werden. Voraussetzung dafür ist, dass die finanzielle Ausstattung der\r\nBEW, die mit den Wärme- Transformationsplänen die Klimaneutralität 2045 verbindlich planen\r\nlässt, auch entsprechend langfristig gesichert und gegenüber den bisherigen Planungen\r\nerhöht wird. Nur so kann bundesweit eine ausreichende Förderung der sehr kapitalintensiven\r\nProjekte bei der Fernwärmetransformation sichergestellt werden. Dazu formulierte der BDEW\r\nzusammen mit dem VKU und dem AGFW am 23. November 2023 einen offenen Brief an die\r\nAmpel-Koalition, um zu zeigen, dass gerade innerhalb der finanzpolitischen Turbulenzen im\r\nBundeshaushalt Planungssicherheit und verlässliche Förderbedingungen für die Fernwärmewirtschaft\r\neine Notwendigkeit darstellen. Der derzeitige Förderzusagen-Stopp infolge der\r\nHaushaltslücken-Debatte, die sich Ende 2023 ergab, verhindert Investitionen in Projekte zur\r\nDekarbonisierung der Fernwärme und würde zudem zu spürbaren Preissteigerungen bei Fernwärmekunden\r\nführen. Auf mittlere Sicht sind mindestens drei Milliarden Euro pro Jahr für die\r\nFörderung notwendig, welche mit einer Verlängerung der Förderrichtlinie über 2028 hinaus\r\neinhergehen müssen. Die Transformation der Fernwärme braucht verlässliche Rahmenbedingungen.\r\nDas im September 2023 verabschiedete Gebäudeenergiegesetz setzt zusammen mit dem Wärmeplanungsgesetz\r\nden Rahmen für den Umbau der Wärmeversorgung. Für die Versorgung\r\nvon KWK-Anlagen mit Wasserstoff sind darüber hinaus Fahrpläne für die systemische Umstellung\r\nbzw. der Aufbau eines Wasserstoffnetzes erforderlich. Wärme aus wasserstoffbetriebenen\r\nKWK-Anlagen kann im Zusammenspiel mit anderen grünen Wärmequellen einen Beitrag\r\nzur Dekarbonisierung der Fernwärme leisten. Darüber hinaus ist nochmals festzuhalten, dass\r\ndas KWKG neben dem Anreiz für den Zubau von KWK-Anlagen (kWh-Förderung) auch eine\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 16\r\nInvestitionsförderung für den Aus- und Neubau von Wärmespeichern und Wärmenetzen beinhaltet.\r\n5 Marktdesign des Energiemarktes ohne zentrale Kohleanlagen\r\nAnpassung des Marktdesigns an ein dekarbonisiertes Energiesystem\r\nWeitere zentrale Anforderungen an das Marktdesign aus Sicht des BDEW sind im Positionspapier\r\n„Ein langfristiges Marktdesign für Deutschland\" festgehalten, in dem sich der BDEW für\r\neinen Kapazitätsmarkt ausspricht.\r\nBerücksichtigung des gesamteuropäischen Strombinnenmarktes beim Marktdesign\r\nEine weitere Anforderung ist die realistische Berücksichtigung von Stromimporten aus dem\r\neuropäischen Ausland als Beitrag zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland.\r\nVor dem Hintergrund eines europäischen Strombinnenmarktes kann es keine rein deutsche\r\nVersorgungssicherheitsbetrachtung mehr geben. Gleichzeitig muss sichergestellt werden,\r\ndass die Erzeugungskapazitäten im europäischen Ausland tatsächlich zur Verfügung stehen\r\nund darüber hinaus das Stromnetz – sowohl im Hinblick auf die jeweiligen nationalen Stromnetze\r\nunserer europäischen Nachbarn als auch im Hinblick auf die Kapazität der Interkonnektoren\r\n– in der Lage ist, die erforderlichen Strommengen über die entsprechende räumliche\r\nDistanz und den erforderlichen Zeitraum sicher zu transportieren. Dabei ist auch der\r\ndurch den Green Deal zu erwartende beschleunigte Ausbau von Erzeugungskapazitäten auf\r\nBasis Erneuerbarer Energien in den Nachbarländern zu berücksichtigen. Neben der ausreichenden\r\nVerfügbarkeit ist auch die Systemsicherheit zu berücksichtigen. Versorgungssicherheit\r\nist dabei keine Einbahnstraße: Deutschland muss auch einen vergleichbar angemessenen\r\nBeitrag zur Versorgungssicherheit in den Nachbarländern leisten können, wie dies bereits im\r\nWinter 2022/23 der Fall war. Da Deutschland rund 21 % des europäischen Bruttostroms erzeugt,\r\nist der Ausbau von H2-Ready-Gaskraftwerken in Deutschland daher auch ein Beitrag zur\r\nVersorgungssicherheit in Europa im Rahmen des europäischen Strombinnenmarktes und reduziert\r\ngleichzeitig den Bedarf an Stromimporten aus Ländern mit einer anderen Erzeugungsstruktur\r\nals Deutschland.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 16\r\n6 Wasserstoff und dekarbonisierte Ersatzbrennstoffe\r\nHochlauf der gesamten Wertschöpfungskette von Wasserstoff\r\nFür den Betrieb der zukünftig mit Wasserstoff betriebenen Residualkraftwerke braucht es einen\r\nHochlauf der gesamten Wasserstoffwirtschaft bis zum Zieljahr 2035, nach welchem die\r\nneuen Kraftwerke entsprechend der Taxonomie auf den Betrieb mit klimaneutralem Brennstoff\r\numgestellt werden müssen. Hierzu müssen zeitnah regulatorische Lösungen für alle\r\nWertschöpfungsstufen (Import, Erzeugung, Handel, Speicherung, Transport) erarbeitet werden,\r\num die Umsetzung bis 2035 zu ermöglichen und bis 2040 einen marktwirtschaftlich gesteuerten\r\nMarkt zu erreichen (vgl. „Diskussionspapier für ein Marktdesign für Wasserstoff“).\r\nFörderung des Brennstoffs durch MCCfDs neben geplanter CapEx-Förderung\r\nUm die nationalen Klimaschutzziele zu erreichen, muss neben der Verfügbarkeit von Wasserstoff\r\nauch sichergestellt werden, dass dieser tatsächlich zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt\r\nwird. Entscheidend für den tatsächlichen Einsatz ist insbesondere das relative Verhältnis\r\nzwischen dem Preis für Erdgas zuzüglich CO2-Kosten und dem für Wasserstoff. Daher ist es\r\ninsbesondere für die Übergangszeit von Erdgas hin zu Wasserstoff (ggf. mit dem Zwischenschritt\r\nCCS/CCU) notwendig, den Kraftwerksbetreibern das marktliche Risiko für den H2-Einsatz\r\ndurch bspw. Methan Carbon Contracts for Differences (MCCfD) für die notwendigen Betriebsstunden\r\nabzunehmen. Diese MCCfD sollten etwaige Kostenunterschiede zwischen Erdgas\r\n(inklusive CO2) und Wasserstoff ausgleichen, so dass beim Einsatz von Wasserstoff kein\r\nwirtschaftlicher Nachteil entsteht.\r\nUmsetzung des H2-Kernnetzes bis 2032 und Verknüpfung mit den Verteilnetzen\r\nDarüber hinaus erfordert ein erfolgreicher Kohleausstieg die Unterstützung des Um- und Ausbaus\r\nder Gasinfrastruktur zur Versorgung der Kraftwerksstandorte mit klimaneutralen Brennstoffen.\r\nDies gilt insbesondere auch für die Umsetzung des H2-Kernnetzes, um die H2-Belieferung\r\nder neuen und modernisierten wasserstofffähigen Kraftwerke möglichst frühzeitig und\r\nbis spätestens zum geplanten Umstellungstermin zwischen 2035 und 2040 gewährleisten zu\r\nkönnen. Für die notwendige Flexibilität bei der Bereitstellung der benötigten großen Wasserstoffmengen\r\nfür den kurzfristigen Einsatz dieser Kraftwerke, z.B. im Fall von Dunkelflauten, ist\r\nzeitgleich der Aufbau einer umfassenden Wasserstoffspeicherinfrastruktur zentral. Für einen\r\nerfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffspeicherkapazitäten müssen die geplante Wasserstoffspeicherstrategie\r\nschnell vorgelegt, Genehmigungshürden abgebaut und Anreize für Investitionen\r\nim benötigten Umfang gesetzt werden. In der zweiten Stufe des H2-Netzausbaus\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 16\r\nist insbesondere bei der Netzentwicklungsplanung für Wasserstoff darauf zu achten, dass parallele\r\nInfrastrukturen für Wasserstoff und Erdgas auf Verteilnetzebene vermieden werden, da\r\ndies insbesondere in urbanen Räumen aus Platzgründen nicht möglich ist. Bestehende Genehmigungen\r\nfür bestehende Erdgasnetze sind unbürokratisch und sicher auf Wasserstoffnetze zu\r\nübertragen, um Regelungslücken zu vermeiden.\r\nDie angenommenen 157 TWhth Ausspeisemenge für bestehende KWK-Anlagen in der Modellierung\r\nder Fernleitungsnetzbetreiber (FNB-Gas) zum H2-Kernnetz berücksichtigen zwar die\r\nBedarfe der aktuellen KWK-Anlagen, die größer als 100 MW sind. Jedoch ist darauf hinzuweisen,\r\ndass bei der Dimensionierung des Netzes zusätzliche wasserstoffbetriebene Kraftwerksleistung\r\nmit nahezu zeitgleichem Bedarf berücksichtigt werden.\r\n7 Netze und Systemstabilität\r\nKlärung der Finanzierung des Netzausbaus und schnellere Genehmigungen im Netzausbau\r\nVor dem Hintergrund der zahlreichen Maßnahmen und Veränderungen auf der Erzeugungsseite,\r\nden veränderten Anforderungen an das Engpassmanagement und dem steigenden Bedarf\r\ngrundsätzlich an Strom und Flexibilitäten ist für eine resiliente Umsetzung des Kohleausstiegs\r\nein Netzausbau auf allen Netzebenen erforderlich. Konkret betrifft dies aufgrund des\r\nvorgezogenen Kohleausstiegs insbesondere den Ausbau zur Anbindung der volatileren EE-Anlagen\r\nund der Ausgleichstrassen zu Standorten mit geringerer EE-Erzeugung.\r\nDer Netzentwicklungsplan basiert auf einem Kohleausstieg gemäß dem früheren Abschlussdatum\r\ndes Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes, 2035. Ein Kohleausstieg idealerweise bis\r\n2030 erfordert somit auch einen beschleunigten Netzausbau sowohl auf Übertragungs- als\r\nauch Verteilnetzebene. Hierfür sind u.a. die Sicherstellung der Finanzierung des Netzausbaus\r\ndurch eine wettbewerbsfähige Kapitalverzinsung, vereinfachte und beschleunigte Genehmigungsverfahren\r\nsowie die Sicherung von erforderlichen Fachkräften und Materialien notwendig.\r\nEbenso ist die Wahrung der Systemsicherheit beim Kohleausstieg wichtig, wie sie von der\r\nBundesregierung in der Roadmap Systemstabilität adressiert wird.\r\nBerücksichtigung der Systemdienstleistungen bei der Standortwahl der Residualkraftwerke\r\nEin Großteil der Betriebsstunden heutiger Kohlekraftwerke, insbesondere in Süd- und Westdeutschland,\r\nsind derzeit Einsätze zur Netzstabilisierung. Dieser Redispatchbedarf wird in den\r\nnächsten Jahren voraussichtlich noch zunehmen. Damit die Residualkraftwerke einen besonderen\r\nBeitrag zur Netzstabilität leisten können, ist es daher zwingend erforderlich, dass sie\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 16\r\nneben der Bereitstellung von Systemdienstleistungen auch an netzdienlichen Standorten im\r\nStromnetz installiert werden. Dies eröffnet insbesondere den Übertragungsnetzbetreibern die\r\nMöglichkeit, diese Anlagen im Rahmen des Engpassmanagements, wenn nötig, als zusätzliche\r\nErzeugungskapazitäten zur Bewältigung von Netzengpässen wirksam einzubinden. Unbeschadet\r\neines bundesweit notwendigen Kapazitätszubaus, bedeutet dies auch einen notwendigen\r\nZubau in Süd- und Westdeutschland, um die zunehmend auftretenden Netzengpässe beim\r\nStromtransport von Nord- und Nordost- nach Süd- und Südwestdeutschland auszugleichen.\r\nGleichzeitig müssen die Kapazitäten für die vorübergehende Brennstoffversorgung aller Residualkraftwerke\r\nmit Erdgas rechtzeitig sichergestellt werden.\r\nEbenso ist die Wahrung der Systemsicherheit beim Kohleausstieg wichtig, wie sie von der Bundesregierung\r\nin der Roadmap Systemstabilität adressiert wird. Neben den Systemdienstleistungen\r\nfür das Engpassmanagement sind hier Systemdienstleistungen für Frequenz- und\r\nSpannungshaltung, Winkel- und Resonanzstabilität, Kurzschlussstrom und Netz- und Versorgungswiederaufbau\r\nvon besonderer Bedeutung. Die vom BMWK veröffentlichte Roadmap Systemstabilität\r\nzeigt den Weg für einen sicheren und robusten Netzbetrieb mit 100% Erneuerbaren\r\nEnergien im System auf. Basierend auf den aktuellen Ausbauzielen sieht sie einen Zeitplan\r\nbis 2030 vor. Mit einem vorzeitigen Kohleausstieg wäre der bereits jetzt ambitionierte Zeitplan\r\nfür die Implementierung und Entwicklung von Systemdienstleistungen und Systemdienstleistungstechnologien\r\nmindestens einzuhalten, idealerweise jedoch noch kurzfristiger umzusetzen.\r\nBeispielsweise wäre eine Integration von netzbildenden Stromrichtern in das System\r\nbereits vor 2030 erforderlich.\r\n8 Wasser/Grundwasser in den Kohleregionen\r\nVerständigung zwischen Bundesregierung und betroffenen Bundesländern über vorliegende\r\nAnpassungen für das Wasserdargebot\r\nDurch den jahrhundertelangen Braunkohleabbau kam es zu erheblichen Eingriffen in die natürlichen\r\nWasserkreisläufe. Die Folgen sind zum Beispiel veränderte Grundwasserpegel, Flussführungen\r\nsowie Flusswassermengen. Insgesamt sind mit der endgültigen Abkehr von der\r\nKohle erhebliche Veränderungen in der Verfügbarkeit des Wasserdargebots sowie dessen\r\nräumliche Verteilung zu erwarten. Darüber hinaus besteht umfassender hydrogeologischer\r\nAnpassungsbedarf bei der Renaturierung von Flächen und Fließgewässern. Im Rahmen dieser\r\nProzesse ist die öffentliche Wasserversorgung sicherzustellen. Daher erachtet der BDEW es als\r\ngeboten, dass sich die Bundesregierung und die betroffenen Bundesländer, vor allem in Mitteldeutschland,\r\nmit den Wasserversorgungsunternehmen und Wasserverbänden\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 16\r\nzusammensetzen, um Lösungen für die vorliegenden Anpassungen des Wasserdargebots zu\r\nentwickeln, soweit diese noch nicht vorliegen.\r\n9 Genehmigungen und zügige Projektrealisierung für die notwendigen Anlagen\r\nÜberragendes öffentliches Interesse, Fachkräfte, Behördenkapazitäten\r\nDamit der notwendige Ausbau realisiert wird, bedarf es, neben den bereits erreichten, weiterer\r\nVereinfachungen und Beschleunigungen von Planungs- und Genehmigungsverfahren. Neben\r\nEE-Anlagen muss dies ebenso für Gas-/H2-, Hybrid- und sonstige Kraftwerke, Speichertechnologien,\r\nElektrolyseanlagen sowie für die Netzinfrastruktur realisiert werden. Der BDEW\r\nhatte mit dem Positionspapier „Energiewende ermöglichen – 25 Vorschläge für mehr Tempo\r\nbei Planung und Genehmigung“ bereits frühzeitig umfangreiche Vorschläge vorgelegt.\r\nIn diesem Zusammenhang sollte die inzwischen für viele der für die Transformation des Energieversorgungssystems\r\nerforderlichen Vorhaben geltende Gesetzeslage, dass diese Anlagen\r\nim überragenden öffentlichen Interesse sind und der öffentlichen Sicherheit bzw. der Energiewende\r\ndienen, auch für H2-Ready-Gaskraftwerke gelten. Bisher betragen die Realisierungszeiträume\r\nfür neue Gaskraftwerke 4 – 7 Jahre, mögliche Verzögerungen durch die Komplexität\r\ndes Genehmigungsverfahrens für H2-Ready-Gaskraftwerke, Lieferschwierigkeiten und fehlende\r\nFachkräfte und unzureichende Behördenkapazitäten noch nicht eingerechnet. Aus diesem\r\nGrund sind die angekündigte substanzielle Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nfür die in der KWS enthaltenen Kraftwerke aus BDEW-Sicht zu begrüßen.\r\nVereinfachte Genehmigungsverfahren\r\nFür die Umwandlung bestehender Kohle- und/oder Gaserzeugungsstandorte in zukünftige\r\nreine H2-Erzeugungsstandorte sind diese – auch wenn sie übergangsweise nur mit Erdgas versorgt\r\nwerden können – einem vereinfachten und beschleunigten Genehmigungsverfahren zu\r\nunterziehen. Wichtige erforderliche Anpassungen im Genehmigungsrecht hat der BDEW in seinem\r\nPositionspapier: „Den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur beschleunigen\" zusammengefasst.\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 16\r\n10 Umrüstung der bestehenden Kohleanlagen\r\nGezielte Nutzung der Netzreserve\r\nFür viele der Kohlekraftwerke ist bei Anmeldung der Stilllegung zu erwarten, dass diese aufgrund\r\nihrer Systemrelevanz vorübergehend in der Netzreserve weiterbetrieben werden müssen.\r\nDa für alle Standorte Nachnutzungen angestrebt werden, wird häufig am gleichen Standort\r\nbereits mit der Umrüstung bzw. dem Neubau begonnen und die vorhandene Infrastruktur\r\nsoll gemeinsam genutzt werden. Die Verortung in der Netzreserve für die Bestandsanlage soll\r\ndabei möglichst geringen Einfluss auf die Neugenehmigung und den Betrieb von Neuanlagen\r\nam gleichen Standort haben und nicht zu wirtschaftlichen Nachteilen für die Neuanlage am\r\ngleichen Standort führen. Darüber hinaus darf die Möglichkeit der verlängerten Überführung\r\nin die Netzreserve durch das Solarpaket I nicht zu einer unnötigen Verzögerung der Modernisierung\r\noder des Neubaus am Standort führen. Daher muss bei der Überführung der systemrelevanten\r\nAnlagen in die Netzreserve die Teilnahme an Ausschreibungen z.B. zur KWS und\r\nDekarbonisierungskonzepten bei der Nachnutzung berücksichtigt werden.\r\nAnerkennung von Rechtssicherheit und Eigentumsrechten als entscheidende Bedingungen\r\nfür einen schnelleren Kohleausstieg\r\nZur Vermeidung unzumutbarer Härten müssen für alle betroffenen Kohlekraftwerke Rechtssicherheit\r\nund bestehenden Eigentumsrechte auch bei einem vorgezogenen Ende der Kohleverstromung\r\nberücksichtigt werden.\r\nDie Reduzierung der Kohlekapazitäten auf Basis des KVBG und des öffentlich-rechtlichen Vertrags\r\nfür die Braunkohlekraftwerke läuft seit 2020 entsprechend den Planungen. Im Oktober\r\n2022 hat sich RWE mit dem BMWK und dem NRW-Wirtschaftsministerium auf Eckpunkte für\r\neinen vorgezogenen Braunkohle-Ausstieg für das Rheinische Revier geeinigt. Auf dieser Basis\r\nund unter Einhaltung verschiedener Prämissen werden die Stilllegungsdaten der RWE-Braunkohlekraftwerke\r\nauf 2030 vorgezogen. Die entsprechende Änderung des KVBG und auch des\r\nöffentlich-rechtlichen Vertrags mit RWE wurde bereits Ende 2022 beschlossen und vollzogen.\r\nDiese Vereinbarung betrifft lediglich die Braunkohlekraftwerke von RWE, für alle anderen\r\nBraunkohlekraftwerke gilt, genau wie für Steinkohle-Kraftwerke, weiterhin das bisherige\r\nKVBG. Ein vorgezogener Kohleausstieg kann nur konsensual beschlossen werden.\r\nBerücksichtigung der Beschäftigteninteressen\r\nBei allen nachträglichen Änderungen am Prozess des Kohleausstieg in Deutschland sind die\r\nBelange der Beschäftigten (z.B. in Bezug auf das APG) als auch der vom Strukturwandel\r\nKonditionspapier Kohleausstieg und resilientes Stromsystem - Notwendige Rahmenbedingungen für\r\neinen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 16\r\nbesonders betroffenen Kohleregionen, insbesondere in Bezug auf das Strukturstärkungsgesetz\r\nKohleregionen, umfassend zu berücksichtigen, um weitere Nachteile auszuschließen. Dies hat\r\ndie Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag bereits angekündigt. Hierbei ist die zweckfremde\r\nVerwendung von Strukturfördergeldern zu unterbinden. Strukturförderung muss für\r\ndas Entstehen neuer Industrie- und Gewerbearbeitsplätze eingesetzt werden.\r\nKontinuierliche Überprüfung der notwendigen Voraussetzungen für einen beschleunigten\r\nKohleausstieg\r\nDie notwendigen Bedingungen zur Beschleunigung des Kohleausstiegs im Rahmen der Überprüfungsschritte\r\ndes KVBG müssen kontinuierlich überprüft werden. Dies wäre beispielsweise\r\nin Form eines periodischen Umsetzungscontrollings möglich und ist eine dringende Voraussetzung,\r\ndamit eine fortschreitende Stilllegung von kohlebetriebenen Wärme- und Stromerzeugungsanlagen\r\nmit den Erfordernissen der Wärmeversorgung vor Ort und den Anforderungen\r\nan ein sicheres Stromversorgungssystem in Einklang gebracht werden kann.\r\n11 Fazit\r\nDiese Liste erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit, gibt aber einen klaren Rahmen vor,\r\nwelche Bedingungen erfüllt sein müssen, um die Resilienz des Stromsystems bei einem Kohleausstieg\r\nzu erhalten. Viele konkrete politische Forderungen zur Umsetzung der Einzelmaßnahmen\r\nsind in den verlinkten Papieren enthalten und zeigen, dass der BDEW die notwendigen\r\nProzesse eng begleitet. Die genannten Bedingungen für einen Kohleausstieg müssen regelmäßig\r\nüberprüft werden. Für das Energiesystem der Zukunft kommt es nicht nur auf die Umsetzung\r\nvon Einzelmaßnahmen an, sondern auch auf die Abstimmung der Wirkungszusammenhänge\r\nzwischen den Maßnahmen. Daher ist eine Vernetzung der Strategien in diesen Bereichen\r\nerforderlich, wie sie die Bundesregierung in der Systementwicklungsstrategie umsetzen\r\nwill, zu der der BDEW ebenfalls eine Stellungnahme zum aktuellen Zwischenbericht veröffentlicht\r\nhat."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nZu den Analysen und Berich-ten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Sum-mary)\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers ..................................................... 3\r\n2 Allgemeine Anmerkungen zum Verfahren .................................................. 4\r\n2.1 Transparenz ........................................................................................... 4\r\n2.2 Mitarbeit der Branche ........................................................................... 4\r\n2.3 Betrachtungszeitraum ........................................................................... 4\r\n3 Detaillierte Anmerkungen zur Berichterstellung ......................................... 5\r\n3.1 Einschätzung der Effizienzpotenziale .................................................... 5\r\n3.1.1 Zunehmende Zahl an Einbaufällen und Komplexität der Messkonzepte ............................................................................................................... 5\r\n3.1.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways ....................... 5\r\n3.1.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten ................................. 6\r\n3.1.4 1:n Anbindung ....................................................................................... 6\r\n3.1.5 Kosten des GWA-Dienstleisters ............................................................. 6\r\n3.2 Divergenz zwischen Kosten und Preisobergrenzen............................... 7\r\n3.3 Rechtliche Unklarheiten ........................................................................ 7\r\n4 Verpflichtende Zusatzleistungen ................................................................ 8\r\n4.1 Aktuelle Hürden ..................................................................................... 8\r\n4.2 Vorschlag für ein alternatives Modell ................................................... 8\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers\r\nDer Prozess zur Erstellung der Berichte und Analysen, wie sie nach § 48 des Messstellenbe-triebsgesetzes (MsbG) vorgesehen sind, läuft seit September 2023 intensiv. Das Bundesminis-terium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) ist verpflichtet, bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht vorzulegen, der verschiedene Aspekte der Digitalisierung der Energiewende, insbeson-dere in Bezug auf den Smart-Meter Rollout, analysiert. In Vorbereitung auf die Berichterstel-lung wurden die Beratungsunternehmen E&Y sowie BET vom BMWK beauftragt, unterstüt-zende Gutachten zu den Kosten und dem Nutzen des Rollouts zu erstellen.\r\nDieses Papier soll zum einen das Engagement der Branche während des gesamten und andau-ernden Prozesses der Berichterstellung aufzeigen und zum anderen einen Überblick über die wirtschaftlichen sowie praktischen Herausforderungen des Smart-Meter Rollouts verschaffen. Weitere Ausführungen in Form von Themenpapieren werden diesen Überblick nach und nach ergänzen, einzelne Punkte aufgreifen und im Detail erläutern. Diese Themenpapiere werden Erläuterungen zu Effizienzpotenzialen sowie zur Wirtschaftlichkeit des Messstellenbetriebs umfassen und diese in Hinblick auf ihre Realisierbarkeit einordnen. Ein weiteres Papier wird rechtliche Unklarheiten, die sich aus dem MsbG ergeben, darlegen. Der Themenblock „Zusatz-leistungen“ wird aufgrund des Umfangs ebenfalls in einem separaten Themenpapier noch ver-tiefend beschrieben.\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\n2 Allgemeine Anmerkungen zum Verfahren\r\n2.1 Transparenz\r\nDer Prozess bis Ende 2023 ist hinsichtlich der Transparenz und Kommunikation sehr positiv zu bewerten. Die Gutachter E&Y und BET haben die Branche frühzeitig, durchgehend und umfas-send eingebunden. In regelmäßigen Gesprächen bestand die Möglichkeit, Ideen auszutau-schen und Vorschläge einzubringen sowie ausführlich über getroffene Annahmen zu diskutie-ren.\r\nDer BDEW spricht sich ausdrücklich dafür aus, dieses Vorgehen beizubehalten. Es muss nach-vollziehbar bleiben, wie die Beiträge der Unternehmen aus der Marktbefragung hinsichtlich Kosten und Nutzen in die Gutachten und anschließend in die Berichte des BMWK überführt werden. Die aus dem Input der Branche entstandenen Ergebnisse der Gutachter sollten daher als Zwischenergebnis veröffentlicht werden. So kann die Transparenz für alle Beteiligten ge-währleistet werden. Zusätzlich bieten die Gutachten den einzelnen Unternehmen wichtige Er-kenntnisse und zeigen Potenziale auf, wo sie im Vergleich zur Branche beim Smart-Meter Rollout stehen und leisten so einen Beitrag zur Rollout-Optimierung.\r\n2.2 Mitarbeit der Branche\r\nDie Mitgliedsunternehmen des BDEW, darunter insbesondere auch grundzuständige Messstel-lenbetreiber (gMSB), haben sich in den vergangenen vier Monaten engagiert daran beteiligt, die Grundlagen für die Erstellung der Berichte zu schaffen und fundierte Aussagen zu ermögli-chen. Sie haben unter hohem zeitlichem und personellem Aufwand die abgefragten Daten zu-sammengetragen und dazu beigetragen, eine möglichst belastbare Datengrundlage für die Be-richte zu schaffen. Hinzu kam die Beantwortung qualitativer Fragen im Rahmen einer Online-Befragung sowie für ausgewählte Unternehmen mehrstündige Einzelinterviews zum Thema Zusatzleistungen. Die in den folgenden Kapiteln und in den Themenpapieren dargestellten Punkte standen für den BDEW im Mittelpunkt des Austauschs mit den Gutachtern. Die The-menpapiere erläutern unter anderem, welche besonderen Herausforderungen die Messstel-lenbetreiber (MSB) jetzt und in der Zukunft sehen, die in der Kosten-Nutzen-Analyse und in den weiteren Berichten zu berücksichtigen sind.\r\n2.3 Betrachtungszeitraum\r\nBei der Bewertung der Ergebnisse aus der Marktbefragung ist wichtig zu beachten, dass die Einschätzungen der Branche sich immer auf die nächsten vier Jahre, und damit auf den Gel-tungszeitraum der Preisobergrenzen, beziehen. Jegliche Annahmen hinsichtlich Nutzenaspek-ten (siehe z. B. E&Y-Analyse zur Einsparung von Netzausbaukosten auf Basis § 14a EnWG,\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\nEnergieverbrauchseinsparungen etc.), technischer Entwicklungen oder möglicher Kostenein-sparungen sollten auf ihre Realisierbarkeit bis 2028 bewertet und dementsprechend einbezo-gen werden. Positive Effekte auf die Wirtschaftlichkeit, die erst langfristig im eingeschwunge-nen Zustand wirken, können im jetzigen Betrachtungszeitraum noch nicht einbezogen wer-den. In Anbetracht des notwendigen Rollouts intelligenter Messsysteme muss die Berechnung der Kostenentwicklung auf Daten und Fakten basieren, die den Status Quo zuverlässig abbil-den bzw. verlässlich fortgeschrieben werden können.\r\n3 Detaillierte Anmerkungen zur Berichterstellung\r\n3.1 Einschätzung der Effizienzpotenziale\r\nDie Gutachter E&Y und BET haben die Prämissen vorgestellt, welche den Rahmen für die Un-tersuchungen geben sollten. Die nachfolgenden Absätze erläutern einige Punkte, bei denen die Branche die größten Kostenhebel sieht. Eine detaillierte Erklärung der einzelnen Punkte ist dem angehängten Themenpapier zu entnehmen.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“\r\n3.1.1 Zunehmende Zahl an Einbaufällen und Komplexität der Messkonzepte\r\nIn den nächsten Jahren und damit im Betrachtungszeitraum für die Kosten-Nutzen-Analyse ist mit einer starken Zunahme der Einbaufälle und der Komplexität der Messkonzepte zu rech-nen. Ein Beispiel sind die Mieter- und Gebäudestromanwendungsfälle. Für den Einstieg in den Rollout standen zunächst eher einfach gelagerte Fälle im Fokus, um Erfahrungen zu sammeln; die Umsetzung komplexer Fälle steht erst noch an. Diese Abfolge ist auch der Grund für die Einführung des agilen Rollouts im MsbG. Der Zuwachs an Einspeiseanlagen und steuerbaren Verbrauchseinrichtungen führt nicht nur zu einer höheren Zahl an Einbaufällen, sondern auch zu komplexeren Messstellen und dafür benötigten Weiterentwicklungen in IT-Systemen und Prozessen, für die erprobte Konzepte noch nicht vorliegen und deren Umsetzung für die betei-ligten Marktrollen mit deutlich mehr Aufwand einhergeht. Die Anforderungen werden eher steigen, als dass sie sinken.\r\n3.1.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways\r\nAus mehreren Gründen sollte für die kommende Analyse eine Nutzungsdauer der modernen Messeinrichtungen (mME) wie auch der Smart-Meter Gateways (SMGW) von maximal acht Jahren angenommen werden. Einer der Gründe ist die oben erläuterte Entwicklung der Mess-konzepte sowie die funktionale Erweiterung der Zähler, Gateways und Steuerungstechnik und zu erwartende neue Anforderungen des BSI hinsichtlich Technischer Richtlinien und\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nSchutzprofile. Darüber hinaus gibt es weitere Faktoren, welche die Nutzungsdauer negativ be-einflussen. Hierzu zählen Anforderungen aus dem Eichrecht wie das Stichprobenverfahren zur Verlängerung der Eichfrist oder das Qualifikationsverfahren, deren Mehrwert in keinem Ver-hältnis zum Aufwand steht. Die Prozesse sind entweder nicht wirtschaftlich oder bisher gar nicht durchführbar. Das Thema Eichrecht hat der BDEW in einem Positionspapier aufgegriffen, welches die angeführten Herausforderungen im Detail erläutert.\r\n3.1.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten\r\nIn den kommenden Jahren, in denen komplexere Einbaufälle verwirklicht werden, ist mit einer signifikanten Zunahme der Störquote sowie der Leer- bzw. Mehrfachanfahrten zu rechnen. Hinzu kommt der kundengetriebene „Rollout auf Verlangen“ als verstärkender Faktor. Der vorzeitige Einbau auf Kundenwunsch erschwert eine Priorisierung, beispielsweise von Stadt-teilen, wo eine gute WAN-Erreichbarkeit anzunehmen ist, und wirkt einer möglichst effizien-ten und aufwandsoptimierten Rolloutplanung entgegen.\r\n3.1.4 1:n Anbindung\r\nEin viel diskutierter, vermeintlicher Kostenhebel ist die Anbindung mehrerer Zähler an ein SMGW, was Hardware und damit Kosten sparen soll. Dem stehen allerdings praktische Her-ausforderungen entgegen. Derzeit besteht noch eine Vielzahl an strukturellen (Zählpunkt-dichte im Versorgungs-/Netzgebiet), technischen und prozessualen Schwierigkeiten, welche entweder ein n > 1 erst gar nicht zulassen oder merkliche Skaleneffekte durch n > 1 verhin-dern.\r\nNeben den technischen Hürden muss der Einschätzung des Einsparpotenzials durch eine 1:n Anbindung folgende Tatsache zugrunde liegen: Die Kosten der MSB hängen weniger von der Anzahl der Geräte ab, sondern überwiegend vom Betrieb des SMGW im Zusammenspiel mit der mME. Jede Messstelle, jede Entnahme oder Einspeisestelle ist jeweils gesondert zu ver-walten, Daten zu übermitteln, Zusatzleistungen zu erbringen, Anschlussnutzerwechsel zu be-arbeiten und dem GWA zu vergüten. Das Einsparpotenzial durch 1:n ist also auf einen Teil der Hardware begrenzt, da der prozessuale und systemseitige Aufwand je angebundener Messein-richtung und damit je abgebildetem iMSys anfällt und nicht je SMGW.\r\n3.1.5 Kosten des GWA-Dienstleisters\r\nEffizienzsteigerungen, insbesondere im Zusammenhang mit GWA-Kosten, sind in den nächs-ten Jahren – der Hochlaufphase des Smart-Meter Rollouts – nicht zu erwarten. Der GWA-Wechsel ist mit großem Aufwand verbunden, welcher mit der Anzahl der verbauten Geräte zunimmt. Zusätzlich sind die Prozesse zum GWA-Wechsel noch nicht standardisiert und\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\nweitere, gesetzliche und technische, Anforderungen werden absehbar vom GWA umzusetzen sein müssen. Dies führt zu mehr Komplexität, verbunden mit höheren Kosten für den MSB.\r\nDer Zunahme der Komplexität, u.a. durch die Umsetzung neuer Tarifanwendungsfälle, der Weiterentwicklung des Störungsmanagements oder die Anbindung des Steuerbox-Administra-tors, stehen zwar Synergieeffekte gegenüber durch die Mengenskalierung bei bereits etablier-ten Kern-Prozessen wie Inbetriebnahme, Personalisierung oder Zertifikatsverwaltung. Insge-samt überwiegen die zusätzlichen Aufwände jedoch aktuell diese Skaleneffekte. Erst mit fort-geschrittener Standardisierung, einem effizienten Monitoring (insbesondere der WAN-Anbin-dung) sowie „eingeschwungenen” und stabilen Aufgaben und Marktprozessen ist damit zu rechnen, dass die spezifischen Kosten durch Skaleneffekte im Rollout sinken.\r\n3.2 Divergenz zwischen Kosten und Preisobergrenzen\r\nDie negativen Tätigkeitsabschlüsse der MSB zeigen, dass die Branche für die Umsetzung des Smart-Meter Rollouts bisher stark in Vorleistung gegangen ist und insbesondere im Kontext der Zusatzleistungen ist weiterhin damit zu rechnen, dass sie noch weiter in Vorleistung gehen muss. Nichtsdestotrotz bestehen weiterhin die Bereitschaft und der Wille, die Digitalisierung der Energiewende voranzubringen und (mindestens) die gesetzlichen Rolloutquoten zu erfül-len. Das muss jedoch wirtschaftlich für die MSB darstellbar sein. Ein wirtschaftlicher Messstel-lenbetrieb ist auch aus den in den vorherigen Kapiteln erläuterten Gründen zu den derzeitigen Bedingungen nicht möglich. Den Kosten müssen angemessene Einnahmemöglichkeiten gegen-überstehen. Bisher ist dies nicht der Fall. Abhängig von den verschiedenen Einbaufallgruppen, fällt die Divergenz zwischen den Kosten und Preisobergrenzen unterschiedlich stark aus. Die größte Divergenz besteht in den Einbaufallgruppen bis einschließlich 6.000 kWh Jahresstrom-verbrauch. Es ist zu erwarten, dass diese Einbaufallgruppen durch den „Einbau auf Kunden-wunsch“ in Verbindung mit der Splittung des Messentgeltes bereits in den kommenden Jahren einen starken Mengenzuwachs aufweisen werden. Die Kosten der MSB sind nicht abhängig vom Verbrauch des Kunden, eine verbrauchsabhängige POG, gerade bei den optionalen Fällen bis 6.000 kWh, ist aus diesem Grund nicht nachvollziehbar. Der BDEW hat sich zu dieser Prob-lematik bereits ausführlich in seiner Stellungnahme im Rahmen des Verfahrens zur Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes (GNDEW) positioniert.\r\n3.3 Rechtliche Unklarheiten\r\nSchon vor den letzten Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes bestanden verschiedene Unklarheiten und Widersprüche innerhalb des MsbG und auch im Zusammenhang mit ande-ren Gesetzen wie dem EEG. Mit der Änderung des MsbG (GNDEW) vom 27. Mai 2023 sind ver-schiedene Fragen gelöst worden. Dafür haben sich neue Widersprüche ergeben. Eine Liste der\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\naus Sicht des BDEW nicht konsistenten Regelungen sind im Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“ zusammengefasst.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“\r\n4 Verpflichtende Zusatzleistungen\r\n4.1 Aktuelle Hürden\r\nDie verpflichtenden Zusatzleistungen nach § 34 Abs. 2 MsbG sind in ihrem Umfang nicht aus-reichend beschrieben und teils technisch noch nicht umsetzbar. Daher ist es aus Sicht des BDEW nicht sinnvoll, für diese Leistungen eine feste Preisobergrenze vorzusehen. Auch wenn erste Rahmenbedingungen – beispielsweise die BSI TR-03109-5 – inzwischen festgelegt sind, fehlen die praktischen Erfahrungen mit der Umsetzung. Die kommenden vier Jahre sollten ge-nutzt werden, um Erfahrungen bei den Zusatzleistungen zu sammeln, sodass diese anschlie-ßend angemessen bewertet werden können.\r\n4.2 Vorschlag für ein alternatives Modell\r\nZusatzleistungen sollten aus Sicht des BDEW praktikabler kategorisiert werden. Der BDEW un-terstützt daher ausdrücklich das von E&Y vorgeschlagene alternative Modell. Die Zusatzleis-tungen sollten generischer kategorisiert werden, eine detaillierte Beschreibung der einzelnen Leistungen sieht der BDEW jedoch nicht als Aufgabe des Gesetzgebers. Im Anhang ist eine Darstellung der Kategorien sowie der darunter eingeordneten Leistungspositionen, die aus Sicht des BDEW zur Abbildung des gesamten Leistungskataloges ausreichen, zu finden.\r\nErgänzend sollte jede Leistung auf bestehende und massengeschäftstaugliche Prozesse der Marktkommunikation zur Bestellung und Abrechnung überprüft werden, als auch darauf, wel-cher Marktteilnehmer zu der Bestellung welcher Leistung berechtigt ist. Die Bestellung und Abrechnung mit einer Privatperson, die nicht über die Marktkommunikation erfolgt, ist deut-lich aufwändiger und kostspieliger. Das sollte bei der Bepreisung einer Leistung bedacht wer-den. Korrespondierend zur Zunahme der Einbaufälle, wird auch die Zahl der angeforderten Zu-satzleistungen steigen. Hinzu kommt, dass die Zusatzleistungen jeweils vom Besteller zu zah-len sind. Als Besteller kommen unterschiedliche Unternehmen und der Letztverbraucher in Betracht. Im Zweifel sind ggf. mehrere Rechnungen über kleine Beträge an unterschiedliche Schuldner zu senden. Dies generiert deutlichen Mehraufwand beim MSB. Bestellungen und Abrechnungen müssen weitestgehend automatisiert und effizient abgewickelt werden.\r\nBis der Umfang der Zusatzleistungen bekannt und damit eine Bewertung der Kosten möglich ist, plädiert der BDEW dafür, die Leistungen zu angemessenen Entgelten abrechnen zu dürfen.\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\nZum Thema „Zusatzleistungen“ wird der BDEW zeitnah ein eigenes Themenpapier veröffentli-chen.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Zusatzleistungen“ – in Bearbeitung\r\nAnlagen\r\nThemenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“\r\nThemenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 22. März 2024\r\nFakten und Argumente\r\nThemenpapier zu den Analy-sen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG: Vermutete Effizienzpotenziale\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers ..................................................... 3\r\n2 Effizienzpotenziale und deren Realisierbarkeit im Verlauf des Rollouts ....... 5\r\n2.1 Messkonzepte ........................................................................................ 5\r\nZunahme der Komplexität ..................................................................... 5\r\nAnstieg der Personal- und IT-Kosten ..................................................... 5\r\n2.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways ....................... 6\r\nAnforderungen aus dem Eichrecht........................................................ 6\r\nFunktionale Erweiterung der Technik ................................................... 7\r\nNeue Anforderungen des BSI ................................................................ 7\r\nMSB-Wechsel ......................................................................................... 7\r\n2.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten ................................. 8\r\nKundengetriebener Rollout ................................................................... 8\r\nErtüchtigung der Zählerplätze ............................................................... 9\r\nSicherstellen der WAN-Kommunikationsanbindung ............................. 9\r\n2.4 1:n Anbindung ..................................................................................... 10\r\nWirtschaftliche und administrative Herausforderungen .................... 10\r\nTechnische Herausforderungen .......................................................... 10\r\n2.5 Kosten des GWA-Dienstleisters ........................................................... 11\r\nErweiterte Aufgaben und Funktionalitäten......................................... 12\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 12\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers\r\nDer Prozess zur Erstellung der Berichte und Analysen, wie sie nach § 48 des Messstellenbe-triebsgesetzes (MsbG) vorgesehen sind, läuft intensiv. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) ist verpflichtet, bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht vorzulegen, der verschiedene Aspekte der Digitalisierung der Energiewende, insbesondere in Bezug auf den Smart-Meter Rollout, analysiert. In Vorbereitung auf die Berichterstellung wurden die Bera-tungsunternehmen E&Y sowie BET vom BMWK beauftragt, unterstützende Gutachten zu den Kosten und dem Nutzen des Rollouts zu erstellen.\r\nIm Rahmen der Vorbereitung und Erstellung der Gutachten prüfen die Gutachter auch mögli-che Effizienzpotenziale hinsichtlich unterschiedlicher Aspekte des Rollouts und werfen damit einen Blick in die Zukunft.\r\nErgänzend zu dem BDEW-Rahmendokument „Positionspapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)“ nimmt das vorliegende Themenpapier eine Einschätzung der Effizienzpotenziale vor, die in Verbindung mit den in Kapitel 3.1 der Ma-nagement Summary aufgeführten Punkten häufig, unter anderem von den Beratungsunter-nehmen E&Y und BET, genannt werden. Diese Punkte umfassen Annahmen zu verschiedenen Rollout-Aspekten wie den vermuteten\r\n• Messkonzepten,\r\n• 1:n Anbindungen,\r\n• Störquoten,\r\n• Eichrechtlichen Vorgaben oder\r\n• Synergieeffekten bei der Gateway-Administration (GWA).\r\nÜbergreifend lässt sich dazu zusammenfassen, dass sich Effizienzpotenziale grundsätzlich in einem eingeschwungenen Zustand heben und umsetzen lassen. Daher ist wichtig zu betrach-ten, mit welchem Zeithorizont sich derartige Potenziale tatsächlich verwirklichen lassen. Kurz- und mittelfristig steht dem Markt und insbesondere den Messstellenbetreibern (MSB) ein enormer Umbruch auf verschiedenen Ebenen bevor. Die Technik für die Messung (sowohl Ge-rätetechnik als auch IT, Telekommunikation und Prozesse) ist noch nicht in einem einge-schwungenen Zustand. Für die Steuerung über das Smart-Meter Gateway (SMGW) fehlt noch die Standardisierung aller involvierten Komponenten. Auch die Umsetzung in den Unterneh-men (sowohl MSB als auch Netzbetreiber) steht noch aus. Es werden neue Anforderungen an die Technik hinzukommen und es sind deutliche Änderungen ggf. auch an der Hardware zu er-warten. In Deutschland ist eine Vielzahl von Beteiligten mit unterschiedlichen Aufgaben, Zie-len und ggf. unterschiedlichen Geräten (gesteuerten Anlagen) auf einen einheitlichen Stand zu bringen, damit am Ende ein zufriedenstellendes Ergebnis steht.\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 12\r\nVor diesem Hintergrund geht der BDEW davon aus, dass mittelfristig keine nennenswerten Effizienzpotenziale gehoben werden können. Im Gegenteil: vielmehr ist im Kontext der zu er-wartenden rasanten Entwicklung bei der Kommunikationstechnologie, bei der Steuerungs-technik und bei den Anwendungsfällen und den Rückwirkungen auf branchenweite Geschäfts-prozesse und IT-Systeme jedenfalls in den nächsten vier Jahren eher mit einem steigenden Aufwand zu rechnen. – Für eben diesen Zeitraum wird der Bericht Bestand haben.\r\nMit diesem Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“ sollen insbesondere die aktuell in der Diskussion befindlichen Effizienzpotenziale dieser Aspekte eingeordnet und erläutert wer-den. Die in diesem Papier beschriebenen Praxiserfahrungen zeigen auf, dass aktuell und in ab-sehbarer Zeit der Realisierung von Effizienzen in den genannten Themenkomplexen leider häufig noch praktische Herausforderungen entgegenstehen.\r\nDer BDEW betont daher die Wichtigkeit einer angemessenen Einschätzung dieser vermuteten Potenziale mit Blick auf die laufende Analyse und Berichterstellung nach § 48 MsbG. Nur wenn die Potenziale sachgerecht eingeschätzt werden, kann die Wirtschaftlichkeit und damit der Erfolg des Rollouts sichergestellt werden. Das BMWK sollte deshalb bei der Erstellung der Berichte den umfangreichen, von der Branche bereitgestellten Input nutzen und die erforder-lichen Konsequenzen ziehen, damit der Smart-Meter Rollout in der Praxis wirtschaftlich umge-setzt werden kann. Der flächendeckende Einbau von intelligenten Messsystemen ist notwen-dig, um die steigende Komplexität und Flexibilität des Energiesystems bewältigen zu können. Mit entsprechendem Gewicht sollten die Kosten, welche die umsetzenden Unternehmen tra-gen müssen, vom BMWK sachgerecht bemessen werden. Die Berichte nach § 48 MsbG kön-nen die Grundlage für die richtigen Rahmenbedingungen für einen erfolgreichen Rollout und eine sachgerechte Überprüfung und Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen in einem vierjährigen Turnus schaffen .\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 12\r\n2 Effizienzpotenziale und deren Realisierbarkeit im Verlauf des Rollouts\r\n2.1 Messkonzepte\r\nMit Blick auf die Messkonzepte ist in den nächsten Jahren nicht mit Vereinfachungen zu rech-nen. Die Anforderungen der Energiewende führen dazu, dass Messkonzepte sich in den nächs-ten vier Jahren stetig weiterentwickeln werden, mit der Folge einer deutlichen Zunahme der komplexen Fälle. Mieter- und Gebäudestromanwendungsfälle oder die jüngste Änderung des MsbG vom 29. Dezember 2023, die dem MSB die zusätzliche Verpflichtung zum marktlichen Steuern auferlegt, sind Beispiele dafür. Diese Dynamik erzeugt Mehraufwand beim MSB aus mehreren Gründen, welche nachfolgend aufgeführt sind.\r\nZunahme der Komplexität\r\nZu Beginn des Rollouts wurden und werden zunächst die einfachen Einbaufälle ausgestattet, um an diesen die Prozesse und die Technik systemisch zu erproben, grundlegende Erfahrung zu sammeln und massentauglich weiterzuentwickeln. Dies war auch der Gedanke des agilen Rollouts, der zum jetzigen Stand noch bis Ende 2024 möglich ist. Damit werden die Einbaufälle zukünftig aufgrund des Zuwachses an Einspeiseanlagen und steuerbaren Verbrauchseinrich-tungen nicht nur rein zahlenmäßig ansteigen, sondern auch in größerer Zahl komplex werden, bspw. durch mehrere Zähler und unterschiedliche Anwendungsfälle an derselben Marktloka-tion. Die dafür erforderlichen Messkonzepte unter Anwendung der intelligenten Messsysteme (iMSys) müssen in den kommenden Jahren erst noch erprobt und eingeführt werden. Die ge-troffenen Annahmen und bisher gesammelten Erfahrungen für iMSys basieren daher auf den bis dahin einfach umzusetzenden Messkonzepten und können nicht 1:1 für die zukünftigen (tendenziell komplexer werdenden) Anwendungsfälle hochgerechnet werden.\r\nDurch den Rollout wird ein großer Anteil der bisherigen jährlichen SLP-Messung einer tägli-chen und einer viertelstündlichen Bilanzierung zugeordnet werden. In Kombination mit den komplexen Messkonzepten und der steigenden Datenmenge, die übermittelt werden muss, wird sich der Aufwand dadurch vervielfachen. Hier ist der anzustrebende eingeschwungene Zustand noch lange nicht erreicht.\r\nAnstieg der Personal- und IT-Kosten\r\nMit Erhöhung der Anzahl komplexer Messkonzepte und deren Umsetzung mit iMSys steigen die Anforderungen an die angebundenen IT-Systeme, die Prozesse und an das Personal. Die-ses muss nicht nur speziell geschult, sondern auch in ausreichender Zahl gefunden, angestellt und gehalten werden. Dabei besteht bereits jetzt eine Konkurrenz zwischen den Montageres-sourcen für den Rollout von iMSys zum stark steigenden Personalbedarf für den im Zuge der\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 12\r\nEnergiewende erforderlichen massiven Netzausbau, den Ausbaupflichten laut EEG und dem anstehenden Anschluss von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG. Er-schwerend kommt hinzu, dass der Einbau von iMSys zusätzliche Kenntnisse und Fähigkeiten und damit die leistungsfähigsten Fachkräfte erfordert, um die eine große Konkurrenz herrscht. Begrenzte Ressourcen führen erfahrungsgemäß zu steigenden Personalkosten für die Mon-tage, auch um überhaupt geeignete Fachkräfte zu rekrutieren.\r\nNeben gestiegenen Anforderungen an das Personal müssen auch die IT-Systeme die neuen Anwendungsfälle mit komplexeren Messkonzepten – auch über die Sparte Strom hinaus – ab-bilden. MSB haben in den nächsten Jahren in den Produktivsystemen zahlreiche Funktionen und Prozesse umzusetzen, die systemseitig noch zu entwickeln und zu testen sind. Dies gilt im Kontext der Einspeiseanlagen für Messkonzept- und Anlagenbetreiberwechsel bis hin zum Komponentenwechsel des Zählers und/oder des SMGW. Insgesamt bedeutet das neben dem Anstieg der Personalkosten auch einen Anstieg des IT-Aufwands, der mögliche Effizienzpotenziale in der kurzen und mittleren Frist mindestens neutralisiert.\r\n2.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways\r\nAus mehreren Gründen sollte für die laufende Analyse eine Nutzungsdauer der modernen Messeinrichtung (mME) wie auch der SMGW von maximal acht Jahren angenommen werden. Einer der Gründe ist die oben erläuterte Entwicklung der Messkonzepte durch den Einbau von Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen für Elektromobile und PV-Anlagen. Darüber hinaus gibt es weitere Faktoren, welche die Nutzungsdauer begrenzen. Nur, wenn die jeweiligen Prozesse und die verbleibende Dauer der Eichgültigkeit es wirtschaftlich zulassen, können mME, die aus unterschiedlichen Gründen vor Ablauf der Eichfrist gewechselt werden müssen, weiterver-wendet werden. Gründe für einen vorzeitigen Ausbau sind beispielsweise der Messstellenbe-treiberwechsel, erforderliche zusätzliche Funktionen wie die „Grid“-Funktion, die Zweirich-tungszählung oder die Nachrüstung mit einem wMBus-Modul. Die Faktoren, die den Effizienz-potenzialen einer langen Nutzungsdauer der Geräte entgegenwirken, sind nachfolgend detail-liert dargestellt.\r\nAnforderungen aus dem Eichrecht\r\nDie Anforderungen aus dem Eichrecht, insbesondere die Eichfrist und die mögliche Verlänge-rung, haben einen sehr großen Einfluss auf Effizienzpotenziale, die sich nur mit einer Ände-rung des Eichrechts heben lassen. Ein erster Schritt in die richtige Richtung ist die Vereinfa-chung des Verfahrens zu den Software-Updates und die Aufhebung der Eichfrist für das\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 12\r\nSMGW. Weitere Änderungen hinsichtlich der Verlängerung der Eichfrist für mME über die gel-tenden acht Jahre hinaus und der Vereinfachung des Stichprobenverfahrens fordert der BDEW schon lange. Das Stichprobenverfahren zur Verlängerung der Eichfrist oder das dazugehörige Qualifikationsverfahren, sind mit einem unverhältnismäßigen Aufwand verbunden, den ihr Mehrwert nicht rechtfertigt. Die Prozesse sind entweder nicht wirtschaftlich oder bisher gar nicht durchführbar, sodass in der Praxis auf die Eichfristverlängerung gänzlich verzichtet und der Einbau neuer Messeinrichtungen vorgezogen wird. Die Pflicht zur Einhaltung der gesetz-lich festgelegten Preisobergrenzen erschwert es zusätzlich, diese teuren, aufwendigen und zu-dem langwierigen Verfahren wirtschaftlich durchzuführen. Das Thema Eichrecht hat der BDEW in einem Positionspapier aufgegriffen, welches die angeführten Herausforderungen im Detail erläutert.\r\nFunktionale Erweiterung der Technik\r\nInsbesondere die Steuerungsfunktion wird derzeit getestet und umgesetzt. Die Anforderun-gen an die Funktionen der Mess- und Steuerungstechnik werden sich ändern, damit alle Betei-ligten Marktpartner sicher und interoperabel Steuerungsbefehle senden, erhalten, weiterlei-ten und umsetzen können. Standards für technische Einrichtungen wie die Steuerbox sind zu harmonisieren und die Anlagen in die IT-Landschaft zu integrieren. Ein eingeschwungener Zu-stand, in dem sich ggf. Effizienzpotenziale heben lassen, ist hier daher auf absehbare Zeit nicht erkennbar. Die Erweiterung der Funktionen soll über Software-Updates realisiert wer-den. Bisher bestehen nur wenig Erfahrungen zur Update-Fähigkeit der SMGW. Kann die Up-date-Fähigkeit der SMGW und ggf. auch Steuerboxen über einen nennenswerten Zeitraum (z. B. zehn Jahre) von den Herstellern nicht gewährleistet werden, sollte nicht von einer Nut-zungsdauer von mehr als acht Jahren ausgegangen werden.\r\nNeue Anforderungen des BSI\r\nEs ist damit zu rechnen, dass aufgrund der laufenden Anpassungen der Technischen Richtli-nien und der Schutzprofile zeitnah neue Anforderungen seitens des Bundesamtes für Sicher-heit in der Informationstechnik (BSI) zur Umsetzung auf die MSB zukommen werden. Um bspw. eine 1:n Anbindung am Netzknoten zu ermöglichen, wird das BSI im Rahmen der Anpas-sung der Technischen Richtlinie sowie des Schutzprofils voraussichtlich neue Anforderungen an das SMGW festlegen, was erwartbar einen vorzeitigen Ersatz der Bestandstechnik erfor-dert.\r\nMSB-Wechsel\r\nDer Wechsel des MSB, z. B. durch die Übernahme der Messstelle durch einen wettbewerbli-chen MSB oder durch Gebietsveränderungen des grundzuständigen MSB, führt in den meisten\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 12\r\nFällen noch zu einem vorzeitigen Zählerwechsel. Der MSB-Wechsel erfordert auch den Wech-sel des Gateway-Administrators (GWA), der wiederum einen komplexen Prozess auslöst. Der Aufwand des GWA-Wechsels steigt zusätzlich, wenn dieser auch einen Wechsel der im SMGW enthaltenen SIM-Karte erfordert. Der Wechsel vom Provider des alten MSB zum Provider des neuen MSB ist aufwändig und kostspielig, und erfordert ohnehin einen Monteur vor Ort, der die SIM-Karte wechseln müsste. Das führt dazu, dass die Übernahme bestehender Geräte derzeit aufwändiger ist als der Einbau eines neuen iMSys. Das hat zur Folge, dass funktionie-rende Gerätetechnik ausgebaut, verschrottet und frühzeitig abgeschrieben werden muss.\r\n2.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten\r\nIn den kommenden Jahren, in denen mehr komplexe Einbaufälle verwirklicht werden, ist mit einer signifikanten Zunahme der Störquote zu rechnen. Dies wird sowohl bei der Remote-Stö-rungsbehebung als auch bei der vor-Ort-Entstörung zu teils erheblichen Aufwänden führen. Mangelnde Erreichbarkeit im Wide Area Network (WAN) in Verbindung mit dem immer stär-ker kundengetriebenen Rollout kommen verstärkend hinzu und führen zu einer Zunahme der Leer- und Mehrfachanfahrten, die sich negativ auf die Wirtschaftlichkeit auswirken. Eine opti-mierte Rollout-Planung wird durch diese Vielzahl von zusammenhängenden Faktoren er-schwert, welche nachfolgend erläutert werden.\r\nKundengetriebener Rollout\r\nZukünftig werden iMSys auch für Haushaltskunden in der untersten Verbrauchsgruppe bis 6.000 kWh Jahresstromverbrauch immer attraktiver. Treiber dieser Entwicklung sind insbeson-dere das Angebot variabler und dynamischer Stromtarife oder ein höheres Bewusstsein für den Energieverbrauch. MSB sind ab 2025 verpflichtet, diese Messstellen auf Verlangen inner-halb von vier Monaten mit einem iMSys auszustatten. Dies sorgt für eine Verschiebung vom planbaren Rollout hin zum schwer zu kalkulierenden Einbau auf Kundenwunsch außerhalb der Pflichtfälle. Die MSB können bei der Planung des Rollouts nicht mehr die geeigneten Einbau-fälle priorisieren, wodurch die Anzahl der Leer- und Mehrfachanfahrten ansteigen wird. Ein strategischer Rollout, beispielsweise auf einen Stadtteil begrenzt, wo eine gute WAN-Erreich-barkeit anzunehmen ist, wird erschwert.\r\nHerausfordernd kommt hinzu, dass für eine erfolgreiche Ausstattung der Messstellen teils mehrere Anfahrten notwendig sind, da Kunden nicht immer zu den vereinbarten Terminen an-zutreffen sind, deren Installateur noch nicht fertig ist oder schlicht Angaben der Kunden feh-lerhaft sind. Zudem gibt es außer dem Zutrittsrecht des gMSB keine Mitwirkungspflichten des Kunden. Der Aufwand für den kundengetriebenen und verpflichtenden Rollout könnte\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 12\r\nzumindest durch Mitwirkungspflichten (Termineinhaltung, Datenbereitstellung zum Zähler-platz, WAN-Verfügbarkeit etc.) etwas gemildert werden. Eine Vielzahl an Maßnahmen kann zwar helfen, die Quote an Leerfahrten und Mehrfachanfahrten zu reduzieren, jedoch hat selbst eine geringe Quote entsprechende Auswirkungen auf die Montagesteuerung und die Montagekapazitäten.\r\nErtüchtigung der Zählerplätze\r\nHäufig kommt es zu Mehrfachanfahrten, weil der Zählerschrank bzw. der Zählerplatz nicht für die Montage eines iMSys geeignet ist. Dies zeigt sich erst, wenn der Monteur vor Ort ist, um das Messsystem einzubauen. Der Kunde muss die Anlage zunächst ertüchtigen, was zu einer Doppelanfahrt und Mehraufwand für den MSB führt. Erschwerend kommt hinzu, dass nicht jeder Anschlussnehmer bereit ist, in Neuinstallationen zu investieren, so dass die Umsetzung nicht reibungsfrei erfolgen wird. Im Sinne der Netzsicherheit sind die entsprechenden Vorga-ben in den Technischen Anschlussbedingungen (TAB) beschrieben und einzuhalten.\r\nInsgesamt wird aufgrund der Umstellung und der Tatsache, dass bei einer noch nicht erprob-ten Technik mit häufigeren Störungen zu rechnen ist, auch das Störungsmanagement deutlich aufwändiger sein, als wenn bereits ein eingeschwungener Zustand vorläge.\r\nSicherstellen der WAN-Kommunikationsanbindung\r\nEine stabile und sichere Kommunikationsanbindung wird insbesondere bei § 14a- wichtig sein. Die Erreichbarkeit der iMSys wird somit noch wichtiger werden. Um die kommunikative Er-reichbarkeit zu verbessern, basiert der Rollout auf einem Kommunikationsmix (LTE, Breitband Powerline (BPL), 450MHz). Bisher basiert der Rollout vorwiegend auf Mobilfunk, prioritär dort, wo guter Empfang herrscht. Es ist zu erwarten, dass mit fortschreitendem Rollout die Orte mit gutem Empfang stark abnehmen und es zu höheren Abbruchquoten aufgrund mangelnder Er-reichbarkeit kommt.\r\nBPL und 450MHz befinden sich derzeit noch im Aufbau, verbunden mit aktuell noch wenig praktischer Erfahrung. Neben den Fixkosten, die für jede der Kommunikationstechnologien auch im eingeschwungenen Zustand noch anfallen, entstehen insbesondere bei BPL und 450MHz aufgrund der Entwicklungsphase höhere Kosten mindestens in den nächsten vier Jah-ren.\r\nDie kommunikative Anbindung ist derzeit und mindestens in den kommenden vier Jahren eine technische und wirtschaftliche Herausforderung, die keine Effizienzpotenziale erkennen lässt.\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 12\r\n2.4 1:n Anbindung\r\nDie Skaleneffekte aufgrund der Anbindung mehrerer Zähler an einem SMGW, und damit ein etwaiges Einsparpotenzial, sind aus verschiedenen Gründen begrenzt. Zum einen aufgrund technischer Herausforderungen bei der Montage und Anbindung der Geräte, die häufig ledig-lich n = 1 erlauben. Zum anderen bleibt nicht nur der Großteil der Kosten auch bei n > 1 beste-hen, sondern würde dies in Teilen auch zu neuen Problemen führen. Die Herausforderungen von 1:n sind in diesem Abschnitt dargestellt.\r\nWirtschaftliche und administrative Herausforderungen\r\nNeben den technischen Schwierigkeiten bei der Montage von 1:n, gibt es wirtschaftliche und administrative Herausforderungen, die selbst bei der Anbindung mehrerer mME an ein SMGW bestehen bleiben bzw. sogar erst dadurch entstehen und Skaleneffekte dämpfen. Diese Her-ausforderungen wiegen sogar noch schwerer als die technischen Herausforderungen, da das Gesamtsystem aus Messstelle, Datenkommunikation und Datenverarbeitung bzw. die über-greifende Systemarchitektur nicht auf 1:n ausgelegt ist. Die Ertüchtigung der Systemarchitek-tur bedeutet zunächst einen erheblichen Mehraufwand.\r\nIn den Fällen, in denen die Mehrfachnutzung eines SMGW möglich ist, spart der MSB die Kos-ten für Beschaffung und Montage weiterer SMGW. Einsparungen bei den Gesamtkosten hän-gen jedoch nur geringfügig von der Anzahl der Geräte (SMGW) und vielmehr vom Betrieb der iMSys (SMGW + mME) ab. Jede Messstelle, jede Entnahme- oder Einspeisestelle ist jeweils ge-sondert zu verwalten, es sind separat Daten zu verarbeiten, zu übermitteln, Zusatzleistungen zu erbringen, Anschlussnutzerwechsel zu bearbeiten und jeweils dem GWA zu vergüten. Der prozessuale iMSys-Aufwand im Betrieb entsteht je angebundenem iMSys und nicht je SMGW. Insbesondere bei den GWA-Kosten wird das geringe Einsparpotenzial von 1:n deutlich, denn für die IT-Prozesse ist nicht allein entscheidend, wie viele SMGW angebunden sind, sondern wie viele Messsysteme verwaltet und administriert werden müssen.\r\nEiner potenziellen Effizienzsteigerung durch eine 1:n Anbindung steht darüber hinaus folgen-der möglicher Effizienzverlust gegenüber: Je größer die Anzahl von angebundenen mME an ein SMGW ist, desto höher ist der Aufwand im Falle einer Störung oder eines Ausfalls des ge-meinsamen SMGW. Davon wären unmittelbar alle angebundenen Messeinrichtungen und die jeweiligen Kunden betroffen, für die jeweils Ersatzwerte gebildet und erwartungsgemäß Rück-fragen beantwortet werden müssen.\r\nTechnische Herausforderungen\r\nBisher wird aus Interoperabilitätsgründen meist noch die drahtgebundene Installation von 1:n proprietären Funk-Lösungen vorgezogen. Für die drahtgebundene Installation ist\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 12\r\nZusatzmaterial für die Verkabelung erforderlich, gesonderte Installationsanweisungen sowie separat geschulte Monteure, die mehrere Zähler in einem Zählerschrank an ein SMGW anbin-den. Der drahtgebundene 1:n Ansatz ist aufgrund der Verdrahtung auf einen Zählerschrank begrenzt und zeitaufwändig sowohl in der Montage als auch bei der Störungssuche der kabel-gebundenen Komponenten.\r\nFür eine Anbindung von 1:n per Funk fehlt derzeit noch die nötige Standardisierung, um SMGW und Zähler interoperabel untereinander verwenden zu können. Bislang stehen für eine Anbindung per Funk lediglich Einzellösungen einzelner Hersteller zur Verfügung, die sich in der Praxis noch nicht etabliert haben, auch hinsichtlich der Montage. Die Hersteller entwickeln derzeit erste Geräte und bringen sie auf den Markt. Bevor sich Geräte mit Technologien wie z. B. wMBus, nicht auf dem Markt etabliert und im Zusammenspiel mit den jeweils verwende-ten Backendsystemen bewiesen haben, ist daher weder bei der Montage noch bei der Ver-wendung mit Synergieeffekten oder Effizienzen zu rechnen. Mit einer Standardisierung der Funk-Anbindung und damit einer flächendeckenden Installation ist nicht vor 2025 zu rechnen. Die Investitionen und anschließenden Betriebskosten einer Funkanbindung sind aktuell nur schwer abzuschätzen. Des Weiteren kann die Funklösung nicht in allen Einbausituationen ein-gesetzt werden und ist nicht für den Einsatz für TAF 10 (Abruf von Netzzustandsdaten) oder TAF 14 (Hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehrwertdienste) geeignet.\r\n1:n Montagen funktionieren in einem Gebäude nur bei zentralen Anlagen, d.h. dort, wo sich die Zähler in räumlicher Nähe befinden. Sind die Zähler auf den Etagen verteilt (dezentrale An-lagen), lässt sich eine 1:n Montage bei drahtgebundenen Anbindungen nicht oder nur schwer umsetzen. Vor allem im ländlichen (Einfamilienhäuser-)Bereich ist eine Umsetzung oft nicht möglich. Die technische Machbarkeit einer 1:n Anbindung kann häufig erst vor Ort ermittelt werden. Selbst wenn systemseitig mehrere Zähler an einem Anschlussobjekt vorhanden sind, sagt dies nichts über deren physische Position im Gebäude und im Verhältnis zum Zählerplatz-aus.\r\n2.5 Kosten des GWA-Dienstleisters\r\nSignifikante Senkungen der Ausgaben für GWA-Dienstleister durch Effizienzsteigerungen beim GWA sind in den nächsten Jahren aus folgenden Gründen nicht zu erwarten:\r\nDie Umsetzung der bestehenden und noch zu erwartenden neuen Anforderungen sind mit großem Aufwand beim GWA verbunden. Der erforderliche Aufwand, um die neuen Anforde-rungen umzusetzen, steht der Realisierung von Effizienzen bei bereits etablierten Prozessen entgegen und verhindert diese. Erst mit fortgeschrittener Standardisierung, einem effizienten Monitoring (insbesondere der WAN-Anbindung) und eingeschwungenen und stabilen\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 12\r\nMarktprozessen ist damit zu rechnen, dass die spezifischen Kosten durch Skaleneffekte im Rollout sinken. Beispiele neuer Anforderungen, die zu Mehraufwand beim GWA und dement-sprechend beim MSB führen, sind nachfolgend erläutert.\r\nErweiterte Aufgaben und Funktionalitäten\r\nArt und Anzahl der bereitzustellenden Daten wird in den nächsten Jahren stark ansteigen. Bei-spiele sind die Datenbereitstellung an Energiedienstleister (bspw. TAF 7), die Bereitstellung von Netzzustandsdaten an den VNB (TAF 10), die Datenbereitstellung der Ist-Einspeisung bspw. an den Direktvermarkter (TAF 9), die hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehr-wertdienste (TAF 14) oder die Umsetzung von Submetering und Mehrspartenanwendungen.\r\nFür einen Großteil der daraus folgenden Anforderungen und Prozesse bestehen aktuell noch keine Standards, die Effizienzpotenziale schaffen könnten. Derzeit erfolgt in den Unternehmen soweit möglich die Implementierung der Prozesse zum GWA-Wechsel, deren Standardisierung aktuell im FNN vorbereitet wird. Bis zur Finalisierung und vollständigen Implementierung in den Unternehmen ist mit höherem Aufwand durch GWA-Wechsel zu rechnen, wie unter Kap. 2.2 erläutert ist.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 20. März 2024\r\nFakten und Argumente\r\nThemenpapier zu den Analy-sen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG: Hinweise zum Rechtsrahmen\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nHinweise zum Rechtsrahmen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 2\r\nEinführung und Hintergrund\r\nDie nachfolgende Tabelle ist ein Diskussionsbeitrag zur Erstellung der Berichte und Analysen, die § 48 des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) vorsieht. Das Bundesministerium für Wirt-schaft und Klimaschutz (BMWK) ist danach unter anderem verpflichtet bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht zum Rechtsrahmen und zur Entwicklung der Digitalisierung der Energiewende vorzulegen.\r\nDer BDEW hat sich bereits im Rahmen der letzten Verfahren zur Änderung des Messstellenbe-triebsgesetzes mit Vorschlägen zur Änderung und Ergänzung des MsbG und des EEG sowie der Mess- und Eichverordnung eingebracht. In der nachfolgenden Tabelle sind die Vorschläge zur Änderung dieser Gesetze übersichtlich geordnet und begründet.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n2\r\nVorschrift Problembeschreibung Handlungsbedarf MsbG § 3 Abs. 3a Der Umfang der Regelung, ihr Anwendungsbereich und die Abgrenzung der Aufgaben zwischen An-schlussnehmer und Messstellenbetreiber sind unklar\r\nAnwendungsbereich\r\nFür welche Fälle gilt die Vorschrift?\r\n• Änderung oder Ergänzung einer Messeinrichtung: setzt voraus, dass bereits eine Messeinrichtung vorhanden ist. Neuanschluss ausgeschlossen?\r\n• Welche Änderungswünsche sind erfasst? Auch solche auf Einbau einer modernen Messeinrich-tung, wenn ein Zweirichtungszähler vorhanden ist?\r\n• Falls ja, kann für den vorzeitigen Einbau ein ange-messenes Entgelt verlangt werden?\r\nKlarstellung der offenen Fragen\r\nWer ist verantwortlich für die Eichgültigkeit und MSB im Sinne des Eichrechts?\r\n• Wer haftet für Fehler bei der Wahl der Messein-richtung, beim Einbau oder beim Betrieb die Messwerte nicht oder nicht korrekt erhoben wer-den (fehlerhafte Abrechnung), wenn der gMSB für die Messstelle weiter verpflichtet ist.\r\n• Welche Folge hat es, wenn der Anschlussnutzer oder der Anschlussnehmer bereits einen Dritten\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n3\r\nbeauftragt hatte? Anspruch gegen gMSB und Selbstvornahme insoweit ausgeschlossen?\r\nWann gilt ein Auftrag nach Satz 1 als erteilt?\r\n• In der Praxis wird die Fertigstellung durch den NB gemeldet und dieser beauftragt den MSB. MSBG stellt auf den Anschlussnutzer/Anschlussnehmer ab.\r\n• Unklar ab wann dieser frühestens den Antrag stel-len kann?\r\n§ 6 Abs. 6 Der Umfang der Regelung ist nicht ausreichend\r\n• Der Verweis erfolgt lediglich auf § 20 Abs. 1d EnWG\r\n• Die Wahl des Messstellenbetreibers durch den An-schlussnehmer ist danach nur dann möglich, wenn das virtuelle Summenzählermodell umgesetzt ist\r\n• Entsprechend müssen alle Zähler mit iMS ausge-stattet sein\r\n• Die geplante gemeinschaftliche Gebäudeversor-gung stellt dagegen nicht auf iMS, sondern auf 1/4h-Messung ab und wäre wohl der wichtigste Anwendungsfall für diese Regelung\r\nVerweise auf gemeinschaftliche Gebäudeversorgung aufnehmen, sobald die Regelung im Gesetz steht (Kommt mit Solarpaket 1) § 7 Abs. 1 Zeitpunkt der Abrechnung der Preisobergrenzen mit Preissplitt auch gegenüber NB\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n4\r\nFormulierung „entstandene Messentgelte“ ist unklar\r\nAbrechnung mit Preissplitt bereits mit Inkrafttreten faktisch nicht möglich und nicht nachvollziehbar für die Kunden\r\nPreisänderungen für Lieferanten, Netzbetreiber und Messstellenbetreiber ohne Übergangsfrist nicht um-setzbar\r\nKostenanerkennung für Netzbetreiber noch nicht ge-klärt\r\nKlarstellung im Gesetz, dass die Abrechnung der neuen Preisobergrenzen inklusive Preissplitt erst ab 1. Januar 2024 erfolgt. § 8 Regelung steht im Widerspruch zu § 22 NAV\r\nOrt des Einbaus bestimmt nach § 22 NAV der Netzbe-treiber aus guten Gründen.\r\n§ 8 sieht vor, dass den Ort der Messstellenbetreiber bestimmt und dazu den Anschlussnehmer konsultie-ren soll. Konsultation ist sinnlos, wenn der Anschluss-nutzer und der MSB vom NB abhängig sind.\r\n„Ort“ aus § 8 streichen – insgesamt ist die Konsultati-onspflicht sehr aufwändig. § 11 Auffangmessstellenbetreiber: Zirkelschluss bei der Verweisung auf die Aufgaben und die Rechte des Auffangmessstellenbetreibers\r\nDer Auffangmessstellenbetreiber nach § 11 Abs. 3 Nr. 3 MsbG kann seine Zuständigkeit nicht abgeben, auch wenn er die Aufgabe nicht übernehmen möchte. Er ist daher an die (zu geringen) Preisobergrenzen gebun-den und wäre verpflichtet ein Verlustgeschäft auf-recht zu erhalten. Eine Ausschreibung ist in diesen\r\nZu prüfen ist, ob das Gesetz ein Unternehmen ver-pflichten kann ein defizitäres Geschäft zu führen, ohne einen Ausgleich vorzusehen oder ggf. höhere Preisobergrenzen.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n5\r\nFällen nicht möglich, weil die Aufnahme der Tätigkeit bereits voraussetzt, dass die Ausschreibung erfolglos war. § 19 Abs. 2 Verordnungsermächtigung zum Verbot und zur Ein-schränkung der Nutzung der 2. WAN-Anbindung zu unkonkret\r\nDer Hintergrund der Einführung der Verordnungser-mächtigung erscheint verständlich. Auch, wenn die Anlagen nicht über das Smart-Meter-Gateway ange-steuert werden, sondern über ein Energiemanage-mentsystem, muss es möglich sein entsprechende Si-cherheitsvorgaben für die Steuerung zu treffen. Die massenhafte Steuerung von Verbrauchsanlagen (und Erzeugungsanlagen – siehe EEG) muss gesichert erfol-gen. Sollten sich Probleme abzeichnen muss eine Möglichkeit bestehen, entsprechende Vorgaben zu treffen. Allerdings ist die Regelung sehr vage. Die Vo-raussetzungen für ein entsprechendes Verbot oder die Schaffung von zusätzlichen Sicherheitsvorgaben müssen klar sein, damit sich die Unternehmen, die entsprechende Energiemanagementsystem oder ähn-liche Anwendungen nutzen darauf einstellen können und nicht von heute auf morgen mit einem Verbot ih-res Geschäftsmodells konfrontiert sind.\r\nKlarstellung der Voraussetzungen für den Erlass einer entsprechenden Verordnung § 19 Abs. 5 Übergangsregelungen nicht praxisgerecht\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n6\r\nInsbesondere für dritte Messstellenbetreiber schafft die Regelung keinen Bestandsschutz, weil sie den Zeit-punkt des Einbaus eines intelligenten Messsystems nicht selbst steuern können und § 19 Abs. 5 auch nur auf den Einbau durch den grundzuständigen Messstel-lenbetreiber abstellt. Die Regelung soll auch nur gel-ten, wenn der Einbau des iMS schon angekündigt ist.\r\nDie Übergangsregelung mit Bestandsschutz für bereits verbaute Geräte erscheint sinnvoll, um keinen Elekt-roschrott zu erzeugen. § 20 Anforderungen an das iMS – Ausblick RLM\r\nBisher keine technische Lösung ersichtlich, die gleich-ermaßen alle Anforderungen an Messsysteme für alle Messstellen erfüllt.\r\n• RLM – andere Anforderungen stehen im Vorder-grund (z.B. weniger Datenschutz dafür mehr Daten in kürzeren Abständen, bei hoher Sicherheit)\r\n• Ggf. abweichende Vorgaben für iMS in höheren Spannungsebenen mit RLM\r\nPrüfung der Differenzierung bzw. der Möglichkeit un-nötige Komplexität zu reduzieren. § 30 Einbaufallgruppen und Preisobergrenzen\r\n§ 30 Abs. 4\r\nNetzbetreiber erstellen eine Prognose nur, bei Kun-den, die über ein Standardlastprofil abgerechnet wer-den. Sobald ein iMS eingebaut worden ist und Absatz 4 Anwendung findet erstellt der NB kein Standardlast-profil mehr, das hier genutzt werden könnte.\r\nErstellt der Netzbetreiber keine Jahresverbrauchs-prognose, sollte auf Werte vergleichbarer Energiean-lagen abzustellen und sind die tatsächlichen Um-stände des Einzelfalls angemessen einzuziehen.\r\n§ 30 Abs. 5\r\nZusammenfassung der Fallgruppen für die Anschluss-nutzer ist insgesamt nicht mehr sinnvoll wegen der neuen Aufteilung der Preisobergrenzen. Der\r\nInsgesamt neue Systematik hinsichtlich der Einbaufall-gruppen zu prüfen, wegen der massiven Änderungen\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n7\r\nAnschlussnutzer zahlt ohnehin nur einen Teil der ge-samten POG.\r\nhinsichtlich der Ansprüche, die die Anschlussnutzer und Anschlussnehmer erhalten haben. § 31 Abs. 1 Agiler Rollout – Endzeitpunkt unklar\r\nDer Zeitpunkt für das Update ist unklar. „Spätestens ab 2025“ könnte der 1. Januar aber auch der 31. De-zember 2025 sein.\r\nGgf. entsteht auch eine Diskrepanz zu § 19 Absatz 5, der davon ausgeht, dass Bestandssysteme noch bis zum 31. Dezember 2025 genutzt werden können.\r\nKlarstellen, dass spätestens bis 31. Dezember gemeint ist. § 32 Abs. Abrechnung moderner Messeinrichtungen\r\nBisher sind die Messentgelte für konventionelle Zwei-richtungszähler und Einrichtungszähler unterschied-lich. Moderne Messeinrichtungen sind per Definition immer Zweirichtungszähler (Formulierungshilfe).\r\nIn § 32 MsbG fehlt eine Regelung, die den Mehrauf-wand für die Abrechnung einer modernen Messein-richtung berücksichtig, die die Messlokation für eine verbrauchende und eine erzeugende Marktlokation bildet. Diese Abrechnungssystematik wird den Aufga-ben und dem Aufwand des MSB bei einer modernen Messeinrichtung, die beide Energieflussrichtungen er-fasst, nicht gerecht.\r\nBildung der Preisobergrenze nicht nach Gerät, son-dern pro Anwendungsfall (Einspeisung und Bezug).\r\n§ 33 Verordnungsermächtigung - Umfang\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n8\r\nUnklar ist, ob die Vierjahresfrist für die Erhöhung der POG für den Anschlussnutzer erst ab Erlass der Ver-ordnung oder ab Inkrafttreten des Gesetzes gilt. Dass die Analyse der Kosten und Nutzen derzeit erst noch erfolgt, sollte berücksichtig werden.\r\nKlarstellung, dass mit einer Veränderung über die Ver-ordnung gemeint ist. § 34 Abs. 1 Standardleistungen - Umfang teils unklar\r\n§ 34 Abs. 1 Nr. 4\r\nDie Regelung sieht vor, dass nach Maßgabe der §§ 56 und 64 die Erhebung von viertelstundengenauen Netzzustandsdaten und deren tägliche Übermittlung an den Netzbetreiber über das Smart-Meter-Gateway zu erfolgen hat.\r\nUnklar ist was tägliche Übermittlung bedeutet. Täglich könnte auch mehrfach täglich sein – was ein deutlich höherer Aufwand wäre.\r\nKlarstellung, dass nur 1x täglich die Netzzustandsda-ten übertragen und bereitgestellt werden.\r\n§ 34 Abs. 2 Zusatzleistungen – Umfang und Startzeitpunkt teils unklar\r\nSatz 1\r\nAufzählung der Berechtigten nicht für alle Zusatzleis-tungen passend. Nicht alle Berechtigten können alle Zusatzleistungen verlangen. Bei einigen Zusatzleistun-gen ergeben sich hier Auslegungsfragen, u.a.:\r\n• Mehrspartenmetering – Anschlussnutzer, An-schlussnehmer aber nicht der MSB der anderen Sparten?\r\n• Submetering – Begriffe aus der Energiewirtschaft (siehe Begriffsbestimmung) passen nicht eindeutig\r\nGgf. Klarstellung wer, die jeweilige Zusatzleistung be-antragen kann\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n9\r\nauf die Liegenschaft und die Heizkostenabrech-nung\r\n• Ausstattung der Unterzähler – Anschlussnutzer oder auch Anschlussnehmer (wohl nur bei Bündel-angebot?)\r\n• Teilnahme am Regelenergiemarkt – wer kann be-auftragen\r\nKlärung ist auch wichtig, weil von der Beantragung ab-hängt, wer die Zusatzleitung bezahlt.\r\n§ 34 Abs. 2 Nr. 4\r\nFraglich, ob Antrag auf Zusatzleistung – vorgezogener Einbau auch vor 2025 gestellt werden kann:\r\nHintergrund – Anforderungen nach dem EEG\r\n§ 34 Abs. 2 Nr. 12 Regelung ist systematisch nicht mit § 34 Absatz 1 und 2 und § 7 vereinbar.\r\n• Soweit § 34 Absatz 2 Leistungen erfasst, die nicht durch ein intelligentes Messsystem erbracht wer-den können ist die Regelung nicht umsetzbar.\r\n• Konventionelle Messeinrichtungen und damit er-brachte Leistungen werden nicht durch den Mess-stellenbetreiber, sondern durch den Netzbetreiber erbracht und fließen in die Erlösobergrenze ein.\r\n• Sie sind insoweit auch keine Zusatzleistung zu den Standardleistungen, sondern ein völlig anderer Re-gelungsgegenstand.\r\nPflichtleistungen für Messstellenbetreiber, die kon-ventionelle Messeinrichtungen betreiben, dürfen nicht in § 34 geregelt werden. Sie folgen der anderen Netzentgeltregelungen (Erlösobergrenze).\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n10\r\n• In diese Systematik passt auch nicht die Vorgabe einer Preisobergrenze. § 35 Preisobergrenzen für Zusatzleistungen\r\nDie Gesetzessystematik in §§ 3 und 7 und § 35 Abs. 1 widersprechen sich:\r\n• § 35 sieht grundsätzlich ein zusätzliches angemes-senes Entgelt dessen Angemessenheit bei Einhal-tung der Preisobergrenzen vermutet wird.\r\n• § 7 Abs. 1 sieht vor, dass das Entgelt die Preisober-grenzen einhalten muss. Dies könnte weiterge-hend verstanden werden als eine Vermutung.\r\n• § 3 sieht vor, dass der grundzuständige Messstel-lenbetreiber ist in keinem Fall berechtigt ist, für die Erbringung der Standardleistungen nach § 34 Ab-satz 1 mehr als die in § 30 jeweils genannten Höchstentgelte und für die Erbringung von Zusatz-leistungen nach § 34 Absatz 2 mehr als die in § 35 Absatz 1 jeweils genannten Höchstentgelte vom je-weiligen Entgeltschuldner zu verlangen\r\nEs sollte bei der Vermutungswirkung erscheint sinn-voll – andere Regelungen des Gesetzes sollten ihr nicht widersprechen.\r\nDies ist insbesondere mit Blick darauf wichtig, dass de Umfang der Zusatzleistungen sich noch gar nicht ge-nau beziffern lässt und in der Folge auch die Höhe der angemessenen Entgelte.\r\n§ 40 Abs. 1 Anbindungspflicht Strom\r\nDie Regelung überflüssig, ungenau und wirft Abgren-zungsfragen auf.\r\nUnklar ist, ob eine Anbindung auch erfolgen muss, wenn es sich nicht um den gleichen Anschlussnutzer handelt. Nach Sinn und Zweck erfolgt in diesen Fällen\r\nKlarstellung\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n11\r\nkeine Anbindung, weil der Verweis auf die POG (für den gleichen Anschlussnutzer) sonst unsinnig wäre.\r\n• Verpflichtung betrifft grundzuständigen MSB, auch wenn er für die Messstelle nicht zuständig ist.\r\n• Ggf. sind für andere Messeinrichtungen andere MSB zuständig\r\n• NB, MSB und Anschlussnutzer, Anschlussnehmer können die Messeinrichtungen bzw. Anlagen aus-statten lassen – keine Notwendigkeit für Zwang wo auf keiner Seite Interesse besteht\r\n• Je nach Einbaufallkonstellation ist fraglich ob und welche Kostentragungsregelungen gelten (Kann Zusatzleistungsentgelt erhoben werden?) § 40 Abs. 2 Anbindungspflicht Gas\r\nEntbehrlich, da verpflichtende Zusatzleistung, falls An-bindung sinnvoll und gewünscht ist.\r\n§ 47 Abs. 3 Nr. 13 Festlegungsbefugnis zur Pseudonymisierung – Inhalt unklar\r\nDie Festlegungsbefugnis bezieht sich auf die Übermitt-lung von Daten, die im Gesetz datenschutzrechtlich bereits konkretisiert worden ist, § 52. Es stellt sich die Frage, was genau die BNetzA hier festlegen können soll bzw. welche Folgen sich daraus ergeben.\r\nKlarstellung oder Streichung, falls die Regelung nicht erforderlich ist. § 52 Abs. 1 Umfang der datenschutzrechtlichen Anforderungen unklar\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n12\r\nDefinition was „alphanumerische Bezeichnungen des Ortes der Messung“ bedeutet und ob eine weiterge-hende Pseudonymisierung des Messlokation/Marktlo-kations-ID erforderlich ist.\r\nWeitergehende Pseudonymisierung (nochmalige Nut-zung eines weiteren Schlüssels für die ID) sollte ver-mieden werden. Sie generiert großen Aufwand für praktisch keinen Nutzen. § 61 Abs. 2 Verbrauchsinformationen für den Anschlussnutzer bei intelligenten Messsystemen und modernen Mes-seinrichtungen\r\nDie Einsichtnahme der Anschlussnutzer muss bisher über das Smart-Meter-Gateway an eine lokale Anzei-geeinheit erfolgen. Nur alternativ und mit Einwilligung des Anschlussnutzers können die Informationen, ins-besondere wenn eine direkte Kommunikation nach Satz 1 technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht vertretbar ist, über eine Anwendung in einem Online-Portal, das einen geschützten individuellen Zu-gang ermöglicht, innerhalb des gleichen Zeitraums zur Verfügung gestellt werden.\r\nAm 5. Juli 2023 veröffentlichte die EU-Kommission die erste EU-Durchführungsverordnung zum Thema „In-teroperabilitätsanforderungen und diskriminierungs-freie und transparente Verfahren für den Zugang zu Mess- und Verbrauchsdaten“.\r\nDie Verordnung sieht die Lösung über das Online-Por-tal als Grundsatz an auch für Daten aus konventionel-len Messeinrichtungen. Dies ist mit der Regelung in § 61 Abs. 2 nicht vereinbar, nach der diese Lösung nur unter bestimmten Voraussetzungen anzuwenden ist. § 61 Absatz 2 ist entsprechend anzupassen und die Vorhaltezeit zu begrenzen, wie dies die Richtlinie vor-sieht. EnWG § 20 Absatz 1d Umfang der Verpflichtung und Wechselwirkung mit anderen Vorgaben\r\nFür kleinere Objekte und Gebäudestrom ist dieses Modell umsetzbar. Die erwarteten Verluste sind nicht\r\nKlärung der Voraussetzung und Prüfung der Begren-zung auf Niederspannung.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n13\r\nso erheblich, dass die Anwendung ausgeschlossen wäre. Aber insbesondere in größeren Kundenanlagen könnte das zu Problemen führen. Hinsichtlich des Ei-genverbrauchs von Anlagen, (unberechtigt) ungemes-sen entnommener Mengen. Darüber hinaus stellt sich die Frage, ob die Zahl der verrechneten Messwerte tatsächlich unbegrenzt sein kann, da sich Messfehler bei der Verrechnung von Messwerten potenzieren. Es sollte ggf. Klargestellt werden, dass wenn ein derarti-ges Modell gewählt wird, jede erzeugte und entnom-mene Energiemenge in der Kundenanlage gemessen werden muss und dass Messungen zu anderen als den Zwecken der Ermittlung des Energiebezugs oder der Einspeisung am Netzanschluss ggf. zusätzliche Mess-einrichtungen verlangen. Mess- und Eichver-ordnung (MessEV) Anlage 7 Eichfrist für elektronische Zähler\r\nEichfrist beträgt bisher nur 8 Jahre.\r\n• Keine Belege dafür, dass die Eichgenauigkeit nach-lässt.\r\n• Messeinrichtungen sollten nicht frühzeitig ausge-baut werden müssen, wenn sie voll funktionsfähig sind. Das ist nicht nachhaltig und teuer.\r\nVerlängerung auf 16 erforderlich.\r\n§ 35\r\nKriterien für Stichprobenverfahren\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n14\r\nAuf der Grundlage der bisherigen Regelungen in § 35 MessEV sind die Vorgaben für die Eichfristverlänge-rung nicht zu erreichen oder der Aufwand so hoch, dass die Messeinrichtungen nach 8 Jahren ausgebaut werden, statt ein Stichprobenverfahren anzustrengen.\r\n• Angemessene Ausgestaltung des Stichprobenver-fahren, das eine erfolgreiche Verlängerung der Eichfrist ermöglicht\r\n• Erhöhung der Fristverlängerung von 2 auf 5 Jahre EEG § 9 Technische Einrichtungen für marktorientierte Steue-rung\r\nAb wann kann der Antrag beim MSB nach § 9 Abs. 2 EEG (neu) gestellt werden, auch wenn es noch keine Verpflichtung zur Ausstattung gibt?\r\nKlärung\r\nAb wann gelten Wärme-pumpen, Speicher und nicht-öffentliche Ladeeinrichtungen als steuerbare Ver-brauchseinrichtung nach § 14a EnWG im Sinnen des (neuen) § 9 Abs. 1 EEG 2023, so dass eine mit diesen Technologien errichtete PV-Anlage fernsteuerbar sein muss?"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 12. April 2024\r\nStellungnahme\r\nTransformation Gas-/Was-serstoff-Verteilernetze\r\nBMWK-Green Paper vom 14. März 2024\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 45\r\nInhalt\r\nI. Zusammenfassung 3\r\nII. Einleitung 4\r\nIII. Kommentierung der Themenfelder und Handlungsoptionen 6\r\nIV. Antworten und Hinweise zu den BMWK-Fragen 12\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 45\r\nI. Zusammenfassung\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur, die dann klimaneutrale Gase transportiert sowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klima-schutz (BMWK) hat am 14. März 2024 ein „Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Ver-teilernetze“ veröffentlicht. Das Papier identifiziert anzupassende Themenfelder, beschreibt Handlungsoptionen und konsultiert 33 Fragen.\r\nDer BDEW begrüßt, dass das BMWK das Erfordernis für die Weiterentwicklung des Rechtsrah-mens für Gas- und Wasserstoffverteilernetze anerkennt. Vordringlicher Handlungsbedarf be-steht aus Sicht des BDEW insbesondere bei:\r\n› der Einschränkung von Ausbau-, Anschluss- und Versorgungspflichten,\r\n› dem Verzicht auf anlasslosen Rückbau,\r\n› dem Umgang mit Gaskonzessionen,\r\n› der angemessenen Verteilung von Lasten und Risiken,\r\n› der Schaffung eines förderlichen Rechts- und Regulierungsrahmens für Wasserstoffnetze und\r\n› der Weiterentwicklung der Regelungen zur Biogaseinspeisung.\r\nIm weiteren Verlauf sollten die unterschiedlichen Entwicklungspfade (Transport klimaneutra-len Methans, Umstellung auf Wasserstoff oder Stilllegung) und der bis dahin erforderliche zu-verlässige Weiterbetrieb der Gasnetze gleichermaßen betrachtet werden. Transformations-pfade und -geschwindigkeiten werden sich je nach lokalen Gegebenheiten stark unterschei-den und benötigen entsprechende Handlungsfreiräume.\r\nAngesichts der Breite des Themenspektrums und der Vielzahl an komplexen Fragen versteht der BDEW das Green Paper als Auftakt für eine Diskussion, die im Weiteren an vielen Stellen noch einer erheblichen Vertiefung bedarf. Diese Diskussion muss außerdem in einem Gesamt-kontext erfolgen, der die verschiedenen Entwicklungspfade für Gasnetze berücksichtigt.\r\nViele der im Green Paper adressierten Themen, insb. die integrierte Netzplanung, die Trans-formationsplanung, aber auch Anschluss- und Rückbaupflichten sind auf Fernleitungsnetze-bene ebenfalls zentrale Herausforderungen. Entsprechend sollte in den weiteren Diskussionen der Betrachtungs-/Analysebereich auf die Fernleitungsnetze ausgeweitet werden.\r\nDer BDEW ist bereit, sich umfassend und konstruktiv in die weitere Arbeit an den wichtigen Themen einzubringen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 45\r\nII. Einleitung\r\nDeutschland hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2045 Treibhausgasneutralität zu erreichen. Der BDEW sieht neben dem Ausbau der Erneuerbaren Stromerzeugung und der dazugehörigen Netzinfrastruktur gasförmige Energieträger als eine weitere tragende Säule der Energieversor-gung. Sie werden insbesondere benötigt zur Stabilisierung eines zunehmend auf dargebotsab-hängiger Stromeinspeisung basierenden Energiesystems und zur umfassenden Dekarbonisie-rung aller Sektoren. Dafür braucht es auch die zügige Transformation der Gasversorgung.\r\nDer BDEW ist überzeugt: Gasförmige Energieträger bieten in unterschiedlichen Ausprägungen in allen Sektoren Lösungen dafür, Emissionssenkungen effektiv und planbar zu realisieren. Dies erfordert u. a. eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur hin zu klima-neutralen Gasen und den Umgang mit rückläufigen Mengen an Erdgas. Während der Transfor-mation muss ein sicherer und wirtschaftlicher Netzbetrieb weiterhin stets gewährleistet sein.\r\nDer bestehende Rechts- und Regulierungsrahmen setzt jedoch hierfür noch keinen passenden Rahmen und muss dringend angepasst werden. Der BDEW hat deshalb bereits im April 2023 ein Positionspapier1 mit wichtigen Empfehlungen für die Anpassung des Rechts- und Regulie-rungsrahmens für Gasnetze veröffentlicht. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat mit einzelnen Festlegungen (KANU) und Konsultationen bereits erste regulatorische Schritte unternommen.\r\nKlar ist: Der Hochlauf von Wasserstoff und anderer klimaneutraler Gase, wie Biomethan, muss massiv beschleunigt werden. Die bestehende Gasnetzinfrastruktur bildet die Basis für diese Entwicklung und für die zukünftige klimaneutrale Gasversorgung.\r\nUm die unterschiedlichen Perspektiven und die Änderungen der Gasbedarfe abzubilden, wird die Transformation aus drei Entwicklungspfaden bestehen:\r\n• die Weiternutzung bestehender Gasnetze mit klimaneutralen Gasen,\r\n• der Bau neuer Wasserstoffleitungen und\r\n• die Stilllegung von Leitungen, wo Gasanwendungen nicht mehr benötigt werden.\r\nFür alle drei Entwicklungspfade bestehen Defizite und Handlungsbedarfe im derzeitigen Rechts- und Regulierungsrahmen. Notwendig ist ein Instrumentenmix für die Sicherung der Wirtschaftlichkeit, der Begrenzung von Risiken und der fairen Verteilung von Lasten.\r\n1 BDEW-Positionspapier vom 24. April 2023 „Transformationsregulierung Gasnetze“\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 45\r\nDie Umstellung von Bestandsleitungen auf Biomethan oder Wasserstoff sollte ebenso wie der partielle Neubau von Leitungen überall dort eine Option bleiben, wo sie sinnvollerweise für die Dekarbonisierung der Energieversorgung eingesetzt werden können. Dies wird maßgeblich von den regionalen Gegebenheiten vor Ort abhängen.\r\nAufgrund der immensen Bedeutung des Klimaschutzes handelt es sich bei der Dekarbonisie-rung der Energieversorgung um eine gesamtgesellschaftliche Aufgabe. Neben der Erreichung der Klimaziele müssen auch die Versorgungssicherheit und die Bezahlbarkeit gewahrt blei-ben. Im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Effizienz sollten deshalb bestehende Strukturen und Vermögenswerte so weit wie möglich weitergenutzt und weiterentwickelt, unnötige Kosten vermieden und Lasten sachgerecht und fair verteilt werden können.\r\nDie Transformation der Gasnetze spielt für die Umsetzung der flächendeckenden Wärmepla-nung und für die Aufstellung der Wärmepläne vor Ort eine wichtige Rolle. Gerade die Wärme-wende ist dabei nicht nur eine regulatorische, technische und infrastrukturelle Herausforde-rung, sondern ist insbesondere auch eine sozialpolitisch sensible Frage. In vielen Fällen wird die Dekarbonisierung der Industrie und der Stromerzeugung ein maßgeblicher Treiber für den Ausbau der Wasserstoffnetze bzw. die Umstellung von Gasleitungen sein. Dies kann eine Ver-sorgung weiterer Kundengruppen mit Wasserstoff in der Region ermöglichen.\r\nDie Energie- und Wärmewende ist ein gesamtgesellschaftliches Projekt. Die Unternehmen der Energiewirtschaft sind bereit, die Energie- und Wärmeversorgung engagiert weiterzuentwi-ckeln und das Projekt zum Erfolg zu führen. Dazu müssen die Entscheidungsträger auf der Ebene von Bund, Ländern und Kommunen einen geeigneten Rahmen setzen. Ebenso entschei-dend ist eine breite Akzeptanz vor Ort und des Kunden. Gerade hier steht die Politik in der Verantwortung, die Umsetzung gegenüber Bürgerinnen und Bürgern zu vertreten und zu er-läutern. Die Energiewirtschaft steht mit ihrer langjährigen Erfahrung als Partner bereit. Hierzu ist es notwendig, die Energieversorger und Infrastrukturbetreiber frühzeitig und umfassend in die Wärmeplanungen einzubeziehen, um eine Wärmewende aus einem Guss zu ermöglichen.\r\nSowohl bezüglich klarer Regeln, die die Verfügbarkeit von Wasserstoff ermöglichen, als auch zur Entwicklung und zu den konkreten Konditionen von Wasserstoffnetzen besteht derzeit ein hohes Maß an Unsicherheit. Es muss vermieden werden, dass diese Unsicherheiten zu einem frühzeitigen Ausschluss von Wasserstoffnetzen führen und wirtschaftlich sinnvolle und effizi-ente Lösungen vor Ort unmöglich gemacht werden. Gleichzeitig muss es dort, wo Bedarfsrück-gänge bereits absehbar sind, möglich sein, einen geplanten Rückzug aus der Gasversorgung in die Wege zu leiten. Dafür bedarf es eines angepassten Rechts- und Regulierungsrahmens.\r\nDer BDEW begrüßt, dass sich das BMWK dieser Themen im Green Paper angenommen hat.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 45\r\nAuch auf der europäischen Ebene hat die Netztransformation mit der novellierten Gasbinnen-marktrichtlinie (GasRL) und Gasbinnenmarktverordnung erheblich an Bedeutung gewonnen.\r\nEine grundsätzliche Betrachtung der verschiedenen möglichen Transformationspfade ist auch geboten, da mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) sowie dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) bereits zwei zentrale Bundesgesetze auf einer regionalen Netztransformation aufbauen und die flächendeckende Versorgung sowohl mit Wasserstoff als auch Biomethan als Transforma-tionsoption ausdrücklich vorhalten.\r\nEinige der Kernthemen des Green Papers, insbesondere integrierte Netzplanung, Stilllegungs-planung bzw. Transformationsplanung sowie Anschluss- und Rückbaupflichten sind zentrale Themen auch für die Netztransformation auf Fernleitungsnetzebene. Entsprechend sollten die hier thematisierten Punkte auch für die Fernleitungsnetze mitgedacht und geregelt wer-den. Die in diesem Kontext zu treffenden Regelungen werden voraussichtlich teilweise für alle Gasnetzebenen identisch sein, können aufgrund unterschiedlicher Voraussetzungen für die Fernleitungsnetze und Verteilernetze aber auch voneinander abweichen. In die BDEW-Stel-lungnahme ist auch die Sicht der Fernleitungsnetzbetreiber mit eingeflossen.\r\nIm vorliegenden Papier werden sehr grundsätzliche und weitreichende Fragen aufgeworfen, zu denen im Rahmen einer Konsultation über die Osterferien zum Teil nur erste Einschätzun-gen für die Branche gegeben werden können. Mit Blick auf das breite Themenspektrum und die hohe Bedeutung wäre aus Sicht des BDEW eine längere Frist angemessen gewesen, um eine ausführliche Rückkopplung mit den Unternehmen der Branche zu ermöglichen.\r\nIII. Kommentierung der Themenfelder und Handlungsoptionen\r\n1. Ausgangslage / Pläne als Grundlage für eine fallbezogene räumliche Differenzierung von Regelungen (z. B. Netzanschluss).\r\nDie Beschreibung der Ausgangslage ist mit Blick auf das WPG und § 71k GEG größtenteils zu-treffend. Nach Auffassung des BDEW sind diese Regelungen aber bisher weder geeignet, die „decommissioning“ Planung nach Artikel 57 GasRL noch die Wasserstoffnetzentwicklungspla-nung nach Artikel 56 GasRL ausreichend abzubilden. Sowohl das WPG als auch das GEG betref-fen zwar einen großen Teil der heutigen Erdgaskunden, die in Zukunft auf erneuerbare und kohlenstoffarme Gase angewiesen sein werden. Es ist aber davon auszugehen, dass ein Ent-wicklungsplan für Wasserstoffverteilernetze, wie in Artikel 56 GasRL vorgesehen, weit mehr beinhalten muss als „nur“ die verbindlichen Fahrpläne nach § 71k GEG. Die Planungen auf der Verteilernetzebene können die kommunale Wärmeplanung jedoch ergänzen, da diese u. a. keine Aussagen zur Stilllegung von Gasnetzen macht.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 45\r\nDer BDEW ist zudem der Auffassung, dass der bisher in der vorläufigen deutschen Überset-zung der GasRL verwendete Begriff „Stilllegungspläne“ missverständlich ist. Der “decommissi-oning plan“ gemäß GasRL umfasst auch die Weiterentwicklung und Transformation der Gas-netze. Mit dem Begriff Stilllegungsplan wird unzutreffenderweise allein die endgültige Stillle-gung von Gasnetzen suggeriert. Dabei kann die Transformation der Gasnetze für jede der zur Verfügung stehenden Optionen, auch Wasserstoff und Biomethan, nur auf einer planerischen Grundlage erfolgen. Dies wird auch durch die Erwägungsgründe der GasRL gestützt, wonach Stilllegung bedeuten kann, dass die Infrastruktur entweder ungenutzt gelassen, abgebaut oder für andere Zwecke, z. B. den Wasserstofftransport, zur Verfügung gestellt wird. Planungssicherheit ist für langlebige Infrastruktur besonders wichtig. Nur bei Planungssicher-heit können die betroffenen Infrastrukturunternehmen Investitionsentscheidungen zügig tref-fen. Ohne sie kann keine Planung für Stilllegungen erfolgen. Der größte Teil des in Deutschland verbrauchten Gases wird zur Wärmeerzeugung eingesetzt. Die Dekarbonisierung des Wärmesektors („Wärmewende“) ist ein Schlüsselelement zur Errei-chung der Klimaschutzziele. Die kommunale Wärmeplanung als ein zentrales Planungs- und Koordinierungsinstrument wird prägend sein für den zukünftigen Kapazitätsbedarf, die erfor-derlichen Investitionen und die Auslastung der dazu erforderlichen Energienetze. Dies betrifft sowohl die Fernwärme-, die Strom- und natürlich auch die Gas- und Wasserstoffnetze. Die kommunale Wärmeplanung beeinflusst die Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit all dieser Netze. Die kommunale Wärmeplanung muss im Sinne einer integrierten Energieinfrastruktur-planung ganzheitlich die Energieversorgung betrachten, um robuste Aussagen zum zukünfti-gen Infrastrukturbedarf treffen zu können. Die Netzbetreiber müssen die Transformation aktiv mitgestalten können und bei der kommunalen Wärmeplanung eng eingebunden sein. Die kommunale Wärmeplanung muss alle verfügbaren Optionen eines Versorgungsgebietes ein-beziehen und Verbindlichkeit und damit auch Rechtssicherheit für die erforderlichen kapitalin-tensiven, langfristigen Infrastrukturmaßnahmen und deren Planung schaffen.\r\nDie im Dritten Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes vorgesehenen Regelungen für eine integrierte Netzentwicklungsplanung von Gas und Wasserstoff sind ein wichtiger ers-ter Schritt für eine auf Planung basierende Transformation der Gasnetze, die im Rahmen der Wärmeplanung Berücksichtigung finden muss. Darüber hinaus muss gewährleistet sein, dass die Prozesse zur integrierten Netzplanung und die Prozesse rund um die kommunale Wärme-planung ineinandergreifen. Der von den Gasverteilernetzbetreibern erstellte Gasnetzgebiets-transformationsplan (GTP) zeigt bereits jetzt auf, dass lokale Bedarfe und Versorgungsmöglich-keiten in einem eng abgestimmten und iterativen Prozess harmonisiert werden müssen.\r\nDer BDEW schlägt vor, bei der Umsetzung der europäischen Normen in nationales Recht den Begriff Transformationsplanung anstelle von Stilllegungsplanung zu verwenden. Nur so sind\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 45\r\nbereits begrifflich alle Dekarbonisierungsoptionen für Gasnetze, also sowohl die Umstellung auf Wasserstoff und andere erneuerbare und kohlenstoffarme Gase, als auch die Stilllegung, umfasst. Dies entspricht auch der Zielsetzung der GasRL.\r\nSiehe auch Antworten zu den Fragen 1-10.\r\n2. Anschlussverpflichtung vs. Anschlussverweigerung/-kündigung\r\nIn der Transformationsphase sind die Pflichten eines Anschluss- und Versorgungszwangs auf solche Investitionen zu beschränken, die im Hinblick auf die Versorgungssicherheit erforder-lich und für den Transformationspfad sinnvoll sind. Die Transformation wird regional sehr un-terschiedliche Geschwindigkeiten und Ausprägungen haben. Daher müssen die Regelungen insbesondere die einzelnen Gasnetzbetreiber in die Lage versetzen, flexibel auf Änderungen zu reagieren. Dies ist zu verknüpfen mit einem hohen Maß an Transparenz und Planbarkeit auch für die Netznutzer.\r\nAls Grundlage für die Anpassung der bestehenden Netzanschluss- und zugangspflichten sind die vom BMWK aufgeworfenen Stilllegungspläne (besser Transformationspläne; siehe weiter oben) von wesentlicher Bedeutung. Die Ausgangsbedingungen und Entwicklungspotenziale der Gasnetzbetreiber sind jedoch überaus divers und können sich aufgrund der regionalen Ge-gebenheiten erheblich unterscheiden. Sie sind zudem mit erheblichen externen Unsicherhei-ten behaftet. Daraus resultiert die Herausforderung, allgemeingültige verbindliche Planungs-grundlagen zu schaffen, die hinreichende Flexibilität hinsichtlich der anstehenden Entwicklun-gen bieten. Dieser Prozess steht angesichts der erst im Entstehen begriffenen rechtlichen Rah-menbedingungen für die Transformation der Gasnetze noch am Anfang und sollte in einem regelmäßigen Dialog mit den Netzbetreibern erarbeitet werden.\r\nSiehe auch Antworten zu den Fragen 11-21.\r\n3. Umfang von Rückbauverpflichtungen\r\nDer BDEW unterstützt die Ausführungen des BMWK zur Vermeidung eines anlasslosen, flä-chendeckenden Rückbaus von Gasnetzinfrastrukturen. Es sollte gesetzlich verankert werden, dass auch entgegen anderslautenden Vereinbarungen in Wegenutzungs-/ Konzessionsverträ-gen oder sonstigen Vereinbarungen stillgelegte Leitungen grundsätzlich im Boden verbleiben können (keine anlasslose Beseitigungspflicht). Eine etwaige Rückbauverpflichtung ist an enge und sachgerechte Voraussetzungen zu knüpfen und mit angemessenen Fristen zu versehen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 45\r\nBestehende Konzessionsverträge können Regelungen zum Rückbau von Gasnetzen enthalten, die unterschiedlich ausgeformt sind und nicht einheitlich gehandhabt werden. Bei der Gestal-tung einer gesetzlichen Regelung zur Vermeidung anlasslosen Rückbaus ist der Umgang mit solchen vertraglichen Verpflichtungen zu berücksichtigen. Grundsätzlich sollte vermieden wer-den, dass in der Konsequenz sämtliche bestehenden Verträge angepasst werden müssten und damit weitere vertraglich ausgehandelte Regelungen zur Disposition gestellt werden können. Eine Möglichkeit wäre eine gesetzliche Regelung, die den Rückbau von Gasleitungen abwei-chungsfest an bestimmte, eng definierte Bedingungen knüpft und so anderslautenden ver-traglichen Bestimmungen entgegengehalten werden kann.\r\nDer BDEW schlägt deshalb vor, im EnWG eine grundsätzliche Regelung zu verankern, die ne-ben weiteren transformationsspezifischen Fragestellungen auch regeln sollte, dass der anlass-lose Rückbau von Gasnetzen für Netzbetreiber wirtschaftlich unzumutbar ist. Eine unzumut-bare Leistung dürfte in der Folge von Grundstückseigentümern und Vertragspartnern auch bei entgegenstehenden Vereinbarungen nicht gefordert werden können.\r\nEine solche Regelung hätte zudem den Vorteil, dass sie einheitlich sowohl für öffentliche als auch private Grundstücke gelten könnte und so Sicherheit für alle Beteiligten schafft. Es wäre zu prüfen, ob es zusätzlich zu der Schaffung von Übergangsregelungen einer Klarstellung der Anwendung einer solchen Norm auch auf bestehende (Konzessions-)Verträge bedarf. Alterna-tiv könnte man prüfen, ob die Verankerung einer generellen Zumutbarkeit des Verbleibs der Leitungen im Boden für die Kommunen ebenfalls eine mögliche Gestaltungsoption wäre. Eine solche gesetzliche Vermutung müsste an eng definierte Kriterien anknüpfen. Die Formulierung könnte lauten: “Der Verbleib stillgelegter Anlagen und Leitungen in Grund und Boden gilt als zumutbar, wenn keine Umweltschäden zu erwarten sind und anderweitige nachgewiesene Nutzungen des Grundeigentümers nicht entgegenstehen”.\r\nHinsichtlich der auch nach Anpassung der einschlägigen rechtlichen Regelungen noch verblei-benden Rückbauverpflichtungen sollte der Umfang klargestellt werden, um sicherzustellen, dass im Bedarfsfalle zu bildende Rückstellungen frühzeitig und mit (vollständiger) steuerlicher Auswirkung gebildet werden können. Entsprechend muss auch in der Regulierung die Realisie-rung der korrespondierenden Erlöse sichergestellt sein. Steuerliche Vorgaben sollten nicht dazu führen, dass es zu einer zeitlichen Verlagerung der Aufwendungen ans Nutzungsdauer-ende kommt. Dazu braucht es auch steuerlich die Möglichkeit einer möglichst frühzeitigen An-sammlung /Dotierung von Stilllegungs- und Rückbaukosten, damit die steuerliche Abziehbar-keit der Aufwendung noch durch Erträge aus dem Betrieb der Netze amortisiert werden kann.\r\nSiehe auch Antworten zu den Fragen 22-24.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 45\r\n4. Investitionsverpflichtungen aus Konzessionsverträgen\r\nIn der Vergangenheit wurden bei Konzessionsvergaben oft Investitionsverpflichtungen/Inves-titionszusagen als zusätzliches Element im Bieterwettbewerb einbezogen. Aus Sicht des BDEW ist es sinnvoll, diese konzessionsvertraglichen Investitionsverpflichtungen zu überprüfen und ggf. gesetzlich zu begrenzen. Eine Verpflichtung zu einer pauschalen Investitionssumme oder ein anzustrebendes mittleres Netzalter sind in der Transformationsphase zur Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele nicht mehr sachgerecht. Investitionen aufgrund bestehen-der gesetzlicher Verpflichtungen, insbesondere aus netztechnischen Gründen und zur Ge-währleistung der Versorgungssicherheit müssen selbstverständlich weiterhin möglich bleiben.\r\nÄhnlich wie bei einer Regelung zur Vermeidung anlasslosen Rückbaus, muss es auch in diesem Zusammenhang möglich sein, entgegenstehende vertragliche Regelungen für nicht anwend-bar oder für unwirksam zu erklären. Dafür könnte sich ebenfalls eine entsprechende Regelung im EnWG eignen, die Investitionen ins Gasnetz aus sicherheitstechnischen Gründen bzw. ge-nerell aus gesetzlichen Verpflichtungen ermöglicht und darüberhinausgehende Investitionen für den Netzbetreiber für unzumutbar erklärt.\r\nEine weitere Möglichkeit wäre, in § 3 Abs. 2 der Konzessionsabgabenverordnung (KAV) festzu-schreiben, dass eine Kommune nicht (mehr) berechtigt ist, Investitionen zu verlangen, die über die gesetzlichen und sicherheitstechnischen Verpflichtungen hinausgehen.\r\nBei der Erstreckung einer etwaigen Regelung auf bestehende Verpflichtungen muss der Fort-bestand des Konzessionsvertrags im Ganzen stets im Blick behalten werden.\r\nSiehe auch Antworten zu den Fragen 25-27.\r\n5. Weiterbetrieb von Netzen bei fehlendem Bewerber auf die Neukonzession\r\nDer BDEW begrüßt, dass das BMWK die grundsätzliche Notwendigkeit einer Regelung für feh-lende Bewerber für eine Gaskonzession anerkennt. Die angedachte gesetzliche Verpflichtung zum Weiterbetrieb des Netzes durch den Altkonzessionär, auch unter unwirtschaftlichen Be-dingungen und gegen dessen Willen, ist jedoch äußerst kritisch zu bewerten.\r\nDie Gemeinden übernehmen mit einer kommunalen Wärmeplanung mehr Verantwortung bei der langfristigen Sicherung und Gestaltung der Energie- und Wärmeversorgung vor Ort. Staat und Kommunen müssen im Sinne der Daseinsvorsorge sicherstellen, dass die Versorgung mit Energie/Wärme gewährleistet ist. Findet sich kein Neukonzessionär, sollte die Kommune da-her das Eigentum an den Netzen übernehmen und selbst betreiben bzw. einen geeigneten\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 45\r\nNetzbetreiber mit der Betriebsführung beauftragen. Der Netzbetreiber kann nicht zu einem unwirtschaftlichen Betrieb des Netzes verpflichtet werden.\r\nDer aktuell zurückgehende Wettbewerb um Gasnetzkonzessionen ist ein deutliches Indiz für ungelöste Probleme, bestehende Unsicherheiten und zunehmende wirtschaftliche Risiken. Dem Problem fehlender Bewerber für Gaskonzessionen kann wirksam begegnet werden, in dem die Rahmenbedingungen für die Transformation der Gasnetze so ausgestaltet werden, dass der bedarfsgerechte Gasnetzbetrieb, der zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit erforderlich ist, jederzeit unter wirtschaftlichen Bedingungen durchgeführt werden kann.\r\nDer BDEW regt darüber hinaus an, das System der Ausschreibung von Gaskonzessionen als Ganzes zu überdenken. Neben der Anpassung von Vertragslaufzeiten und der Einführung zu-sätzlicher Anpassungs- und Kündigungsmöglichkeiten beinhaltet dies auch die Überprüfung der grundsätzlichen Erforderlichkeit von Konzessionswettbewerben für Gasnetze. Dies gilt umso mehr, als dass die Verpflichtung zum Betrieb eines Netzes nicht vom Vorhandensein ei-nes Konzessionsvertrages, sondern von den an die Funktion des Netzbetreibers geknüpften energiewirtschaftlichen Verpflichtungen abhängt.\r\nSollte das BMWK an seinem Lösungsvorschlag festhalten und den bisherigen Konzessionär zum Weiterbetrieb verpflichten, darf dies aus verfassungsrechtlichen Gründen nur unter Aus-gleich der wirtschaftlichen Nachteile erfolgen. Eine Entschädigungs- bzw. Ausgleichregelung bedarf einer direkten gesetzlichen Grundlage. In jedem Fall muss sichergestellt sein, dass der Netzbetreiber nach Ablauf der Übergangsfrist nicht nochmals verpflichtet werden kann. Ent-weder muss die Kommune dann das Netz übernehmen oder es wird stillgelegt.\r\nSiehe auch Antworten zu den Fragen 28-32.\r\n6. „Kalkulatorik“: Kostenstruktur im Rahmen der Transformation\r\nDie BNetzA hat erkannt, dass die Regulierung angepasst werden muss, um den Gasnetzbetrei-bern die Transformation zu ermöglichen. Erste Anpassungen werden mit den Eckpunkten vom 18. Januar 2024 zur Weiterentwicklung der Anreizregulierung „NEST“ und mit den Eckpunkten vom 6. März 2024 zu den Abschreibungsmodalitäten für die Gasnetztransformation „KANU 2.0“ konsultiert. Diese Anpassungen gehen in die richtige Richtung und werden vom BDEW ausdrücklich unterstützt, sind jedoch nur ein erster Schritt. Weitere Anpassungen müssen fol-gen, um gesamtwirtschaftlich sinnvolle Anreize zu setzen, Kosten im Zeitablauf angemessen zu verteilen und auch in der Transformationsphase einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Gasnetze zu ermöglichen und Gasnetznutzer nicht zu überfordern.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 45\r\nZwar liegt die Zuständigkeit für die Regelungen zur Netzkostenermittlung und -allokation bei der BNetzA; die Kostenentstehung sowie der rechtliche und wirtschaftliche Rahmen werden jedoch erheblich beeinflusst durch politische Vorgaben auf Bundes-, Landes- und kommunaler Ebene. Deshalb sind hier eine Verzahnung und gesamthafte Betrachtung erforderlich.\r\nZu prüfen wäre, ob die Regulierung der Netzentgelte (Erlösobergrenzen) um umlage- oder steuerfinanzierte Bestandteile ergänzt werden sollte, um langfristig eine Überforderung der verbleibenden Netznutzer und Fehlanreize zu vermeiden.\r\nIV. Antworten und Hinweise zu den BMWK-Fragen\r\nAllgemeines zur Zukunft der Erdgasverteilernetze im Zeitalter der Dekarbonisierung\r\n1. Wie lassen sich der Aufbau zukunftsträchtiger Netze für Wasserstoff bzw. Wärme mit der Umwidmung bzw. ggf. Stilllegung von Erdgasverteilernetzen optimal verknüpfen, so dass die Transformationskosten für alle Beteiligten minimiert werden?\r\nDer erste wichtige Schritt ist der Aufbau eines Wasserstoffmarkts, für den mit dem Wasser-stoff-Kernnetz ein wichtiger Beitrag geleistet wird. Die Fragen der Umstellung von Gas- zu Wasserstoffleitungen sowie des Umfangs von (Teil-)Stilllegungen von Leitungen lassen sich grundsätzlich nicht losgelöst von der Verfügbarkeit, dem Bedarf und den Commodity-Preisen des zu transportierenden Gases beantworten. Aufgrund der insoweit bestehenden Unsicher-heiten dürfen an eine „Transformationsplanung“ zum jetzigen Zeitpunkt nicht zu hohe Anfor-derungen gestellt werden. Bei allem sind die zeitlichen Entwicklungspfade zu berücksichtigen. Vorgaben – wie etwa für die Entflechtung – müssen pragmatisch gehandhabt werden und dür-fen einer Transformation nicht hemmend entgegenstehen.\r\nIn vielen Fällen wird die Dekarbonisierung der Industrie und der Stromerzeugung ein maßgeb-licher Treiber für den Auf- und Ausbau der Wasserstoffnetze bzw. die Umstellung von Gaslei-tungen sein. Dies kann auch die Basis für eine wirtschaftliche Versorgung weiterer Kunden-gruppen mit Wasserstoff in der Region sein (siehe hierzu auch Frage 4).\r\nBei der Transformation der Gasnetze muss im Blick behalten werden, dass für die Nah- und Fernwärmeversorgung KWK-Anlagen zum Einsatz kommen, die weiter mit klimaneutralen Ga-sen wie Biomethan oder grünem und blauem Wasserstoff bzw. noch übergangsweise mit Erd-gas befeuert werden. Das heißt, bei einer Umstellung oder Stilllegung muss geprüft werden, ob davon der zukünftige Ausbau von leitungsgebundener Wärme tangiert wird.\r\nEine einmal durchgeführte Stilllegung von Gasnetzen ist unumkehrbar bzw. eine Wiederinbe-triebnahme mit sehr hohen Kosten verbunden. Eine frühe Planungssicherheit für die\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 45\r\nbetroffenen Gebiete hinsichtlich der zukünftig zur Verfügung stehenden Energieträger und -infrastruktur ist somit anzustreben.\r\nEbenso ist zu beachten, dass die Transformationen der Gasnetze, einschließlich der Stilllegung, personal- und zeitintensiv ist. Die Gasnetzbetreiber konkurrieren hier mit weiteren Infrastruk-tur- und Energiewendeprojekten, auch um externe Dienstleister (Tiefbau etc.). Eine frühzeitige Planungssicherheit könnte zu einer zeitlichen Optimierung aller erforderlichen Maßnahmen führen und die Möglichkeit schaffen, bei der Gasnetztransformation mit weiteren Infrastruk-turprojekten (Stromnetze, Telekommunikationsnetze, Verkehr) zu kooperieren und die volks-wirtschaftlichen Kosten möglichst gering zu halten.\r\nUm die Belastungen für die Kunden nicht übermäßig ansteigen zu lassen, müssen frühzeitig Regelungen getroffen werden, um die anfallenden Kosten auf eine hohe Grundgesamtheit an Kunden zu verteilen. Einen ersten Aufschlag dazu hat die BNetzA mit dem Eckpunktepapier „NEST“ zur Anpassung der Anreizregulierung und mit der Festlegung „KANU“ bzw. dem Eck-punktepapier „KANU 2.0“ zur Anpassung der Abschreibungsregeln gemacht.\r\n2. Welche Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gasver-teilernetzen werden von betroffenen Stakeholdern als nötig erachtet und gibt es über die oben skizzierten Optionen weitere Themen, die bei der Anpassung des Ordnungs-rahmens berücksichtigt werden müssen? Hinsichtlich welcher der vorgeschlagenen Re-gelungen bestehen Bedenken?\r\nDer Ordnungsrahmen muss dringend und schnellstmöglich weiterentwickelt werden, um eine planmäßige und volkswirtschaftlich effiziente Transformation der Gasnetze zu ermöglichen. Dabei sind die unterschiedlichen Langfristperspektiven (Transport klimaneutralen Methans, Umstellung auf Wasserstoff oder Stilllegung) und der bis dahin erforderliche zuverlässige Wei-terbetrieb einzubeziehen und gleichwertig sowie ganzheitlich zu betrachten.\r\nVordringlicher Handlungsbedarf besteht aus Sicht des BDEW bei folgenden Themen:\r\n› Einschränkung von Ausbau-, Anschluss- und Versorgungspflichten der Gasnetzbetreiber,\r\n› Ermöglichung der Kündigung von Netzanschlussverhältnissen und Stilllegung bestehender Anschlüsse,\r\n› Verzicht auf anlasslosen Rückbau, Duldungspflichten für stillgelegte Leitungen/Netzan-schlüsse so umfangreich wie möglich,\r\n› Verursachungsgerechte und angemessene Kostentragung für Stilllegung und Rückbau,\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 45\r\n› Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit von Gasnetzkonzessionen durch angemessene Vertei-lung von Lasten und Risiken,\r\n› Flexibilisierung von Nutzungsdauern und Abschreibungsmodalitäten,\r\n› Verankerung eines angemessenen Rechts- und Regulierungsrahmens für Wasserstoffnetze,\r\n› Weiterentwicklung der Regelungen zur Biogaseinspeisung.\r\nDer Ordnungsrahmen muss den oben beschriebenen Dreiklang aus Umstellung, Ergänzungs-neubau und Stilllegung gleichwertig abbilden. Fehlanreize z. B. zu einer übereilten Stilllegung sind zu vermeiden, um eine Synchronisierung mit anderen Energieträgern/Leitungsinfrastruk-turen zu ermöglichen oder um eine Weiternutzung mit klimaneutralen Gasen nicht vorzeitig auszuschließen.\r\nDer BDEW weist nachdrücklich daraufhin, dass aufgrund der unsicheren Entwicklungsprogno-sen zum jetzigen Zeitpunkt nur in Ausnahmefällen bereits verbindliche Aussagen zur Transfor-mation einzelner Gasnetze getroffen werden können.\r\nDaher müssen derzeit alle Optionen – auch im Sinne volkswirtschaftlicher Effizienz – offenge-halten werden. Dazu gehört der Netzbetrieb mit klimaneutralen Gasen wie Wasserstoff und Biomethan und auch die Stilllegung. Jede dieser Optionen bedarf deshalb eines funktionieren-den Rechts- und Regulierungsrahmens.\r\nDer BDEW vertieft diese Aspekte u. a. in folgenden Stellungnahmen und Positionspapieren:\r\n› Positionspapier vom 24. April 2023 „Transformationsregulierung Gasnetze“,\r\n› Diskussionspapier vom 19. März 2024 „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“,\r\n› Stellungnahme vom 15. Januar 2024 „Drittes Gesetz zur Änderung des Energiewirtschafts-gesetzes“,\r\n› Stellungnahme vom 6. November 2023 „Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes“,\r\n› Positionspapier vom 11. September 2023 „Den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur be-schleunigen“,\r\n› Stellungnahme vom 28. Juli 2023 „zum Planungsstand des Wasserstoffkernnetzes“,\r\n› Stellungnahme vom 15. Mai 2023 „Regelungen zum Wasserstoff-Kernnetz“,\r\n› Stellungnahme vom 26. Juli 2023 und Stellungnahme vom 16. Oktober 2023 „zum Entwurf eines Gesetzes für die Wärmeplanung und die Dekarbonisierung der Wärmenetze (WPG)“,\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 45\r\n› Stellungnahme vom 11. April 2023 und Stellungnahme vom 9. Mai 2023 „zum Entwurf ei-nes Gesetzes zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes und zur Änderung der Heizkos-tenverordnung sowie zur Änderung der Kehr- und Überprüfungsordnung (GEG)“.\r\nGrundsätzlich begrüßt der BDEW die Ausführungen des Green Papers und hält die Themenset-zung für richtig. Es behandelt die wesentlichen Fragen, die sich für den Ordnungsrahmen im Zusammenhang mit der Transformation der Gasnetze stellen. Erhebliche Bedenken hat der BDEW insbesondere hinsichtlich des Vorschlags, bei ausbleibenden Bewerbern für Gasnetz-konzessionen die bisherigen Konzessionsnehmer zum Weiterbetrieb zu verpflichten (ausführli-cher hierzu vgl. Antworten zu Fragen 29-31). Insgesamt bedarf es einer umfassenden Reform der Regelungen für die Vergabe von Gaskonzessionen, siehe Ausführungen weiter oben.\r\nZusätzlich ist auch die Kostentragung für die Transformation der Gasnetze ein entscheidender Faktor. Die Transformationskosten können nicht allein auf die Netzbetreiber abgewälzt wer-den. Kosten für Umrüstungen des Gasnetzes auf Wasserstoff und auch Kosten für etwaige Stilllegungen müssen von den Netzbetreibern verursachungsgerecht allokiert und verein-nahmt werden können. Dies wird insbesondere mit der BNetzA vertieft zu diskutieren sein.\r\nThematisch fehlen aus unserer Sicht Regelungen, die die Option des Aus- und Umbaus von Wasserstoffverteilnetzen betreffen. Für die Versorgung von Industrie- und Gewerbekunden sowie Kraftwerken bedarf es klarer Rahmenbedingungen für die Strecke vom Wasserstoff-kernnetz zum Kunden, nämlich für das Wasserstoffverteilnetz (siehe Frage 5).\r\n3. Wie wird die Zukunft der Gasverteilernetze eingeschätzt? Überwiegen die Chancen oder wird es künftig vorrangig um Stilllegung und Rückbau gehen?\r\nWasserstoff und andere klimaneutrale Gase sind für ein klimaneutrales und resilientes Ener-giesystem unverzichtbar.\r\nIm Gasnetzgebietstransformationsplan Ergebnisbericht 2023 wird dargestellt, dass von 932 befragten Kommunen 58 % klimaneutrale Gase wie Wasserstoff und Biomethan langfristig als einen Baustein der sicheren energetischen Versorgung sehen, 36 % halten dies für „möglich“ und 5 % sehen derzeit langfristig keinen Einsatz klimaneutraler Gase. Von den 1.908 befragten Unternehmen (RLM-Kunden) haben 76 % Interesse an Wasserstoff.\r\nEs ist derzeit jedoch noch in vielen Fällen unklar, welche Mengen- und Leistungsbedarfe die Kunden konkret haben, welche Mengen zu welchen Preisen am Markt verfügbar sein werden und welche Leitungsinfrastruktur hierfür benötigt wird. Erdgas wird heute von der Mehrzahl der Haushaltskunden zur Wärmeversorgung eingesetzt, entsprechend sind perspektivisch auch Stilllegungen von Gasinfrastruktur im Rahmen der Transformation zu erwarten.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 45\r\nDie Chancen sind regional als heterogen einzuschätzen. Eine erfolgreiche Transformation ist u. a. abhängig von der Verfügbarkeit der verschiedenen Energieträger und der jeweiligen Transport- und Verteilernetz-Infrastruktur. Das Wasserstoff-Kernnetz setzt ein wichtiges Signal für den Aufbruch in eine Wasserstoffwirtschaft und schafft Klarheit über die Verfügbarkeit von überregionaler Wasserstoff-Transportinfrastruktur. Eine schnelle Umsetzung des geplanten und konsultierten Kernnetzes gibt den anschließenden Netzbetreibern und den potenziellen Wasserstoff-Kunden mehr Planungssicherheit.\r\nDer Erdgaseinsatz bei Industrie, Gewerbe, KWK und Haushalten wird in den nächsten Jahren zwar sinken, trotzdem wird Erdgas noch auf lange Zeit gebraucht und es muss auch während der Transformationsphase jederzeit die sichere und zuverlässige Versorgung der Kunden und die dafür notwendige Netzinfrastruktur aufrechterhalten werden. Parallel steigt bereits in den nächsten Jahren der Bedarf zur leitungsgebundenen Versorgung mit Wasserstoff.\r\nEs besteht unabhängig von der Bewertung, welche Teile des Gasnetzes künftig in welcher Form und in welchem Umfang weiterbetrieben bzw. stillgelegt werden sollen, ein Bedarf für klare Regelungen, die alle möglichen Optionen adressieren und bedenken (siehe Frage 2). Im Übrigen ist eine konkrete Einschätzung zur Entwicklung der Gasnetze von unterschiedlichen (regionalen) Faktoren abhängig und daher zum jetzigen Zeitpunkt nicht eindeutig.\r\n4. Welche Rolle können Gasverteilernetze beim Wasserstoffnetzaufbau spielen? Welche Rahmenbedingungen sollten gelten, damit Chancen der Wasserstoff-Wirtschaft durch Gasverteilernetzbetreiber genutzt werden können?\r\nDie Gasverteilernetzbetreiber haben eine große Bereitschaft, an der Transformation aktiv mit-zuwirken und haben bei ihren Transformationsplanungen für das Wasserstoffnetz ambitio-nierte Etappenziele ins Auge gefasst. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass der Rechtsrahmen für die Planung der Wasserstoffverteilernetze im EnWG systemisch angelegt und verankert wird (siehe Frage 2). Die Gasverteilernetze sind das Bindeglied zwischen den Kundenbedarfen und dem Wasserstoff-Hochlauf. Folglich müssen zum Erfolg des Wasserstoff-Hochlaufs neben dem möglichen Wasserstoffaufkommen die Kundenbedarfe mit dem zu deren Deckung nöti-gen Netzausbau synchronisiert werden. Mit dem Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) nach DVGW-Merkblatt G 2100, einer nach § 49 Abs. 2 EnWG allgemein anerkannten Regel der Technik, haben sich viele Gasverteilernetzbetreiber ausführlich mit den Umstellpotenzialen auseinandergesetzt und eine Integration in die Transformationsplanung dargestellt.\r\nDas zukünftige Wasserstoffnetz kann zu einem großen Teil aus umgestellten Gasleitungen ent-stehen. Deutschland verfügt über ein hervorragend ausgebautes Gasnetz von ca. 600.000 km. Für den schnellen Hochlauf und den kostenoptimierten Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 45\r\nsollten deshalb vorhandene Gasleitungen, Unternehmensstrukturen, Fachpersonal und Know-how effizient genutzt und Synergien gehoben werden. Auf über das bisherige Maß hinausge-hende Entflechtungsvorgaben sollte deshalb verzichtet werden. Die GasRL bietet hierzu aus-reichenden Spielraum, der bei der nationalen Umsetzung genutzt werden sollte.\r\nUnabdingbar ist auch, zeitnah die finanziellen und regulatorischen Rahmenbedingungen für Wasserstoffleitungen außerhalb des Kernnetzes zu schaffen und bestehende Unklarheiten (insb. finanzielle Risiken) und Probleme auszuräumen. Dazu gehören beispielsweise wettbe-werbsfähige Netzentgelte in zukünftigen Wasserstoffverteilernetzen. Von entscheidender Be-deutung ist außerdem, dass die (Transformations-) Planungen der Verteilernetzbetreiber in der Netzentwicklungsplanung berücksichtigt werden. Zudem ist ein konsistenter Regelungs-rahmen zu schaffen, der eine planbare Umstellung der Verteilernetzebene ermöglicht, sofern bzw. wo dies wirtschaftlich sinnvoll erscheint. Dafür ist ein konsistenter Regelungsrahmen auch mit den Vorgaben zur kommunalen Wärmeplanung erforderlich.\r\nFür den Markthochlauf bedarf es Förderinstrumente, die die gesamte Wertschöpfungskette abdecken. Zu viele Differenzierungen und kleinteilige Förderungen sind dabei unbedingt zu vermeiden. Des Weiteren muss sichergestellt sein, dass Regionen und Kunden bei größerer Entfernung zum Wasserstoff-Kernnetz nicht benachteiligt werden.\r\n5. Welcher Bedarf an Umstellungen auf Wasserstoff-Verteilernetze wird gesehen? Mit welchen Umstellungskosten ist zu rechnen? Welche Bedingungen müssen für einen wirtschaftlichen Betrieb von Wasserstoff-Verteilernetzen erfüllt sein? Welche Ge-schäftsmodelle sind vorstellbar oder schon konkret geplant, um Umstellung und Bau von Wasserstoff-Verteilernetzen in welchen Abnehmergruppen und Druckebenen wirt-schaftlich rentabel zu machen? Welche Herausforderungen bestehen in der Transforma-tionsphase? Welche zeitliche Dimension wird als realistisch angesehen bzw. ab wel-chem Zeitpunkt wird eine Umstellung attraktiv sein?\r\nÜber das bestehende Gasverteilernetz werden aktuell 13 Millionen Haushalte und ein Großteil der 1,6 Millionen Industrie- und Gewerbekunden, darunter auch die gasbasierte Strom- und Wärmeversorgung, mit Gas versorgt.2 Diese Kunden haben zeitlich definierte Dekarbonisie-rungsvorgaben und werden diese – in einem heute jedoch noch nicht abschließend\r\n2 Über das Gasfernleitungsnetz werden 0,5 Millionen Industrie- und Gewerbekunden versorgt. Quelle: Monito-ringbericht 2023. Stand: 31. Dezember 2022.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 45\r\nfeststehendem Ausmaß – durch Umstellung auf erneuerbare und kohlenstoffarme Gase oder durch Elektrifizierung erfüllen.\r\nDie überwiegende Anzahl zukünftiger Wasserstoffkunden wird dementsprechend über das Verteilernetz angeschlossen. Einzelne Inselnetze sollten im Sinne volkswirtschaftlicher Effizi-enz nur eine Übergangslösung sein und sobald möglich an das Wasserstoff-Kernnetz angebun-den werden. Damit hat das Verteilernetz eine essenzielle Rolle für den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und für die Versorgung der Kunden über den Markt.\r\nDie Bedarfe aus dem Verteilernetz müssen im Rahmen des integrierten Gas-/Wasserstoff-Netzentwicklungsplans bei der weiteren Planung und Dimensionierung der Transportebene berücksichtigt werden. Nur so haben auch die zukünftigen Wasserstoffkunden am Verteiler-netz Planungssicherheit für ihre Investitionsentscheidungen. Die Kunden wollen und müssen wissen, wann und zu welchen Rahmenbedingungen sie an ein Wasserstoffnetz angebunden werden können. Je früher dies gelingt, umso schneller wird sich auch die Wasserstoffnetzinf-rastruktur entwickeln. Die Umstellungs- und Stilllegungspläne (Transformationspläne) müssen dabei von den Verteilernetzbetreibern selbst entwickelt werden.\r\nDie Entscheidung über die Umstellung von Verteilernetzen auf Wasserstoff wird stets auf loka-ler Ebene zu untersuchen und entscheiden sein. Dabei sollten auch die Standorte künftiger Elektrolyseure in die Betrachtung einbezogen werden.\r\nDie dezentrale Sektorenkopplung wird bisher nicht ausreichend berücksichtigt. Um die Eigen-erzeugungsziele von Wasserstoff aus der nationalen Wasserstoffstrategie zu erreichen, ist die Platzierung von großen Elektrolyseuren (> 100 MW) in den Verteilernetzen entscheidend. Ins-besondere in ländlichen Gegenden, wo regenerativer Strom überdurchschnittlich eingespeist wird, könnten diese Elektrolyseure und die Transformation der Gasnetze zum Wasserstoff die Investitions- und Betriebskosten für den Ausbau des Stromnetzes senken. Es ist daher wichtig, diesen Aspekt stärker zu berücksichtigen, um die Effizienz der Energiewende zu maximieren und die Infrastruktur für Strom- und Gasnetze optimal zu nutzen.\r\nDer zukünftige Bedarf an leitungsgebundenem Wasserstofftransport und damit auch der Be-darf an Umstellungen von Gasverteilernetzen auf Wasserstoff ist im Wesentlichen von Fakto-ren abhängig, die nicht in der Einflusssphäre des Netzbetreibers liegen:\r\n• Kundenbedarfe,\r\n• Verfügbarkeit von Wasserstoff und Konditionen der Lieferung,\r\n• Verfügbarkeit und Konditionen alternativer Energieträger,\r\n• Verfügbarkeiten und Konditionen anderer Wasserstoff-Transportwege (z. B. Trailer),\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 45\r\n• ordnungsrechtliche Vorgaben (z. B. GEG),\r\n• kommunale Wärmeplanungen,\r\n• Verfügbarkeit und Konditionen von Fördermitteln.\r\nDie Umstellungskosten hängen von den jeweiligen Bedingungen vor Ort ab, liegen aber in je-dem Fall weit unter den Kosten eines Neubaus einer Wasserstoffleitung. Im Vergleich zu ei-nem Neubau kann mit deutlich weniger als 50 % der Kosten gerechnet werden. Umstellungs-kosten entstehen z. B. durch eine Umrüstung der oberirdischen Anlagen, Umbau von Armatu-ren und Messtechnik und ggf. der Notwendigkeit neuer Schweißnähte.\r\nDerzeit werden häufig hohe Anforderungen bezüglich des Nachweises der Wasserstofftaug-lichkeit von Gasnetzen gestellt. Im Vorfeld einer Leitungsumstellung muss mit einem Sachver-ständigengutachten bestätigt werden, dass die Leitungen die Anforderungen einer Umstellung auf Wasserstoff erfüllen. Auch bei guter Dokumentation der Leitung sind in der Vergangenheit häufig aufwändige Molchverfahren gefordert worden. In vergleichbaren Fällen sollten die An-forderungen auf ein notwendiges Maß reduziert werden, da diese erhebliche finanzielle und personelle Ressourcen bei den Netzbetreibern binden. Zudem muss sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber die entsprechenden Kosten über Netzentgelte refinanzieren können.\r\nÜber die reine Kostenbetrachtung hinaus werden durch eine Umstellung von Gasleitungen im Vergleich zum Leitungsneubau auch Flächen- und Ressourcenbedarfe (Fachkräfte) und Ver-kehrseinschränkungen durch Neubaumaßnahmen reduziert.\r\nFür einen wirtschaftlichen Betrieb von Wasserstoff-Verteilernetzen müssen die rechtlichen und regulatorischen Bedingungen noch geschaffen und eine nachhaltige Finanzierung ermög-licht werden. Analog zur Situation im Wasserstoff-Kernnetz bestehen bei der Verteilung des Wasserstoffs in den Regionen und hin zu den Kunden vergleichbare Herausforderungen:\r\n› Der Wasserstoffhochlauf ist maßgeblich geprägt durch politische Vorgaben auf EU-, Bun-des-, Landes- und kommunaler Ebene sowie durch weitere externe Einflüsse (z. B. Verfüg-barkeit von Fördermitteln).\r\n› Netzinfrastrukturen sollen grundsätzlich durch die Netznutzer finanziert werden. Bei einer kostendeckenden Kalkulation von Beginn an würden die Netznutzer jedoch anfänglich mit prohibitiv hohen Netzentgelten konfrontiert, dies würde den Markthochlauf verhindern.\r\n› Es besteht ein hohes Risiko, dass einzelne Großkunden weniger als geplant zur Netzfinan-zierung beitragen (z. B. Standortschließung, Wahl anderer Bezugsquellen, Transportwege oder Energieträger). Eine daraus resultierende Netzentgelterhöhung bei den anderen Netz-nutzern wird mit Blick auf die hohen wirtschaftlichen Auswirkungen, vertragliche Regelun-gen und Förderbedingungen nur in begrenztem Umfang möglich sein.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 45\r\n› Da Ausfallrisiken in der Hochlaufphase nicht auf eine große Kundengesamtheit verteilt wer-den können, sind hier gesonderte Lösungen zur Reduzierung und angemessenen Verteilung dieser Risiken notwendig. Vorteilhaft wäre eine Übernahme der Ausfallrisiken durch den Staat, z. B. durch Ausfallbürgschaften, eine entsprechende Ausgestaltung von Förderungen oder ein Finanzierungsmodell mit subsidiärer Absicherung wie beim Kernnetz.\r\n› Für den Markthochlauf bedarf es Förderinstrumente, die die gesamte Wertschöpfungskette abdecken. Insbesondere bei den Wasserstoffverbrauchern könnten damit die im Vergleich höheren Kosten abgefedert werden. Mit Fördermitteln für Wasserstoffnetze kann erreicht werden, dass diese sowohl für Netznutzer als auch für Netzbetreiber wirtschaftlich und da-mit realisierbar sind. Anforderungen aus der Regulierung und Förderbedingungen müssen dabei jedoch konsistent zueinander sein.\r\n› Sofern bestehende Gasverteilernetzinfrastrukturen auf Wasserstoff umgestellt werden sol-len, bedarf es der Möglichkeit, den an der jeweiligen Infrastruktur angeschlossenen Netz-nutzern eine alternative Bedarfsdeckung, eine Umstellung auf Wasserstoff oder aber eine Beendigung der Netznutzung anbieten zu können.\r\nHandlungsbedarf ergibt sich insbesondere zum Finanzierungsrahmen:\r\n› Im EU-Gas-Wasserstoffpaket wird in Artikel 5 der Verordnung („Trennung des regulierten Anlagevermögens“) ermöglicht, Finanztransfers zwischen den getrennten regulierten Dienstleistungen (i. e. Wasserstoffnetzbetrieb, Gasnetzbetrieb, Stromnetzbetrieb) zu erlau-ben. Mit Blick auf die Herausforderungen und offenen Fragen hinsichtlich der Finanzierung von Wasserstoffverteilernetzen sollte geprüft werden, ob und wie solche Finanztransfers ermöglicht und umgesetzt werden könnten.\r\n› Ohne gesonderte Finanzierungsinstrumente müssten Verteilernetzbetreiber ihre Kosten vollständig durch Netzentgelte decken und anfängliche Mindererlöse schnell ausgleichen.\r\n› Mit einem intertemporalen Kostenallokationsmechanismus könnten Verteilernetzbetrei-ber anfänglich prohibitiv hohe Netzentgelte vermeiden. Es sollte also auch den Verteiler-netzbetreibern ermöglicht werden, zeitweilig geringere als kostendeckende Netzentgelte zu erheben, um die Kostendeckung auf einen längeren Zeitraum zu strecken. Ohne eine staatliche Absicherung könnte diese Zwischenfinanzierung über Mindererlöse jedoch nur in begrenztem Umfang und nur über einen kurzen Zeitraum erfolgen, da ansonsten die fi-nanzielle Belastung und das Ausfallrisiko für den Verteilernetzbetreiber zu groß würde. Ziel-führender wäre es jedoch, wenn Netznutzer ihrerseits in der Hochlaufphase ausreichend Fördermittel erhielten, um kostendeckende Netzentgelte zahlen zu können.\r\n› Die Fähigkeit der Verteilernetzbetreiber zur Zwischenfinanzierung ist auch davon abhängig, ob die Finanzierungskosten (z. B. Kreditzinsen) regulatorisch berücksichtigt werden. Die\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 45\r\nderzeit in § 14 WasserstoffNEV festgelegte Methodik zur Verzinsung des Differenzbetrags (Saldos) ist hierzu ungeeignet. Die Verzinsung muss jederzeit kapitalmarktgerecht sein.\r\n› Mit Blick auf die aktuelle Kapitalmarktsituation und zur Vermeidung hoher Zinseszinsef-fekte sollte den Wasserstoff-Verteilernetzbetreibern eine Fremdkapitalaufnahme zu ver-günstigten Konditionen (z. B. KfW) ermöglicht werden.\r\n› Für Wasserstoffnetzbetreiber, aber auch für die Netznutzer und damit für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist essenziell, dass Kosten und Ausfallrisiken angemessen allokiert werden können. Hierzu sind folgende Instrumente/Lösungsansätze denkbar:\r\n• externe/staatliche Absicherung von Ausfallrisiken,\r\n• Ermöglichung langer Vertragslaufzeiten von Netznutzungsverträgen (aber: nur be-grenzte Wirkung aufgrund möglicher Standortschließungen der Netznutzer oder re-gulatorischer Grenzen für Vertragslaufzeiten und Festschreibung von Netzentgelten),\r\n• Instrumente zur Zahlungsabsicherung (Bürgschaften),\r\n• Erhebung von Baukostenzuschüssen und Netzanschlusskostenbeiträgen (aber: „Be-strafung“ der ersten Kunden verzögert Hochlauf, aufwändige Nachkalkulationen und Ausgleich bei Anschluss weiterer Kunden),\r\n• Ermöglichung der progressiven Abschreibungsmethodik mit im Zeitverlauf steigen-den Abschreibungsbeträgen (aber: Aufgrund der Verlagerung von Kosten in die Zu-kunft erhöhte Ausfallrisiken und Finanzierungslast für Verteilernetzbetreiber),\r\nDie Lösungsansätze können nur in begrenztem Umfang die o. g. Probleme lösen und sind nicht ohne Weiteres im Rechtsrahmen und auch nicht in jedem Projekt umsetzbar. Es ist eine vertiefte Erörterung notwendig, welche Instrumenten unter welchen Voraus-setzungen anwendbar sind.\r\n› Essenziell ist eine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste regulatorische Verzinsung des eingesetzten Kapitals.\r\n• Derzeit gilt gemäß § 10 WasserstoffNEV ein Eigenkapitalzinssatz von 9 %, dieser ist jedoch nur bis zum 31. Dezember 2027 anzuwenden. Mit Blick auf langfristige Inves-titionen und die aktuell hohe Dynamik an den Kapitalmärkten benötigen Investoren mehr Planungssicherheit hinsichtlich der zukünftigen Entwicklung des Eigenkapital-zinssatzes.\r\n• Die bei den Netzbetreibern verbleibenden Risiken müssen angemessen im Eigenkapi-talzinssatz berücksichtigt werden.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 45\r\n• Klar ist, dass mit den o. g. Ansätzen Ausfallrisiken nur reduziert, aber nicht vollstän-dig eliminiert werden können. Dies muss sich bei der Festlegung des Eigenkapital-zinssatzes im Risikozuschlag angemessen widerspiegeln.\r\n• Förderinstrumente (z. B. IPCEI) dürfen durch Regulierungsvorgaben nicht beeinträch-tigt oder konterkariert werden.\r\n› Eine spezifische Herausforderung für Wasserstoffnetze außerhalb des Kernnetz ist die Wettbewerbsfähigkeit der Netzentgelte im Vergleich zum Hochlaufentgelt des Kernnetzes. Signifikant höhere Netzentgelte im Wasserstoffverteilernetz sind für die Netznutzer ein Standortnachteil und werden von diesen nur begrenzt akzeptiert.\r\n• Verteilernetzbetreiber sollten analog zu § 20 GasNEV die Möglichkeit erhalten, ab-weichend von den regulären Netzentgelten unter definierten Bedingungen Sonder-entgelte zu kalkulieren.\r\n• Da Erlösausfälle aus reduzierten Entgelten in der Hochlaufphase nicht ohne Weiteres auf die Kundengesamtheit eines Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber umgelegt wer-den können, ist zu prüfen, wie diese Mindererlöse angemessen allokiert werden können.\r\nDarüber hinaus müssen zur Sicherung der Versorgung notwendige Redundanzen vorgesehen werden. Da im Rahmen der Umstellung mit einer parallelen Versorgung von Wasserstoff und Erdgas gerechnet wird, müssen auch eventuell notwendige Kosten zur Sicherung der Versor-gung beider Energieträger berücksichtigt werden.\r\n6. Welche Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit das Verknüpfen von überregiona-lem Wasserstoff-Transportnetz und Wasserstoff-Verteilernetzen reibungslos funktio-niert? Im Jahr 2032 soll das Wasserstoff-Kernnetz errichtet sein: Für wann, in welchem Umfang und mit welcher Zielrichtung wird die Umstellung der Gasverteilernetze auf Wasserstoff erwartet? Welche logistischen Herausforderungen sehen Sie dabei?\r\nInsofern Verteilernetzbetreiber bereits einschätzen können, wann eine Umstellung der betref-fenden Leitungen in Frage kommt, tendieren sie zum Zeitraum zwischen 2030 und 2035. Teil-weise wird bereits eine frühere Umstellung in Betracht gezogen, teilweise auch eine spätere Umstellung nach 2035.\r\nDas Ziel muss sein, Wasserstoff aus dem Kernnetz über die sich an das Kernnetz anschließen-den Verteilernetze tatsächlich zur Mehrzahl der Abnehmer zu bringen. Alle Netzebenen\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 45\r\nmüssen von Anfang an ihre Aufgaben kennen und Hand in Hand auf einem gemeinsamen Le-vel-Playing-Field zusammenarbeiten.\r\nFür die Einbeziehung von Verteilernetzen in das Wasserstoff-Kernnetz ergibt sich die Unsicher-heit, dass entflechtungsrechtliche Folgen einer Zuordnung von Leitungen ins Wasserstoff-Kernnetz aktuell nicht eindeutig sind. Dies ergibt sich insbesondere aus der bisher auf nationa-ler Ebene noch nicht erfolgten Aufteilung in Wasserstoff-Fernleitungsnetzbetreiber und Was-serstoff-Verteilernetzbetreiber. Weiterhin ist auch die Beteiligung der Verteilernetzbetreiber am Finanzierungsmodell des Kernnetzes noch unzureichend geklärt. Hier braucht es dringend rechtsverbindliche Klarheit durch den Gesetzgeber und die BNetzA.\r\nNeben den technischen Voraussetzungen müssen die Bedingungen des Netzzugangs im Vor-feld bekannt sein. Der Rahmen hierfür muss klar und transparent sein. Der BDEW setzt des-halb derzeit bereits einen Prozess für die Erarbeitung von Wasserstoffnetzzugangsbedingun-gen im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung Wasserstoff auf.\r\n7. Welche Voraussetzungen sind aus Sicht der Kommunen einerseits und der Verteiler-netzbetreiber andererseits für einen langfristig wirtschaftlichen Wasserstoff-Verteiler-netzbetrieb erforderlich?\r\nDer Aufbau und Ausbau der Wasserstoff-Verteilernetze richten sich nach dem Bedarf der Kun-den. Die Kundenbedarfe im Wärmemarkt werden wesentlich beeinflusst von den Kommunen vor Ort, z. B. durch die kommunalen Wärmepläne, aber auch von politischen Rahmensetzun-gen, die die Verfügbarkeit von Wasserstoff und dessen Konditionen betreffen. Durch eine hin-reichend große Nutzerbasis können Risiken reduziert, spezifische Kosten gesenkt und Effizi-enzpotenziale gehoben werden.\r\nDamit Verteilernetze ihrer Aufgabe als Bindeglied zwischen Transportnetz und Kunden best-möglich nachkommen können, ist es von zentraler Bedeutung, dass die planungsverantwortli-chen Stellen für die Wärmeplanung eine vollständige Wärmeplanung durchführen und die Op-tion Wasserstoff nicht im verkürzten Verfahren von Vorneherein ausschließen. Andernfalls können keine Wasserstoffnetzausbaugebiete ausgewiesen werden. Insofern sollte die lokale und regionale Wasserstoffnetzplanung nicht ausschließlich aus der Sicht des häuslichen Wär-memarktes verstanden werden, sondern auch als eine Industrieversorgungs- und Stromsiche-rungsstrategie. In diesem Zusammenhang geht es vor allem darum, Technologieoffenheit zu bewahren, auch bei der kommunalen Wärmeplanung. Wenn etwa bei einer Wärmeplanung inkl. Bestandsanalyse keine Potenziale für Wasserstoff gesehen werden, sollten diese Potenzi-ale bei der Fortschreibung der Wärmepläne erneut geprüft werden. Wie schnell der\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 45\r\nWasserstoff Hochlauf sein wird und welche Kosten entstehen, kann momentan noch nicht vo-rausgesehen werden.\r\nGrundlegende Voraussetzung für einen auch langfristig wirtschaftlichen Betrieb von Wasser-stoff-Verteilernetzen ist die Nutzung der bestehenden Ressourcen und Kompetenzen der Gas-verteilernetzbetreiber und die kostenoptimierte Errichtung des Wasserstoff-Verteilernetzes durch Umstellung und Weiternutzung von bestehender Gasinfrastruktur.\r\nEine weitere wichtige Voraussetzung ist ein sachgerechter Finanzierungs- und Regulierungs-rahmen mit einer angemessenen Risikoverteilung insbesondere in der Hochlaufphase (vgl. Antwort zu Frage 5).\r\nWeiterhin kann im Sinne aller Netznutzer der Betrieb eines Wasserstoff-Verteilernetzes umso wirtschaftlicher erfolgen, je besser ein Wasserstoff-Hochlauf gelingt. Das wird neben den Fi-nanzierungsmodellen auch die Etablierung angemessener Bedingungen für die Wegenutzung im Anschluss an § 113a EnWG sein.\r\nWärmeplanung, Gebäudeenergiegesetz und Umsetzung der EU-Gas-/Wasserstoff-Binnen-marktpakets, Akteure und Verantwortlichkeiten, Zeitplan\r\n8. Von welchen verfügbaren Mengen und welchem Preisniveau ist bei der Umstellung von Gasnetzen auf Biomethan bzw. synthetisches Methan im Zeitverlauf auszugehen und in welchem Umfang kann damit Erdgas in den Verteilernetzen substituiert werden?\r\nDie derzeitige inländische Erzeugung von Biomethan liegt bei 10,4 TWh und von Biogas bei 77 TWh („Marktmonitoring Bioenergie 2023“; dena). Das erschließbare Biomethan-Potenzial bei Umstellung von Biogas- auf Biomethananlagen kann auch deutlich erhöht werden, ohne dafür den Anbau von Energiepflanzen auf landwirtschaftlichen Flächen zu erhöhen. Die Biometha-nerzeugung kann dabei auch durch ungenutzte Potenziale von Abfall- und Reststoffen ausge-weitet werden.\r\nDas nachhaltige Potenzial von Biogas und Biomethan in Deutschland sowie für Biomethan-Im-porte ist jedoch begrenzt. Die zunehmende Nachfrage nach Biogas und Biomethan wird zu-künftig die verfügbaren Potenziale voraussichtlich bei Weitem übersteigen.\r\nDas Preisniveau ist dabei vor allem abhängig von den politischen Rahmenbedingungen auf der Nachfrageseite. Eine Untersuchung der Biomethane Industrial Partnership weist in Abhängig-keit der Einsatzstoffe und Anlagengröße aktuelle Biomethanerzeugungspreise von 54 bis 84 EUR/MWh aus.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 45\r\nBei der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan fällt zudem eine nicht unerhebliche Menge an Kohlenstoffdioxid an, welches für die Herstellung von synthetischem Methan genutzt werden kann. Synthetisches Methan ist ein potenzieller Transportvektor für Wasserstoff aus dem Aus-land. Der Wirtschaftlichkeitsvergleich der Transportvektoren ist noch offen. Biomethan bietet langfristig ein großes Potenzial für eine klimaneutrale Energieversorgung unter Nutzung vor-handener Infrastrukturen und bewährter Technologien.\r\nDie Potenziale von Biomethan sind jedoch lokal sehr unterschiedlich. Von besonderer Bedeu-tung ist hier, dass die Netzintegration mit den Netzplanungen in Einklang gebracht wird und der Netzanschluss und die Kostentragung zu angemessenen Bedingungen erfolgt (vgl. hierzu BDEW-Diskussionspapier3 „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“).\r\n9. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt wer-den, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit Wärmeplänen und verbindli-chen Fahrplänen nach § 71k GEG verzahnt sind?\r\nSowohl bei der Umsetzung der unionsrechtlichen Vorgaben als auch der Konkretisierung der Anforderungen an die Fahrpläne nach § 71k GEG ist auf eine konsistente Ausgestaltung der Regelungen zu achten. Zum einen bezüglich der Planungsinhalte, zum anderen müssen die verschiedenen Instrumente auch zeitlich in Bezug aufeinander erstellt und angepasst werden können. Idealerweise werden Verteilernetzbetreiber in die Lage versetzt, sowohl die Umstel-lung auf Wasserstoff als auch die endgültige Stilllegung von Netzen bzw. Netzteilen in einem Planungsschritt erarbeiten zu können. Diese Planungen müssen in der zeitlichen Abfolge wie-derum so ausgestaltet sein, dass sie bei Bedarf als grundlegende Eingaben für die kommuna-len Wärmeplanungen und daran anschließend in Form von verbindlichen Fahrplänen gemäß § 71k GEG berücksichtigt werden können. Diese Eingaben müssen in der zeitlichen Abfolge mit der Erstellung des übergeordneten integrierten Netzentwicklungsplanes abgestimmt sein.\r\nDa der kommunalen Wärmeplanung in diesem Zusammenhang eine wichtige Bedeutung zu-kommt, muss gewährleistet sein, dass für die Erstellung der kommunalen Wärmeplanung nur Dienstleister herangezogen werden, die über hinreichend fachliche Expertise verfügen, um die komplexen Planungszusammenhänge berücksichtigen und bewerten zu können. Dieses sollte\r\n3 BDEW-Diskussionspapier vom 19. März 2024 „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 45\r\nein wesentliches Auswahlkriterium bei der Vergabe solcher Dienstleistungen sein. Gegebenen-falls sind an dieser Stelle Konkretisierungen im WPG erforderlich bzw. bei den in Arbeit befind-lichen Unterlagen des BMWK/BMWSB sowie beim Musterleistungsverzeichnis zur Ausschrei-bung einer Wärmeplanung des Kompetenzzentrums Kommunale Wärmewende.\r\nFür Netzbetreiber ist bei der Umsetzung der Transformationsplanung insbesondere wichtig:\r\n• dass die Erstellung der Transformationsplanung nicht mit unverhältnismäßigen Aufwän-den und langwierigen Verfahren verbunden wird,\r\n• dass die Transformationspläne hinreichende Flexibilität für eine Anpassung durch den Netzbetreiber enthalten,\r\n• dass das genaue Stilllegungsdatum in einem Korridor angegeben werden kann und nicht verpflichtend datumsscharf ist.\r\nAngesichts knapper zeitlicher und personeller Ressourcen ist ein aufeinander abgestimmter Rechtsrahmen und die zeitnahe Umsetzung der europäischen Vorgaben erforderlich, damit die Netzbetreiber Gelegenheit haben, sich auf die auf sie zukommenden komplexen Anforde-rungen einzustellen.\r\nFür die Energieinfrastrukturplanung auf Verteilernetzebene ist eine fortlaufende Erstellung und verbindliche Bestätigung eines rechtssicheren Szenariorahmens erforderlich. Als zeitlicher Rhythmus ist hierfür ein Zweijahreszeitraum – wie es bereits auf Fernleitungsnetzebene er-folgt – zu wählen. Dabei sind die Entwicklungen der Energiebedarfe für die jeweils nächsten zehn Jahre sowie bis zum Jahr der durch die Kommune auf Verteilernetzebene angestrebten Klimaneutralität zu berücksichtigen.\r\nEs wäre wünschenswert, dass bei der Erstellung der Entwicklungspläne für Wasserstoffvertei-lernetze gemäß Artikel 56 GasRL möglichst die dann vorliegenden Transformationsplanungen der Gasnetzbetreiber (bspw. dem Gasnetzgebietstransformationsplan nach DVGW-Regelwerk) genutzt werden bzw. auf ihnen aufgesetzt werden können.\r\n10. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt wer-den, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit dem Netzentwicklungsplan Gas und der Systementwicklungsstrategie verzahnt sind?\r\nDie besonderen Erfordernisse der (Wasserstoff-)Verteilernetze sollten schon jetzt gleichzeitig mit den Regelungen zur integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 45\r\nmitgedacht werden, damit eine schnelle und durchgängig gemeinsame Entwicklung der Gas- und Wasserstoffinfrastrukturen für alle Netzebenen erfolgen kann. Die Transformationspläne der Verteilernetzbetreiber schaffen umgekehrt Planungssicherheit auf der Fernleitungsnetze-bene (Gas wie Wasserstoff).\r\nGrundlage dafür ist eine gewisse Verbindlichkeit der Planungen auf allen Netzebenen, soweit das zum Zeitpunkt der Erstellung bereits möglich ist. In zeitlicher Hinsicht sollten die Intervalle der integrierten Netzentwicklungsplanung, der Transformationsplanung und auch der Syste-mentwicklungsstrategie so angepasst werden, dass sie sinnvoll aufeinander aufbauen können.\r\nDie Transformation der Gasversorgung umfasst eine Vielzahl an Akteuren. Über das Wasser-stofftransportnetz werden die Kunden bis auf wenige Ausnahmen voraussichtlich nicht direkt versorgt, sondern die Versorgung erfolgt über die Verteilernetzbetreiber, an deren Netzen viele zukünftige Wasserstoffkunden bereits jetzt angeschlossen sind. Da im Normalfall folglich kein direktes Kundenverhältnis besteht, liegen den Betreibern der Fernleitungen nur wenig Details über die erwarteten Wasserstoffbedarfe der Kunden in der Region vor.\r\nDie lokalen Kunden, insbesondere im Industriebereich, haben bisweilen schon klare Vorstel-lungen davon, wann sie Wasserstoff einsetzen wollen, oder benötigen Informationen über eine Wasserstoffumstellung für die Planung ihrer Prozesse – denn Investitionsentscheidungen in neue Produktionsanlagen müssen bisweilen Jahre zuvor getroffen werden und betriebliche Investitionszyklen berücksichtigt werden. Aber auch Privatpersonen brauchen für die Planung der Heizung im Eigenheim Klarheit über die Umstellung der Versorgung. Hierzu wird eine vo-rausschauende Transformationsplanung mit Umstellzeitpunkten des Netzes vor Ort benötigt.\r\nDie Verteilernetzbetreiber haben die Aufgabe, die Transformation von den vorgelagerten Fernleitungen hin zum lokalen Kunden zeitlich gut aufeinander abzustimmen und die Wasser-stoffnetzinfrastruktur auf der Verteilernetzebene zu entwickeln. Es ist daher essenziell, dass die Verteilernetzbetreiber in den Dialog mit Industriekunden und Kommunen einerseits und den vorgelagerten Netzbetreibern andererseits treten. Hierdurch können iterativ optimale Umstellzeitpunkte für Abschnitte im Verteilernetz bestimmt werden, die sowohl die Möglich-keiten der Versorgung als auch die Bedarfe der Kunden optimal aufeinander abstimmen.\r\nDiese Kohärenz der Planung gilt nicht nur für industrielle Endabnehmer, sondern genauso für die Entwicklung einer kommunalen Wärmeplanung. Zeichnen sich etwa lokale Wasserstoffan-kerkunden in einer Kommune ab, kann die Wärmeversorgung mit Wasserstoff – direkt über das Verteilernetz oder indirekt über ein Wärmenetz – eine naheliegende und volkswirtschaft-lich sinnvolle Dekarbonisierungsoption darstellen (siehe auch Frage 9).\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 45\r\nAnschlussverpflichtungen/Stilllegungspläne\r\n11. Ab welchem Jahr (2030, 2035, 2040, …?) ist damit zu rechnen, dass es vermehrt zu An-schlussverweigerungen und Anschlusskündigungen in Gasverteilernetzen kommen könnte?\r\nDie Transformation der Gasnetze ist ein heterogener Prozess, der sich über zwei Dekaden er-strecken wird, wobei der Umbau nicht überall im gleichen Tempo erfolgt. Maßgeblich ist dabei insbesondere die Wärmewende, die speziell von der kommunalen Wärmeplanung und den Gegebenheiten vor Ort beeinflusst wird.\r\nGemäß WPG müssen Kommunen mit mehr als 100.000 Einwohnern bis zum 30. Juni 2026 Wärmepläne erstellen, für alle anderen Gemeinden endet die Frist am 30. Juni 2028. Durch die mittel- und langfristige Gestaltung der Wärmeversorgung und die Ausweisung von Wärme-netz- und Wasserstoffnetzgebieten durch die Kommunen sollte spätestens dann Planungssi-cherheit für Letztverbraucher und Netzbetreiber bestehen.\r\nIn Baden-Württemberg mussten Stadtkreise und Große Kreisstädte bereits bis Ende 2023 ei-nen kommunalen Wärmeplan aufstellen, mit dem Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestands bereits bis zum Jahr 2040. Es kann daher in einigen Regionen/Kommunen bereits deutlich vor 2030 zu vermehrten Anschlusskündigungen von Gasnetznutzern kommen.\r\nDie Entwicklung der Anschlusskündigungen durch die Netzkunden wird sich regional unter-scheiden und ist u. a. abhängig von den kommunalen Wärmeplänen, der Verfügbarkeit und Preise anderer Energieträger und deren Leitungsinfrastrukturen, den Vorlaufzeiten zur Um-stellung und letztendlich auch von den Gaspreisen einschließlich der Gasnetzentgelte.\r\nMit Blick auf die anlaufenden Wärmeplanungen und die langen Vorlaufzeiten wird mit einem weiteren deutlichen Anstieg der Anschlusskündigungen durch die Netzkunden im Zeitraum 2030 bis 2035 gerechnet.\r\nVerteilernetzbetreiber sollten im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Optimierung und der Si-cherung eines wirtschaftlichen Netzbetriebs spätestens mit Vorliegen der Transformations-planung Neuanschlüsse verweigern dürfen.\r\nEine Kündigung bestehender Netzanschlüsse durch die Netzbetreiber sollte nach Vorliegen der Transformationsplanungen mit angemessenem zeitlichem Vorlauf erfolgen können. Hier müssen die Belange sowohl der Letztverbraucher als auch der Netzbetreiber und verbleiben-den Netznutzer berücksichtigt werden. Die Beendigung der Netzanschlussverträge sollte auch mit Blick auf die Kosteneffizienz möglichst in einem geplanten und koordinierten Prozess mit frühzeitiger Einbeziehung der Kommunen und Betroffenen erfolgen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 45\r\n12. Welchen zeitlichen Vorlaufs/Verfahrens bedürfen Anschlusskündigungen, um insbeson-dere den Netzanschlusskunden und Lieferanten eine angemessene Vorbereitungszeit zu geben?\r\nDie Information über absehbare Leitungsstilllegungen muss mit ausreichender Vorlaufzeit im Rahmen der Wärmeplanung gemeinsam von den planungsverantwortlichen Stellen und den Netzbetreibern an die Netzanschlusskunden und die Lieferanten kommuniziert werden. Anzu-streben wäre, dass unverbindliche Vorankündigungen bereits langfristig, z. B. mit einem Vor-lauf von 10 - 15 Jahren erfolgen. Für konkrete, verbindliche Ankündigungen sollten Vorlaufzei-ten von bis zu 5 Jahren angestrebt werden.\r\nZiel muss es sein, dass zum Stilllegungszeitpunkt alternative Versorgungsoptionen verfügbar sind. Dies liegt jedoch nicht im Verantwortungsbereich des Gasverteilernetzbetreibers. Die Kommunen sollten hierzu ggf. zentrale Beratungsstellen einrichten.\r\nAuch eine Umstellung von Gasleitungen auf Wasserstoff sollte mit ausreichenden Vorlaufzei-ten kommuniziert werden.\r\nDie Vorlaufzeiten sind bei der Verzahnung der verschiedenen Planungen vom Gesetzgeber entsprechend zu berücksichtigen.\r\nIm Idealfall würden die Vorlaufzeiten die (Rest-)Nutzungsdauer der angeschlossenen Kunden-anlagen berücksichtigen, dies wird bei Haushaltskunden mit Blick auf die langen Nutzungsdau-ern von Heizungsanlagen und die hohe Heterogenität jedoch kaum umsetzbar sein. Hier könn-ten ggf. öffentliche Förder- oder Unterstützungsmaßnahmen notwendig werden.\r\nAuch auf die Marktseite haben entsprechende Anschlusskündigungen eine Auswirkung, daher sollte auch hier im aggregierten, geeigneten Format der Markt informiert werden, beispiels-weise analog dem Marktraumumstellungsbericht.\r\nGrundsätzlich ist es wichtig, dass die Kommunikation zur grundsätzlichen Notwendigkeit von Stilllegungen des Gasnetzes oder Teilen davon von staatlicher Stelle erfolgt. Es bedarf einer bundesweiten Aufklärung und Sensibilisierung der betroffenen Kunden.\r\n13. Was ist ein realistischer Zeitraum für einen Stilllegungspfad im Rahmen eines Stillle-gungsplans? Von welchen Faktoren hängt die Länge eines Stilllegungspfades ab?\r\nDieser Zeitrahmen wird in vielen Fällen geprägt von den kommunalen Wärmeplanungen und der zeitlichen Verfügbarkeit alternativer Energieversorgungsoptionen. Die Belange der\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 45\r\nGasnetzbetreiber vor Ort und die für die Transformation erforderlichen Zeiträume sollten hierbei berücksichtigt werden.\r\nDie Länge eines Stilllegungspfades hängt neben u. a. aus der kommunalen Wärmeplanung re-sultierenden Bedarfsänderungen in der Praxis zusätzlich von diversen (regionalen) Faktoren ab, wie die Verfügbarkeit alternativer Wärmeoptionen und alternativer Energieträger, von den Ressourcen, die für die Umstellung zur Verfügung stehen (insb. Fachpersonal) sowie von den Kosten sowohl für die Netzbetreiber als auch für die betreffenden Kunden.\r\nVgl. auch Antworten zu Frage 12.\r\n14. In einigen Fällen müssen bei einer Stilllegung oder der Kündigung des Gasnetzanschlus-ses bestehende Gasversorgungsverträge beendet werden. Sind für diese Fälle geson-derte Regelungen für eine Kündigung dieser Verträge erforderlich oder reichen die, ggf. nach dem Zivilrecht, bestehenden rechtlichen Möglichkeiten aus? Welche Vorlaufzeiten sind für die Vertragsbeendigungen notwendig? Welche Mindestvertragslaufzeiten und Kündigungsfristen sind gebräuchlich in Gasversorgungsverträgen?\r\nUnter AGB-rechtlichen Gesichtspunkten sind im B2C-Bereich die Erstvertragslaufzeiten von Gaslieferverträgen nicht länger als zwei Jahre und die Kündigungsfristen betragen maximal ei-nen Monat. Nach Ablauf der maximal zweijährigen Erstvertragslaufzeit läuft der Vertrag mit einer beidseitigen Kündigungsfrist von einem Monat unbefristet weiter. Für Gaslieferverträge, die vor dem 1. März 2022 abgeschlossen worden sind, gilt noch die alte Rechtslage, wonach eine stillschweigende Verlängerung um ein weiteres Jahr möglich ist, wenn keine der beiden Vertragsparteien nach Ablauf der Vertragslaufzeit von ihrem ordentlichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht haben.\r\nIm B2B-Segment sind auch längere Vertragslaufzeiten bis zu fünf Jahren möglich. In Einzelfäl-len können noch längere Vertragslaufzeiten zwischen den Vertragspartnern vereinbart wer-den, insbesondere wenn die langen Vertragslaufzeiten der Amortisation von Investitionen die-nen, die mit der Gasbelieferung im Zusammenhang stehen. Bei der Lieferung von Biomethan oder der Lieferung an Kraftwerke unterschiedlicher Größen (BHKWS etc.) können sehr lange Laufzeiten sogar die Regel sein.\r\nZur Vermeidung von möglichen Schadensersatzansprüchen des Kunden gegenüber dem Gas-lieferanten wäre eine gesetzliche Regelung im EnWG wünschenswert, die den Lieferanten von seiner Lieferpflicht freistellt, wenn die Belieferung aufgrund einer netzseitigen Maßnahme nicht möglich ist, die sich außerhalb seiner Einflusssphäre befindet. Eine vergleichbare Rege-lung ist bereits in der Grundversorgung in § 6 Abs. 3 GasGVV enthalten, wonach der\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 45\r\nGrundversorger von seiner Leistungspflicht befreit ist, soweit es sich bei der Unterbrechung der Gasversorgung um Folgen einer Störung des Netzbetriebes handelt. Um eine Kündigung des Gasliefervertrages auf den Zeitpunkt der Einstellung der Anschlussnutzung zu ermögli-chen, ist zudem ein außerordentliches Kündigungsrecht zugunsten des Energielieferanten er-forderlich.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 9 EnWG – Energielieferverträge mit Letztverbrauchern\r\n(9) Bei einer Unterbrechung oder bei Unregelmäßigkeiten in der Energieversorgung ist, so-weit es sich um Folgen einer Störung oder Einstellung des Netzbetriebs einschließlich des Netzanschlusses oder einer Störung des Messstellenbetriebes handelt, der Energieliefe-rant von der Leistungspflicht befreit. Der Energielieferant ist verpflichtet, seinen Kunden auf Verlangen unverzüglich über die mit der Schadensverursachung durch den Netzbetrei-ber zusammenhängenden Tatsachen insoweit Auskunft zu geben, als sie ihm bekannt sind oder von ihm in zumutbarer Weise aufgeklärt werden können. Im Falle einer Einstellung der Anschlussnutzung ist der Energielieferant zur außerordentlichen Kündigung des Energieliefervertrages zum Termin der Einstellung der Anschlussnutzung berechtigt.\r\n15. Wie könnte aus Ihrer Sicht eine Konsultation/Information der betroffenen Netznutzer und anderer Betroffener im Vorfeld einer Stilllegung, Anschlussverweigerung und/oder Sonderkündigung aussehen?\r\nGrundsätzlich ist es wichtig, dass die Kommunikation zur grundsätzlichen Notwendigkeit von Stilllegungen des Gasnetzes oder Teilen davon von staatlicher Stelle erfolgt.\r\nWichtig ist auch eine transparente Kommunikation der zukünftigen Versorgungsalternativen und einen Plan aufzuzeigen, wie die Energie- bzw. Wärmeversorgung auch ohne den Gasnetz-anschluss sichergestellt werden kann. Dies kann nicht die Aufgabe des Gasverteilernetzbetrei-bers sein, die lediglich innerhalb der für sie geltenden Rahmenbedingungen agieren.\r\nEs erscheint notwendig, dass neben den Gasnetzbetreibern auch die betroffenen Netznutzer und andere Betroffene bei der Kommunalen Wärmeplanung einbezogen werden. Informatio-nen zu einer geplanten Stilllegung sollten allen Lieferanten zugänglich gemacht werden.\r\nVgl. auch Antworten zu Frage 12.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 45\r\n16. Ist ein Rückbau einzelner Netzanschlüsse – beispielsweise aus Sicherheitsgründen – er-forderlich oder reicht in der Regel die Trennung bzw. Stilllegung des Anschlusses? Müsste der Anschluss bei einer Trennung bzw. Stilllegung weiterhin regelmäßig gewar-tet werden? Mit welchen Kosten wäre jeweils (Rückbau vs. Trennung/Stilllegung) zu rechnen?\r\nEin Rückbau ist aus Sicherheitsgründen nicht erforderlich. In der Regel reicht die Trennung bzw. Stilllegung eines Netzanschlusses ohne technischen Rückbau aus.\r\nDie Stilllegung bzw. Trennung beinhaltet die dauerhafte Unterbrechung des Netzanschlusses.\r\nDie Netzanschlussleitung wird physisch an der Hauseinführung entweder im Haus-Innenbe-reich oder im Außenbereich getrennt und dauerhaft dicht verschlossen, Messeinrichtungen und Anlagenteile im Eigentum des Netzbetreibers werden ausgebaut (vgl. DVGW G 465-2, Kap. 6.3 „Außerbetriebnahme“; Kap. 6.4 „Stilllegung“). Die Netzanschlussleitung wird nicht entfernt. Bei einigen Netzbetreiber erfolgt eine zusätzliche Trennung der Anschlussleitung auf der Grundstücksgrenze bzw. an der Versorgungsleitung.\r\n› Im ersten Fall (Trennung am Gebäude) verbleibt die Netzanschlussleitung „unter Gas“ und wird, wie in Betrieb befindliche Leitungen, regelmäßig überprüft und gewartet.\r\n› Im zweiten Fall (Trennung an Grundstücksgrenze) ist die stillgelegte Hausanschlussleitung ohne Gas und muss deshalb nicht mehr gewartet werden.\r\nDie Höhe der Kosten von Rückbau bzw. Stilllegung sind schwer einzuschätzen und werden sich angesichts der örtlichen Gegebenheiten auch unterscheiden. Die Kosten der Stilllegung liegen jedoch deutlich unter den Kosten eines Rückbaus. Insbesondere fallen bei einem Rückbau die Kosten für den Tiefbau ins Gewicht. So sprechen insbesondere die hohen Kosten und die er-forderlichen Bauaktivitäten gegen einen Rückbau.\r\nDa für Netzanschlüsse teilweise auch öffentliche Verkehrswege genutzt werden, gelten dies-bezüglich hinsichtlich der Kosten und Optimierungspotenziale auch die Aussagen zu Frage 22.\r\n17. Wie sollten Stilllegungen von Netzanschlüssen zukünftig finanziert werden?\r\nMit der Einstellung der Anschlussnutzung ist der Gasnetzanschluss unter Beachtung der aner-kannten Regeln der Technik (DVGW G 459-1Ziff. 8.5) vom Gasversorgungsnetz physisch zu trennen, um die dauerhafte Sicherheit der Netzanschlussleitung zu gewährleisten.\r\nNach § 9 Abs. 1 NDAV kann der Netzbetreiber gegenüber dem Anschlussnehmer einen Kos-tenerstattungsanspruch für die erstmalige Herstellung des Netzanschlusses geltend machen oder wenn Veränderungen am Hausanschluss durch den Anschlussnehmer zur weiteren\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 45\r\nNutzung des Anschlusses veranlasst werden. Hintergrund der Regelung ist, dass die individuell entstehenden Kosten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss dem Anschlussnehmer ver-ursachungsgerecht zugeordnet werden und nicht auf die Gesamtheit der Gaskunden durch die Netzentgelte umgelegt werden sollen.\r\nDieser Grundsatz der verursachergerechten Kostenzuordnung gilt nicht nur für die Aufnahme der Gasversorgung, sondern auch für die Einstellung der Anschlussnutzung und der erforderli-chen Abtrennung und ggf. erforderlichen Beseitigung des Netzanschlusses (so auch Theo-bald/Kühling/Hartmann/Blumenthal-Barby, Energierecht; 9 NDAV § 9 Rn. 15 ff.), ohne dass der Wortlaut der Regelung dies bislang eindeutig zum Ausdruck bringt. Sofern der Gasnetzbe-treiber die Rückbaukosten nicht in Rechnung stellen kann, wären diese Kosten bereits in die erstmaligen Herstellungskosten einzukalkulieren, was in der Praxis allerdings nicht der Fall ist und aufgrund der bislang fiktiven Kostenanteile auch rechtlich problematisch gewesen wäre.\r\nDeshalb sollte in § 9 Abs. 1 NDAV ausdrücklich klargestellt werden, dass die Abtrennungs- und Rückbaukosten für den Netzanschluss vom Anschlussnehmer in gleicher Weise zu tragen sind, wie die erstmaligen Herstellungskosten. Dabei ist zu prüfen, ob es zusätzlich zu einer verursa-chungsgerechten Kostenaufteilung zusätzlicher Elemente bedarf, um eine angemessene und sozialverträgliche Transformation für alle Kunden zu gewährleisten.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 9 Abs.1 NDAV - Kostenerstattung für die Herstellung, Änderung, Abtrennung und Be-seitigung des Netzanschlusses (1) Der Netzbetreiber ist berechtigt, vom Anschlussnehmer die Erstattung der bei wirt-schaftlich effizienter Betriebsführung notwendigen Kosten für\r\n1. die Herstellung des Netzanschlusses,\r\n2. die Änderungen des Netzanschlusses, die durch eine Änderung oder Erweiterung der Kundenanlage erforderlich oder aus anderen Gründen vom Anschlussnehmer veranlasst werden,\r\n3. die Abtrennung und die Beseitigung des Netzanschlusses\r\nzu verlangen. Die Kosten können auf der Grundlage der durchschnittlich für vergleichbare Fälle entstehenden Kosten pauschal berechnet werden. Im Falle einer pauschalierten Kos-tenberechnung sind Eigenleistungen des Anschlussnehmers angemessen zu berücksichti-gen. Die Netzanschlusskosten sind so darzustellen, dass der Anschlussnehmer die Anwen-dung des pauschalierten Berechnungsverfahrens einfach nachvollziehen kann; wesentliche Berechnungsbestandteile sind auszuweisen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 45\r\nErgänzend sollte sichergestellt werden, dass die Kosten für die Stilllegung und Beseitigung von Netzanschlüssen, die nicht vom Anschlussnehmer zu tragen sind, regulatorisch vollständig be-rücksichtigt werden.\r\n18. Wie ließe sich dabei eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer vermeiden?\r\nUm eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer zu minimieren, sind klare gesetzliche Vor-gaben oder entsprechende bundeseinheitliche Festlegungen der BNetzA erforderlich.\r\n19. Bedarf es hier besonderer Regelungen für Einspeiser von Biomethan, insbesondere, wie können Zielkonflikte gelöst werden?\r\nBiomethan kann einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten. Grundsätzlich ist der Zugang von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen zum Markt und zur Infrastruktur zu ermöglichen (vgl. Artikel 30 GasRL , Artikel 36 Abs. 1 GasVO, Version 2024).\r\nAuch während der Transformation der Gasnetze sollte einerseits für die Biomethaneinspei-sung ein hohes Maß an Planungssicherheit gewährleistet sein. Andererseits müssen die mit dem Anschluss und Netzzugang von Biomethananlagen verbundenen Kosten für Gasnetzbe-treiber/Gasnetznutzer wirtschaftlich zumutbar und verträglich bleiben (vgl. Artikel 38 GasRL, Artikel 36 Abs. 2 GasVO, Version 2024). Hier gilt es einen angemessenen Ausgleich zu finden.\r\nAktuell sehen wir einen starken Anstieg bei den Anschlussbegehren zur Biomethaneinspeisung in Gasnetze, der eine schnelle Reaktion der regelsetzenden Instanzen erfordert. Diese Zu-nahme an Anschlussbegehren und die weitgehende rechtliche Verpflichtung zum Anschluss treten in ein Spannungsverhältnis mit der Transformation der Gasnetze, die je nach Planungen vor Ort nicht auf einen Ausbau mit Blick auf Biomethan, sondern auf eine Umstellung auf Was-serstoff oder eine langfristige Stilllegung ausgerichtet ist.\r\nDer BDEW hat hierzu ein aktuelles Diskussionspapier4 zum Thema „Weiterentwicklung der Bi-omethaneinspeisung“ erstellt, in welchem über verschiedene Wertschöpfungsstufen hinweg,\r\n4 BDEW-Diskussionspapier vom 19. März 2024 „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 45\r\ndarunter Netzbetreiber und Biomethanproduzenten, Vorschläge zur Weiterentwicklung sowie zur Lösung von Konflikten gemacht werden.\r\nDamit einher geht die Klärung, ob Vorranggebiete oder Netzcluster für Biomethaneinspeisun-gen im Gasnetz in Frage kommen. Vorranggebiete / Netzcluster sollten insbesondere dadurch gekennzeichnet sein, dass die entsprechenden Leitungen, in welche die Biomethaneinspei-sung erfolgen soll, auf absehbare Zeit nicht auf Wasserstoff umgestellt werden. Dadurch kann Klarheit gewonnen werden, wo Biomethaneinspeisungen langfristig Vorteile bieten und somit gewährt werden sollen. Für Gebiete mit geringen Biomethan-Potenzialen wird die Stilllegung (oder Umstellung auf Wasserstoff) ermöglicht.\r\nDes Weiteren beinhalten die Vorschläge unter anderem eine Verknüpfung von Planungen hin-sichtlich der kommunalen Wärmeplanung und der Transformation der Gasnetze unter Einbe-zug von Wirtschaftlichkeitskriterien und eines Variantenvergleichs. Im Rahmen der verzahn-ten Planung der Gas-, Wasserstoff- und Stromnetze ist die Biomethan-Einspeisegarantie so fortzuentwickeln, dass sowohl für Netzbetreiber als auch für Einspeiser und Biomethankunden Planungs- und Investitionssicherheit gegeben ist. Die Wirtschaftlichkeit und die Nachhaltig-keit des Betriebs müssen als Bestandteile der Netzzugangsprüfung fortentwickelt werden.\r\nFür den konkreten Netzanschluss müssen die aktuellen rechtlichen Vorgaben, wie sie derzeit in § 33 GasNZV niedergelegt sind, inhaltlich weiterentwickelt werden. Bei der Mindestverfüg-barkeit ist zu diskutieren, wie die dauerhafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses durch fle-xible, aber planbare Ansätze, die regionale Bedarfe stärker einbeziehen, abgelöst werden kann. Ein Ansatz könnten individuell vertraglich zu verhandelnde Verfügbarkeiten sein. Gleich-zeitig sind verbindliche unterjährige Einspeise-Kapazitätsbuchungen zu diskutieren.\r\nAußerdem ist eine stärkere Lenkungswirkung im Rahmen der Kostenteilung erforderlich. In diesem Kontext gilt es, die Deckelung der Anschlusskosten für die Anlagenbetreiber (wie bspw. bisher auf 250.000 EUR bei einer Anschlusslänge von bis zu 1 km) unter Beachtung der Vorgaben der Gas-Binnenmarkt-Richtlinie kritisch zu überprüfen. Dabei sollte auch die Alloka-tion möglicher Kostenanteile für eine Rückverdichtung in höhere Druckstufen bzw. für eine di-rekte Einspeisung in das Hochdrucknetz beim Anlagenbetreiber geprüft werden.\r\nDer Zusammenschluss von Kleinstanlagen wird wertschöpfungsstufenübergreifend für sinn-voll gehalten und bringt für Einspeiser, Netzbetreiber und Netznutzer erhebliche Kostensen-kungen und sollte daher angereizt werden.\r\nZudem sollte in diesem Zuge geprüft werden, ob Biogasanlagen aktiv zur Absicherung des Stromnetzes eingesetzt werden können. Diese Möglichkeit könnte ggf. den Leistungsbedarf für Spitzenlastkraftwerke im Wasserstoff-Kernnetz reduzieren. Bei einzelnen Anlagen kann\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 45\r\nsich die Fortführung der Vor-Ort-Verstromung als die Variante mit dem höchsten volks- und energiewirtschaftlichen Nutzen erweisen.\r\nDie für die Realisierung von Netzanschlüssen für Biomethananlagen resultierenden Kosten werden über die Biogas-Umlage gewälzt und durch die Letztverbraucher getragen. Förderpro-gramme könnten hier einen wichtigen Beitrag zur Begrenzung des Kostenanstiegs leisten.\r\nSpätestens zum Auslaufen der GasNZV zum 31. Dezember 2025 braucht es endgültige Klarheit über die künftigen rechtlichen Rahmenbedingungen zum Anschluss von Biomethananlagen, zum Umfang der Einspeisung sowie zur künftigen Kostenaufteilung (§§ 33 ff. GasNZV). Die BNetzA hat angekündigt, den Prozess zur Entwicklung von themenbezogenen Nachfolgerege-lungen für die Regelungsinhalte der auslaufenden GasNZV – ausdrücklich auch zum Zugang Bi-ogas – noch im Frühjahr 2024 einzuleiten.\r\nBezüglich der Anforderungen an die Gasbeschaffenheit bezieht sich die GasNZV auf einen ver-alteten Stand des DVGW-Regelwerks – insb. des DVGW-Arbeitsblattes G 260 – und folglich auf einen veralteten technischen Stand und sollte deshalb dringend angepasst werden.\r\n20. Wann sollte ein Gasnetz schon vor dem Jahr 2045 stillgelegt werden, um unverhältnis-mäßige Kosten zu vermeiden?\r\nWenn ein Gasnetz keine wesentliche Versorgungs- oder Transportfunktion mehr hat und auch nicht absehbar für den Transport von Biomethan oder Wasserstoff benötigt wird, sollte der Netzbetreiber es auch schon vor dem Jahr 2045 stilllegen können. Zu beachten ist, dass die Versorgungsaufgabe immer dem tatsächlichen oder antizipierten Bedarf folgt und entweder kundengetrieben (Letztverbraucher beenden ggf. kurzfristig Gasnetznutzung, z. B. bei Wechsel Energieträger) oder netzbetreibergetrieben (Kündigung Netzanschlussverträge mit ausrei-chender Vorlaufzeit) entfallen kann. Auch eine Überlagerung beider Entwicklungen ist vorstell-bar. Der Netzbetreiber muss hierbei selbst festlegen können, wann im Verlauf der Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung oder wegen wirtschaftlicher (Un-)Zumutbarkeit des Weiter-betriebs die Stilllegung erforderlich wird.\r\nInsbesondere bei Netzabschnitten, welche zeitnah ihre technische Lebensdauer erreichen und demnächst ersetzt werden müssten, sollten Ersatzinvestitionen unter Berücksichtigung der Langfristperspektive und der volkswirtschaftlichen Effizienz geprüft werden.\r\nZusätzlich kann es volkswirtschaftlich und betriebswirtschaftlich von Vorteil sein, Gebiete ge-bündelt zu transformieren und stillzulegen. Somit könnte auch die vorgelagerte Versorgungs-leitung einem anderen Zweck zugeführt oder auch stillgelegt werden. Die Umstellung von ein-zelnen Netzanschlüssen innerhalb eines Gebietes über einen langen Zeitraum wird nur\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 45\r\nunwesentliche Kosteneinsparungen zur Folge haben und die Leitungen auf höheren Druckstu-fen, die der Erdgasversorgung der einzelnen Gebiete dienen, nicht für eine potenzielle Umstel-lung auf Wasserstoff frei machen. Auch diese Entwicklungsoptionen wären in einem zielorien-tierten Rechtsrahmen entsprechend abzubilden und zu berücksichtigen.\r\nEs muss auch beachtet werden, dass sich die gesetzlichen Vorgaben für das Zieljahr der Errei-chung der Klimaneutralität zwischen EU-, Bundes- und Landesebene unterscheiden (EU: 2050; Bund: 2045; in einigen Bundesländern 2040).\r\n21. Welche Übergangsfristen könnten die Netznutzer benötigen, um sich auf einen Verzicht auf den Netzanschluss einzustellen?\r\nVgl. Antwort zu Frage 12.\r\nRückbauverpflichtungen\r\n22. Haben die betroffenen Kommunen ein Interesse daran, nicht mehr genutzte Gasvertei-lernetze zurückbauen zu lassen? Welche Gründe sprechen für, welche gegen einen Rückbau? Mit welchen Kosten muss bei einem Rückbau gerechnet werden? Wer könnte diese tragen?\r\nEin Rückbau von nicht mehr genutzter Gasnetzinfrastruktur könnte im Einzelfall dann notwen-dig sein, wenn diese den Ausbau anderer Infrastrukturen (z. B. Fernwärme) oder andere Nut-zungen des Grund und Bodens behindert. Ein darüber hinausgehender systematischer Rück-bau ist mit Blick auf die von den Kommunen, von den Netzbetreibern und den Netznutzern zu tragenden Kosten und die weiteren Auswirkungen der Baumaßnahmen nicht im Interesse der Kommune.\r\nGegen einen umfassenden Rückbau sprechen die überaus hohen Kosten, die benötigten Res-sourcen (Fachkräfte, Technik) und die resultierenden Verkehrsbeeinträchtigungen, denen kein gesamtwirtschaftlicher Nutzen des Rückbaus gegenübersteht. Die Kosten sowohl für Netzneu-bau als auch Netzrückbau sind im Wesentlichen geprägt durch die Tiefbaukosten und die Kos-ten für die Wiederherstellung von Oberflächen. Deshalb kann vereinfacht angenommen wer-den, dass ein Rückbau in etwa so viel kostet wie eine Neuerrichtung/Wiederbeschaffung. Die Kosten können in begrenztem Umfang optimiert werden durch eine zeitliche Verknüpfung mit anderen Infrastrukturmaßnahmen. Zusätzlich können stillgelegte im Boden verbleibende Lei-tungen auch einem anderen Verwendungszweck zugeführt werden, z. B. als Leerrohr für die Verlegung von Glasfaser- und Telekommunikationskabeln.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 45\r\nIm Grundsatz sollten Leitungen auch nach Nutzungsende im Boden verbleiben können. Kosten eines Rückbaus sollten angemessen und verursachungsgerecht verteilt werden. Sofern eine Kommune aus übergeordneten städtebaulichen Belangen einen Rückbau anordnet, sollte die Kommune auch die Kosten hierfür tragen.\r\n23. Wie bzw. durch wen können zwingend erforderliche Rückbauverpflichtungen identifi-ziert werden und wie wird ein genereller Verzicht auf Rückbauverpflichtungen bewer-tet?\r\nMaßgeblich für Rückbauverpflichtungen sind neben den gesetzlichen Regelungen die vertragli-chen Vereinbarungen mit Grundstückseigentümern, Kommunen usw. und die im Grundbuch eingetragenen Rechte.\r\nEin vollständiger Rückbau ist in den allermeisten Fällen technisch nicht notwendig und auf-grund der hohen Kosten für Tiefbauarbeiten volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Im gesamt-wirtschaftlichen Interesse muss auf nicht zwingend notwendigen Rückbau verzichtet werden. Die Gasnetzbetreiber entziehen sich damit nicht ihrer Verantwortung. Als Eigentümer stillge-legter Leitungen bleiben sie verantwortlich und nehmen ihre Betreiberpflichten gem. § 49 Abs. 1, 2 EnWG und Gashochdruckleitungsverordnung wahr (s. bspw. Ziff. 11.6 DVGW-Arbeits-blatt G 466).\r\nAus diesen Gründen sowie zur Schaffung maximaler Rechtssicherheit sollte eine ausdrückli-che und umfassende gesetzliche Duldungspflicht für stillgelegte Gasversorgungsleitungen geschaffen werden.\r\nDabei muss auch der Umgang mit etwaigen entgegenstehenden (konzessions-)vertraglichen Vereinbarungen berücksichtigt werden (siehe auch BDEW-Vorschlag zum Umfang von Rück-bauverpflichtungen). Eine entsprechende Anpassung kann in § 12 Abs. 4 NDAV und durch ei-nen ergänzenden Absatz in § 113a EnWG erfolgen:\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 12 NDAV Grundstücksbenutzungsrechte (4) Wird die Anschlussnutzung eingestellt, so hat der Eigentümer die auf seinen Grundstü-cken befindlichen Einrichtungen noch drei Jahre weiterhin unentgeltlich zu dulden, es sei denn, dass ihm dies im Einzelfall nicht zugemutet werden kann. Dies gilt auch für stillge-legte Einrichtungen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 45\r\n§ 113a EnWG - Überleitung von Wegenutzungsrechten auf Wasserstoffleitungen (4) Ist nach bestehenden Gestattungsverträgen, beschränkten persönlichen Dienstbarkei-ten oder sonstigen Vereinbarungen, die keine Eintragung einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit vorsehen, für Grundstücke, die Errichtung und der Betrieb von Gasversor-gungsleitungen gestattet, so sind diese so auszulegen, dass die Gasversorgungsleitung nach ihrer Stilllegung auch dauernd im Grundstück belassen werden kann, es sei denn, dass dem Grundstückseigentümer dies nicht zugemutet werden kann. Entgegenstehende Vereinbarungen zu anlasslosen Rückbauverpflichtungen von stillgelegten Gasversorgungs-leitungen sind unwirksam.\r\n24. Wäre ein Eintrittsrecht der Kommune in das Eigentum ungenutzter Netze ein wirksames Instrument, um adäquat über deren spätere Nachnutzung, etwa die Verlegung von Da-tenübertragungsleitungen, zu entscheiden?\r\nGrundsätzlich wäre ein Erwerbsrecht denkbar. Zu regeln wäre dann auch eine angemessene Entschädigung des Netzbetreibers. Siehe ferner die Antwort zu Frage 30.\r\nEin Eintrittsrecht der Kommune ist in der Regel in den Endschaftsklauseln der bestehenden Konzessionsverträge verankert und bedarf keiner gesonderten Regelung. Findet sich kein Neu-konzessionär, wäre eine Eintrittspflicht der Kommune eine wirksame Regelung. Unter gewis-sen Voraussetzungen sollte die Kommune daher das Eigentum an den Netzen übernehmen müssen und selbst betreiben bzw. einen geeigneten Netzbetreiber mit der Betriebsführung beauftragen.\r\nInvestitionsverpflichtungen\r\n25. Wie hoch wird der Anteil der Investitionen eingeschätzt, die über die energiewirt-schaftsrechtlich bedarfsgerechten und sicherheitstechnisch notwendigen Investitionen hinausgehen? Um welche Art von Investitionen handelt es sich?\r\nDem BDEW liegen keine Auswertungen vor, welche Klauseln zu Investitionsverpflichtungen des Konzessionsnehmers in welcher Häufigkeit in Konzessionsverträgen verankert wurden.\r\nNach unserer Einschätzung sind pauschale Investitionsverpflichtungen in Konzessionsverträ-gen mit strikt zu realisierenden Investitionsbudgets unabhängig vom energiewirtschaftlichen oder sicherheitstechnisch notwendigen Bedarf nicht mehr zeitgemäß, bestehen aber noch in existierenden Gaskonzessionsverträgen.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 45\r\nDarüber hinaus sollten auch die energiewirtschaftsrechtlich vorgegebenen Investitionspflich-ten überprüft und reduziert werden. Dies betrifft insbesondere die Verpflichtung zum bedarfs-gerechten Netzausbau in § 11 EnWG und die Anschlusspflichten in § 17 EnWG.\r\n26. Besteht ein Bedarf, die Befreiung von Investitionsverpflichtungen gesetzlich zu regulie-ren oder halten Sie die Systematik der Anreizregulierung, d. h. die Refinanzierung effizi-enter Investitionen zur Erfüllung der individuellen Versorgungsaufgabe des Gasvertei-lernetzes, diesbezüglich für ausreichend?\r\nDie Systematik der Anreizregulierung regelt die Refinanzierung der Netzkosten unter Berück-sichtigung von Effizienz- und Produktivitätsvorgaben. Dies setzt Anreize zur Effizienzsteigerung und Kostensenkung. Bei Investitionsverpflichtungen sind jedoch die Möglichkeiten der Netz-betreiber zur Optimierung begrenzt, was das Risiko erhöht, dass Kosten nicht vollständig refi-nanziert werden können.\r\nIm Zuge der Transformation der Gasnetze ist es nicht ausreichend, exogen gesetzte Investiti-onspflichten effizient zu erfüllen. Stattdessen müssen die Investitionspflichten grundsätzlich hinterfragt und dort wo möglich abgebaut/reduziert werden. Die technische Sicherheit und die Versorgungssicherheit sind dabei weiterhin zu gewährleisten.\r\nDeshalb sollte gesetzlich geregelt werden, dass konzessionsvertragliche Investitionsverpflich-tungen in Gasverteilernetze, die über die energiewirtschaftlich oder sicherheitstechnisch not-wendigen Investitionen hinausgehen, von den Netzbetreibern nicht verlangt werden können (siehe auch III.4).\r\n27. Gibt es (ausreichende) Kriterien, um notwendige von „überschießenden“ Investitionen abzugrenzen?\r\nEs gibt keine allgemeingültigen Kriterien zur Abgrenzung „überschießender“ Investitionen. Stattdessen sollte den Netzbetreibern eine betriebswirtschaftliche und technische Optimie-rung ermöglicht werden, indem exogene Investitionsverpflichtungen auf das sicherheitstech-nisch Notwendige reduziert werden (siehe auch III.4).\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 45\r\nKonzessionsverträge\r\n28. In welchem Umfang ist damit zu rechnen, dass Konzessionsverträge auslaufen, z. B. bis zu den Jahren 2030, 2035, 2040 etc.?\r\nKonzessionsverträge dürfen nach § 46 Abs. 2 EnWG derzeit höchstens für eine Laufzeit von 20 Jahren abgeschlossen werden, kürzere Laufzeiten sind möglich.\r\nDer Zeitpunkt des Auslaufens der Konzessionsverträge ist je nach Zeitpunkt des Vertragsab-schlusses und der vereinbarten Vertragslaufzeit des Konzessionsvertrages sehr unterschied-lich, wobei regionale Häufungen hinsichtlich desselben Zeitpunkts des Auslaufens auftreten können. Änderungen, die durch das Green Paper angestoßen werden, müssen in jedem Fall auf bestehende Konzessionsverträge anwendbar sein.\r\n29. Würden sich Stakeholder unter den derzeitigen Rahmenbedingungen weiterhin auf neu zu vergebende Konzessionen für Gasverteilernetze bewerben? Gibt es ein flächende-ckendes Problem, dass es bei auslaufenden Konzessionsverträgen an Bewerbungen auf die Nachfolge mangelt? Wäre eine Zusammenlegung von Netzgebieten ein gangbarer Weg, um den Netzbetrieb interessanter zu machen? Was wäre dabei zu beachten?\r\nBei Ablauf von Konzessionsverträgen ist zu beobachten, dass sich immer weniger – in Einzel-fällen gar keine – Neukonzessionäre für den Weiterbetrieb des Gasnetzes bewerben. Der zu-rückgehende Wettbewerb um Gasnetzkonzessionen ist ein deutliches Indiz für ungelöste Probleme, bestehende Unsicherheiten und wirtschaftliche Risiken. Wenn die derzeitigen Rah-menbedingungen unverändert fortgelten würden, wäre mit einem weiteren Rückgang an Be-werbern für auslaufende Konzessionsverträge zu rechnen, der sich mit Fortschreiten der Transformation beschleunigen würde.\r\nDies ist unabhängig von der Größe der Netzgebiete. Durch eine Zusammenlegung von Netzge-bieten würde der Netzbetrieb nicht per se „interessanter“ gemacht.\r\nEs muss sichergestellt werden, dass der Betrieb von Gasnetzen auch unter den Anforderungen der Transformation langfristig planbar und wirtschaftlich darstellbar ist:\r\n› Erstens gehört dazu ein passender Regulierungsrahmen: Von der BNetzA wurden hierzu erste Verbesserungen eingeleitet (z. B. Flexibilisierung Abschreibungsmodalitäten), weitere Aspekte sind noch ungelöst (u. a. EK-Zins, Effizienzvergleich).\r\n› Zweitens gehört dazu aber auch eine angemessene Verteilung von Kosten und Risiken: Hier besteht insbesondere Handlungsbedarf zur Vermeidung unnötigen Rückbaus.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 45\r\n› Drittens wird ein transformationsförderlicher und umsetzbarer Ordnungsrahmen benötigt. Die für den Gasnetzbetrieb relevanten Regelungen in EnWG, GEG und WPG ergeben der-zeit noch kein konsistentes Gesamtbild und müssen bei der anstehenden Umsetzung des EU-Gaspakets weiterentwickelt werden.\r\n› Viertens hängt die Attraktivität des Gasnetzbetriebs maßgeblich davon ab, welche Lang-fristperspektiven neben einer Stilllegung bestehen. Die derzeit bestehende Unsicherheit sowohl hinsichtlich der zukünftigen Biomethaneinspeisung und -nutzung als auch zum Hochlauf von Wasserstoff, ist ein massives Problem.\r\nNeben diesen zu lösenden Themen müssen Gemeinden auch weiterhin einen „Wettbewerb um das Netz“ ermöglichen und hierzu ein transparentes und diskriminierungsfreies, wettbe-werbliches Auswahlverfahren durchführen. Diese Auswahlverfahren sind jedoch durch eine hohe rechtliche Komplexität, erhebliche bürokratische Anforderungen und in vielen Fällen durch langwierige gerichtliche Auseinandersetzungen gekennzeichnet. Eine rechtssichere Ab-wicklung von Konzessionsvergabeverfahren ist mittlerweile mit erheblichen Kosten für die sich bewerbenden Energieversorgungsunternehmen verbunden. Vor allem bei kleinen ländlichen Gemeinden, wo der Konzessionswettbewerb ohnehin erfahrungsgemäß gering ist bzw. wo in vielen Fällen (wenn überhaupt) nur ein Bewerber vorhanden ist, wird die Unverhältnismäßig-keit von Aufwand und Nutzen besonders deutlich. Eine De-minimis-Klausel zur Vereinfachung der Konzessionsvergabeverfahren, wie sie der BDEW in einem Positionspapier5 vorgeschlagen hat, könnte in einem ersten Schritt hier Abhilfe schaffen.\r\n30. Halten Sie die oben skizzierten Lösungsmöglichkeiten für sinnvoll oder welche andere Lösung würden Sie präferieren? Bitte legen Sie hierfür die Gründe dar.\r\nDer BDEW hält den Lösungsansatz, bei ausbleibenden Bewerbern für Gasnetzkonzessionen die bisherigen Konzessionsnehmer zum Weiterbetrieb zu verpflichten, weder für sachgerecht noch für sinnvoll. Findet sich kein Neukonzessionär, sollte die Kommune das Eigentum an den Netzen übernehmen und selbst betreiben bzw. einen geeigneten Netzbetreiber mit der Be-triebsführung beauftragen (siehe auch III.5).\r\n5 BDEW-Positionspapier vom 10. Februar 2023 „De-minimis-Klausel bei der Konzessionsvergabe gemäß § 46 Ab-satz 3 EnWG“.\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 45\r\nDas Problem sollte jedoch an der Wurzel gelöst werden: Wenn auch unter den Rahmenbedin-gungen der Transformation Gasnetze wirtschaftlich betrieben werden können und Kosten so-wie Risiken angemessen verteilt werden, sind Gasnetzkonzessionen auch zukünftig attraktiv und Neukonzessionäre zu finden (vgl. Antwort zu Frage 29). Darüber hinaus ist das Konzessi-onsvergaberecht für Gasnetze im Hinblick auf die bereits begonnenen Entwicklungen grund-sätzlich zu überdenken (siehe auch Ausführungen zu III.5)\r\n31. Zur Vermeidung von Versorgungsengpässen kann bei fehlenden Bewerbern auf Neukon-zessionen die Verpflichtung des letzten Konzessionärs zum Weiterbetrieb des Netzes er-forderlich sein. Für welche pauschale Dauer wäre eine solche Verpflichtung zum Weiter-betrieb sinnvoll?\r\nVgl. Antworten zu Fragen 29 und 30.\r\nEine Verpflichtung zum Weiterbetrieb ist nicht notwendig, wenn auch unter den Rahmenbe-dingungen der Transformation Gasnetze wirtschaftlich betrieben werden können sowie Kos-ten und Risiken angemessen verteilt werden.\r\nEine solche Verpflichtung des Altkonzessionärs würde einen erheblichen Eingriff in seine Grundrechte aus Art. 14, 12, 3 GG darstellen und wäre nur unter sehr engen Voraussetzungen verfassungsrechtlich zulässig.\r\nDer aktuellen Regelung des § 48 Abs. 4 EnWG, wonach die Pflicht zur Zahlung der vertraglich vereinbarten Konzessionsabgabe auch nach Ablauf des Wegenutzungsvertrages bis zur Über-tragung der Verteilungsanlagen auf einen neuen Vertragspartner fortgilt, ist das System der fortlaufenden Wieder- bzw. Weitervergabe der Gaskonzession immanent. Die Regelung ist für eine Anwendung auf den Paradigmenwechsel, in dessen Folge sich kein neuer Gaskonzessio-när mehr findet, nicht geeignet, denn er würde zu einer „Ewigkeitsverpflichtung“ des Altkon-zessionärs führen. Diese wäre verfassungsrechtlich nicht zu rechtfertigen.\r\nEine Verpflichtung zum Weiterbetrieb des Gasverteilernetzes müsste wegen des erheblichen Eingriffs in das grundrechtlich geschützte Eigentum des Altkonzessionärs gemäß Art. 14 GG in jedem Fall eine angemessene Entschädigung vorsehen. Der Eingriff muss dem Verhältnismä-ßigkeitsgrundsatz entsprechen und darf nicht länger andauern, als es unbedingt erforderlich ist. Je länger dabei der Eingriff ist, desto höher muss die Entschädigung sein.\r\n32. Wie soll mit Fällen umgegangen wird, in denen ein Gebäudeeigentümer sich für eine Heizungsanlage, die mit Wasserstoff, Biomethan oder (partiell) mit fossilem Gas\r\nTransformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 45\r\nbetrieben wird, entscheidet in der Annahme, dass das Gasnetz weiterbetrieben oder transformiert wird und im Nachhinein die Stilllegung des Gasnetzes beschlossen wird?\r\nEntsprechende Regelungen müssen in Abhängigkeit von der Nutzungsdauer der Anlagen und unter Berücksichtigung entsprechender Übergangsfristen sowie der Wärmeplanung erfolgen.\r\nGebäudeeigentümer sollten von Bund, Ländern und Kommunen frühzeitig über Handlungsbe-darfe, Lösungsoptionen und Fördermöglichkeiten informiert werden, um Fehlinvestitionen zu vermeiden. Netzbetreiber sollten jedenfalls in diesen Fällen nicht für entstandene Schäden haftbar gemacht werden können.\r\nSonstiges\r\n33. In welchem Maße beabsichtigen die Kommunen, in Gebieten mit bestehenden Erdgas-verteilernetzen diese als Wasserstoffvorranggebiete auszuweisen?\r\nHierzu hat der BDEW derzeit keine Erkenntnisse, dies kann aktuell noch nicht belastbar abge-schätzt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Zu unserem Bedauern wurde eine Be-fassung bei der Energieministerkonferenz Mitte Mai in Kiel vertagt.\r\nWir möchten Sie eindringlich bitten, sich des Themas rasch anzunehmen und den begonnenen Prozess um Lösungen eng zu begleiten und zu unter-stützen. Kommunen und Gasnetzbetreiber brauchen schnell Klarheit über die zwingend erforderlichen Änderungen am Rechtsrahmen für die Trans-formation der Gasnetze – und zwar sowohl für die Umstellung auf klima-neutrale Gase wie Wasserstoff als auch für mögliche Stilllegungen von Leitungsabschnitten.\r\nOhne Zweifel stellt die Gestaltung der Wärmewende vor Ort eine der zentralen Herausforderungen der kommenden Jahre dar. Aufgabe der Länder und Kommunen ist es, die Wärmewende vorauszudenken und mit Umsetzungsstrategien zu unterlegen. Das Wärmeplanungsgesetz (WPG) eröffnet sowohl dezentrale als auch zentrale Optionen für die Wärme- versorgung, richtigerweise immer abhängig von den konkreten lokalen Gegebenheiten.\r\nNeben der Erreichung der Klimaziele müssen dabei die Versorgungssicher-heit und die Bezahlbarkeit gewahrt bleiben. Stromnetze müssen ausgebaut\r\nStaatsministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie und Mobilität des Landes Rheinland-Pfalz\r\nFrau Katrin Eder\r\nKaiser-Friedrich-Straße 1\r\nSeite 2 von 4\r\nund ertüchtigt werden sowie der Ausbau der Wärmenetze konsequent voranschreiten. Auch muss dort, wo es sinnvoll ist, die Gasnetzinfrastruktur als bestehende Struktur und Vermögenswerte weitergenutzt und weiter-entwickelt werden. Je nach regionalen und örtlichen Gegebenheiten werden klimaneutraler Wasserstoff und Biogas/Biomethan im System der Zukunft eine relevante Rolle spielen. Die Gasnetze sind hier entsprechend zu transformieren. Unnötige Kosten müssen vermieden und Lasten sachge-recht und fair verteilt werden.\r\nDer derzeit noch geltende Rechtsrahmen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ist jedoch noch auf einen dauerhaften, zeitlich unbegrenzten Erdgasnetzbetrieb ausgelegt und damit nicht zukunftsfähig. Nur mit er-gänzten und geänderten Regelungen können die Kommunen und die (kommunalen) Energieversorgungsunternehmen die Zukunft der Gas-netze aktiv gestalten.\r\nDieser neue Rechtsrahmen muss schnellstmöglich geschaffen werden. So-wohl das vom BMWK vorgelegte Green Paper zur Transformation der Gas-infrastruktur als auch das im Juni 2024 final verabschiedete EU-Gas/Wasser-stoff-Binnenmarktpaket enthalten bereits einige wichtige Regelungen, die nun zügig umgesetzt bzw. in nationales Recht überführt werden müssen.\r\nFolgende Regelungen sind aus Sicht der kommunalen Spitzenverbände sowie des BDEW und des VKU schnellstmöglich umzusetzen:\r\n› Die EU-rechtliche Möglichkeit, als Gasnetzbetreiber Leitungen umzustel-len und Wasserstoffnetze ohne eigentumsrechtliche Trennung (Entflech-tung) betreiben zu dürfen.\r\n› Die EU-rechtliche Möglichkeit, die gesamtwirtschaftliche Transformations-planung der Gasnetze vor Ort mittels dezidierter Wasserstoffentwicklungs-planungen und Außerbetriebnahmeplanungen aktiv zu gestalten (Umstellungspläne).\r\n› Die rechtliche Klarstellung, dass Gasleitungen, wenn sie außer Betrieb genommen werden, nach technischer Sicherung im Boden verbleiben dürfen und nur im Bedarfsfall ausgebaut werden müssen.\r\n› Die Schaffung eines Regulierungsrahmens für Wasserstoffspeicher (Zu-gangsregelungen).\r\nDie aufgezeigten notwendigen Änderungen am Rechtsrahmen, sind auch für die kohärente Erstellung der kommunalen Wärmeplanung unerlässlich.\r\nSeite 3 von 4\r\nNur so kann eine verlässliche Infrastrukturplanung erfolgen. Investitionen\r\nin den Ausbau paralleler Infrastrukturen müssen vermieden werden.\r\nEin Beispiel: Wenn weiterhin jeder Kunde an ein Gasnetz angeschlossen\r\nwerden muss, wird eine wirtschaftliche Umstellung auf Wärmenetze\r\nschwierig bzw. unmöglich gemacht.\r\nSowohl die Kommunen als auch die Energiebranche haben bereits begonnen,\r\nsich diesen Herausforderungen anzunehmen. Die oben dargestellten\r\nVorschläge für Anpassungen des Rechtsrahmens ermöglichen einen geordneten\r\nTransformationsprozess hin zu klimaneutralen Alternativen unter Beachtung\r\nder Versorgungssicherheit und der Bezahlbarkeit. Die Gasversorgung\r\nwird dabei noch lange eine wichtige Rolle spielen. Umso früher aber\r\nder Transformationsrechtsrahmen bereitgestellt wird, umso besser können\r\ndie Netzbetreiber gemeinsam mit Kommunen, Energieversorgern und\r\nIndustrie die dekarbonisierten Netze der Zukunft planen. Nur so können\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher eine klare Perspektive vor Ort erhalten\r\nund unnötige (volks-)wirtschaftliche Kosten vermieden werden.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006406","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge zu verschiedenen für die Energiewende relevanten Gesetze (EnWG, EEG etc.)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/86/6f/315274/Stellungnahme-Gutachten-SG2405020016.pdf","pdfPageCount":76,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fortschrittsmonitor 2024\r\n\r\n\r\nEnergiewende\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDie Dekarbonisierung bleibt auch im \r\nJahr 2024 ein wesentlicher Aspekt der \r\npolitischen und gesellschaftlichen \r\nBemühungen zur Bekämpfung des \r\nKlimawandels und zur Erreichung des \r\nZiels der Begrenzung der globalen \r\nErwärmung auf 1,5 Grad Celsius.\r\n\r\n\r\nMit dem vom BDEW Bundesverband \r\nder Energie\r\n- \r\nund Wasserwirtschaft e. V. \r\nund EY gemeinsam publizierten \r\nFortschrittsmonitor 2023 wurde die \r\nZielerreichung für Deutschland \r\nerstmalig analysiert.\r\n\r\n\r\nEINLEITUNG\r\n\r\n\r\n2023 hat der Gesetzgeber auf europäischer \r\nund nationaler Ebene gesetzliche Neuerungen \r\nund Weiterentwicklungen verabschiedet.\r\n\r\n\r\nMit dem aktualisierten „Fortschrittsmonitor \r\n2024“ wird der Stand der Energiewende zur \r\nErreichung der Klimaziele auf der Basis von \r\nKennzahlen und Prognosen für die Zukunft \r\ndargestellt. Der Fortschrittsmonitor unter\r\n-\r\nsucht unter Berücksichtigung der Neuerungen \r\nund Weiterentwicklungen verschiedene \r\nAspekte der Energiewende in Deutschland, \r\neinschließlich ihrer volkswirtschaftlichen und \r\npolitischen Dimensionen, und analysiert die \r\nZielerreichung. \r\n\r\n\r\nDie Energiewende bringt beträchtliche \r\nHerausforderungen mit sich. \r\n\r\n\r\nErhebliche Investitionen in den Ausbau der \r\nErneuerbaren Energien (EE), den Umbau von \r\nInfrastrukturen, den Ausbau der heimischen \r\nWasserstoffwirtschaft und die \r\nDekarbonisierung der Wärme und des Verkehrs \r\ntragen aber auch in Krisenzeiten zum \r\nnachhaltigen Wachstum bei. Die Investitionen \r\nin die Energiewende haben den durch den Krieg \r\nin der Ukraine und die Energiekrise ausgelösten \r\nWachstumseinbruch in Deutschland begrenzt \r\nund die Resilienz des Energiesystems erhöht.\r\n\r\n\r\nDie Gewährleistung einer fairen und gerechten \r\nTransition für die Industrie und alle Bürger \r\nbleibt das prägende Ziel. Indem dieser \r\nFortschrittsmonitor eine ganzheitliche Sicht auf \r\ndiesen Prozess bietet, trägt er dazu bei, ein \r\ntieferes Verständnis für die Dimensionen der \r\nDekarbonisierung in Deutschland zu fördern \r\nund Rahmenbedingungen für eine erfolgreiche \r\nUmsetzung aufzuzeigen.\r\n\r\n\r\n80 \r\n%\r\n\r\n\r\nEE\r\n–\r\nStrom\r\n\r\n\r\nKOHLEAUSSTIEG\r\n\r\n\r\n50 \r\n%\r\n\r\n\r\nklimaneutrale \r\nWärmeerzeugung\r\n\r\n\r\n6 \r\nMio.\r\n\r\n\r\ninstallierte \r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\n15 \r\nMio.\r\n\r\n\r\nElektrofahrzeuge\r\n\r\n\r\n10 \r\nGW\r\n\r\n\r\nElektrolyse\r\n-\r\nleistung\r\n\r\n\r\nVerteilung der 80 % EE\r\n–\r\nStrom\r\n\r\n\r\n215 \r\nGW\r\n\r\n\r\n115 \r\nGW\r\n\r\n\r\n30 \r\nGW\r\n\r\n\r\nTREIBHAUSGASEMISSIONEN\r\n\r\n\r\nKlimaschutzziele für Deutschland\r\n\r\n\r\n65 \r\n%\r\n\r\n\r\n2045\r\n\r\n\r\nweniger CO\r\n2\r\n\r\n\r\nbis 2030\r\n\r\n\r\nklimaneutral\r\n\r\n\r\nzu sein\r\n\r\n\r\nmit dem übergreifenden Ziel bis\r\n\r\n\r\n\f\r\n1\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND\r\n\r\n\r\nVOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n04\r\n\r\n\r\n2\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n11\r\n\r\n\r\n3\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n20\r\n\r\n\r\n4\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n\r\n\r\n28\r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n43\r\n\r\n\r\n6\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n5\r\n0\r\n\r\n\r\n7\r\n\r\n\r\nMANAGEMENT SUMMARY\r\n\r\n\r\n7\r\n1\r\n\r\n\r\nIHRE ANSPRECHPARTNER UND MITAUTOREN\r\n\r\n\r\n7\r\n2\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nINHALT\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nGESAMTÜBERBLICK\r\n\r\n\r\nÜBER DIE KENNZAHLEN\r\nIN DIESEM KAPITEL\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\n•\r\nIn diesem Abschnitt erfolgt ein einleitender \r\nÜberblick zum Stand der Energiewende \r\nsamt Ausblick.\r\n•\r\nKennzahlen berücksichtigen den bis 2023 \r\nerzielten Stand und die Entwicklung \r\nrelevanter Rahmenbedingungen.\r\n•\r\nDie energiewirtschaftlichen Kennzahlen \r\nsind die Entwicklung der Treibhausgas\r\n-\r\nemissionen und die Anteile Erneuerbarer \r\nEnergien.\r\n•\r\nAus volkswirtschaftlicher Perspektive \r\nwerden Investitionen und die dadurch \r\nangestoßene Bruttowertschöpfung \r\nbeziffert.\r\n•\r\nDie Investitionen, die zur Erreichung der \r\nZiele der Bundesregierung erforderlich \r\nsind, werden für den Zeitraum bis 2030 \r\nsowie für 2031 bis 2035 ausgewiesen.\r\n•\r\nDie durch Investitionen angestoßene \r\nBruttowertschöpfung wird sowohl als \r\nPotenzial, das bei Zielerreichung realisiert \r\nwerden kann, als auch als Ist\r\n-\r\nWert \r\nbasierend auf dem in 2023 tatsächlich \r\nErreichten ausgewiesen.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgas\r\n-\r\nemissionen nach Sektoren gemäß \r\nKlimaschutzgesetz \r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Anteile Erneuerbarer \r\nEnergien in den Sektoren Strom, \r\nWärme und Verkehr\r\n\r\n\r\n6\r\n\r\n\r\nInvestitionsvolumen 2023\r\n–\r\n2035\r\n\r\n\r\n7\r\n\r\n\r\nJährliche Wertschöpfungseffekte \r\nder Investitionen\r\n\r\n\r\n8\r\n\r\n\r\nFachkräftemangel im Kontext \r\nder Energiewende\r\n\r\n\r\n9\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n10\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND\r\nVOLKSWIRTSCHAFTLICHE \r\nBETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAmbitionierte\r\n\r\n\r\nZiele\r\n\r\n\r\nder Energiewende\r\n\r\n\r\n•\r\nIn den nächsten Jahren sind weitere \r\nEmissionsminderungen in allen Sektoren \r\nerforderlich. Dazu muss der Anteil \r\nErneuerbarer Energien weiterhin \r\nkonsequent ausgebaut werden.\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nBis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen \r\num insgesamt 65 % zurückgehen (im \r\nVergleich zu 1990).\r\n•\r\nBis einschließlich 2023 konnten Emissions\r\n-\r\nminderungen von 46 % realisiert werden. Im \r\nVergleich zum Vorjahr 2022 bedeutet dies \r\neine Emissionsminderung um 6 %.\r\n•\r\nDie Energiewirtschaft hat ihre Emissionen \r\n2023 um 52 Mio. t gemindert und damit den \r\nmit Abstand größten Anteil zum Rückgang \r\nder Emissionen beigetragen. Damit hat sie \r\nihre Emissionen gegenüber 1990 um 57 % \r\ngemindert. Allerdings wurde dieses Ergebnis \r\nim Jahr 2023 nicht nur durch den Ausbau \r\nErneuerbarer Energien (EE) erreicht, \r\nsondern war zu großen Teilen auch durch \r\nNachfrageeffekte getrieben.\r\n•\r\nIn den Sektoren Verkehr und Landwirtschaft \r\nwurden nahezu keine \r\nEmissionsminderungen erreicht.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen\r\n\r\n\r\nnach Sektoren gemäß Klimaschutzgesetz (KSG)\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nAbfallwirtschaft und Sonstiges\r\n\r\n\r\nVerkehr\r\n\r\n\r\nIndustrie\r\n\r\n\r\nLandwirtschaft\r\n\r\n\r\nGebäude\r\n\r\n\r\nEnergiewirtschaft\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nWerte 1990\r\n–\r\n2022:UBA, Nationale Treibhausgasinventare 1990 bis 2022 (Stand EU\r\n-\r\nBerichterstattung 01/2024), \r\n*\r\nSchätzung Umweltbundesamt \r\n(www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/klimaemissionen\r\n-\r\nsinken\r\n-\r\n2023\r\n-\r\num\r\n-\r\n101\r\n-\r\nprozent; \r\nabgerufen am \r\n15.03.2024)\r\n\r\n\r\n** \r\nGemäß KSG 2021\r\n\r\n\r\n1990 \r\njetzt\r\n\r\n\r\n65 \r\n%\r\n\r\n\r\n1990\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023*\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\nKSG\r\n–\r\nZiel**\r\n\r\n\r\nBis 2030 sollen die \r\nTreibhausgas\r\ne\r\nmissionen\r\n\r\n\r\num insgesamt \r\n65 \r\n% \r\nzurückgehen.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nUnterschiedlicher Anteil\r\n\r\n\r\nder Erneuerbaren \r\nEnergien in Sektoren\r\n\r\n\r\n•\r\nIn allen drei Sektoren sind weitere \r\nFortschritte notwendig, um die Ziele bis \r\n2030 zu erreichen.\r\n•\r\nDer Handlungsdruck ist bei Wärme und \r\nVerkehr unverändert hoch.\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nStrom: \r\n2023 lag der Anteil der EE mit 53 \r\n% \r\nerstmals bei mehr als der Hälfte des \r\nBruttostromverbrauchs. \r\n•\r\nStrom: \r\n2022 war der Anteil der EE mit 46 \r\n% \r\nvor allem aufgrund der Energiekrise \r\ngeringer. \r\n•\r\nWärme: \r\nDer Anteil der EE am \r\nEndenergieverbrauch ist in 2023 weiter \r\nangestiegen \r\n– \r\nauf knapp 19 %.\r\n•\r\nVerkehr\r\n: Der Anteil der EE ist zuletzt leicht \r\ngestiegen und lag 2023 bei über 7 \r\n%. Dieses \r\nNiveau wurde zuvor schon in 2007 aufgrund \r\nregulatorischer Vorgaben zur \r\nMindestverwendung von Biokraftstoffen \r\nerreicht.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Anteile Erneuerbarer Energien\r\n\r\n\r\nin den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nUBA basierend auf Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien\r\n-\r\nStatistik (Stand: 02/2024) und BDEW \r\n\r\n\r\nStrom\r\n\r\n\r\n1990\r\n\r\n\r\n1995\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2005\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\nWärme\r\n\r\n\r\nVerkehr\r\n\r\n\r\nDer EE\r\n-\r\nAnteil am \r\nBruttostromverbrauch\r\n\r\n\r\nist angestiegen \r\n\r\n\r\n2023 \r\n\r\n\r\n46\r\n%\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n6\r\n%\r\n\r\n\r\n53\r\n%\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEnergiewende\r\n\r\n\r\nbraucht hohe\r\n\r\n\r\nInvestitionen \r\n\r\n\r\n•\r\nAb 2031 werden weitere Investitionen \r\nerforderlich sein. Bis 2035 werden die \r\nerforderlichen weiteren Ausgaben auf \r\n493 Mrd. E\r\nuro \r\ngeschätzt.\r\n•\r\nDer weitere Ausbau der Stromerzeugung \r\nsowie der Übertragungs\r\n- \r\nund der Verteil\r\n-\r\nnetze wird auch dann den größten Teil \r\nder Investitionen ausmachen.\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nUm die Ziele der Energiewende zu erreichen, \r\nsind erhebliche Investitionen erforderlich: \r\n721 Milliarden Euro bis 2030.\r\n•\r\nDen mit 49 \r\n% größten Anteil an den Gesamt\r\n-\r\ninvestitionen hat der Ausbau der Strom\r\n-\r\nerzeugung.\r\n•\r\nEinen weiteren großen Anteil \r\nmit 41 \r\n% hat \r\nder Ausbau \r\nder Energienetze (Strom, Gas \r\nund H2).\r\n\r\n\r\nErforderliches \r\nInvestitionsvolumen, \r\num die Ziele \r\nder Energiewende bis 2030 \r\nund 2035 \r\nzu erreichen\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuelle:\r\n\r\n\r\nBDEW\r\n\r\n\r\n*Auflistung der Komponenten zur Abschätzung des Investitionsbedarfs auf Seite 75\r\n\r\n\r\n2031\r\n-\r\n2035\r\n\r\n\r\n721.138\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\n492.769\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\n2023\r\n–\r\n2030\r\n\r\n\r\n2031\r\n–\r\n2035\r\n\r\n\r\n2023\r\n–\r\n2030\r\n\r\n\r\nTransport\r\nnetze \r\n(Strom & Gas)\r\n\r\n\r\n250.\r\n844\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\n39.589\r\n\r\n\r\n32.219\r\n\r\n\r\n14.735\r\n\r\n\r\n5.052\r\n\r\n\r\n82.515\r\n\r\n\r\n139.950\r\n\r\n\r\n141.129\r\n\r\n\r\n109.715\r\n\r\n\r\n23.276\r\n\r\n\r\n22.625\r\n\r\n\r\n17.063\r\n\r\n\r\n17.063\r\n\r\n\r\n353.418 \r\n\r\n\r\n215.559\r\n\r\n\r\nGesamtinvestitionen*\r\n\r\n\r\n1.213.\r\n907\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nErzeugung\r\n\r\n\r\n(EE+ konventionell/H\r\n2\r\n)\r\n\r\n\r\n568.977\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nVerteilnetze \r\n(Strom & Gas)\r\n\r\n\r\n222.465\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nGrüne Gase\r\n\r\n\r\n45.901\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nH\r\n2\r\n–\r\nKernnetz\r\n\r\n\r\n19.\r\n787\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nFernwärme\r\n\r\n\r\n71.808\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nSpeicher\r\n\r\n\r\n34.125\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTransport\r\nnetze\r\n\r\n\r\n(Strom & Gas)\r\n\r\n\r\nVerteilnetze\r\n\r\n\r\n(Strom & Gas)\r\n\r\n\r\nErzeugung\r\n\r\n\r\n(EE+ konventionell/ \r\nH\r\n2\r\n)\r\n\r\n\r\nH\r\n2\r\n–\r\nKernnetz\r\n\r\n\r\nSpeicher\r\n\r\n\r\nInvestitionen\r\n\r\n\r\nermöglichen\r\n\r\n\r\nWachstum\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Soll\r\n-\r\nIst\r\n-\r\nAbgleich für 2023 zeigt, \r\ndass das jährliche Wertschöpfungspotenzial \r\nnoch nicht komplett realisiert werden \r\nkonnte. \r\n•\r\nUm bestehende Potenziale voll zu nutzen, \r\nist vor allem eine weitere Steigerung der \r\nInvestitionen in den Bereichen Strom\r\n-\r\nerzeugung und Netzausbau erforderlich.\r\n•\r\nWeitere Impulse sind durch den Ausbau der \r\nFernwärme, des H\r\n2\r\n-\r\nKernnetzes sowie der \r\nEnergiespeicher nötig.\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nDie bis 2030 erforderlichen Investitionen \r\nkönnten eine Bruttowertschöpfung von \r\nüber 52 Mrd. Euro pro Jahr anstoßen.\r\n•\r\nDies entspricht 1,5 % der gesamten \r\nBruttowertschöpfung in Deutschland.\r\n•\r\nDie 2023 durch die Energiewende \r\ntatsächlich ausgelöste Bruttowertschöpfung \r\nwird auf über 28 Mrd. Euro geschätzt. \r\n•\r\nDamit konnten 54 % des jährlichen \r\nPotenzials realisiert werden. Dies liegt vor \r\nallem an dem in 2023 erfolgten Ausbau der \r\nStromerzeugung und der Stromnetze.\r\n\r\n\r\nJährliche Wertschöpfungseffekte\r\n\r\n\r\nder Investitionen\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\n* Bei Stromtransportnetzen werden die jährlichen Investitionsvolumina und damit auch die jährlichen Wertschöpfungspotenziale \r\ners\r\nt ab 2027 deutlich \r\nansteigen.\r\n\r\n\r\nQuelle:\r\n\r\n\r\nEY Analyse\r\n\r\n\r\nErzeugung\r\n\r\n\r\nTransport\r\n\r\n\r\nVerteilung\r\n\r\n\r\nGrüne Gase\r\n\r\n\r\nFernwärme\r\n\r\n\r\nH\r\n2\r\n-\r\nKernnetz\r\n\r\n\r\nSpeicher\r\n\r\n\r\nRealisiert in 2023 \r\nin Mio. Euro\r\n\r\n\r\nJährliches Potenzial \r\nin Mio. Euro\r\n\r\n\r\n16.360\r\n\r\n\r\n3.850\r\n\r\n\r\n6.533\r\n\r\n\r\n285\r\n\r\n\r\n1.109\r\n\r\n\r\n2.497\r\n\r\n\r\n1.157\r\n\r\n\r\n1.359\r\n\r\n\r\n13.504\r\n\r\n\r\n26.982\r\n\r\n\r\n1.860\r\n\r\n\r\nR\r\ne\r\na\r\nl\r\ni\r\ns\r\ni\r\ne\r\nr\r\nt\r\ni\r\nn\r\n2\r\n0\r\n2\r\n3\r\n\r\n\r\nJ\r\nä\r\nh\r\nr\r\nl\r\ni\r\nc\r\nh\r\ne\r\ns\r\nP\r\no\r\nt\r\ne\r\nn\r\nz\r\ni\r\na\r\nl\r\n\r\n\r\n4.847*\r\n\r\n\r\nFernwärme\r\n\r\n\r\n52\r\n.\r\n206\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nGesamt\r\n\r\n\r\n2\r\n8\r\n.\r\n13\r\n7\r\n\r\n\r\nMio. Euro\r\n\r\n\r\nGesamt\r\n\r\n\r\nGrüne Gase\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nFachkräftemangel \r\nbleibt ein Problem\r\n\r\n\r\n•\r\nAufgrund unverändert schwacher \r\nKonjunktur ist für 2024 nicht mit einer \r\nÄnderung des Fachkräftemangels zu \r\nrechnen.\r\n•\r\nAnzeichen für eine nachhaltige Entspannung \r\nam Arbeitsmarkt gibt es nicht. Die aktuelle \r\nLage sollte daher genutzt werden, um \r\nzielgenaue Maßnahmen in der Aus\r\n- \r\nund \r\nWeiterbildung anzustoßen.\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Kennzahl gibt an, wie viele der mit der \r\nEnergiewende befassten Handwerksbetriebe \r\ndurch Fachkräftemangel in ihrer \r\nGeschäftstätigkeit gehindert werden.\r\n•\r\nNach einem starken Anstieg im Jahr 2022 \r\nauf über 45 \r\n% aller Betriebe ist der Anteil \r\naufgrund der schwachen Konjunktur etwas \r\nzurückgegangen.\r\n•\r\nEntspannung ist aber nicht in Sicht: Noch \r\nimmer \r\ngibt ein Drittel aller mit der \r\nEnergiewende befassten Betriebe an, durch \r\nFachkräftemangel in der Geschäftstätigkeit \r\nbehindert zu sein.\r\n\r\n\r\nFachkräftemangel im Kontext der Energiewende\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuelle:\r\n\r\n\r\nEY auf der Basis des KfW\r\n-\r\nifo\r\n-\r\nFachkräftebarometers\r\n\r\n\r\nAnteil der Unternehmen, die eine Behinderung ihrer Geschäftstätigkeit durch fehlendes Fachpersonal melden\r\n\r\n\r\n01\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n02\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n03\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n04\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n01\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n02\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n03\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n04\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n04\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n03\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n02\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n01\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n04\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n03\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n02\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n01\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND\r\nVOLKSWIRTSCHAFTLICHE \r\nBETRACHTUNG\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR DIE \r\nENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nAuch wenn die Intensität im Vergleich zum \r\nVorjahr spürbar nachgelassen hat, bleibt \r\nder Fachkräftemangel auch in den nächsten \r\nJahren ein wesentliches Hindernis für die \r\nEnergiewende. Insbesondere fehlen \r\nInitiativen, die den Mangel an Fachkräften \r\nstrukturell beheben können.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDie Richtung stimmt \r\n—\r\naber es muss weiter \r\nzugelegt werden!\r\n\r\n\r\nTreibhausgasemissionen\r\n\r\n\r\nEE\r\n-\r\nAnteil am \r\nBruttostromverbrauch\r\n\r\n\r\nInvestitionen und \r\nBruttowertschöpfung\r\n\r\n\r\n•\r\nIm Vergleich zum Vorjahr konnten deutliche \r\nSteigerungen erzielt werden. Den größten \r\nBeitrag hierzu hat der Ausbau der Erneu\r\n-\r\nerbaren \r\nEnergien und der Stromnetze \r\ngeleistet.\r\n•\r\nDie im Vergleich zum Vorjahr höheren \r\nInvestitionen haben eine deutlich höhere \r\nWertschöpfung ausgelöst. Dieser Effekt hat \r\nden durch den Krieg gegen die Ukraine und \r\ndie Energiekrise ausgelösten \r\nWachstumseinbruch begrenzt.\r\n•\r\nTrotz deutlicher Zunahme der Investitionen \r\nliegen diese jedoch unverändert hinter dem \r\nPlan. Entsprechend konnten auch 2023 \r\nnicht alle Wertschöpfungspotenziale \r\nrealisiert werden.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nGESAMTÜBERBLICK \r\nÜBER DIE KENNZAHLEN\r\nIN DIESEM KAPITEL\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Energiewirtschaft ist mit der Industrie \r\nder Hauptverursacher der deutschen \r\nTreibhausgasemissionen.\r\n•\r\nInsbesondere die Dekarbonisierung der \r\nStromerzeugung ist von entscheidender \r\nBedeutung für das Gelingen der \r\nEnergiewende.\r\n•\r\nIn diesem Kapitel wird der Status Quo \r\nzweier politischer Zielvorgaben für die \r\nEnergiewende analysiert: \r\n•\r\n80 % erneuerbarer Strom bis 2030 \r\n•\r\n630 GW installierte Leistung von PV\r\n- \r\nund Windenergieanlagen bis 2045\r\n•\r\nZudem wird der Stand der aktuellen \r\npolitischen Rahmenbedingungen \r\nuntersucht, um die Dynamik des \r\nAusbautempos und die zukünftige \r\nEntwicklung einzuschätzen.\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAusbau des Anteils der Erneuerbaren \r\nEnergien zur Deckung des \r\nBruttostromverbrauchs\r\n\r\n\r\n12\r\n\r\n\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nan der Gesamtstromerzeugung\r\n\r\n\r\n13\r\n\r\n\r\nInstallierte Leistung bei Erneuerbaren \r\nEnergien in der Stromerzeugung \r\n\r\n\r\n14\r\n\r\n\r\nRechtswirksam ausgewiesene Fläche \r\nfür Windenergie an Land (2 %\r\n-\r\nRegel)\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\nAusschreibungen und Zuschläge\r\n\r\n\r\nfür Erneuerbare Energien \r\n\r\n\r\n16\r\n\r\n\r\nGenehmigungsklimaindex für den \r\nAusbau Erneuerbarer Energien 2023\r\n\r\n\r\n17\r\n\r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter und \r\nprognostiziertes Lebensende \r\ngemäß \r\nder technischen \r\nLebensdauer\r\n\r\n\r\n18\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n19\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nAUSBAU\r\nDER ERNEUERBAREN \r\nSTROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEE\r\n-\r\nAnteil\r\n\r\n\r\nim Strommarkt\r\n\r\n\r\nliegt über dem Zielpfad\r\n\r\n\r\n•\r\nGemäß der formulierten Zielsetzung ist ein \r\nweiterer konsequenter EE\r\n-\r\nAusbau nötig.\r\n•\r\nDer hohe Anteil an fluktuierenden \r\nErneuerbaren im Strommix wird die \r\nNotwendigkeit von Integrations\r\n-\r\ntechnologien wie Speicherung, Smart Grids \r\nund Demand Shifting in den Fokus der \r\nkommenden Jahre stellen.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nZielsetzung 2030: Die gegenwärtige \r\nBundesregierung hat das Ziel formuliert, \r\nbis 2030 mindestens 80 % des Stromver\r\n-\r\nbrauchs aus Erneuerbaren Energien zu \r\ndecken.\r\n•\r\nÜbertreffen des indikativen Zielpfades im \r\nEEG: Im Jahr 2023 übertraf der EE\r\n-\r\nAnteil\r\nam Bruttostromverbrauch mit 53 % \r\nden im EEG 2023 festgelegten indikativen \r\nZielpfad deutlich.\r\n•\r\nIn den letzten beiden Jahren ist der Anteil \r\nvon\r\nErneuerbaren Energien\r\nam \r\nBruttostromverbrauch\r\num\r\n4,8 % bzw. \r\n6,6\r\n%\r\ngestiegen.\r\n\r\n\r\nAusbau des Anteils der Erneuerbaren Energien \r\nzur Deckung des Bruttostromverbrauchs\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBDEW, EEG 2023\r\n\r\n\r\nZielpfad EEG 2023\r\n\r\n\r\nAusbau EE\r\n–\r\nAnteil zur Deckung\r\n\r\n\r\ndes Stromverbrauchs\r\n\r\n\r\nAusbau Anteil EE am Bruttostromverbrauch [%]\r\n\r\n\r\n1995\r\n\r\n\r\n2035\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2005\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2030: mind. 80 %\r\n\r\n\r\n2023: 53 %\r\n\r\n\r\nAnstieg des Anteils von \r\nErneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nzur Deckung\r\ndes \r\nBruttostromverbrauchs in \r\nden beiden\r\nVorjahren\r\n\r\n\r\n2040\r\n\r\n\r\n2023 \r\n\r\n\r\n+\r\n4\r\n,8 %p\r\n\r\n\r\n+\r\n6\r\n,6 %p\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAnteil von Erneuerbaren \r\nan der Stromerzeugung \r\nerstmals über 50 %\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Anteil der Erneuerbaren Energien an \r\nder Gesamtstromerzeugung hängt in den \r\nkommenden Jahren insbesondere von \r\nder wirtschaftlichen Entwicklung und \r\nvom Ausbautempo der Erneuerbaren ab.\r\n•\r\nZudem werden in den kommenden Jahren \r\nzahlreiche Kohlekraftwerke vom Netz \r\ngehen, was den Anteil fossiler \r\nStromerzeugung perspektivisch weiter \r\nverringern wird.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nSteigender EE\r\n-\r\nAnteil: Im Jahr 2023 wurde \r\nmehr als die Hälfte des Stroms erneuerbar \r\nerzeugt, was den kontinuierlichen Anstieg \r\ndes EE\r\n-\r\nAnteils an der Stromproduktion \r\nunterstreicht.\r\n•\r\nWachsender Beitrag von Windenergie an \r\nLand: Der Anteil von Windenergie an Land \r\nam Strommix zeigt eine dynamische \r\nSteigerung und gewinnt kontinuierlich an \r\nBedeutung.\r\n•\r\nRückgang fossiler Brennstoffe und von \r\nKernkraft: Durch die Abschaltung der \r\nletzten Kernkraftkraftwerke im April 2023 \r\nund dem gesunkenen Stromverbrauch \r\ngenerell liegt der Anteil fossiler Brennstoffe \r\nund der Kernkraft in der Stromerzeugung \r\ninsgesamt erstmals bei unter 50 %.\r\n\r\n\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nan der Gesamtstromerzeugung\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBDEW\r\n\r\n\r\nDie Bundesregierung definiert die politischen Ziele am Bruttostromverbrauch. Eine weitere Kennzahl \r\nist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung. Sie umfasst die gesamte in \r\nDeutschland erzeugte Strommenge inklusive der\r\nexportierten Strommengen.\r\n\r\n\r\nSteigender Anteil \r\nErneuerbarer Energien\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n54\r\n%\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\nSonstige\r\n\r\n\r\nWind an Land\r\n\r\n\r\nBiomasse\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n40,2 \r\n%\r\n\r\n\r\n44,2 \r\n%\r\n\r\n\r\n53,9 \r\n%\r\n\r\n\r\nAnteil \r\nErneuerbarer \r\nEnergien \r\n\r\n\r\n+4,0 %p\r\n\r\n\r\nKernkraft\r\n\r\n\r\nWind auf See\r\n\r\n\r\nFossil\r\n\r\n\r\n+\r\n9,7 \r\n%p\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nx\r\n9\r\n\r\n\r\nx\r\n1\r\n,7\r\n\r\n\r\nAusbau der Erneuerbaren \r\nEnergien nimmt an Fahrt \r\nauf \r\n— \r\ninsbesondere\r\n\r\n\r\ndie Photovoltaik\r\n\r\n\r\n•\r\nUm die angestrebten jährlichen \r\nZubauziele \r\nzu erreichen, ist ein beschleunigtes \r\nAusbautempo erforderlich.\r\n•\r\nDie Bundesregierung vereinfacht dafür \r\nPlanungs\r\n- \r\nund Genehmigungsverfahren \r\nund gibt den Bundesländern verbindliche \r\nFlächenziele für den Ausbau \r\nder Windenergie vor.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nAmbitionierte Zielsetzung EEG: Bis 2045 ist eine \r\ninstallierte Leistung an Wind\r\n- \r\nund PV\r\n-\r\nAnlagen \r\nvon 630 GW geplant.\r\n•\r\nRekordjahr für die Photovoltaik:\r\nIm Jahr 2023 \r\nwurde eine Leistung von \r\n13,6 GW an PV\r\n-\r\nAn\r\n-\r\nlagen hinzugefügt, was fast einer Verdoppelung \r\ndes Zubaus im Vergleich zum Vorjahr entspricht \r\nund damit über dem im EEG angestrebten Ziel\r\nvon 9 GW liegt. Für die Erreichung der Ziele\r\nist\r\nmittelfristig ein jährlicher Zubau von über \r\n20 GW erforderlich.\r\n•\r\nAusbau der Windenergie angestiegen: Im Jahr \r\n2023 wurde die Windenergie an Land um etwa \r\n3,3 GW ausgebaut und damit so stark wie seit \r\n2017 nicht mehr.\r\nDamit liegt der Zubau über \r\ndem Vorjahresniveau, bleibt jedoch hinter dem \r\nZielpfad zurück.\r\nWindenergie auf See legte um \r\netwa 0,3 GW zu.\r\n•\r\nUm das indikative Ausbauziel zu erreichen, muss \r\nder Ausbau der Windenergie an Land um den \r\nFaktor 1,7 und der Ausbau der\r\nWindenergie auf \r\nSee um den Faktor 9 gesteigert werden.\r\n\r\n\r\nInstallierte Leistung bei Erneuerbaren Energien in \r\nder Stromerzeugung\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nAGEE \r\nStat \r\n2000\r\n–\r\n2012, BDEW 2013\r\n–\r\n2023, EEG 2023, BMWK Photovoltaik\r\n-\r\nStrategie (2023), BMWK Windenergie\r\n-\r\nan\r\n-\r\nLand\r\n-\r\nStrategie (2023) \r\n\r\n\r\n* \r\nOhne biogenen Anteil des Abfalls \r\n\r\n\r\n** \r\nZiele \r\n2030 gemäß EEG 2023 und \r\nWindSeeG\r\n\r\n\r\nEEG\r\n-\r\nZiel Wind auf See**\r\n\r\n\r\nBiomasse*\r\n\r\n\r\nLauf\r\n- \r\nund Speicherwasser\r\n\r\n\r\nWind auf See\r\n\r\n\r\nEEG\r\n-\r\nZiel PV**\r\n\r\n\r\nEEG\r\n-\r\nZiel Wind an Land**\r\n\r\n\r\nWind an Land\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n1990\r\n\r\n\r\n1995\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2005\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2035\r\n\r\n\r\n2040\r\n\r\n\r\n2045\r\n\r\n\r\nZubau Erneuerbarer \r\nEnergien in 2023 vs. Ziel\r\n\r\n\r\nIndikatives \r\nZubauziel \r\nfür 2023\r\n\r\n\r\nZubau im \r\nJahr 2023\r\n\r\n\r\nKumulierte installierte Leistung Erneuerbarer Energien [GW]\r\n\r\n\r\nGW\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nFlächenausweisung \r\nsteigert sich leicht, aber \r\ndas Tempo reicht nicht aus\r\n\r\n\r\n•\r\nVor allem die nord\r\n- \r\nund westdeutschen \r\nBundesländer sind bei der Ausweisung von \r\nFlächen für die Windenergie an Land dem \r\nZiel der 2 %\r\n-\r\nRegel deutlich näher als die süd\r\n- \r\nund ostdeutschen Bundesländer.\r\n•\r\nDas „Windenergie\r\n-\r\nan\r\n-\r\nLand\r\n-\r\nGesetz“ sieht \r\nvor, dass landesspezifische Abstandsregeln \r\naußer Kraft treten, wenn die Flächenziele \r\nnicht erreicht werden.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nLeichte Erhöhung der ausgewiesenen \r\nFläche: 2023 stieg der Durchschnitt der von \r\nden Bundesländern ausgewiesenen Fläche \r\nfür Wind an Land um etwa 0,1 Prozent\r\n-\r\npunkte auf 0,9 %.\r\n•\r\nHerausforderungen beim Erreichen des \r\nZwischenziels für 2027: Bis 2027 sollen \r\n1,4 % der Flächen für Windenergie \r\nausgewiesen sein \r\n– \r\ndieses Ziel ist noch nicht \r\nin Reichweite.\r\n•\r\nAusweisung stagniert: Verzögerungen sind \r\nauf langwierige Planungsverfahren, \r\nrechtliche Unsicherheiten und Zielkonflikte, \r\ninsbesondere hinsichtlich Artenschutz, \r\nmilitärischer Belange, Luftfahrt und \r\nWetterradare, zurückzuführen.\r\n\r\n\r\nRechtswirksam ausgewiesene Fläche für \r\nWindenergie an Land\r\n1 \r\n(2 %\r\n–\r\nRegel)\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nEEG Bund\r\n-\r\nLänder\r\n-\r\nKooperationsausschuss Oktober 2023 (Stichtag 31.12.2022)\r\n\r\n\r\n1 \r\nBerechnung des UBA auf der Basis der Länderberichte und der übermittelten GIS\r\n-\r\nDaten\r\n\r\n\r\n2 \r\nWert aus dem Bund\r\n–\r\nLänder\r\n–\r\nKooperationsausschuss \r\n(\r\nOktober 2022); \r\nk\r\neine Angabe im Bericht von 2023\r\n\r\n\r\n3 \r\nRegionalplanung für Teilräume des Bundeslandes z. B. von Regionalverbänden, Bauleitplanung auf kommunaler Ebene\r\n\r\n\r\n4 \r\nFür Niedersachsen und NRW konnten Überschneidungen zwischen den Planungsebenen aufgrund fehlender GIS\r\n-\r\nDaten nicht herausgerechne\r\nt \r\nwerden, die ausgewiesenen Flächen werden also möglicherweise überschätzt\r\n\r\n\r\nRegionalplanung\r\n3 \r\n[in %]\r\n\r\n\r\nBauleitplanung\r\n\r\n\r\nohne Überschneidung\r\n3 \r\n[in %]\r\n\r\n\r\nBauleitplanung\r\n\r\n\r\nmit Überschneidung\r\n4 \r\n[in %]\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\nDurchschnitt der \r\nBundesländer\r\n\r\n\r\nBayern\r\n\r\n\r\nBremen\r\n\r\n\r\nBaden\r\n-\r\nWürttemberg\r\n\r\n\r\nBerlin\r\n\r\n\r\nBrandenburg\r\n2\r\n\r\n\r\nHamburg\r\n\r\n\r\nSachsen\r\n\r\n\r\nHessen\r\n\r\n\r\nMecklenburg\r\n-\r\nVorpommern\r\n\r\n\r\nNiedersachsen\r\n\r\n\r\nNordrhein\r\n-\r\nWestfalen\r\n\r\n\r\nRheinland\r\n-\r\nPfalz\r\n\r\n\r\nSchleswig\r\n-\r\nHolstein\r\n\r\n\r\nSaarland\r\n\r\n\r\nSachsen\r\n-\r\nAnhalt\r\n\r\n\r\nThüringen\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAusschreibungs\r\n- \r\nund \r\nZuschlagsmengen haben \r\nsich \r\nmehr \r\nals verdoppelt\r\n\r\n\r\n•\r\nAufgrund der deutlich gestiegenen \r\nZuschlagsmengen ist beim Ausbau der \r\nErneuerbaren Energien in den kommenden \r\nJahren ein höheres Tempo zu erwarten.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nDeutlich mehr Dynamik bei PV und \r\nWindenergie: Im Jahr 2023 zeigt sich ein \r\nAnstieg um \r\nmehr als \r\ndas \r\nDoppelte der \r\nausgeschriebenen Mengen aller drei EE\r\n-\r\nErzeugungsarten im Vergleich zu den \r\nVorjahren.\r\n•\r\nVervielfachungen der Zuschlagsmengen: Im \r\nVergleich zum Vorjahr hat sich die \r\nZuschlagsmenge für PV und Wind an Land \r\netwa verdoppelt. Auch bei Wind auf See war \r\nmit der höchsten Zuschlagsmenge von \r\n8,8 GW ein \r\nsehr \r\ndynamischer Zuwachs zu \r\nbeobachten. Insgesamt \r\nwurden mehr als \r\ndreimal so viele \r\nMengen bezuschlagt, wie im \r\nVorjahr.\r\n•\r\nComeback von Wind auf See: Nach geringen \r\nAusschreibungsmengen in den Vorjahren \r\nwurden 2023 deutlich größere \r\nAusschreibungen durchgeführt und vom \r\nMarkt gut angenommen.\r\n\r\n\r\nAusschreibungen und Zuschläge\r\n\r\n\r\nfür Erneuerbare Energien\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur\r\n\r\n\r\n* \r\nKeine Angaben der Gebotsmengen für Wind auf See verfügbar\r\n\r\n\r\nAusschreibungsmenge \r\n[GW]\r\n\r\n\r\nGebotsmenge \r\n[GW]*\r\n\r\n\r\nZuschlagsmenge \r\n[GW]\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nan Land\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nauf See*\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nan Land\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nauf See*\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nan Land\r\n\r\n\r\nWind\r\n\r\n\r\nauf See*\r\n\r\n\r\nIn den kommenden \r\nJahren\r\n\r\n\r\nist ein \r\nhöheres \r\nAusbautempo\r\n\r\n\r\nder Erneuerbaren \r\nEnergien zu erwarten\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nGenehmigungsklima \r\nverbessert sich im Jahr \r\n2023 signifikant auf\r\n\r\n\r\neinen moderaten Stand\r\n\r\n\r\n•\r\nEs braucht eine weitere Vereinfachung der \r\nGenehmigungsverfahren, um bestehende \r\nHindernisse auch auf kommunaler Ebene \r\nabzubauen und die Effizienz in der \r\nUmsetzung von Projekten zu steigern.\r\n•\r\nAuch Maßnahmen zur Steigerung der \r\nAkzeptanz für die Energiewende vor Ort sind \r\nvon entscheidender Bedeutung, um den \r\nAusbau Erneuerbarer zu beschleunigen.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nGenehmigungsklima klar verbessert: In \r\n2023 zeigt sich eine klare Verbesserung des \r\nGenehmigungsklimas um mehr als eine Note \r\nvon 4,4 auf 3,3.\r\n•\r\nHindernisse bleiben bestehen: Unklarheiten \r\nin Prozessen durch unzureichendes \r\nPlanungsrecht und veraltete Methoden der \r\nNaturschutzbehörden, Skepsis von \r\nGemeinden insbesondere gegenüber \r\nPhotovoltaikprojekten sowie strenge \r\nUmweltschutzforderungen beeinträchtigen \r\ndie Durchführung und Rentabilität von \r\nProjekten.\r\n•\r\nKommunale Ebene als Hürde: Während auf \r\nBundesebene eine positive Entwicklung zu \r\nbeobachten ist, führen inkonsistente und \r\nlangwierige Genehmigungsprozesse auf \r\nlokaler Ebene durch Personalmangel und \r\nunterschiedliche Ansichten zur Energie\r\n–\r\nwende zu Verzögerungen.\r\n\r\n\r\nGenehmigungsklimaindex für den Ausbau \r\nErneuerbarer Energien 2023*\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBDEW\r\n\r\n\r\n* \r\nErgebnis einer Befragung von Mitgliedern des BDEW durch den BDEW und EY (2023)\r\n\r\n\r\nSehr gut\r\n\r\n\r\nGenehmigungs\r\n-\r\nprozesse laufen \r\nflüssig. Es gibt keine \r\nAblehnung bzw. \r\nVerzögerung\r\n\r\n\r\nbei Projekten.\r\n\r\n\r\nGut\r\n\r\n\r\nGenehmigungs\r\n-\r\nprozesse laufen\r\n\r\n\r\nin weiten Teilen \r\nDeutschlands\r\n\r\n\r\ngut und schnell.\r\n\r\n\r\nEs kommt von \r\nGenehmigungsseite \r\nkaum zu Ablehnung \r\nbzw. Verzögerungen.\r\n\r\n\r\nModerat\r\n\r\n\r\nGenehmigungs\r\n-\r\nprozesse sind oft \r\nmit Hindernissen \r\nverbunden.\r\n\r\n\r\nDer Ausbau läuft \r\nteils schleppend, \r\nteils gut.\r\n\r\n\r\nSchlecht\r\n\r\n\r\nGenehmigungspro\r\n-\r\nzesse \r\nsind ein \r\nNadelöhr für den \r\nAusbau von PV\r\n– \r\nund \r\nWindanlagen. Die \r\nGenehmigungs\r\n-\r\nprozesse \r\nerschweren den \r\nAusbau spürbar.\r\n\r\n\r\nSehr schlecht\r\n\r\n\r\nDer Neubau von PV\r\n– \r\nund Windanlagen \r\nwird von \r\nGenehmi\r\n-\r\ngungsseite \r\nsehr \r\nstark erschwert. \r\nNeubauten sind nur \r\nmit größten Mühen \r\nmöglich.\r\n\r\n\r\nSehr gut (1)\r\n\r\n\r\nGut (2)\r\n\r\n\r\nModerat (3)\r\n\r\n\r\nSchlecht (4)\r\n\r\n\r\nSehr schlecht (5)\r\n\r\n\r\n3,3 \r\n(2023)\r\n\r\n\r\n-\r\n1,1\r\n\r\n\r\n4,4 \r\n(2022)\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEin Drittel der heutigen \r\nAnlagenkapazität erreicht \r\n2034\r\n–\r\n2037 ihr Lebensende\r\n\r\n\r\n•\r\nInsbesondere bei der \r\nWindenergie \r\nan Land \r\nsteht neben dem weiteren Ausbau der \r\ninstallierten Leistung in den kommenden \r\nJahren das Repowering älterer Anlagen im \r\nFokus.\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\n•\r\nAltersunterschiede zwischen Anlagentypen: \r\nWährend PV\r\n-\r\nAnlagen in Deutschland 2023 \r\nder jüngste Anlagentyp sind, stehen \r\nWindenergieanlagen an Land als ältester \r\nAnlagentyp bereits fünf Jahre vor dem \r\nprognostizierten Ende ihrer Lebensdauer \r\nvon 20 Jahren.\r\n•\r\nErneuerungswelle ab 2034: Zwischen 2034 \r\nund 2037 wird erwartet, dass Anlagen mit \r\neiner installierten Leistung von über 54 GW \r\ndas Ende ihrer Lebensdauer erreichen, was \r\nmehr als einem Drittel der 2023 installierten \r\nKapazität entspricht.\r\n•\r\nDominanz älterer PV\r\n-\r\nAnlagen: Ein Großteil \r\nder Leistung, die in diesem Zeitraum ihre \r\ntechnische Lebensdauer überschreitet, \r\nstammt von PV\r\n-\r\nAnlagen, die hauptsächlich \r\nzwischen 2009 und 2012 installiert wurden.\r\n\r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter\r\n\r\n\r\nund prognostiziertes Lebensende gemäß\r\n\r\n\r\nder technischen Lebensdauer\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nMarktstammdatenregister (Auszug 12.12.2023)\r\n\r\n\r\n* \r\nLebensdauer PV\r\n-\r\nAnlagen: 25 Jahre; Lebensdauer \r\nWindenergieanlagen\r\n: 20 Jahre\r\n\r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter\r\n\r\n\r\nPrognostiziertes Lebensende gemäß technischer Lebensdauer*\r\n\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\nWind an Land\r\n\r\n\r\nWind auf See\r\n\r\n\r\nInstallierte Leistung pro \r\nJahr [GW]\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\nJahre\r\n\r\n\r\n6\r\n\r\n\r\nJahre\r\n\r\n\r\n7\r\n\r\n\r\nJahre\r\n\r\n\r\nIn den kommenden \r\nJahren wird \r\nRepowering\r\n\r\n\r\nzunehmend \r\nan \r\nBedeutung \r\ngewinnen\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nAUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE ENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nDie gesetzlichen Rahmenbedingungen \r\nim Stromerzeugungssektor haben sich \r\nim Vergleich zu den Vorjahren deutlich \r\nverbessert, was eine positivere Stimmung \r\nim Genehmigungsklimaindex zur Folge hat, \r\nder nun im moderaten Bereich liegt.\r\n•\r\nDie leichte Zunahme der \r\nFlächenausweisung für Windenergieanlagen \r\nan Land, begleitet von einer signifikanten \r\nSteigerung von Ausschreibungen und \r\nZuschlägen, lässt eine Beschleunigung des \r\nAusbautempos der Erneuerbaren Energien \r\nin den kommenden Jahren erwarten.\r\n•\r\nTrotz dieser Fortschritte bleibt noch \r\nerhebliches Potenzial zur Verbesserung \r\nbestehen, insbesondere in Bezug auf die \r\nzeitaufwendigen Planungs\r\n- \r\nund \r\nGenehmigungsverfahren, die nach wie \r\nvor die Geschwindigkeit des Ausbaus \r\nErneuerbarer Energien erheblich bremsen.\r\n•\r\nVon hoher Relevanz ist es zudem die \r\nAkzeptanz für die Energiewende durch \r\ngezielte Maßnahmen zu stärken, um \r\nbestehende Hürden auf lokaler Ebene \r\nzu überwinden.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAnteil Erneuerbarer Energien zur Deckung\r\n\r\n\r\ndes Stromverbrauchs [%]\r\n\r\n\r\nInstallierte Leistung Erneuerbarer \r\nEnergien in der Stromerzeugung [GW]\r\n\r\n\r\nAnteil EE 2023\r\n\r\n\r\nSoll\r\n-\r\nFortschritt 2023\r\n\r\n\r\nZiel für 2030\r\n\r\n\r\n+27 \r\n%\r\n-\r\nPunkte\r\n\r\n\r\n+54 GW\r\n\r\n\r\n+22 GW\r\n\r\n\r\nInst. Leistung 2023\r\n\r\n\r\nSoll\r\n-\r\nFortschritt 2023\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\nInst. Leistung 2023\r\n\r\n\r\nSoll\r\n-\r\nFortschritt 2023\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\nInst. Leistung 2023\r\n\r\n\r\nSoll\r\n-\r\nFortschritt 2023\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\n+134 GW\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Anteil Erneuerbarer Energien am \r\nStromverbrauch übersteigt 2023 die \r\n50\r\n-\r\nProzent\r\n-\r\nMarke deutlich, was einen \r\nsignifikanten Anstieg bedeutet.\r\n•\r\nAuch der Ausbau der installierten Leistung \r\nErneuerbarer Energien zeigt eine deutlich \r\ndynamischere Entwicklung im Vergleich zu \r\nden Vorjahren.\r\n•\r\nDer Zubau von PV\r\n-\r\nAnlagen ist mit 13,6 GW \r\nbeinahe doppelt so hoch wie im Vorjahr und \r\nübertrifft das angestrebte Ziel von 9 GW \r\ndeutlich.\r\n•\r\nDer Ausbau der Windenergie an Land und \r\nauf See liegt mit 3,3 GW bzw. 0,3 GW \r\nebenfalls über dem Vorjahresniveau, \r\nverfehlt die Ausbauziele allerdings deutlich. \r\nUm auf dem angestrebten Zielpfad zu \r\nbleiben, ist eine Steigerung des Zubaus um \r\nden Faktor 1,7 bei Windenergie an Land und \r\nden Faktor 9 bei Windenergie auf See \r\nnötig.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nWasserstofferzeugung zur \r\nBedarfsdeckung\r\n\r\n\r\n21\r\n\r\n\r\nElektrolysekapazität in Deutschland\r\n\r\n\r\n22\r\n\r\n\r\nIndikative \r\nWasserstoffgestehungskosten\r\n\r\n\r\n23\r\n\r\n\r\nAußenhandel Wasserstoff und \r\nDerivate\r\n\r\n\r\n24\r\n\r\n\r\nEinspeisung aus Biogasanlagen\r\n\r\n\r\n25\r\n\r\n\r\nAußenhandel Biomethan\r\n\r\n\r\n26\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n27\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft ist \r\nein zentraler Baustein zum Gelingen der \r\nEnergiewende.\r\n•\r\nIn diesem Kapitel wird der Status Quo \r\nzweier politischer Zielvorgaben für die \r\nEnergiewende analysiert: \r\n•\r\n10 GW installierte Elektrolysekapazität \r\nin Deutschland\r\n•\r\nImport von 50\r\n–\r\n70 % des \r\nWasserstoffbedarfs in Höhe \r\nvon 95\r\n–\r\n130 TWh im Jahr 2030\r\n•\r\nZudem werden wichtige Marktindikatoren \r\nwie Erzeugungsmengen und Wasserstoff\r\n-\r\ngestehungskosten \r\nuntersucht.\r\n•\r\nAuch Biogas und Biomethan werden durch \r\nihre Grundlastfähigkeit ein wichtiger \r\nBestandteil der Energiewende sein, weshalb \r\ndie Einspeisung aus Erzeugungsanlagen und \r\nder Außenhandel betrachtet werden.\r\n\r\n\r\nGESAMTÜBERBLICK \r\nÜBER DIE KENNZAHLEN\r\nIN DIESEM KAPITEL\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nHerstellung grauen \r\nWasserstoffs dominiert \r\nweiterhin\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Entwicklung einer klimaneutralen und \r\ndekarbonisierten\r\nWasserstoffwirtschaft in \r\nDeutschland befindet sich noch in einem \r\nAnfangsstadium.\r\n•\r\nDurch den hohen Anteil grauer Wasserstoff\r\n-\r\nproduktion sind die Erzeugungsmengen vom \r\nGaspreis abhängig.\r\n•\r\nUm die Energiewende erfolgreich realisieren \r\nzu können, ist eine konsequente Transition \r\nvon grauem hin zu blauem und grünem \r\nWasserstoff essentiell. Dafür sind optimale \r\nRahmenbedingungen für die Industrie zu \r\nschaffen.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Großteil des produzierten Wasserstoffs \r\nist grau: Auch im Jahr 2023 dominiert die \r\nHerstellung von grauem Wasserstoff. \r\nHerstellungsarten wie die Wasserelektrolyse \r\noder die Abspaltung und Speicherung der \r\nanfallenden Emissionen (Carbon Capture & \r\nStorage) machen weiterhin nur einen \r\ngeringen Anteil aus.\r\n•\r\nRückgang der Wasserstoffproduktion: \r\nDer deutliche Rückgang der Wasserstoff\r\n-\r\nproduktion lässt sich auf den dynamischen \r\nAnstieg des Erdgaspreises zurückführen, \r\nder zu höheren Herstellungskosten führt \r\nund eine verringerte Produktion in der \r\nChemie zur Folge hat.\r\n•\r\nVerlagerung von Produktionskapazitäten: \r\nMehrere Unternehmen planen aus diesen \r\nGründen die Verlegung ihrer Wasserstoff\r\n-\r\nderivateproduktion \r\nins Ausland.\r\n\r\n\r\nWasserstofferzeugung zur Bedarfsdeckung\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nFossile Quellen\r\n\r\n\r\nWasserelektrolyse\r\n\r\n\r\nEntstehung als Nebenprodukt (div.)\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nEWI 2023 im Auftrag von E.ON\r\n\r\n\r\n42\r\nTWh\r\n\r\n\r\n93,7 %\r\n\r\n\r\n5,9 %\r\n\r\n\r\n0,4 %\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nZielerreichung von 10 GW \r\nElektrolysekapazität noch \r\nin weiter Ferne\r\n\r\n\r\n•\r\nTrotz einer deutlich gestiegenen Anzahl an \r\nPlanungen für Elektrolyseure herrscht eine \r\ngroße Unsicherheit im Markt \r\n– \r\ndie finale \r\nInvestitionsentscheidung wurde bisher nur \r\nbei wenigen Projekten getroffen.\r\n•\r\nUm die ambitionierten Ziele zu erreichen \r\nund den Markthochlauf zu beschleunigen, \r\nbraucht es konkrete Projektumsetzungen.\r\n•\r\nDerzeit ist unklar, ob das Ziel von 10 GW \r\nrealisiert werden kann.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nAusbau der Elektrolysekapazität: Die \r\nKapazität hat sich im vergangenen Jahr um \r\n0,09 GW gesteigert und damit verdoppelt \r\n– \r\n2024 ist ein Zubau von ca. 1,3 GW geplant.\r\n•\r\nZielsetzung: Die Bundesregierung hat in \r\nihrer Nationalen Wasserstoffstrategie ein \r\nZiel von 10 GW Elektrolysekapazität bis zum \r\nJahr 2030 festgelegt.\r\n•\r\nAusblick auf 2030: Zwar prognostizieren \r\naktuelle Planungen eine Inbetriebnahme von \r\nrund 12 GW Elektrolysekapazität bis 2030, \r\ndoch eine differenzierte Betrachtung \r\noffenbart eine dynamische Marktsituation \r\nmit erheblichen Unsicherheiten. Während \r\nsich 94 % der Projekte noch in der Phase der \r\nKonzepterstellung oder Machbarkeits\r\n-\r\nprüfung befinden, haben nur 4 % die Bau\r\n-\r\nphase oder die finale Finanzierungs\r\n-\r\nentscheidung (FID) erreicht. In Betrieb sind \r\nlediglich 0,6 % der Anlagen.\r\n\r\n\r\nElektrolysekapazität für klimaneutralen und \r\ndekarbonisierten \r\nWasserstoff in Deutschland\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nIn Betrieb\r\n\r\n\r\nMachbarkeitsstudie\r\n\r\n\r\nFinal\r\nInvestment Decision\r\n(FID)/im Bau\r\n\r\n\r\nKonzept\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nIEA (2023), BMWK (2023)\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\nDie Abbildung zeigt die kumulierte Summe der Kapazität von Elektrolyseprojekten in GW\r\nel \r\nabhängig \r\nvom Inbetriebnahmejahr und aufgeteilt je nach aktuellem Status des Baufortschritts im Jahr 2023. \r\n\r\n\r\nAnteil der geplanten \r\nAnlagenkapazität für 2030\r\n\r\n\r\nfür die konkrete Investments \r\nentschieden wurden*\r\n\r\n\r\n* Status: In Betrieb, FID, im Bau\r\n\r\n\r\nin \r\nDeutschland\r\n\r\n\r\n5\r\n%\r\n\r\n\r\nin\r\n\r\n\r\nChina\r\n\r\n\r\n62\r\n%\r\n\r\n\r\nElektrolysekapazität in \r\nGW\r\nel\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nHerstellung von grünem \r\nWasserstoff bleibt teuer, \r\nwird aber wettbewerbs\r\n-\r\nfähiger\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Prognosen für die Gestehungskosten \r\nvon grünem Wasserstoff haben eine sehr \r\ngroße Spannbreite und hängen \r\ninsbesondere von der Entwicklung des \r\nStrompreises ab.\r\n•\r\nDiese Unsicherheit trägt zu einer \r\nZurückhaltung bei Investitions\r\n-\r\nentscheidungen im Wasserstoffmarkt bei.\r\n•\r\nMittelfristig kann blauer Wasserstoff eine \r\nsinnvolle Übergangslösung sein.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nKostenvergleich der Wasserstoffarten: \r\nZwischen 2020 und 2023 bleibt die \r\nHerstellung grünen Wasserstoffs deutlich \r\nteurer als die von blauem und grauem. \r\n•\r\nKostensprünge im Krisenjahr 2022: Für alle \r\nWasserstoffarten sind die \r\nHerstellungskosten im Jahr 2022 \r\nsignifikant gestiegen. Treiber hierfür waren \r\ndie hohen Strompreise bei grünem \r\nWasserstoff bzw. die hohen Erdgaspreise \r\nbei der Herstellung von Wasserstoff durch \r\nfossile Energieträger.\r\n•\r\nZukunftsaussichten für grünen \r\nWasserstoff: Bis 2030 wird grüner \r\nWasserstoff laut aktuellen Studien für etwa \r\n5 Euro/kg verfügbar sein, blauer \r\nWasserstoff wird mittelfristig jedoch seinen \r\nPreisvorteil erhalten \r\n– \r\nwobei der \r\nPreisunterschied sukzessive schmilzt.\r\n\r\n\r\nIndikative Wasserstoffgestehungskosten\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nGrauer Wasserstoff\r\n\r\n\r\nGrüner Wasserstoff\r\n\r\n\r\nBlauer Wasserstoff\r\n\r\n\r\nDurchschnitt\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nWerte für 2020\r\n–\r\n2023: Berechnungen EY; Werte für Prognose 2030: Aurora, McKinsey, BCG, Deloitte, Frontier Economics\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\n10\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\n8,5\r\n\r\n\r\n3,6\r\n\r\n\r\n2,6\r\n\r\n\r\n1,4\r\n\r\n\r\n4,8\r\n\r\n\r\n3,1\r\n\r\n\r\nWasserstoffgestehungskosten (Euro/kg)\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n–\r\n7,24\r\n\r\n\r\nTWh \r\nH\r\n2\r\neq.\r\n\r\n\r\nAußenhandelsbilanz\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n–\r\n7,31\r\n\r\n\r\nTWh \r\nH\r\n2\r\neq.\r\n\r\n\r\nAußenhandelsbilanz\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGrenzüberschreitender \r\nHandel existiert derzeit \r\nnur für \r\nWasserstoffderivate \r\n\r\n\r\n•\r\nDie Infrastruktur für den Wasserstoffimport \r\nwie z. B. Terminals oder Pipelines muss \r\nebenso wie die Erzeugungskapazitäten in \r\npotenziellen Exportländern in den \r\nkommenden Jahren aufgebaut werden.\r\n•\r\nMit ihrer Wasserstoff\r\n-\r\nFörderinitiative \r\nH2Global hat die Bundesregierung auf den \r\nBedarf reagiert, den Import von Wasserstoff \r\nnach Deutschland durch langfristige \r\nLieferverträge deutlich zu erhöhen.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nWenige direkte Wasserstoffimporte: Derzeit \r\nist der Import und Export von Wasserstoff \r\nnach und aus Deutschland praktisch nicht \r\nexistent.\r\n•\r\nAußenhandelsdefizit bei Wasserstoff und \r\nDerivaten: Der Import konzentriert sich \r\ngrößtenteils auf Wasserstoffderivate wie \r\nMethanol und Ammoniak. Das Außen\r\n-\r\nhandelsdefizit \r\nvon ca. 7 TWh für Wasserstoff \r\nund seine Derivate verdeutlicht \r\nden Importfokus.\r\n•\r\nAmbitionierte Pläne für Importsteigerung: \r\nDa ein Großteil des benötigten \r\nWasserstoffbedarfs aus dem Ausland \r\nkommen muss, plant die Bundesregierung \r\nden Import von ca. 68 TWh Wasserstoff und \r\nseiner Derivate bis 2030.\r\n\r\n\r\nAußenhandel Wasserstoff und Derivate\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nWasserstoff\r\n\r\n\r\nDerivate (Ammoniak und Methanol)\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nDESTATIS, BDEW, BMWK\r\n\r\n\r\n1 \r\nBerechnung von Tonnen zu TWh mit Brennwert (39,41 kWh/kg)\r\n\r\n\r\n2 \r\n2030: Importquote 60 % bei einem Wasserstoffbedarf von 112,5 TWh; 2045: Importquote 70 % bei einem Wasserstoffbedarf von 462,\r\n5 T\r\nWh\r\n\r\n\r\nPlan für Importhochlauf von klimaneutralem und \r\ndekarbonisiertem \r\nWasserstoff und Derivaten [TWh]\r\n2\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nEinfuhr\r\n\r\n\r\nAusfuhr\r\n\r\n\r\nEinfuhr\r\n\r\n\r\nAusfuhr\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2045\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n243\r\n\r\n\r\nAnzahl \r\nBiomethananlagen\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n242\r\n\r\n\r\nAnzahl \r\nBiomethananlagen\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDer Biogassektor\r\n\r\n\r\nweist eine hohe \r\nKontinuität auf\r\n\r\n\r\n•\r\nDen Biogassektor zeichnet eine hohe \r\nKontinuität der Einspeisung auf.\r\n•\r\nWenn der Sektor an Bedeutung gewinnen \r\nsoll, müssen hierfür die notwendigen \r\nRahmenbedingungen geschaffen werden.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nStabile Biogaseinspeisung: Die Einspeisung \r\naus Biogasanlagen ist von 2021 auf 2022 \r\nleicht gestiegen, von 13,4 TWh auf 13,6 \r\nTWh.\r\n•\r\nKonstante Biomethaneinspeisung: Die \r\nEinspeisung von Biomethan blieb von 2021 \r\nbis 2022 konstant bei 10,4 TWh.\r\n•\r\nLeichte Zunahme der Biogasanlagen: Die \r\nAnzahl der Biogasanlagen ist von 9.532 im \r\nJahr 2021 auf 9.635 im Jahr 2022 \r\ngestiegen, während die Anzahl der \r\nBiomethananlagen von 242 auf 243 \r\ngeringfügig angewachsen ist.\r\n\r\n\r\nEinspeisung aus Biogasanlagen \r\nund Biomethananlagen \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nDeutsche Energie Agentur (2030)\r\n\r\n\r\nWärme\r\n\r\n\r\nBruttostrom\r\n\r\n\r\nEinspeisung Biomethan [TWh]\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\nEinspeisung aus Biogasanlagen [TWh]\r\n\r\n\r\n9.635\r\n\r\n\r\nAnzahl\r\n\r\n\r\nBiogasanlagen\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n9.532\r\n\r\n\r\nAnzahl\r\n\r\n\r\nBiogasanlagen\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAnstieg Biogasanlagen \r\n\r\n\r\nAnstieg Biomethananlagen\r\n\r\n\r\n+ 103\r\n\r\n\r\n+ \r\n1\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\nDer Außenhandel mit \r\nBiomethan ist nach wie \r\nvor relativ gering\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Außenhandelsbilanz von Biomethan ist \r\nin etwa ausgeglichen.\r\n•\r\nMomentan sieht es nicht danach aus, dass \r\nder Außenhandel Biomethans eine \r\nsignifikante Rolle in der deutschen \r\nEnergiewende spielen wird.\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\n•\r\nObwohl der Außenhandel mit Biomethan \r\nin\r\nDeutschland in den letzten Jahren \r\neinigen\r\nSchwankungen unterworfen war, \r\nspielt er\r\ninsgesamt noch\r\neine relativ\r\ngeringe \r\nRolle im\r\ndeutschen Energiehandel.\r\n•\r\nHandelsbilanzüberschuss: Das Defizit in der \r\nAußenhandelsbilanz von Biomethan im Jahr \r\n2021 hat sich in eine leicht positive \r\nHandelsbilanz im Jahr 2022 verändert.\r\n\r\n\r\nAußenhandel Biomethan\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nDeutsche Energie Agentur, AG Energiebilanzen e. V., Bundesnetzagentur und Fachverband BIOGA\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\nEinfuhr [TWh]\r\n\r\n\r\nAusfuhr [TWh]\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n0,05 TWh\r\n\r\n\r\nAußenhandelsbilanz\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n–\r\n0,6 TWh\r\n\r\n\r\nAußenhandelsbilanz\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n0,17 TWh\r\n\r\n\r\nAußenhandelsbilanz\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE ENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Produktionskosten von Wasserstoff \r\nhängen stark von den schwankenden \r\nPreisen für Strom und Gas ab. Dies macht \r\nauch die Prognose der zukünftigen Kosten \r\nsehr unsicher.\r\n•\r\nEs mangelt zudem an der notwendigen \r\nInfrastruktur, dem Transport, der \r\nSpeicherung und dem Import von \r\nWasserstoff.\r\n•\r\nDie Unsicherheiten bezüglich der \r\nMarktpreise, der Transportmöglichkeiten \r\nund der Mengenverfügbarkeit von \r\nWasserstoff bremsen Investitionen in \r\nkonkrete Wasserstoffprojekte aus.\r\n•\r\nUm Investitionsrisiken zu mindern und den \r\nHochlauf des Marktes für klimaneutralen \r\nund \r\ndekarbonisierten \r\nWasserstoff zu \r\nbeschleunigen, sind gute Rahmen\r\n-\r\nbedingungen und geeignete Förder\r\n-\r\nmaßnahmen \r\nunerlässlich.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nElektrolysekapazität in Deutschland [GW]\r\n\r\n\r\nPlan für Importhochlauf von klimaneutralem \r\nund \r\ndekarbonisiertem\r\nWasserstoff und \r\nDerivaten \r\n[TWh]\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\nAngekündigte\r\nProjekte bis 2030\r\n\r\n\r\nZiel\r\n\r\n\r\nFID/Bau\r\n\r\n\r\nKonzept\r\n\r\n\r\nIn Betrieb\r\n\r\n\r\nMachbarkeitsstudie\r\n\r\n\r\n10,0\r\n\r\n\r\n12,2\r\n\r\n\r\n2022*\r\n\r\n\r\n11\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2045\r\n\r\n\r\n68\r\n\r\n\r\n324\r\n\r\n\r\n* \r\nAnmerkung: Import 2022 nicht klimaneutral\r\n\r\n\r\n+9,4 GW\r\n\r\n\r\n+313\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Zielerreichung zur Elektrolysekapazität \r\nvon 10 GW im Jahr 2030 erscheint \r\nmomentan ambitioniert und ist nicht \r\ngesichert. Obwohl Planungen zur \r\nInstallation einer Leistung in Höhe von 12,2 \r\nGW bis 2030 existieren, befindet sich davon \r\nein Großteil noch in der Konzept\r\n- \r\noder \r\nMachbarkeitsphase. Zwischen finanziell \r\nabgesicherten, im Bau befindlichen und in \r\nBetrieb genommenen Projekten, die etwa \r\n0,6 GW ausmachen, und dem Ziel von 10 \r\nGW fehlen noch 9,4 GW.\r\n•\r\nUm den Import von Wasserstoff und seiner \r\nDerivate bis 2030 auf 68 TWh und bis 2045 \r\nauf 324 TWh zu erhöhen, müssen große \r\nInvestitionen in Importinfrastruktur und \r\nFörderprogramme getätigt werden. \r\n•\r\nDie Wettbewerbsfähigkeit von grünem \r\nWasserstoff ist heute noch nicht gegeben, \r\nauch ist blauer Wasserstoff etwas teurer als \r\ngrauer. Bis 2030 wird erwartet, dass blauer \r\nWasserstoff seinen Preisvorteil erhalten, \r\ngrüner Wasserstoff den Wettbewerbs\r\n-\r\nnachteil aber weiter verringern kann.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\nGESAMTÜBERBLICK\r\n\r\n\r\nÜBER DIE KENNZAHLEN\r\nIN DIESEM KAPITEL\r\n\r\n\r\nStromnetze\r\n\r\n\r\n•\r\nSicherheit, Effizienz und Umweltschutz: \r\nStromnetze erfüllen diese grundlegenden \r\nKPI im Jahr 2023\r\n•\r\nDie Verbrauchsseite befindet sich in einem \r\nWandel: Stromnetze werden neben der \r\nElektrifizierung der Industrie und dem \r\nVerkehr auch zu \r\n„Wärmeversorgungsnetzen“\r\n•\r\nDezentrale, erneuerbare Energiequellen \r\nwerden integriert \r\n•\r\nDie Teilhabe am Energiesystem wandelt \r\nsich: Kunden werden zu „\r\nProsumern\r\n“, \r\nFlexibilität wird zum Produkt, die \r\nPartizipation steigt\r\n\r\n\r\nGas\r\n- \r\nund Wasserstoffnetze \r\n\r\n\r\n•\r\nDie Dekarbonisierung der Gasversorgung \r\nhat auch erhebliche Auswirkungen auf die \r\nErdgasnetze. Die Gasnetzbetreiber \r\ngewährleisten dabei weiterhin eine sichere \r\nund zuverlässige Versorgung. \r\n•\r\nDie Versorgung muss auf klimaneutrale \r\nGase umgestellt werden, wofür die \r\nEntwicklung eines Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes \r\nerforderlich ist.\r\n•\r\nDie Erdgasnetze haben trotz der aufgrund \r\ndes Angriffskriegs auf die Ukraine massiv \r\nveränderten Importstruktur die \r\nVersorgungssicherheit gewährleistet.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nSTROMVERSORGUNGSNETZE\r\n\r\n\r\nNetzentgelte und Regulierung der \r\nStromnetze\r\n\r\n\r\n30\r\n\r\n\r\nSteigende Anzahl an Netzanschlüssen\r\n\r\n\r\n31\r\n\r\n\r\nEE\r\n-\r\nAusbau und \r\nNetzengpassmanagement\r\n\r\n\r\n32\r\n\r\n\r\nInvestitionen in den Netzausbau\r\n\r\n\r\n33\r\n\r\n\r\nDigitalisierung der Stromnetze\r\n\r\n\r\n34\r\n\r\n\r\nVersorgungssicherheit \r\nim Stromsektor\r\n\r\n\r\n35\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n36\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGAS\r\n- \r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\nDie Entwicklung\r\n\r\n\r\nder Netzentgelte Gas\r\n\r\n\r\n38\r\n\r\n\r\nGewährleistung der Versorgung: \r\nInvestitionen in das Gasnetz\r\n\r\n\r\n39\r\n\r\n\r\nVersorgungssicherheit\r\n\r\n\r\nim Gassektor\r\n\r\n\r\n40\r\n\r\n\r\nEntwicklung und Ausbau\r\n\r\n\r\ndes Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes\r\n\r\n\r\n41\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n42\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n\r\n\r\nGAS\r\n-\r\nUND \r\nWASSERSTOFF\r\n-\r\nNETZE\r\n\r\n\r\nSTROM\r\nNETZE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nSteigende Netzentgelte \r\nspiegeln die steigende \r\nIntegrationsaufgabe wider\r\n\r\n\r\n•\r\nAufgrund der kontinuierlich steigenden \r\nVersorgungsaufgabe ist eine weitere \r\nSteigerung der Netzentgelte zu erwarten.\r\n•\r\nDurch sachgerechte Rahmenbedingungen in \r\nder Regulierung muss sichergestellt werden, \r\ndass das für die Transformation \r\nerforder\r\n-\r\nliche \r\nKapital beschafft werden kann.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Netzentgelte sind durch Netzausbau, \r\nSystemdienstleistungen (Redispatch, \r\nEngpassmanagement) und die wachsende \r\nVersorgungsaufgabe in den letzten Jahren \r\ngestiegen.\r\n•\r\nDie regionalen Unterschiede sind in den \r\nvergangenen Jahren stark gestiegen.\r\n•\r\nZwischen Netzentgelten und \r\n(regulatorischer) Eigenkapitalverzinsung \r\nbesteht kein signifikanter Zusammenhang.\r\n•\r\nDie steigenden Leitzinssätze haben sich für \r\nStromnetzbetreiber in 2022 und 2023 \r\nnegativ ausgewirkt.\r\n•\r\nDer regulatorische Rahmen muss an die \r\nveränderte Versorgungsaufgabe angepasst \r\nwerden.\r\n\r\n\r\nEntwicklung Netzentgelte und (regulatorische) \r\nEigenkapitalverzinsung \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBDEW, Bundesnetzagentur\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\nNetzentgelte [Cent/kWh]\r\n\r\n\r\nLeitzins und EK\r\n-\r\nZinssätze in [%]\r\n\r\n\r\nNetzentgelte für Haushaltskunden in ct/kWh\r\n\r\n\r\nLeitzins EZB\r\n\r\n\r\nEK\r\n-\r\nZinssatz < 40 % Altanlagen\r\n\r\n\r\nEK\r\n-\r\nZinssatz < 40 % Neuanlagen\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2011\r\n\r\n\r\n2012\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur: Elektrizität: Verteilung der Nettonetzentgelte für \r\nHaushaltskunden in Deutschland für das Jahr 2022\r\n\r\n\r\n< 5 ct/kWh\r\n\r\n\r\n5<6 ct/kWh\r\n\r\n\r\n6<7 ct/kWh\r\n\r\n\r\n7<8 ct/kWh\r\n\r\n\r\n8<9 ct/kWh\r\n\r\n\r\n>10 ct/kWh\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDie Integration neuer Netz\r\n-\r\nanschlüsse ist eine große \r\ntechnische und \r\norganisa\r\n-\r\ntorische Herausforderung \r\n\r\n\r\n•\r\nStandardisierung, Digitalisierung und \r\nAutomatisierung gewinnen weiter an \r\nBedeutung.\r\n•\r\nFachkräfte und Bürokratieabbau sind \r\nnotwendig, um den Zuwachs zu bewältigen.\r\n•\r\nRegulatorische Rahmenbedingungen zur \r\nIntegration von Flexibilität gewinnen \r\nebenfalls an Bedeutung.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nNetzanschlüsse insb. für PV, Wallboxen und \r\nWärmepumpen verzeichneten \r\nflächendeckend einen exponentiellen \r\nZuwachs. Neuanschlüsse ans Netz \r\nerreichten ein Rekordniveau.\r\n•\r\nNeben den Netzanschlussprozessen ist die \r\nIntegration in das System eine zunehmende \r\nHerausforderung: Wärmepumpen und \r\nElektromobilität können zu neuen \r\nLastspitzen im Netz führen.\r\n•\r\nDie Nutzung von Flexibilitäten unterstützt \r\nflankierend zum Netzausbau die Integration \r\ndieser neuen Nutzer.\r\n\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer bis 2030\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nNetzentwicklungsplan Strom 2037, eigene Berechnung BDEW, Fraunhofer, NOW\r\n-\r\nGmbH\r\n\r\n\r\nSzenario B stammt aus dem Netzentwicklungsplan Strom 2037 und umfasst eine stärkere Direktelektrifizierung\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2026\r\n\r\n\r\n2027\r\n\r\n\r\n2028\r\n\r\n\r\n2029\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer in Mio. Stück\r\n\r\n\r\nNettostromverbrauch in TWh\r\n\r\n\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nöffentliche und \r\nprivate Ladepunkte\r\n\r\n\r\nPV\r\n-\r\nAnlagen\r\n\r\n\r\nVerkehr\r\n\r\n\r\nDSM\r\n\r\n\r\nE\r\n–\r\nMobilität\r\n\r\n\r\nPrivate Haushalte\r\n\r\n\r\nUmwandlungssektor\r\n\r\n\r\nGHD\r\n\r\n\r\nFernwärmeerzeugung\r\n\r\n\r\nWä\r\nrmepumpe\r\n\r\n\r\nElektrolyse\r\n\r\n\r\nIndustrie\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nGegen steigende Kosten \r\nfür Redispatch hilft \r\nlangfristig nur Netzausbau \r\nund Netzmodernisierung\r\n\r\n\r\n•\r\nNetzausbau, Nutzung von Flexibilitäten und \r\nEngpassmanagement sollten gesamtwirt\r\n-\r\nschaftlich \r\noptimiert werden.\r\n•\r\nDer erforderliche starke Netzausbau ist \r\nnotwendig, um mittelfristig den Redispatch\r\n-\r\nBedarf und damit die Redispatch\r\n–\r\nKosten \r\nzu senken.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nNetzbetreiber müssen Maßnahmen zur \r\nAufrechterhaltung der Elektrizitäts\r\n-\r\nversorgung ergreifen, damit bestimmte \r\nNetzabschnitte nicht überlastet werden. \r\n•\r\nEs besteht ein Zusammenhang zwischen \r\ndem Ausbau der Erneuerbaren Energien, \r\ndem Netzausbau und dem Redispatch: \r\nDamit die Redispatch\r\n-\r\nKosten nicht stark \r\nsteigen, ist ein synchroner Ausbau der EE \r\nund des Stromnetzes notwendig.\r\n•\r\nEin Großteil der Redispatch\r\n–\r\nMengen sind \r\ndurch Engpässe im Übertragungsnetz \r\nbedingt.\r\n•\r\nRedispatch\r\n–\r\nMaßnahmen führen zu hohen \r\nKosten bei den Übertragungsnetzbetreibern, \r\ndie über die Netzentgelte vom Verbraucher \r\ngezahlt werden müssen.\r\n\r\n\r\nEE\r\n–\r\nAusbau und Netzengpassmanagement\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur \r\n— \r\nQuartalsbericht Netzengpassmanagement, Bundesnetzagentur Monitoringbericht, \r\n\r\n\r\nBDEW Redispatch in Deutschland, Umweltbundesamt \r\n- \r\nErneuerbare Energien in Zahlen (15.02.2024)\r\n\r\n\r\nJährliche \r\nRedispatchmengen \r\n[GWh]\r\n\r\n\r\njährliche EE\r\n-\r\nStromerzeugung [TWh]\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\nRedispatchmenge \r\n[GWh]\r\n\r\n\r\nStromerzeugung aus Erneuerbaren Energien [TWh]\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor \r\n2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDezentrale \r\nStromerzeu\r\n-\r\ngung \r\nund die \r\nElektrifizie\r\n-\r\nrung \r\nanderer Sektoren \r\nerhöht Investitionsbedarf\r\n\r\n\r\nin Stromnetze\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Ausbaugeschwindigkeit muss auf allen \r\nEbenen noch steigen, um die gesetzten Ziele \r\nzu erreichen.\r\n•\r\nBis 2030 müssen die VNB für den \r\nNetzausbau und die Netzverstärkung rund \r\n123,5 Mrd. Euro investieren.\r\n1 \r\n•\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber müssen bis \r\n2030 131,1 Mrd. € für den Netzausbau \r\ninvestieren. \r\n•\r\nEine Genehmigungsbeschleunigung und ein \r\nadäquater Regulierungsrahmen bleiben \r\nwichtig.\r\n•\r\nEine integrierte Systemplanung für Strom, \r\nGas und Wasserstoff gewinnt zunehmend an \r\nBedeutung.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Investitionen der VNB stiegen um knapp \r\n22 \r\n% von \r\n2022 \r\nauf \r\n2023\r\n. \r\n•\r\nMit \r\n38 \r\nTsd. km macht das Höchstspannungs\r\n-\r\nnetz ca. \r\n2 \r\n% der gesamten Netzlänge des \r\nDeutschen Stromnetzes aus, jedoch ist der \r\nAusbau der Übertragungsnetze ein zentraler \r\nBaustein zum Gelingen der Transformation. \r\nAllein im Übertragungsnetz müssen rund \r\n1.100 \r\nkm pro Jahr ausgebaut werden.\r\n•\r\nDurch die Nutzung von Flexibilitäten kann \r\nein zeitlicher Puffer für den Netzausbau \r\ngeschaffen werden.\r\n\r\n\r\nInvestitionen in Netzinfrastruktur und Ausbau der \r\nStromkreislänge\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur und Netzentwicklungsplan 2035; BDEW 12/2023, Prognos AG\r\n\r\n\r\nUmweltbundesamt \r\n— \r\nErneuerbare Energien in Zahlen (15.02.2024)\r\n\r\n\r\n1 \r\nDeutsche Energie Agentur (2021) zzgl. aktueller \r\nPlanungen der VNB\r\n\r\n\r\nInvestitionen \r\nNetzinfrastruktur VNB\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nStromerzeugung aus \r\nErneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nInvestitionen \r\nNetzinfrastruktur ÜNB\r\n\r\n\r\n2023\r\n*\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n(Plan)\r\n\r\n\r\nInvestitionen ÜNB und VNB [Mio. €]\r\n\r\n\r\nStromerzeugung [in TWh]\r\n\r\n\r\nAusbau der Stromkreislänge \r\nÜNB \r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\nStromerzeugung und \r\n-\r\nverbrauch \r\n[in TWh]\r\n\r\n\r\nStromerzeugung aus \r\nErneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nBruttostromverbrauch \r\n\r\n\r\n*2023 sind noch Plan\r\n–\r\nInvestitionen\r\n\r\n\r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur VNB und ÜNB\r\n\r\n\r\nAusbau der Stromkreislänge ÜNB\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDigitalisierung der Netze \r\nwird zentrale Aufgabe für \r\nNetzbetreiber\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Überwachung und Steuerung der \r\nStromnetze ist in den hohen \r\nSpannungsebenen schon weit ausgebaut, \r\ndie Digitalisierung in der Mittel\r\n- \r\nund \r\nNiederspannung muss jetzt folgen\r\n.\r\n•\r\nNur durch Modernisierung können Flexibili\r\n-\r\ntäten systemdienlich genutzt werden\r\n.\r\n•\r\nDie Modernisierung und Digitalisierung der \r\nStromnetze kann sich positiv auf den \r\nNetzausbaubedarf auswirken.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\nDigitalisierung der Netze beinhaltet: \r\n\r\n\r\n•\r\nDigitalisierung der Prozesse beim \r\nNetzbetreiber sowie zwischen Netzbetreiber \r\nund Netzkunden (z.B. Netzanschluss\r\n).\r\n•\r\nAusstattung des Verteilnetzes aller \r\nSpannungsebenen mit Steuerungs\r\n- \r\nund \r\nMesstechnik/Sensorik.\r\n•\r\nAusstattung der Verbraucher und Einspeiser \r\nmit intelligenten Messystemen und \r\nSteuerungstechnik.\r\n•\r\nEinsatz intelligenter Betriebsmittel wie z.B. \r\nregelbare Ortsnetztrafos\r\n.\r\n\r\n\r\nDigitalisierung Stromnetz \r\n– \r\nAnzahl der \r\nPflichteinbaufälle \r\nund Smart Meter Rollout \r\n[Mio.]\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nDie Digitalisierung und Modernisierung ist ein wichtiger Bestandteil des \r\nStromnetzes 2045 \r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur \r\n- \r\nBericht zum Zustand und Ausbau der Verteilernetz (\r\n2022\r\n) \r\n\r\n\r\nZentrale Erfassung von Schalt\r\n- \r\nund Netzzuständen der 82 größten VNB[%]\r\n\r\n\r\nAnzahl In Mio. Stück\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\nHS\r\n\r\n\r\nNS\r\n\r\n\r\nMS/NS\r\n\r\n\r\nMS\r\n\r\n\r\nHS/MS\r\n\r\n\r\nvollständig\r\n\r\n\r\nBis 75 %\r\n\r\n\r\nBis 50 %\r\n\r\n\r\nBis 25 %\r\n\r\n\r\nkA\r\n\r\n\r\nPflichteinbaufälle\r\n\r\n\r\nSmart Meter Rollout\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2032\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2026\r\n\r\n\r\n2027\r\n\r\n\r\n2028\r\n\r\n\r\n2029\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2031\r\n\r\n\r\nDigitalisierungsgrad\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVersorgungssicherheit in \r\nDeutschland befindet sich \r\nauf einem hohem Niveau\r\n\r\n\r\n•\r\nSystemdienstleistungen für eine sichere und \r\nzuverlässige Stromversorgung müssen \r\nzukünftig von dezentralen und \r\nErneuerbaren Energien erbracht werden.\r\n•\r\nMit der Umsetzung der Roadmap \r\nSystemstabilität, die in \r\n2024 \r\nbegonnen hat, \r\nwerden die Voraussetzungen für die \r\nVersorgungssicherheit auch mit \r\n100 \r\n% \r\nErneuerbaren Energien im System \r\ngeschaffen.\r\n•\r\nNetzstabilität ist ein positiver \r\nStandortfaktor für Deutschland.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nSeit 2006 konnte die Dauer der \r\nVersorgungsunterbrechungen in etwa \r\nhalbiert werden.\r\n•\r\nAuch bei steigendem Anteil der \r\nErneuerbaren Energien im System konnte \r\ndas hohe Niveau in der \r\nVersorgungssicherheit gehalten werden.\r\n•\r\nMit einer Versorgungsunterbrechung von \r\n12,2 min pro Letztverbraucher lag der Wert \r\nin 2022 weiterhin unter dem langjährigen \r\nDurchschnitt von 14,76 Minuten. Das ist im \r\ninternationalen Vergleich ein Spitzenwert.\r\n\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Stromsektor \r\n– \r\nSAIDI\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nSAIDI Gesamt\r\n\r\n\r\nDie Integration der Erneuerbaren Energien hat keinen negativen Einfluss auf \r\ndie Versorgungssicherheit im Stromsektor \r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur\r\n\r\n\r\n2006\r\n\r\n\r\n2007\r\n\r\n\r\n2008\r\n\r\n\r\n2009\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2011\r\n\r\n\r\n2012\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nDurchschnittlicher Wert SAIDI\r\n\r\n\r\nAnteil EE am \r\nBruttostromverbrauch\r\n\r\n\r\nSAIDI ENWG Gesamt [min/Letztverbraucher]\r\n\r\n\r\nAnteil EE am Bruttostromverbrauch [%]\r\n\r\n\r\nPlatz für ein Foto\r\n\r\n\r\noder hervorgehobene Daten,\r\n\r\n\r\ndie zum Inhalt passen\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n|\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE ENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nGenehmigungs\r\n- \r\nund Planungsverfahren \r\nmüssen weiter beschleunigt werden.\r\n•\r\nEin angemessener wirtschaftlicher Rahmen \r\nfür bevorstehende Investitionen muss \r\ngeschaffen werden.\r\n•\r\nDie Sicherstellung der Ressourcen (Material \r\nund Fachkräfte) ist für die \r\nAusbaumaßnahmen erforderlich.\r\n•\r\nDie Transformation erfordert eine enge \r\nKooperation zwischen allen Beteiligten.\r\n•\r\nDie hohe Dynamik in den Verteilnetzen \r\nbedeuten „Massenprozesse“. Neben dem \r\nNetzausbau rücken auch die Digitalisierung, \r\nStandardisierung und Automatisierung in \r\nden Vordergrund.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nJährliche notwendige Investitionen \r\nin das Stromnetz \r\n[Mrd. Euro]\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert 2030\r\n\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer \r\n[Mio.]\r\n\r\n\r\n+\r\n305,2\r\n%\r\n\r\n\r\n26,5\r\n\r\n\r\nÜNB\r\n\r\n\r\n7,0\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert 2030\r\n\r\n\r\nVNB\r\n\r\n\r\n4,5\r\n\r\n\r\n16,4\r\n\r\n\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nLadepunkte\r\n\r\n\r\nPV\r\n–\r\nAnlage\r\nn\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n15,4\r\n\r\n\r\n•\r\nSteigender Verbrauch mit neuen \r\nAbnahmeprofilen sorgt für höhere \r\ngeänderte Netzanforderungen und einen \r\nhohen Investitionsbedarf.\r\n•\r\nIn 2022 wurden 35 TWh für die \r\nAufrechterhaltung der Versorgung im \r\nRahmen des Engpassmanagements \r\nabgeregelt. \r\n•\r\nDer Rollout intelligenter Messsysteme steht \r\nam Anfang \r\n– \r\naktuell bestehen für etwa 6 \r\nMillionen Messlokationen Pflichteinbaufälle \r\nfür intelligente Messsysteme.\r\n•\r\nEine hohe Versorgungssicherheit bleibt \r\nweiterhin gewährleistet, wobei die \r\ndurchschnittliche \r\nVersorgungsunterbrechung im Jahr 2022 \r\nlediglich 12,2 Minuten betrug.\r\n•\r\nIntensivierung der \r\nSektorkopplung \r\nzwischen \r\nStrom, Gas und Wasserstoff\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n\r\n\r\nGAS\r\n-\r\nUND \r\nWASSERSTOFF\r\n-\r\nNETZE\r\n\r\n\r\nSTROMNETZE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nSteigende Netzentgelte \r\nGas trotz sinkender \r\nEigenkapitalverzinsung\r\n\r\n\r\n•\r\nMittel\r\n- \r\nbis langfristig werden die \r\nAbsatzmengen von Erdgas durch die \r\nUmstellung auf strombasierte Wärme\r\n-\r\ntechnologien, Fernwärme, etc. sinken. \r\n•\r\nOhne eine Anpassung der regulatorischen \r\nRahmenbedingungen führt dies zu \r\nsteigenden Netzentgelten, weil die \r\nNetzkosten von weniger Kunden getragen \r\nwerden.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nBis zum Jahr 2022 sind die Netzentgelte für \r\nHaushalte kontinuierlich gestiegen.\r\n•\r\nZwischen Netzentgelten und \r\n(regulatorischer) Eigenkapitalverzinsung \r\nbesteht kein signifikanter Zusammenhang.\r\n•\r\nSinkende Absatzmengen spiegeln sich in \r\nsteigenden Netzentgelten wider. \r\nSignifikante Auswirkungen eines \r\ngesunkenen Gasabsatzes lassen sich in der \r\nNetzentgeltentwicklung noch nicht ablesen.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Netzentgelte Gas und der \r\nGasabsatzmengen Haushalte \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nGAS\r\n-\r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBDEW & Bundesnetzagentur\r\n\r\n\r\nGasabsatzmenge Haushalt \r\n[TWh]\r\n\r\n\r\nNetzentgelte Haushalte \r\n[ct/kWh]\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nJährliche Netzentgelte [ct/kWh]\r\n\r\n\r\nGasabsatzmenge Haushalte pro Jahr [TWh]\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\nEK\r\n-\r\nZinssatz < 40 \r\n% \r\nAltanlagen\r\n\r\n\r\nEK\r\n-\r\nZinssatz < 40 \r\n% \r\nNeuanlagen\r\n\r\n\r\nRegP\r\n\r\n\r\n(2009\r\n–\r\n2012)\r\n\r\n\r\nRegP\r\n\r\n\r\n(2013\r\n–\r\n2017)\r\n\r\n\r\nRegP\r\n\r\n\r\n(2018\r\n–\r\n2022)\r\n\r\n\r\nRegP\r\n\r\n\r\n(2023\r\n–\r\n2027)\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor \r\n2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDie Gesamtinvestitionen \r\nsind in den letzten Jahren \r\nzurückgegangen\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Regulierungs\r\n- \r\nund Rechtsrahmen muss \r\nan die Transformation angepasst werden.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nIm Vergleich zu 2021 sind die jährlichen \r\nInvestitionen der VNB in 2022 um \r\n291 Mio. Euro gesunken.\r\n•\r\nInvestitionen in das Gasnetz dienen \r\nhauptsächlich der Erneuerung der Netze, \r\num die Versorgungssicherheit weiter \r\nsicherzustellen.\r\n•\r\n2022 investieren die FNB 587 Mio. Euro in \r\nden Neubau, Ausbau und die Erweiterung \r\nsowie 233 Mio. Euro in den Erhalt und die \r\nErneuerung der Netze.\r\n•\r\nSinkende Gesamtinvestitionen in das \r\nErdgasnetz resultieren aus den vereinbarten \r\nKlimazielen.\r\n\r\n\r\nGewährleistung der Versorgung: \r\nVerlauf der Investitionen in das Gasnetz\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nInvestionen \r\nNetzinfrastruktur FNB\r\n\r\n\r\nVerlauf Investitionen Gasnetz\r\n\r\n\r\nGAS\r\n-\r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur\r\n, Bundesnetzagentur \r\n- \r\nMonitoringbericht 2023 und Bundeskartellamt\r\n\r\n\r\nInvestionen \r\nNetzinfrastruktur VNB\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur FNB und VNB in [Mio. \r\nEuro\r\n]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor \r\n2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDie Versorgungssicherheit \r\nim Gassektor zählt zu den \r\nbesten in Europa\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Gewährleistung der Versorgungs\r\n-\r\nsicherheit muss während der Trans\r\n-\r\nformation weiterhin oberste Priorität haben.\r\n•\r\nBei der Transformation bzw. der \r\nUmwidmung von Gasleitungen wird zur \r\nAufrechterhaltung der Versorgung auch der \r\nBau neuer Erdgasleitungen erforderlich \r\nsein.\r\n•\r\nEine integrierte Systemplanung für Gas, \r\nWasserstoff und Strom muss entwickelt \r\nwerden.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDeutschland schneidet in Bezug auf die \r\ndurchschnittliche Unterbrechungsdauer je \r\nKunde (SAIDI) in Europa mit am besten ab \r\n(Durchschnitt in Europa).\r\n•\r\n2022 sank die durchschnittliche \r\nUnterbrechungsdauer wieder auf 1,52 \r\nMinuten pro Letztverbraucher.\r\n•\r\nFremdeinwirkungen bei Baumaßnahmen \r\nresultieren in einem erhöhten SAIDI Wert \r\n2021.\r\n\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Gassektor \r\n— \r\nSAIDI \r\n[min /Letztverbraucher]\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nÜberdurchschnittliche gute SAIDI\r\n—\r\nWerte trotz angespannten\r\n\r\n\r\nGasmarkts\r\n– \r\nVersorgungssicherheit bleibt gewährleistet\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesnetzagentur\r\n\r\n\r\nGAS\r\n- \r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\nSAIDI Gesamt\r\n\r\n\r\nDurchschnitt SAIDI\r\n\r\n\r\nSAIDI Gesamt Gas [min/ \r\nLetztverbaucher\r\n]\r\n\r\n\r\n2006\r\n\r\n\r\n2007\r\n\r\n\r\n2008\r\n\r\n\r\n2009\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2011\r\n\r\n\r\n2012\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVoraussetzung ist ein \r\ngemeinsamer Antrag für das \r\nWasserstoff\r\n-\r\nKernnetz der \r\nFernleitungsbetreiber (FNB)\r\n\r\n\r\n•\r\nEs sollen große Verbrauchs\r\n- \r\nund \r\nErzeugungsregionen für Wasserstoff \r\nangeschlossen werden.\r\n•\r\nDas Kernnetz soll mit den Verteilnetzen \r\nverbunden werden.\r\n•\r\nDie perspektivische Einbindung des \r\nWasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes in ein europäisches \r\nWasserstoffnetz steht im Einklang mit der \r\nNationalen Wasserstoffstrategie.\r\n•\r\nEs werden Regelungen zum Wasserstoff\r\n-\r\nNetzzugang entwickelt werden.\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie \r\n3\r\n. EnWG\r\n-\r\nNovelle stellt die Weichen zur \r\nErrichtung und Finanzierung des \r\nWasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes. \r\n•\r\nDie Fernleitungsbetreiber werden nach \r\nGenehmigung des Antrags zur Errichtung \r\ndurch die Bundesnetzagentur das Kernnetz \r\nmodellieren.\r\n•\r\nDie Gesamtinvestitionen bis Ende \r\n2032 \r\nsollen ca. \r\n19,8 \r\nMrd. Euro betragen.\r\n\r\n\r\nEntwicklung und Ausbau des Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nBis 2032 soll ein rund 9.700 km langes Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetz\r\n\r\n\r\nin Betrieb genommen werden\r\n\r\n\r\nGAS\r\n- \r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nFNB\r\n-\r\nGas \r\n— \r\nEntwurf des gemeinsamen Antrags für das Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetz (2023) \r\n\r\n\r\nUmstellungsleitung\r\n\r\n\r\nNeubauleitung\r\n\r\n\r\nPlanungsstand für ein Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetz \r\n\r\n\r\nLeitungen\r\n\r\n\r\n9.721 km\r\n\r\n\r\nUmzustellende Leitungen der FNB\r\n\r\n\r\n5.050 km\r\n\r\n\r\nNeubauleitungen der FNB\r\n\r\n\r\n3.705 km\r\n\r\n\r\nNeubauleitungen der VNB von 17 potentiellen Wasserstoffnetzbetreibern\r\n\r\n\r\n710 km\r\n\r\n\r\nOffshore\r\n-\r\nLeitungen der FNB\r\n\r\n\r\n256 km\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nInvestitionen Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetz\r\n\r\n\r\nGesamtinvestitionen\r\n\r\n\r\n19,8 Mrd. €\r\n\r\n\r\nUmzustellende Leitungen der FNB\r\n\r\n\r\n3,1 Mrd. €\r\n\r\n\r\nNeubauleitungen der FNB\r\n\r\n\r\n12,8 Mrd. €\r\n\r\n\r\nOffshore\r\n-\r\nLeitungen der FNB\r\n\r\n\r\n1,6 Mrd. €\r\n\r\n\r\nVerdichterstationen\r\n\r\n\r\n1,7 Mrd. €\r\n\r\n\r\nUmzustellende Leitungen und Neubauleitungen der VNB\r\n\r\n\r\n0,5 Mrd. €\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n| \r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE ENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nRegulatorische und rechtliche \r\nRahmenbedingungen müssen neu \r\naufgesetzt bzw. angepasst werden, um die \r\nTransformation zu ermöglichen.\r\n•\r\nDie Versorgung muss auch bis zum Ausstieg \r\naus der Erdgasversorgung bis 2045 \r\nsichergestellt sein. \r\n•\r\nFür die Transformation muss die Regelung \r\nvon Anschluss\r\n- \r\nund \r\nZugangsverpflichtungen angepasst werden. \r\n•\r\nNetzausbauverpflichtungen müssen \r\nangepasst werden. \r\n•\r\nAnpassung der Netzentgeltregulierung auf \r\nden Transformationsbedarf.\r\n•\r\nEs bedarf der Schaffung geeigneter \r\nRahmenbedingungen für die Finanzierung \r\ndes Wasserstoff\r\n-\r\nKernnetzes.\r\n•\r\nIntegrierte Netzplanung für Gas und \r\nWasserstoff und perspektivisch Strom.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nInvestitionen in das Wasserstoff \r\nKernnetz \r\n[\r\nMrd. Euro]\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n19,8\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert 2032\r\n\r\n\r\nLeitungslänge des Wasserstoff \r\nKernnetzes [km]\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert bis 2032\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n9.721\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\nGAS\r\n- \r\nUND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\n\r\n•\r\nAufrechterhaltung einer sicheren \r\nVersorgung bei sinkenden \r\nErdgasverbräuchen.\r\n•\r\nTransformation der Verteilnetze und \r\nUmsetzung der kommunalen \r\nWärmeplanungen.\r\n•\r\nBerücksichtigung der Vorgaben des \r\nGebäudeenergiegesetzes und des \r\nWärmeplanungsgesetzes.\r\n•\r\nEinbindung von LNG und zukünftiger \r\nBiogaseinspeisung. \r\n•\r\nFinalisierung der L\r\n-\r\nH\r\n-\r\nGas\r\n-\r\nUmstellung.\r\n•\r\nAufbau einer Wasserstoffinfrastruktur und \r\nUmsetzung des EU\r\n-\r\nGas\r\n- \r\nund \r\nWasserstoffpakets. \r\n•\r\nRegelungen zum Wasserstoff\r\n-\r\nNetzzugang \r\nmüssen entwickelt werden.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEntwicklung des gesamten \r\nVerbrauchs Erneuerbarer Wärme\r\n- \r\nund Kälteendenergie \r\n\r\n\r\n44\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Nettowärme\r\n-\r\nerzeugung zur leitungsgebunde\r\n-\r\nnen\r\nFern\r\n- \r\nund Nahwärmeversorgung\r\n\r\n\r\n45\r\n\r\n\r\nEntwicklung des deutschen \r\nWärmepumpenbestandes \r\n\r\n\r\n46\r\n\r\n\r\nMarktentwicklung Wärmeerzeuger \r\n\r\n\r\n47\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Anzahl installierter \r\nHeizwärmepumpen \r\n\r\n\r\n48\r\n\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n49\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGESAMTÜBERBLICK\r\n\r\n\r\nÜBER DIE KENNZAHLEN\r\nIN DIESEM KAPITEL\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\n•\r\nFür die\r\nErreichung des Klimaziels 2045 \r\nist eine grüne Transformation des \r\nWärmesektors ein zentrales Element.\r\n•\r\nDer hohe Anteil des Wärmesektors \r\n(2021:\r\n1.456 TWh)\r\nam gesamten \r\nEndenergieverbrauch (von 2.449 TWh) \r\nverstärkt die Bedeutung der Wärme für eine \r\nerfolgreiche Transformation.\r\n•\r\nHierfür werden in diesem Kapitel \r\nzwei\r\npolitische Ziele für die Wärmewende \r\nanalysiert:\r\n•\r\n50 Prozent klimaneutrale Wärme \r\nbis 2030\r\n1\r\n•\r\n500.000 neue Wärmepumpen \r\npro Jahr ab 2024\r\n2 \r\nbis 2030\r\n•\r\nWeiterhin werden der Ist\r\n-\r\nStand sowie die \r\naktuellen Rahmenbedingungen näher \r\nbeleuchtet, um abzuschätzen, wie weit \r\nDeutschland von der Zielerreichung \r\nentfernt ist und welche Hindernisse \r\nbestehen.\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nSPD, Bündnis 90/Die Grünen und FDP \r\n- \r\nKoalitionsvertrag 2021 bis \r\n2025 (2021)\r\n\r\n\r\n2 \r\nBundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz \r\n- \r\nEckpunktepapier \r\nzur Diskussion der Beschleunigung \r\ndes \r\nWärmepumpenhochlaufs \r\n(2022)\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nKlimaneutraler\r\n1\r\n-\r\nAnteil\r\n\r\n\r\nDer Anteil klimaneutraler \r\nEnergien\r\n1 \r\nam Wärmesektor \r\nist 2023 auf 19,7 % \r\ngestiegen\r\n\r\n\r\n•\r\nBei der Erzeugung spielt Biomasse eine \r\nwichtige Rolle. Dennoch ist ihr Potenzial \r\nbegrenzt, was den Ausbau weiterer \r\nWärmequellen wie Solarthermie und \r\nWärmepumpen erfordert.\r\n•\r\nDas Gebäudeenergiegesetz und das \r\nWärmeplanungsgesetz unterstützen das \r\nZiel, bis 2030 im Bundesdurchschnitt die \r\nHälfte der Wärme klimaneutral\r\n1 \r\nzu \r\nerzeugen.\r\n•\r\nDie Nutzung von Erneuerbaren Energien \r\nwird darüber hinaus durch den Bund durch \r\ndie BEG, die BEW und das KWKG\r\n2 \r\ngefördert.\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n•\r\nSeit \r\n2019 \r\nist ein kontinuierlicher, jedoch \r\ngeringer Zuwachs von erneuerbaren \r\nEnergien und Abwärme\r\n1 \r\nam \r\nWärmeverbrauch zu beobachten.\r\n•\r\nDieser Trend hat sich auch im Jahr \r\n2023 \r\nfortgesetzt.\r\n•\r\n2023 \r\nwurden etwa \r\n215 \r\nTWh des \r\nGesamtwärmemarktes von \r\n1.100 \r\nTWh mit \r\nErneuerbaren Energien und Abwärme\r\n1 \r\nerzeugt, davon rund \r\n83 \r\n% aus Biomasse.\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nArbeitsgruppe Erneuerbare Energien\r\n-\r\nStatistik (AGEE\r\n-\r\nStat\r\n) \r\n- \r\n„Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ (Februar 2024)\r\n\r\n\r\n1 \r\nUnter „klimaneutraler“ Erzeugung können auch andere Lösungen verstanden werden, die nicht als „erneuerbar“ gelten, zum Beispi\r\nel \r\nunvermeidbare \r\nAbwärme\r\n\r\n\r\n2 \r\nFörderung innovativer KWK\r\n-\r\nSysteme sowie von Biomassenutzung und grünen Gasen\r\n\r\n\r\nBiogene \r\nFestbrennstoffe\r\n\r\n\r\nBiogene gasförmige \r\nBrennstoffe\r\n\r\n\r\nSolarthermie\r\n\r\n\r\noberflächennahe Geothermie, \r\nUmweltwärme\r\n\r\n\r\nBiogene flüssige \r\nBrennstoffe\r\n\r\n\r\nBiogener Anteil\r\n\r\n\r\ndes Abfalls\r\n\r\n\r\ntiefe Geothermie\r\n\r\n\r\nEntwicklung des gesamten Verbrauchs \r\nerneuerbarer Wärme\r\n- \r\nund Kälteendenergie\r\n\r\n\r\n189.975\r\n\r\n\r\n189.048\r\n\r\n\r\n208.777\r\n\r\n\r\n212.132\r\n\r\n\r\n1 427\r\n\r\n\r\n1 369\r\n\r\n\r\n1 575\r\n\r\n\r\n1 822\r\n\r\n\r\n2 383\r\n\r\n\r\n3 217\r\n\r\n\r\n2 \r\n599\r\n\r\n\r\n2 \r\n471\r\n\r\n\r\nAbwärme\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n83\r\n%\r\n\r\n\r\nAnteil der durch \r\nBiomasse \r\nklimaneutral erzeugten \r\nWärme\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nErneuerbare Wärme\r\n- \r\nund Kälteenergie [GWh]\r\n\r\n\r\nAnteil Erneuerbare Energien [%]\r\n\r\n\r\n202\r\n3\r\n\r\n\r\n1 817\r\n\r\n\r\n215.180\r\n\r\n\r\n2 591\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor \r\n2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nMarktanteil\r\n\r\n\r\nder Fernwärme bleibt \r\nnahezu unverändert \r\n\r\n\r\n•\r\nEs ist davon auszugehen, dass der EE\r\n-\r\nAnteil \r\nin der leitungsgebundenen Fern\r\n- \r\nund \r\nNahwärmeversorgung mit höheren \r\nWachstumsraten voranschreiten wird.\r\n•\r\nDen Anstieg des EE\r\n-\r\nAnteils unterstützen \r\ninsbesondere das Wärmeplanungsgesetz \r\nund auch die weiteren Förderprogramme.\r\n•\r\nFür eine klimaneutrale Fern\r\n- \r\nund \r\nNahwärmeversorgung sind jedoch weiterhin \r\nein massiver Ausbau der Erneuerbaren \r\nEnergien und die intensive Nutzung \r\nunvermeidbarer Abwärme erforderlich.\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n•\r\nIm Jahr 2022 wurden rund 132 TWh \r\nFernwärme erzeugt, ca. 8 % weniger als im \r\nVorjahr. Im Vergleich ist jedoch der \r\nEndenergieverbrauch in der Raumwärme in \r\nnahezu gleichem Maße zurückgegangen.\r\n•\r\nDer Gesamtrückgang lässt sich durch die \r\nWitterungsverhältnisse und das veränderte \r\nVerhalten der Bevölkerung in Bezug auf \r\nEnergieeinsparungen begründen.\r\n•\r\nDer Anteil der Erneuerbaren Energien ist \r\ndurch diese Entwicklung sogar von 17,3 % \r\nauf 18,7 % gestiegen.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Nettowärmeerzeugung\r\n\r\n\r\nzur leitungsgebundenen\r\nFern\r\n- \r\nund Nahwärme\r\n-\r\nversorgung\r\n1 \r\nnach Energieträgern\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nDestatis und BDEW (\r\n2023\r\n)\r\n\r\n\r\n1 \r\neinschließlich Einspeisungen von Industrie und Sonstigen\r\n\r\n\r\nErneuerbare \r\nEnergien\r\n\r\n\r\nÜbrige \r\nkonventionelle \r\nEnergieträger\r\n\r\n\r\nBraunkohle\r\n\r\n\r\nErdgas\r\n\r\n\r\nAbwärme\r\n\r\n\r\nAbfall (nicht biogen)\r\n\r\n\r\nSteinkohle\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n138\r\n\r\n\r\n130\r\n\r\n\r\n144\r\n\r\n\r\n132\r\n\r\n\r\n6,3 \r\n%\r\n\r\n\r\n5,4 %\r\n\r\n\r\n6,7 %\r\n\r\n\r\n1,7 %\r\n\r\n\r\n8,8 %\r\n\r\n\r\n6,1 %\r\n\r\n\r\n16,4 %\r\n\r\n\r\n5,6 %\r\n\r\n\r\n14,5 \r\n%\r\n\r\n\r\n5,6 %\r\n\r\n\r\n17,8 %\r\n\r\n\r\n18,7 %\r\n\r\n\r\n5,9 %\r\n\r\n\r\n47,0 %\r\n\r\n\r\n44,3 %\r\n\r\n\r\n8,4 %\r\n\r\n\r\n1,5 \r\n%\r\n\r\n\r\n46,7 %\r\n\r\n\r\n1,8 %\r\n\r\n\r\n13,9 %\r\n\r\n\r\n8,5 %\r\n\r\n\r\n13,6 %\r\n\r\n\r\n43,1 %\r\n\r\n\r\n17,6 %\r\n\r\n\r\n2,4 \r\n%\r\n\r\n\r\n8,7 %\r\n\r\n\r\n17,3 %\r\n\r\n\r\n5,9 %\r\n\r\n\r\nDer Anteil\r\n\r\n\r\nder Erneuerbaren Energien \r\nist gestiegen \r\n\r\n\r\nNettowärmeerzeugung nach Energieträgern [Mrd. kWh]\r\n\r\n\r\nProzentualer Anteil der jährlichen Fern\r\n- \r\nund Nahwärmeversorgung\r\n\r\n\r\n18\r\n,7%\r\n\r\n\r\n17\r\n,3\r\n%\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAnstieg des Wärme\r\n-\r\npumpenbestandes \r\n2022 \r\nim Vergleich zu \r\n2021\r\n2\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Diskussion um das \r\nGebäudeenergiegesetz (GEG) im Sommer \r\n2023 hat zu vielen Unsicherheiten und \r\ninfolgedessen zu vorgezogenen \r\nInvestitionen in Gaslösungen geführt.\r\n•\r\nDadurch sind für 2024 weniger Heizungs\r\n-\r\nmodernisierungen zu erwarten.\r\n•\r\nHinzu kommen Engpässe aufgrund von \r\nFachkräftemangel, die eine weitere \r\nVerzögerung des Wärmepumpenausbaus \r\nverursachen werden.\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Wärmepumpenbestand stieg von 2021 \r\nauf 2022 um ca. 236.000 Heizungs\r\n-\r\nwärmepumpen \r\nan, was einem Plus von \r\nca. 19 % im Vergleich zum Vorjahr \r\nentspricht.\r\n•\r\nDas starke Wachstum des Wärmepumpen\r\n-\r\nbestandes im Jahr 2022 ist vor allem auf \r\ndas finanzielle Förderinstrument der BAFA \r\nzurückzuführen, die Bundesförderung für \r\neffiziente Gebäude (BEG).\r\n\r\n\r\nEntwicklung des Wärmepumpenbestandes\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nArbeitsgruppe Erneuerbare Energien\r\n-\r\nStatistik (AGEE\r\n-\r\nStat\r\n) \r\n- \r\n„Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ (September 2023)\r\n\r\n\r\n1 \r\nGeschätzt\r\n\r\n\r\n2 \r\nDaten für 2023 zum Zeitpunkt der Erstellung nicht vorhanden\r\n\r\n\r\nSole\r\n-\r\nWasser\r\n-\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nLuft\r\n-\r\nWasser\r\n-\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nGas\r\n-\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nKumulierte Anzahl an Wärmepumpen [Tsd. Stück]\r\n\r\n\r\nInstallierte thermische Leistung von Wärmepumpen pro Jahr in GW\r\n\r\n\r\nWasser\r\n-\r\nWasser\r\n-\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nBrauchwasserwärmepumpen\r\n\r\n\r\nInstallierte thermische \r\nLeistung\r\n\r\n\r\n1990\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2023\r\n1\r\n\r\n\r\n2005\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nGasbasierte \r\nWärmeerzeuger bleiben \r\nmeistverkaufte Lösung \r\n\r\n\r\n•\r\nEin steigender Anteil an Wärmepumpen \r\nkann auch in den kommenden Jahren \r\nerwartet werden.\r\n•\r\nPolitische Verunsicherungen durch \r\nunstetige Förderprogramme sowie das GEG, \r\naber auch die Inflation und entsprechende \r\nwirtschaftliche Verunsicherung könnten zu \r\neiner Stagnation des Wärmepumpen\r\n-\r\nwachstums und einem leichten Anstieg \r\nkonventioneller Wärmerzeuger führen.\r\n•\r\nFördermittel (z.B. BEW\r\n1\r\n) und steigende Kos\r\n-\r\nten \r\nfür konventionelle Lösungen (durch das \r\nBEHG) sind wesentliche Treiber, um dieser \r\nmöglichen Entwicklung entgegenzuwirken.\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Geschwindigkeit der Heizungs\r\n-\r\nmodernisierung insgesamt hat im letzten \r\nJahr\r\nnoch einmal deutlich zugenommen. \r\n•\r\nIn 2023 ist im Vergleich zu 2022 ein \r\nAnstieg des Absatzes an Wärmepumpen um \r\nca. 50 % zu verzeichnen.\r\n•\r\n2022 ist der Absatz der gasbasierten \r\nWärmeerzeuger deutlich zurückgegangen, \r\n2023 ist er wiederum leicht angestiegen.\r\n•\r\nTrotz des Hochlaufs von Wärmepumpen sind \r\ngasbasierte Wärmeerzeuger aber immer \r\nnoch die meistverkauften Geräte.\r\n\r\n\r\nMarktentwicklung verkaufter Wärmeerzeugern\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nBundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e. V. (2024)\r\n\r\n\r\n1 \r\nDie \r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze fördert u.a. auch den Einsatz von Großwärmepumpen in Fernwärmenetzen\r\n\r\n\r\nBiomassekessel\r\n\r\n\r\nÖlkessel (Heizwert)\r\n\r\n\r\nGaskessel (Heizwert)\r\n\r\n\r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\nÖlkessel (Brennwert)\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\n2016\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2012\r\n\r\n\r\n2013\r\n\r\n\r\n2014\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2015\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nAnzahl an jährlich abgesetzten Wärmeerzeugern\r\n\r\n\r\n748.000\r\n\r\n\r\n650.500\r\n\r\n\r\n693.500\r\n\r\n\r\n710.000\r\n\r\n\r\n686.500\r\n\r\n\r\n681.000\r\n\r\n\r\n712.000\r\n\r\n\r\n732.000\r\n\r\n\r\n842.000\r\n\r\n\r\n929.000\r\n\r\n\r\n979.560\r\n\r\n\r\n1.308.500\r\n\r\n\r\nAnstieg des Absatzes \r\nan Wärmepumpen\r\n\r\n\r\n2022 \r\n2023\r\n\r\n\r\nGaskessel (Brennwert)\r\n\r\n\r\n50\r\n%\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n330\r\nTsd.\r\n\r\n\r\nneu installierte \r\nWärmepumpen \r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nDie Dynamik bei neu \r\ninstallierten Wärme\r\n-\r\npumpen wird sich in 2024 \r\nnicht fortsetzen\r\n\r\n\r\n•\r\nEs sind keine Steigerungen über das Niveau \r\nvon 2023 zu erwarten, denn\r\n•\r\ndie Zahl der BAFA\r\n-\r\nAnträge geht zurück \r\n(durchschnittlich ~29.060 Anträge pro \r\nMonat in 2022 vs. ~7.845 in 2023)\r\n•\r\nes bestehen Unsicherheiten durch hohe \r\nInvestitionskosten und lange \r\nWartezeiten aufgrund\r\ndes \r\nFachkräftemangels und der \r\nLieferverzögerungen.\r\n•\r\nTrotz weiterer\r\nFörderpolitik sind die Folgen \r\nder Verunsicherungen nicht absehbar.\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\n•\r\nDie hohe Anzahl neu installierter \r\nWärmepumpen im Jahr 2023 ist auf einen \r\nAuftragsstau aus dem Jahr 2022 sowie auf \r\nviele Neubestellungen aus dem Jahr 2023 \r\nzurückzuführen.\r\n•\r\nDie vergangene Dynamik wird sich 2024 \r\nwahrscheinlich nicht fortsetzen, weshalb \r\ndas Ausbauziel von 500.000 Wärmepumpen \r\npro Jahr ab 2024 gefährdet ist.\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Anzahl installierter \r\nHeizwärmepumpen\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nZuwachs \r\n500.000 \r\nWärmepumpen\r\n\r\n\r\npro Jahr \r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\nArbeitsgruppe Erneuerbare Energien\r\n-\r\nStatistik (AGEE\r\n-\r\nStat\r\n) \r\n- \r\n„Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ (September 2023) \r\nund eigene Berechnungsgrundlage\r\n\r\n\r\n* \r\nGeschätzt\r\n\r\n\r\n** \r\nPrognose\r\n\r\n\r\nKumulierte Anzahl an installierten Heizwärmepumpen\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE ENERGIEWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nIm Vergleich zu den Vorjahren haben sich \r\ndie gesetzlichen Rahmenbedingungen für \r\nmehr EE im Wärmesektor merklich \r\nverbessert. Anpassungen an der BEG\r\n1 \r\nund \r\nam GEG\r\n2 \r\nsetzen deutliche Anreize für den \r\nEinsatz Erneuerbarer Energien und die \r\nSteigerung der Energieeffizienz.\r\n•\r\nDie Gesamtsituation bezüglich der \r\nVerfügbarkeit von Fachpersonal und \r\nProduktionskapazitäten, die für die \r\nBeschleunigung des Wärmepumpenhoch\r\n-\r\nlaufs von besonderer Bedeutung sind, bleibt \r\nweiterhin angespannt.\r\n•\r\nZudem spielen nach wie vor die Steigerung \r\nder Sanierungsrate, der effiziente Einsatz \r\nvon Biomasse und der Ausbau der Nutzung \r\nanderer erneuerbarer Wärmequellen eine \r\nentscheidende Rolle für eine effiziente \r\nErhöhung des klimaneutralen Wärmeanteils. \r\n•\r\nHindernisse für eine erfolgreiche \r\nWärmewende bleiben weiterhin komplexe \r\nLieferketten, schwierige Finanzierungs\r\n-\r\nkonditionen, bürokratische Förderprozesse \r\nund regulatorische Hemmnisse wie z.B. die \r\nWärmelieferverordnung (\r\nWärmeLV\r\n).\r\n\r\n\r\n1 \r\nBundesförderung für effiziente Gebäude\r\n\r\n\r\n2 \r\nGebäudeenergiegesetz\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAnteil klimaneutrale Wärme\r\n\r\n\r\n[%]\r\n\r\n\r\n18,1\r\n\r\n\r\n50,0\r\n\r\n\r\n+31,9 %\r\n–\r\nPunkte\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\nZielwert 2030\r\n\r\n\r\nAnzahl installierter Wärmepumpen\r\n\r\n\r\npro Jahr [Tsd.]\r\n\r\n\r\n330\r\n\r\n\r\n500\r\n\r\n\r\n170\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert ab 2024\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\n•\r\nIn den vergangenen Jahren wurde eine \r\nstetige Zunahme des EE\r\n-\r\nAnteils in der \r\nWärmeversorgung verzeichnet. Auch unter \r\nder Einbeziehung von Abwärme ist für die \r\nErfüllung der festgelegten Zielvorgabe \r\njedoch ein beschleunigter Ausbau \r\nnotwendig. Verschiedene Frühindikatoren \r\nweisen darauf hin, dass weiterhin \r\nHerausforderungen für die Erreichung der \r\nKlimaneutralität in der Wärme bestehen.\r\n•\r\nIm Berichtsjahr 2022 konnte ein erheblicher \r\nAnstieg der Installation von Wärmepumpen \r\nfestgestellt werden, und diese Entwicklung \r\nhat sich im Jahr 2023 noch verstärkt. \r\nJedoch liegen die Werte noch unter dem \r\npolitischen Ziel von mindestens 500.000 \r\nneu installierten Wärmepumpen pro Jahr. \r\nFür die Zielerreichung bedarf es weiterhin \r\nguter Rahmenbedingungen.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEINFÜHRUNG\r\n\r\n\r\nUND HINTERGRUND\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Anteil des Verkehrs an den \r\nGesamtemissionen ist seit 1990 von etwa \r\n13 % auf knapp 22 % (2023) gestiegen. Der \r\nVerkehrssektor ist damit der drittgrößte \r\nVerursacher von Treibhausgasemissionen.\r\n1\r\n•\r\nDie Emissionen im Verkehr müssen \r\nim Vergleich zu 1990 (164 Millionen \r\nTonnen \r\nCO\r\n2\r\n) bis 2030 um fast die Hälfte auf \r\nhöchstens 85 Millionen Tonnen \r\nCO\r\n2 \r\nsinken, \r\num die Klimaziele zu erreichen. So sieht es \r\ndie Novelle des Klimaschutzgesetzes (KSG) \r\nvor.\r\n•\r\nDie Klimaschutzziele im Verkehrssektor sind \r\nsomit nicht Bestandteil der Energiewende \r\nim engeren Sinne, sondern separat \r\nzu beurteilen.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nGesamtüberblick \r\nüber \r\ndie \r\nKennzahlen\r\nin diesem Kapitel\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nUmweltbundesamt,\r\nEmissionen des Verkehrs \r\n(\r\n2023)\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nPKW\r\n\r\n\r\nAnzahl und historische \r\nEntwicklung\r\nder reinen \r\nElektrofahrzeuge\r\n\r\n\r\nin Deutschland\r\n\r\n\r\n5\r\n6\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen von \r\nElektro\r\n-\r\nPkw und deren \r\nAnteil\r\nan den Gesamt\r\n-\r\nneuzulassungen\r\n\r\n\r\nund Zielpfad BMWK\r\n\r\n\r\n5\r\n7\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen\r\n\r\n\r\nund Anteil BEV nach \r\nSegmenten von 2020\r\n–\r\n2023 (KBA)\r\n\r\n\r\n5\r\n8\r\n\r\n\r\nInstallierte Anzahl und \r\nLadeleistung öffentlicher \r\nLadepunkte\r\n\r\n\r\n59\r\n\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung \r\nöffentlicher Ladepunkte \r\nim Vergleich zu den\r\n\r\n\r\nEU\r\n–\r\nZielwerten\r\n\r\n\r\n6\r\n0\r\n\r\n\r\nBelegungsstatus\r\n\r\n\r\nder Ladepunkte\r\n\r\n\r\nin Deutschland\r\n\r\n\r\n6\r\n1\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nLKW/NUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nAnzahl/Anteil Nutzfahr\r\n-\r\nzeuge unter/über 6 \r\nTonnen mit alternativen \r\nAntrieben im Gesamt\r\n-\r\nbestand (Nutzfahrzeuge)\r\n\r\n\r\n6\r\n3\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen \r\nalternativ angetriebener \r\nNutzfahrzeuge über \r\n6 Tonnen und deren \r\nAnteil an den Gesamt\r\n-\r\nneuzulassungen\r\n\r\n\r\n6\r\n4\r\n\r\n\r\nSplit von Neuzulassungen \r\nin Klassen von alternativ \r\nangetriebenen Nutzfahr\r\n-\r\nzeugen über 6 Tonnen \r\nund deren Aufteilung in \r\nalternative Antriebsarten\r\n\r\n\r\n6\r\n5\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nMODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\nPersonenverkehrs\r\n-\r\nleistung insgesamt\r\n\r\n\r\n6\r\n7\r\n\r\n\r\nVerteilung der \r\nVerkehrsleistung\r\n\r\n\r\nim Güterverkehr\r\n\r\n\r\n6\r\n8\r\n\r\n\r\nGesamtkraftstoff\r\n-\r\nverbrauch Pkw und Lkw \r\nim Vergleich zur Entwick\r\n-\r\nlung\r\nmit alternativen \r\nKraftstoffen im Gesamt\r\n-\r\nbestand\r\n\r\n\r\n69\r\n\r\n\r\nReicht das für\r\n\r\n\r\ndie Energiewende?\r\n\r\n\r\n7\r\n0\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nKENNZAHL\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR \r\n\r\n\r\nVerteilung Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor\r\n\r\n\r\n5\r\n2\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehr \r\n\r\n\r\n5\r\n3\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG\r\n\r\n\r\nDER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN\r\n\r\n\r\nIM VERKEHR \r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nPKW\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nLKW/NUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nMODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nStraßenverkehr als \r\nzentraler Hebel\r\n\r\n\r\nfür die Reduktion von \r\nTHG\r\n-\r\nEmissionen\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Straßenverkehr mit seinem konstant \r\nhohen Anteil am Gesamtverkehr sowie als \r\nzentraler Hebel zur Erreichung der \r\nKlimaziele, bedarf entscheidender \r\nMaßnahmen zur Reduzierung von THG\r\n-\r\nEmissionen.\r\n•\r\nEin zentraler Ansatz ist hier insbesondere \r\ndie Elektrifizierung von Pkw und schweren \r\nNfz.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE | \r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR \r\n\r\n\r\n•\r\nDer Verkehrssektor ist der drittgrößte \r\nVerursacher von CO\r\n2\r\n-\r\nEmissionen (18,9 % \r\nder Gesamtemissionen).\r\n1 \r\n•\r\nUm die Klimaziele zu erreichen, müssen \r\ndie CO\r\n2\r\n-\r\nEmissionen im Verkehr bis 2030 \r\ngegenüber 1990 halbiert werden \r\n(85 Mio. Tonnen CO\r\n2 \r\np. a.).\r\n2\r\n•\r\nDer Straßenverkehr ist mit 97 % zentraler \r\nFaktor für die THG\r\n-\r\nEmissionen des \r\nVerkehrssektors.\r\n1 \r\n•\r\nFür die Antriebswende sind die Pkw \r\nentscheidend (61 % aller THG im Verkehr)\r\n1\r\n, \r\nu. a. wegen des Reifegrades von \r\nTechnologie und Markt.\r\n•\r\nAllerdings haben Lkw einen wesentlich \r\nhöheren CO\r\n2\r\n-\r\nAusstoß pro Fahrzeug als Pkw \r\nund sind somit nicht zu vernachlässigen.\r\n•\r\nDie Verteilung hat sich gegenüber 2021 \r\nkaum verändert.\r\n\r\n\r\nVerteilung der Treibhausgasemissionen\r\n\r\n\r\nim Verkehrssektor \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nBMDV \r\n- \r\nVerkehr in Zahlen 2023/2024\r\n\r\n\r\n2 \r\nUmweltbundesamt (UBA) (15. März 2023)\r\n\r\n\r\nInländischer \r\nFlugverkehr\r\n\r\n\r\nSchienenverkehr\r\n\r\n\r\nPkw\r\n\r\n\r\nSchwere Nfz\r\n\r\n\r\nStraßenverkehr\r\n\r\n\r\nBinnenschifffahrt\r\n\r\n\r\nLeichte Nfz\r\n\r\n\r\nZweiräder\r\n\r\n\r\n61 %\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n97 %\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n29 %\r\n\r\n\r\n9 %\r\n\r\n\r\n1 \r\n%\r\n\r\n\r\n97\r\n%\r\n\r\n\r\nStraßenverkehr\r\n\r\n\r\nStraßen\r\n-\r\n\r\n\r\nverkehr\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nBeschleunigte Reduzierung \r\nnotwendig, um verschärften \r\nZielkorridor zu erreichen \r\n\r\n\r\n•\r\nFür die Zielerreichung im Jahr 2030 ist eine \r\nbeschleunigte CO\r\n2\r\n-\r\nReduzierung erforderlich. \r\nVon 2023\r\n–\r\n2030 ist eine Reduzierung um \r\n7,4 % p. a. nötig (ohne Einberechnung der \r\nÜberschreitungen). Die Überschreitungen \r\nder Zielgrenzwerte in den Jahren 2021 bis \r\n2023 ziehen die Notwendigkeit für einen \r\nAusgleich in den Folgejahren, um insgesamt \r\nvoraussichtlich 16 Mio. t C0\r\n2 \r\nund somit eine \r\nVerschärfung des Zielkorridors mit sich.\r\n•\r\nEin Umbruch der mittel\r\n- \r\nbis langfristigen \r\nZiele ist zum jetzigen Zeitpunkt aufgrund \r\nmangelnder Fortschritte und immer weiter \r\nverschärfter Ziele eher unwahrscheinlich.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE | \r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR \r\n\r\n\r\n•\r\nDie THG\r\n-\r\nEmissionen im Verkehr blieben seit \r\n1990 fast unverändert (\r\n–\r\n0,3 % p. a. 1990\r\n–\r\n2023). Auch aktuelle Entwicklungen \r\n(2022/23) zeigen nur einen geringeren \r\nRückgang: Die Lücke zum Zielpfad wächst.\r\n•\r\nAm 15.03.2023 wurde der zulässige \r\nGrenzwert für 2023 im KSG auf 133 Mio. t \r\nCO\r\n2 \r\nverschärft. Der Grund hierfür ist die \r\nanhaltende Überschreitung der \r\nEmissionsgrenzwerte.\r\n2\r\n•\r\nIn 2023 wurde der Zielpfad voraussichtlich \r\num 13 Mio. t. CO\r\n2 \r\nverfehlt; eine weitere \r\nReduzierung um 57 Mio. t CO\r\n2 \r\nmuss noch \r\nbis 2030 erreicht werden.\r\n3\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehr\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nKSG\r\n–\r\nZielpfad\r\n\r\n\r\nIst\r\n\r\n\r\nTreibhausgasemissionen im Straßenverkehr\r\n1\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nUmweltbundesamt (UBA) (18. März 2024)\r\n\r\n\r\n2 \r\nUmweltbundesamt (UBA) (15. März 2023)\r\n\r\n\r\n3 \r\nKumulierte Unter\r\n-\r\n/Überschreitungen (2020\r\n-\r\n2023) zzgl. der prognostizierten Zielüberschreitung in 2030\r\n\r\n\r\n4 \r\nKumulierte Unter\r\n-\r\n/Überschreitungen (2020\r\n-\r\n2023)\r\n\r\n\r\n5 \r\nUmweltbundesamt (UBA) \r\n- \r\nProjektionsbericht (2021)\r\n\r\n\r\nSoll: \r\n–\r\n30 Mio. t\r\n\r\n\r\nIst: \r\n–\r\n17 Mio. t\r\n\r\n\r\n57 %\r\n\r\n\r\nZielerreichungsgrad\r\n\r\n\r\nZielkorridor 2023\r\n\r\n\r\nSoll: \r\n–\r\n78 Mio. t\r\n\r\n\r\nPrognose: \r\n–\r\n37 Mio. t\r\n\r\n\r\n47,44 %\r\n\r\n\r\nZielerreichungsgrad\r\n\r\n\r\nZielsetzung 2030\r\n\r\n\r\n1990\r\n\r\n\r\n2030\r\n5\r\n\r\n\r\n2023\r\n1\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2000\r\n\r\n\r\n2010\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n-\r\n4\r\n\r\n\r\n-\r\n1\r\n\r\n\r\n+8\r\n\r\n\r\n+13\r\n\r\n\r\n+41\r\n\r\n\r\n+16\r\n4\r\n\r\n\r\nJährliche Treibhausgasemissionen [Mio. Tonnen CO\r\n2\r\n-\r\nÄquivalente]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE | \r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR \r\n\r\n\r\nDie drei wesentlichen Hebel der Verkehrswende \r\n\r\n\r\nDer Umstieg von Lkws auf alternative Antriebe \r\nist wegen ihres hohen CO\r\n2\r\n–\r\nAusstoßes \r\nein zweiter wichtiger Stellhebel \r\nin der Verkehrswende.\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE LKW/\r\n\r\n\r\nNUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\nMODAL\r\n–\r\nSHIFT\r\n\r\n\r\nDie Steigerung des Anteils der Pkw \r\nmit alternativen Antrieben ist der größte \r\nHebel zur Erreichung der Klimaziele. \r\n\r\n\r\nPkw sind Hauptverursacher \r\nder CO\r\n2\r\n– \r\nEmissionen im Verkehrssektor.\r\n\r\n\r\nDie Verlagerung zu klimafreundlicheren \r\nVerkehrsmitteln ist ein weiterer Hebel \r\nzur Verringerung der CO\r\n2\r\n–\r\nEmissionen. \r\nDiese Änderung im Verkehrsverhalten hat \r\neinen direkten Einfluss auf den Verkehrssektor.\r\n\r\n\r\nReport Struktur\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nPKW\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG\r\n\r\n\r\nDER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN\r\n\r\n\r\nIM VERKEHR \r\n\r\n\r\nReport Struktur\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nStagnierendes Wachstum \r\nerschwert Erreichung der \r\ngesetzten Zielmarke\r\n2\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Zielpfad 2024 von 2,5 Mio. BEV im \r\nBestand wird angesichts aktueller \r\nVerkaufsprognosen weit verfehlt.\r\n•\r\nDas langfristige Ziel von 15 Millionen \r\nerscheint unter jetzigen Aspekten auch \r\nstark gefährdet. Es wäre ein Zuwachs um \r\n1,95 Mio. BEV p. a. (2024\r\n–\r\n2030) \r\nerforderlich, um das Ziel zu erreichen.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Anteil der BEV\r\n3 \r\nam Gesamtbestand hat \r\nsich von 2019\r\n–\r\n2021 jährlich mehr als \r\nverdoppelt.\r\n•\r\nSeitdem hat sich das Wachstum mit einem \r\nnur geringen Anstieg von ca. 0,4 Mio. in den \r\nJahren 2022 und 2023 verlangsamt. Das \r\nBestandswachstum stagniert 2023 auf dem \r\nVorjahresniveau.\r\n•\r\n2023 wurde der Zielpfad um etwa \r\n14 Prozentpunkte verfehlt.\r\n•\r\nBislang sind nur 9,5 % der für Ende 2030 \r\ngesetzten Zielmarke von 15 Millionen \r\nvollelektrischer Pkw erreicht.\r\n\r\n\r\nAnzahl und historische Entwicklung des Bestandes von \r\nreinen Elektrofahrzeugen in Deutschland\r\n1 \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nAnzahl BEV\r\n\r\n\r\nin Mio.\r\n\r\n\r\nZielpfad\r\n\r\n\r\nBEV\r\n\r\n\r\nAnzahl Nicht\r\n-\r\nBEV\r\n\r\n\r\nin Mio.\r\n\r\n\r\nAnteil BEV \r\nGesamtbestand\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung KBA \r\n– \r\nQuartalsbilanz, Bestandsbarometer\r\n\r\n\r\n2 \r\nKoalitionsvertrag Bundesregierung \r\n- \r\nBMWK Eröffnungsbilanz \r\nKlimaschutz (Dezember 2021)\r\n\r\n\r\n3 \r\nBEV sind reine Elektrofahrzeuge, die ausschließlich mit einem Elektromotor ausgestattet sind und ihre Energie aus einer Batte\r\nrie \r\nim Fahrzeug \r\nerhalten, die ihrerseits über das Stromnetz aufgeladen wird.\r\n\r\n\r\n4 \r\nHochrechnung\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\n~1,6 Mio.\r\n\r\n\r\n86,5 %\r\n\r\n\r\nZielerreichungsgrad\r\n\r\n\r\nZielsetzung 2023\r\n2\r\n\r\n\r\n15 Mio.\r\n\r\n\r\n9,5 %\r\n\r\n\r\nZielerreichungsgrad\r\n\r\n\r\nZielsetzung 2030\r\n2\r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\n10\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\n50\r\n\r\n\r\n0,6\r\n\r\n\r\n47,9\r\n\r\n\r\n1,4\r\n\r\n\r\n1,0\r\n\r\n\r\n47,8\r\n\r\n\r\n47,8\r\n\r\n\r\n47,6\r\n\r\n\r\n47,9\r\n\r\n\r\n0,1\r\n\r\n\r\n2,5\r\n\r\n\r\n15,0\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n2023\r\n1\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2026\r\n\r\n\r\n2028\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n0,3 \r\n%\r\n\r\n\r\n0,6 \r\n%\r\n\r\n\r\n1,3 \r\n%\r\n\r\n\r\n2,1 \r\n%\r\n\r\n\r\n3,0 \r\n%\r\n\r\n\r\nca. \r\n30 \r\n%\r\n\r\n\r\nErforderlicher Zuwachs, \r\ndes Bestand pro Jahr, dies \r\nentspricht einer fünf\r\n- \r\nfachen Steigerung des \r\nZuwachses von 2022/2023\r\n\r\n\r\nAnzahl kumulierter Fahrzeuge in Deutschland [Mio.]\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nMio. BEV p. a.\r\n\r\n\r\n+\r\n1\r\n,95\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nBEV Neuzulassungen \r\nstagnierend und durch \r\nSondereffekte getrieben\r\n\r\n\r\n•\r\nFür die Zielerreichung sind eine \r\nVerdoppelung der Neuzulassungen im Jahr \r\n2024 und eine Verdreifachung bis Ende \r\n2025 nötig. Dies ist unter den aktuellen \r\nBedingungen mehr als unwahrscheinlich. \r\nDer BMWK\r\n-\r\nZielpfad berücksichtigt die \r\nerforderlichen „Nachholeffekte“ derzeit \r\nnicht.\r\n•\r\nStatt der erforderlichen Beschleunigung ist \r\n2024 eine Stagnation zu erwarten. Striktere \r\nFlottengrenzwerte ab 2025\r\n2\r\n, mehr Produkt\r\n-\r\nvielfalt, neue Akteure im deutschen \r\nAutomarkt und eine stärkere Konjunktur \r\nkönnten wieder zu einem schneller \r\nwachsenden Markt führen.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nGeringes Wachstum der BEV\r\n-\r\nNeuzulassungen in 2023 \r\nggü\r\n. dem Vorjahr, \r\nu. a. bedingt durch das Auslaufen der B2B\r\n-\r\nFörderungen zum September 2023. Der \r\nSondereffekt führte zu ca. 65.000 \r\ngewerblichen BEV\r\n–\r\nNeuzulassungen im \r\nAugust 2023.\r\n2 \r\nOhne den Sondereffekt gäbe \r\nes bei den jährlichen BEV\r\n–\r\nNeuzulassungen \r\nsogar einen Rückgang.\r\n•\r\nSeit dem 18.12.2023 können keine neuen \r\nAnträge mehr für den Umweltbonus beim \r\nBAFA gestellt werden.\r\n3\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen von Elektro\r\n-\r\nPkw und deren Anteil\r\n\r\n\r\nan den Gesamtneuzulassungen und Zielpfad BMWK\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nAnteil Neuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw \r\n(Ist)\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw \r\n(Ist)\r\n\r\n\r\nZielpfad Neuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw \r\n(Hauptszenario BMWK)\r\n\r\n\r\nZielpfad Anteil \r\nNeuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw \r\n(Hauptszenario BMWK)\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung KBA \r\n– \r\nNeuzulassungen Jahresbilanzen; BMWK Eröffnungsbilanz Klimaschutz\r\n\r\n\r\n2 \r\nBMVU\r\n\r\n\r\n3 \r\nADAC\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n50,0%\r\n\r\n\r\n85,0%\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\nx\r\n2\r\n\r\n\r\nx\r\n3\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\nErforderliches Wachstum der \r\nZulassungen gegenüber 2023, \r\num den ursprünglichen Zielpfad \r\nzu erreichen \r\n\r\n\r\n(ohne Berücksichtigung der \r\nVerschärfungen in den Vorjahren)\r\n\r\n\r\nAnzahl an Neuzulassungen in Deutschland [Mio.]\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nEntwicklung der Neu\r\n-\r\nzulassungen von BEV wächst \r\nim oberen Mittelklasse\r\n-\r\nsegment am stärksten an\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Trend geht zu EV\r\n-\r\nSUV\r\n-\r\nModellen; eine \r\nErweiterung des Portfolios und damit mehr \r\nEinstiegsmodelle sind geplant\r\n4\r\n. Auch im \r\nOberklassensegment (größtes BEV\r\n–\r\nSegment \r\nin 2023) \r\n– \r\nsind neue Modelle zu erwarten; \r\ndie Relevanz könnte in Zukunft weiter \r\nsteigen.\r\n•\r\nDer Wegfall der Förderung wird potenziell \r\ndie stärksten Auswirkungen in den unteren \r\nPreissegmenten haben.\r\n•\r\nOhne ausreichendes Angebot im günstigen \r\nPreissegment ist kein Wachstum zu \r\nerwarten.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDer BEV\r\n–\r\nAnteil im Mini\r\n- \r\nund Kleinwagen\r\n-\r\nsegment ist 2023 deutlich gesunken und hat \r\nsich nach zuvor starken Förderungseffekten \r\ndem Marktdurchschnitt angenähert.\r\n•\r\nFür die Kompakt\r\n- \r\nund Mittelklasse stagniert \r\nder Anteil der BEV\r\n–\r\nNeuzulassungen und \r\nliegt unter dem Marktdurchschnitt.\r\n•\r\nDagegen gewinnen BEV in der oberen \r\nMittelklasse kontinuierlich an Bedeutung \r\nund der Anteil liegt in 2023 über dem \r\nMarktdurchschnitt.\r\n•\r\nBEV\r\n-\r\nAnteil im Segment „Sonstige“ deutlich \r\nunter dem Marktdurchschnitt. \r\n\r\n\r\nNeuzulassungen und Anteil BEV nach Segmenten \r\nvon 2020\r\n–\r\n2023 \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nMinis, Kleinwagen\r\n\r\n\r\nKompaktklasse, Mittelklasse\r\n\r\n\r\nObere Mittelklasse, \r\nOberklasse, SUVs etc.\r\n2\r\n\r\n\r\nSonstige\r\n3\r\n\r\n\r\nGesamtmarkt BEV\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung \r\nKBA: Neuzulassungen von Kraftfahrzeugen mit alternativem Antrieb FZ \r\n– \r\n28.8\r\n\r\n\r\n2 \r\nInklusive Gelände\r\n- \r\nund Sportwagen\r\n\r\n\r\n3 \r\nInklusive Mini\r\n-\r\n/Großraum\r\n-\r\nVans, Utilities (Lieferwagen, Pickup\r\n-\r\nTrucks), Wohnmobile, Polizei\r\n-\r\n, Feuerwehr\r\n-\r\n, Postfahrzeuge \r\nsowie Arbeitsmaschinen \r\nfür \r\nLand\r\n- \r\noder Forstwirtschaft\r\n\r\n\r\n4 \r\nElectrive\r\n\r\n\r\n2023\r\n1\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2.8 Mio.\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n10\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\n20\r\n\r\n\r\n25\r\n\r\n\r\n30\r\n\r\n\r\n0.5 Mio.\r\n(\r\n16.8%\r\n)\r\n\r\n\r\n0.8 Mio.\r\n(\r\n26.9%\r\n)\r\n\r\n\r\n1.3 Mio.\r\n(\r\n46.6%\r\n)\r\n\r\n\r\n0.3 Mio.\r\n(\r\n9.7%\r\n)\r\n\r\n\r\nAnteil BEV nach Segmenten [%]\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen BEV [Mio.]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nStarker Ausbau der \r\n(Schnell\r\n-\r\n)Ladeinfra\r\n-\r\nstruktur 2023\r\n\r\n\r\n•\r\nFür 2024 wird weiterhin ein starker Ausbau \r\nerwartet; mittelfristig gilt ein weiteres \r\nWachstum der Elektroautoflotte als \r\nHaupttreiber.\r\n•\r\nZudem ist mit dem fortgesetzten \r\nAufwärtstrend der durchschnittlichen \r\nLadeleistung pro Ladepunkt zu rechnen \r\n– \r\nTreiber hierfür sind technologischer \r\nFortschritt und höhere relative Profitabilität \r\ngegenüber Normalladern.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDas Wachstum der installierten Ladepunkte \r\nweiterhin stark: Der Zubau bezifferte sich \r\ninsgesamt auf ca. 25.200 errichtete \r\nLadepunkte. \r\n•\r\nStarker Ausbau insbesondere der \r\nSchnellladeinfrastruktur mit 66 % jährlichem \r\nWachstum der installierten Ladeleistung und \r\nstark steigender Ladeleistung pro Ladepunkt \r\n– \r\nzuletzt knapp 44 kW. Im Vergleich zum \r\nVorjahr ist die Ladeleistung pro Ladepunkt \r\nsomit um ca. 10 % gestiegen.\r\n1 \r\n•\r\nDas Ziel der Bundesregierung (1 Mio. \r\nöffentliche Ladepunkte) gilt unter Berück\r\n-\r\nsichtigung \r\nder steigenden Schnelllade\r\n-\r\nleistung als technisch überholt.\r\n\r\n\r\nInstallierte Anzahl und Ladeleistung\r\n\r\n\r\nöffentlicher Ladepunkte\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nNationale Leitstelle Ladeinfrastruktur\r\n\r\n\r\n2 \r\nStand 07.02.2024 Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\np. a.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n+\r\n66\r\n,2 \r\n%\r\n\r\n\r\nDurchschnittlicher \r\nZuwachs installierter \r\nLadeleistung in %\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nInstallierte \r\nSchnellladeleistung\r\n\r\n\r\nInstallierte \r\nNormalladeleistung\r\n\r\n\r\nErrichtete \r\nLadepunkte\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n24,5\r\n\r\n\r\n26,0\r\n\r\n\r\n30,2\r\n\r\n\r\n32,8\r\n\r\n\r\n36,5\r\n\r\n\r\n41,8\r\n\r\n\r\n42,3\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nLadeleistung pro Ladepunkt [kW]\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\nKumulierte Anzahl an Ladepunkten in Deutschland\r\n\r\n\r\nKumulierte Leistung der Ladepunkte [GW]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nInstallierte \r\nLadeleistung \r\nüberschritt \r\nZielwerte der EU um\r\n\r\n\r\nDie installierte Lade\r\n-\r\nleistung wächst stärker, \r\nals es die EU\r\n-\r\nVorgaben \r\nerfordern\r\n\r\n\r\n•\r\nIm BMWK\r\n-\r\nHauptszenario muss der jährliche \r\nAusbau ca. 1,8 GW betragen, für 2024 wird \r\ndie Erfüllung dieses Ziels erwartet; \r\ngetrieben durch den beschleunigten Ausbau \r\netablierter wie auch neuer Marktteilnehmer.\r\n•\r\nMittel\r\n- \r\nbis langfristig wird der Absatz von \r\nBEV entscheidend sein, da ein weiterer \r\nZubau nur bei profitablen Ladestationen \r\nerfolgen wird.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie EU hat Ladeleistungsziele von \r\n1,3 kW/BEV\r\n2 \r\nund 0,8 kW/PHEV\r\n2 \r\nfestgelegt. \r\nNach aktuellem Bestand wären in \r\nDeutschland somit 2,6 GW nötig, jedoch sind \r\ntatsächlich 4,5 GW installiert.\r\n•\r\nBereits in den vorherigen Jahren überstieg \r\ndie installierte Leistung in Deutschland die \r\nEU\r\n–\r\nRichtlinien um ein Vielfaches.\r\n•\r\nTrotz Übererfüllung der EU\r\n-\r\nRichtlinien hält \r\nder starke Ausbau (~1,7 GW) 2023 an. \r\nDer Ausbau der Ladeinfrastruktur wächst \r\nschneller als der BEV\r\n–\r\nFahrzeugbestand\r\n3\r\n.\r\n\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung öffentlicher Ladepunkte \r\nim Vergleich zu den EU\r\n–\r\nZielwerten\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nBenötigte \r\nLadeleistung BEV \r\nnach EU\r\n–\r\nZiel\r\n\r\n\r\nBenötigte \r\nLadeleistung PHEV \r\nnach EU\r\n–\r\nZiel\r\n\r\n\r\nKünftiger Bedarf \r\nLadeleistung BEV + \r\nPHEV nach EU\r\n-\r\nZiel \r\n(Prognose)\r\n\r\n\r\nInstallierte \r\nLadeleistung\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nNationale Leitstelle Ladeinfrastruktur, KBA Bestandsmonitor\r\n\r\n\r\n2 \r\nhttps://eur\r\n-\r\nlex.europa.eu/legal\r\n-\r\ncontent/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32023R1804\r\n\r\n\r\n3 \r\nLadesäulenausbau weiter auf Rekordkurs \r\n– \r\nE\r\n-\r\nAuto\r\n-\r\nNeuzulassungen stagnieren, BDEW Presse\r\n\r\n\r\n4 \r\nBei Erreichung von 15 % BEV am Gesamtbestand kann eine Ausnahmeregelung der Zielwerte beantragt werden\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2030\r\n\r\n\r\n2029\r\n\r\n\r\n2028\r\n\r\n\r\n2027\r\n\r\n\r\n2026\r\n\r\n\r\n2025\r\n\r\n\r\n2024\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n1,3\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n2,0\r\n\r\n\r\n16,8\r\n4\r\n\r\n\r\n0,2\r\n\r\n\r\n2,0\r\n\r\n\r\n2,6\r\n\r\n\r\n2,8\r\n\r\n\r\n4,5\r\n\r\n\r\nBenötigte Ladeleistung in Deutschland [GW]\r\n\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung in [GW]\r\n\r\n\r\n+1,9\r\nGW\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nBelegung gesamt\r\n\r\n\r\nBelegung Tag\r\n\r\n\r\n(9\r\n–\r\n20 Uhr)\r\n\r\n\r\nStagnierende Belegung \r\nsignalisiert ausreichende \r\nLadeinfrastruktur\r\n\r\n\r\n•\r\nKurz\r\n- \r\nbis mittelfristig könnte sich die \r\nlangsam wachsende Elektrofahrzeugflotte \r\n(relativ zum Ladeinfrastrukturausbau) \r\nnegativ auf Belegungsraten auswirken.\r\n•\r\nLangfristig werden steigende Ladeleistung \r\npro Ladepunkt und bessere Batterie\r\n-\r\ntechnologie einen höheren Absatz bei \r\ngleicher Belegungsrate ermöglichen.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nIm Juni 2023 sind öffentliche Ladepunkte im \r\nDurchschnitt ca. 11 % der Zeit, also ca. 2,5 h \r\npro Tag, belegt \r\n— \r\nein Zeichen für ausreichend \r\nLadeinfrastruktur. Nach einem Anstieg auf \r\n13 % im März, ist bei der Belegungsrate \r\nwieder ein leichter Rückgang zu erkennen.\r\n•\r\nHauptgrund ist der beschleunigte Ausbau der \r\nöffentlichen im Vergleich zum Hochlauf von \r\nElektroautos\r\n1 \r\n– \r\nsowie die höhere mögliche \r\nLadeleistung der Infrastruktur, die zu \r\nschnelleren Ladevorgängen und im \r\nUmkehrschluss niedrigerer Belegung führt.\r\n\r\n\r\nBelegungsstatus der öffentlichen Ladepunkte\r\n\r\n\r\nin Deutschland\r\n2 \r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\n1.\r\nInkl. Plug\r\n-\r\nin\r\n-\r\nHybride\r\n2.\r\nBDEW\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE PKW\r\n\r\n\r\nBelegung Nacht\r\n\r\n\r\n(20\r\n–\r\n9 Uhr)\r\n\r\n\r\nBelegung [Zeit in %]\r\n\r\n\r\nJAN\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nFEB\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nMÄR\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nAPR\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nMAI\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nJUN\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nReport Struktur\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nANTRIEBSWENDE\r\n\r\n\r\nL\r\nKW\r\n/\r\n\r\n\r\nNUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG\r\n\r\n\r\nDER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN\r\n\r\n\r\nIM VERKEHR \r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDas Wachstum der alternativ \r\nangetriebenen schweren \r\nNutzfahrzeugen im Bestand \r\nverlangsamt sich\r\n\r\n\r\n•\r\nDas Klimaschutzprogramm der BReg sieht \r\nvor, dass bis 2030 etwa ein Drittel der \r\nFahrleistung im schweren \r\nStraßengüterverkehr (Lkws) elektrisch \r\nabgewickelt wird.\r\n4\r\n•\r\nUm das Ziel zu erreichen, muss sich der \r\nBestand von derzeit 554 schweren E\r\n-\r\nLkws \r\nauf ca. 156 Tsd. erhöhen; dies entspricht \r\neiner jährlichen Zunahme von durchschnitt\r\n-\r\nlich \r\n22.281 E\r\n-\r\nLkw (CAGR 124 %)\r\n5 \r\nbis 2030.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Anzahl an alternativ angetriebenen \r\nNutzfahrzeugen (Nfz) unter 6 Tonnen hat \r\nsich von 2019 bis 2023 nahezu verdoppelt. \r\nDas jährliche Wachstum an alternativen Nfz \r\nunter 6 Tonnen hat sich von +21 % (2019\r\n-\r\n22) auf +25 % (2022\r\n-\r\n23) gesteigert.\r\n•\r\nDer E\r\n-\r\nNfz Bestand unter 6 Tonnen stieg von \r\nca. 61 Tsd. auf 82 Tsd. (+21,2 Tsd.) in \r\n2023; mit einem Wachstum von 35 %. \r\n•\r\nDie Anzahl an alternativ angetriebenen \r\nNutzfahrzeugen über 6 Tonnen ist von 2019 \r\nbis 2023 ca. um den Faktor 4 gestiegen. \r\nDas jährliche Wachstum von alternativen \r\nNfz über 6 Tonnen fiel von +50 % (2019\r\n-\r\n22) \r\nauf +35 % (2022\r\n-\r\n23).\r\n•\r\nDer E\r\n-\r\nNfz Bestand über 6 Tonnen stieg von \r\nca. 2,1 Tsd. auf 3,7 Tsd. (+1,6 Tsd.) in \r\n2023; mit einem Wachstum von 75 %.\r\n\r\n\r\nAnzahl/Anteil Nutzfahrzeuge unter/über 6 Tonnen \r\nmit alternativen Antrieben im Gesamtbestand \r\n(Nutzfahrzeuge)\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nAnteil an Gesamtbestand\r\n\r\n\r\nGas LPG\r\n\r\n\r\nPHEV\r\n\r\n\r\nGas CNG\r\n\r\n\r\nVollelektrisch\r\n\r\n\r\nHybrid (ohne PHEV)\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung KBA: Bestand an Kraftfahrzeugen nach Umwelt\r\n- \r\nMerkmalen \r\n— \r\nFZ 13\r\n\r\n\r\n2 \r\nInklusive Kraftomnibussen und Sattelzugmaschinen\r\n\r\n\r\n3 \r\nHochrechnung\r\n\r\n\r\n4 \r\nPressemitteilung der Bundesregierung \r\n(\r\n2021) \r\n\r\n\r\n5 \r\nBerechnung: Schwere Lkw* 1/3 = 157k; (157k\r\n-\r\n554)/7 = 22k jährliche \r\nZunahme; CAGR = (157k/554)^(1/7)\r\n-\r\n1\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nNutzfahrzeuge über 6 Tonnen\r\n2 \r\n[in Tsd.]\r\n\r\n\r\nNutzfahrzeuge unter 6 Tonnen\r\n2 \r\n[Tsd.]\r\n\r\n\r\n140\r\n\r\n\r\n60\r\n\r\n\r\n20\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n100\r\n\r\n\r\n80\r\n\r\n\r\n120\r\n\r\n\r\n40\r\n\r\n\r\n15\r\n\r\n\r\n25\r\n\r\n\r\n10\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n20\r\n\r\n\r\n5\r\n\r\n\r\nSonstige:\r\n\r\n\r\ninkl. Fuel \r\nCell\r\n\r\n\r\n1,8 %\r\n\r\n\r\n2,4 %\r\n\r\n\r\n3,5 %\r\n\r\n\r\n2,9 %\r\n\r\n\r\n2,0 %\r\n\r\n\r\n0,8 %\r\n\r\n\r\n2,0 %\r\n\r\n\r\n2,5 %\r\n\r\n\r\n1,3 %\r\n\r\n\r\n3,3 %\r\n\r\n\r\n2023\r\n3\r\n\r\n\r\n2023\r\n3\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n0,1\r\n\r\n\r\n6,6\r\n\r\n\r\n6,3\r\n\r\n\r\n1,7\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n3,7\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n5,3\r\n\r\n\r\n4,6\r\n\r\n\r\n1,5\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n2,1\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n4,6\r\n\r\n\r\n3,6\r\n\r\n\r\n1,3\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,4\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n3,1\r\n\r\n\r\n2,3\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n2,0\r\n\r\n\r\n0,1\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n0,5\r\n\r\n\r\n12,3\r\n\r\n\r\n3,3\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n25,0\r\n\r\n\r\n81,8\r\n\r\n\r\n0,5\r\n\r\n\r\n12,4\r\n\r\n\r\n2,3\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n22,2\r\n\r\n\r\n60,6\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n12,8\r\n\r\n\r\n1,6\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n20,5\r\n\r\n\r\n43,0\r\n\r\n\r\n0,2\r\n\r\n\r\n13,3\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n18,3\r\n\r\n\r\n32,2\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n13,5\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n16,4\r\n\r\n\r\n24,4\r\n\r\n\r\nAnteil \r\nNutzfahrzeuge\r\n\r\n\r\nüber 6 Tonnen\r\n\r\n\r\nAnzahl Nutzfahrzeuge unter 6 t\r\n\r\n\r\nAnzahl Nutzfahrzeuge über 6 t\r\n\r\n\r\n2023 \r\n\r\n\r\n+50 \r\n%\r\n\r\n\r\n+35\r\n%\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n0,6\r\n\r\n\r\n1,0\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTrotz Wachstum bei den \r\nZulassungszahlen geringe \r\nRelevanz alternativ \r\nangetriebener Nutzfahrzeuge \r\n\r\n\r\n•\r\nDer geringere Anteil an Neuzulassungen im \r\nVergleich zu Pkw mit alternativem Antrieb \r\ndeutet darauf hin, dass bei Nutzfahrzeugen \r\nnoch erheblicher Nachholbedarf besteht. \r\nStopp der Förderung alternativer Antriebe \r\nwird die Nachfrage weiter hemmen.\r\n•\r\nEs wird mehr Technologieoffenheit im \r\nNutz\r\n-\r\nfahrzeugmarkt \r\nentstehen; Erdgasantrieb \r\n(CNG) (einschließlich bivalent) mit \r\nEntwick\r\n-\r\nlungschancen\r\n, getrieben durch das 1/3 Ziel\r\n3\r\n.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Neuzulassungen von alternativ \r\nangetriebenen Nutzfahrzeugen über 6 \r\nTonnen sind 2023 gegenüber 2022 von \r\nca. 3 Tsd. auf ca. 6 Tsd. gestiegen.\r\n•\r\nDas jährliche Wachstum an alternativen Nfz \r\nüber 6 Tonnen stieg deutlich von +27 % \r\n(2019\r\n-\r\n22) auf +69 % (2022\r\n-\r\n23). \r\n•\r\nDer Anteil der alternativ angetriebenen \r\nNutzfahrzeugen an den Gesamtzulassungen \r\nhat sich im Jahr 2023 gegenüber 2022 mit \r\n10,1 % fast verdoppelt.\r\n•\r\nVollelektrisch angetriebene Nutzfahrzeuge \r\nrepräsentieren im Jahr 2023 mit ca. 1,8 Tsd. \r\nknapp den Großteil der Neuzulassungen.\r\n\r\n\r\nNeuzulassungen alternativ angetriebener \r\nNutzfahrzeuge über 6 Tonnen und deren Anteil \r\nan den Gesamtneuzulassungen\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung KBA: Neuzulassungen von Kraftfahrzeugen \r\nnach Umwelt\r\n-\r\nMerkmalen \r\n- \r\nFZ 14, inkl. Kraftomnibusse und \r\nSattelzugmaschinen\r\n\r\n\r\n2 \r\nHochrechnung\r\n\r\n\r\n3 \r\nZiel, bis 2030 ein Drittel der Transportleistung im schweren \r\nStraßengüterverkehr zu elektrifizieren.\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\n2023\r\n2\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n0\r\n\r\n\r\n6\r\n\r\n\r\n2\r\n\r\n\r\nAnteil an Gesamtbestand\r\n\r\n\r\nGas LPG\r\n\r\n\r\nPHEV\r\n\r\n\r\nGas CNG\r\n\r\n\r\nVollelektrisch\r\n\r\n\r\nHybrid (ohne PHEV)\r\n\r\n\r\nSonstige inkl. Fuel \r\nCell\r\n\r\n\r\n2,24 %\r\n\r\n\r\n7,28 %\r\n\r\n\r\n5,81 %\r\n\r\n\r\n6,02 %\r\n\r\n\r\n10,1 %\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,7\r\n\r\n\r\n1,7\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,3\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,2\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,1\r\n\r\n\r\n1,8\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,5\r\n\r\n\r\n1,7\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,4\r\n\r\n\r\n0,6\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n1,2\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n1,2\r\n\r\n\r\n0,4\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,2\r\n\r\n\r\n0,8\r\n\r\n\r\n0,0\r\n\r\n\r\n0,5\r\n\r\n\r\n0,2\r\n\r\n\r\nAnteil \r\nNutzfahrzeuge\r\n\r\n\r\nüber 6 Tonnen\r\n\r\n\r\nan den Gesamt\r\n-\r\nneuzulassungen \r\n\r\n\r\nAnzahl \r\nNeuzulassungen \r\nvon Nutzfahrzeugen mit alt. Antrieb über 6 t [Tsd.]\r\n\r\n\r\n2023 \r\n\r\n\r\n+69\r\n,3 \r\n% \r\np. a.\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n4\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nBreite an Technologien im \r\nNFZ\r\n-\r\nSegment je nach \r\nAnwendungsfall\r\n\r\n\r\n•\r\nDie EU fördert die Elektrifizierung von LKWs \r\ndurch striktere CO\r\n2\r\n-\r\nEmissionsstandards und \r\nAnreizsysteme. Weiterhin investiert sie in \r\ndie Ladeinfrastruktur und unterstützt die \r\nForschung und Entwicklung.\r\n3\r\n•\r\nDie europäischen Gesetzgeber setzen die \r\nCO\r\n2\r\n–\r\nReduktionsziele für LKWs auf 45 % \r\nin 2030, 65 % in 2035 und 90 % in 2040.\r\n4\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nGroßteil bei der Antriebswende liegt bislang \r\nbei Kraftomnibussen mit größtem Anteil \r\nan Neuzulassungen von alternativ \r\nange\r\n-\r\ntriebenen \r\nNutzfahrzeugen über 6 Tonnen. \r\n•\r\nLkws mit alternativen Antriebsarten sind in \r\n2023 mehrheitlich (71 %) mit Erdgas \r\nangetrieben; Rückgang um 1 Prozentpunkt \r\nim Vgl. zum Vorjahr. Bei den Sattelzügen \r\nsind es 68 %; Senkung um ca. 7 Prozent\r\n-\r\npunkte gegenüber 2022. \r\n•\r\nKraftomnibusse legen den Fokus auf Hybrid.\r\n•\r\nJedoch kann insb. bei Sattelzügen eine \r\nSteigerung des BEV\r\n-\r\nAnteils zum Vorjahr \r\n(8 Prozentpunkte) beobachtet werden. \r\nKraftomnibusse steigen im BEV\r\n-\r\nAnteil von \r\n36 % auf 42%.\r\n\r\n\r\nSplit von Neuzulassungen in Klassen von alternativ \r\nangetriebenen Nutzfahrzeugen über 6 Tonnen und deren \r\nAufteilung in alternative Antriebsarten\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | ANTRIEBSWENDE Lkw/NUTZFAHRZEUGE\r\n\r\n\r\nGas LPG\r\n\r\n\r\nPHEV\r\n\r\n\r\nGas CNG\r\n\r\n\r\nVollelektrisch\r\n\r\n\r\nHybrid (ohne PHEV)\r\n\r\n\r\nSonstige inkl. Fuel \r\nCell\r\n\r\n\r\n1.031\r\n\r\n\r\nLastkraftwagen\r\n\r\n\r\nKraftomnibusse\r\n\r\n\r\n1.750\r\n\r\n\r\nSattelzug\r\n-\r\nmaschinen\r\n\r\n\r\n521\r\n\r\n\r\n3.188\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2023\r\n2\r\n\r\n\r\nLastkraftwagen\r\n\r\n\r\nKraftomnibusse\r\n\r\n\r\nSattelzug\r\n-\r\nmaschinen\r\n\r\n\r\n1 %\r\n\r\n\r\n2 %\r\n\r\n\r\n1 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n60 %\r\n\r\n\r\n36 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n1 %\r\n\r\n\r\n7 %\r\n\r\n\r\n19 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n72 %\r\n\r\n\r\n75 %\r\n\r\n\r\n21 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n5 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n1 %\r\n\r\n\r\n1 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n42 %\r\n\r\n\r\n1 \r\n%\r\n\r\n\r\n54 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n71 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n23 %\r\n\r\n\r\n6 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n1%\r\n\r\n\r\n68 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n13 %\r\n\r\n\r\n19 %\r\n\r\n\r\n0 %\r\n\r\n\r\n1.002\r\n\r\n\r\n1.400\r\n\r\n\r\n36 \r\n%\r\n\r\n\r\n2,7 \r\n%\r\n\r\n\r\n3\r\n,2 %\r\n\r\n\r\n69\r\n,2 %\r\n\r\n\r\n5\r\n,4 %\r\n\r\n\r\n4\r\n,3 %\r\n\r\n\r\nAnteil der alternativen Neuzulassungen an Gesamtneuzulassungen\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung KBA: Neuzulassungen von Kraftfahrzeugen \r\nnach Umwelt\r\n-\r\nMerkmalen \r\n- \r\nFZ 14\r\n\r\n\r\n2 \r\nHochrechnung\r\n\r\n\r\n3 \r\nBMUV: EU\r\n-\r\nUmweltrat stimmt für schärfere Grenzwerte bei LKW und \r\nBussen | Meldung\r\n\r\n\r\n4 \r\neFuel \r\nAlliance \r\n- \r\nPressemitteilung \r\n(\r\n18. Januar 2024)\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nMODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG\r\n\r\n\r\nDER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN\r\n\r\n\r\nIM VERKEHR \r\n\r\n\r\nReport Struktur\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nBislang keine signifikante \r\nVerlagerung der \r\nPersonenverkehrsleitung \r\nzur Schiene\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Durchführung groß angekündigter \r\nVeränderungen bzgl. der Verkehrswende \r\nverzögern sich deutlich, wie bspw. der \r\nDeutschlandtakt, dessen Umsetzung sich \r\nvon 2030 auf 2070 verschieben soll.\r\n3\r\n•\r\nDurch das Deutschlandticket wird generell \r\neine Steigerung der Personen\r\n-\r\nverkehrsleistung erwartet; u.a. für den \r\nBahnverkehr in 2023.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nKeine signifikante Reduzierung der \r\nPersonenverkehrsleistung (Ausnahme \r\nPandemie). \r\n•\r\nAnteil des Bahn\r\n- \r\nund ÖSP\r\n-\r\nVerkehrs hat sich \r\nwährend Pandemie verringert (Grund: \r\nVorsicht der Bürger).\r\n•\r\nVerdopplung der Personenverkehrsleitung \r\nim Eisenbahnverkehr bis 2030 angestrebt; \r\nkeine klare absolute Zielgröße definiert.\r\n•\r\nAnstieg des Personenverkehrs auf der \r\nSchiene nähert sich mit 95 Milliarden \r\nPersonenkilometer in 2022 wieder an den \r\nWert von 2019 an.\r\n•\r\nBei fortlaufender Wachstumsgeschwindigkeit \r\nbis 2030 (ca. +3.35 % /Jahr) könnte der \r\nBahnverkehr lediglich nur auf etwa 123 \r\nMilliarden Personenkilometer/Jahr \r\nansteigen.\r\n2\r\n\r\n\r\nPersonenverkehrsleistung insgesamt\r\n1\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nLuftverkehr\r\n\r\n\r\nÖSPV\r\n\r\n\r\nMotorisierter \r\nIndividualverkehr\r\n\r\n\r\nBahnverkehr\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung des BMDV \r\n— \r\nVerkehr in Zahlen 2023/2024\r\n\r\n\r\n2 \r\nCAGR der Bahnverkehrsleistung im Personenverkehr aus den Jahren 2017\r\n–\r\n2019 und deren Beispielhochrechnung mit einem CAGR \r\nvon 3,35 Prozent bis 2030.\r\n\r\n\r\n3 \r\n40 Jahre Verspätung? Warum der Deutschlandtakt bei der Bahn nicht vorankommt \r\n— \r\nder Freitag\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | MODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n~200\r\n\r\n\r\n1.155\r\n\r\n\r\n1.162\r\n\r\n\r\n1.170\r\n\r\n\r\n922\r\n\r\n\r\n962\r\n\r\n\r\n1.066\r\n\r\n\r\n19\r\n\r\n\r\n23\r\n\r\n\r\nPersonenverkehrsleistung in Deutschland [Mrd. \r\nPkm\r\n]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nAnteil Schienenverkehr an \r\nder Verkehrsleistung im \r\nGüterverkehr stagniert seit \r\nvielen Jahren\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Verkehrsleistung hat eine enorme \r\nRelevanz für die C0\r\n2\r\n–\r\nEmissionen.\r\n•\r\nEine Verlagerung des Güterverkehrs auf die \r\nBahn wird angestrebt. Die Regierung \r\nversucht u. a. mit Preisangeboten und \r\nAbonnementmodellen Anreize zu schaffen.\r\n•\r\nDie Maßnahmen sind bislang nicht \r\nausreichend, um die Zielerreichung der \r\nKlimavorgaben zu unterstützen.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Anteil des Straßenverkehrs liegt bei ca. \r\n72 % der Verkehrsleistung.\r\n•\r\nZielsetzung der Bundesregierung (2021) ist \r\ndie Steigerung des Anteils der \r\nGüterverkehrsleistung auf 25 % bis 2030.\r\n•\r\nDer Wert stagniert zwischen 18 % und 19 % \r\n(2017\r\n–\r\n2022), bei leichter Zunahme des \r\nStraßenverkehrs.\r\n•\r\nEine Verlagerung der Verkehrsleistung auf \r\nklimafreundlichere Träger könnte wesentlich \r\nzur Reduktion der C0\r\n2\r\n–\r\nEmissionen \r\nbeitragen.\r\n\r\n\r\nVerteilung der Verkehrsleistung im Güterverkehr\r\n1 \r\n(tkm) in %\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nRohrleitungen\r\n\r\n\r\nBinnenschifffahrt\r\n\r\n\r\nStraßenverkehr\r\n\r\n\r\nSchienenverkehr\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung des BMDV \r\n— \r\nVerkehr in Zahlen 2023/2024\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | MODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\nZiel 2030\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2,6%\r\n\r\n\r\n2,5%\r\n\r\n\r\n2,5%\r\n\r\n\r\n2,5%\r\n\r\n\r\n2,5%\r\n\r\n\r\n2,2%\r\n\r\n\r\nVerteilung der Verkehrsleistung im Güterverkehr [%]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTrotz Effizienzsteigerung \r\nund Pandemieeffekt fast \r\nunveränderter Kraftstoff\r\n-\r\nverbrauch\r\n\r\n\r\n•\r\nMit der Steigerung des Anteils von \r\nBEV/PHEV am Gesamtbestand werden \r\nweiter leicht sinkende Gesamtkraftstoff\r\n-\r\nverbrauchszahlen erwartet.\r\n•\r\nDie Antriebswende Pkw/Lkw wird forciert \r\nund die Verkehrsleistung auf \r\nklimafreundliche Verkehrsträger verlagert.\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE |\r\n\r\n\r\n•\r\nDer Gesamtkraftstoffverbrauch\r\n1 \r\nist ein \r\nwichtiger Gradmesser für die Beurteilung \r\nder getroffenen Maßnahmen zur Reduktion \r\nder THG\r\n-\r\nEmissionen.\r\n•\r\nTrotz Effizienzsteigerungen der Fahrzeuge \r\nist der Kraftstoffverbrauch angestiegen.\r\n•\r\n2020 war der Verbrauch nahezu \r\nunverändert (bereinigt um die Pandemie\r\n-\r\nEffekte).\r\n•\r\n2021 ist der Verbrauch minimal gesunken.\r\n•\r\n2022* ist der Verbrauch leicht um 3,4 % \r\ngesunken.\r\n•\r\nEine steigende Verkehrsleistung und \r\ngrößere Fahrzeuge überkompensieren die \r\nEffizienzsteigerungen bei den \r\nAntriebssträngen und die steigende BEV\r\n-\r\n/PHEV\r\n-\r\nPenetration.\r\n\r\n\r\nGesamtkraftstoffverbrauch Pkw und Lkw im Vergleich zur \r\nEntwicklung mit alternativen Kraftstoffen im Gesamtbestand\r\n\r\n\r\nAUSBLICK\r\n\r\n\r\nNormierung Kraftstoffverbrauch \r\nauf durchschnittliche \r\nVerkehrsleistung 2017\r\n-\r\n2019\r\n\r\n\r\nKraftstoffverbrauch \r\nPkw in 1.000 t\r\n\r\n\r\nKraftstoffverbrauch \r\nLkw in 1.000 t\r\n\r\n\r\nQuellen:\r\n\r\n\r\n1 \r\nDatenerhebung des BMDV \r\n— \r\nVerkehr in Zahlen 2023/2024\r\n\r\n\r\n* \r\nDaten für 2023 zum Zeitpunkt der Erstellung nicht vorhanden\r\n\r\n\r\nREDUZIERUNG DER THG\r\n–\r\nEMISSIONEN IM VERKEHR | MODAL\r\n–\r\nSHIFT \r\n\r\n\r\nAnteil BEV\r\n- \r\nund PHEV\r\n-\r\nPkw \r\nam Gesamtbestand\r\n\r\n\r\nAnteil Lkw mit alternativen \r\nKraftstoffen am Gesamtbestand\r\n\r\n\r\n2017\r\n\r\n\r\n2020\r\n\r\n\r\n2021\r\n\r\n\r\n2022\r\n\r\n\r\n2019\r\n\r\n\r\n2018\r\n\r\n\r\n0,5%\r\n\r\n\r\n1,1%\r\n\r\n\r\n1,2%\r\n\r\n\r\n1,3%\r\n\r\n\r\n0,2%\r\n\r\n\r\n1,6%\r\n\r\n\r\n0,9%\r\n\r\n\r\n3,9%\r\n\r\n\r\n1,8%\r\n\r\n\r\n54.852\r\n\r\n\r\n54.901\r\n\r\n\r\n55.152\r\n\r\n\r\n55.166\r\n\r\n\r\n54.798\r\n\r\n\r\n52.930\r\n\r\n\r\n0,9%\r\n\r\n\r\n2,4%\r\n\r\n\r\n0,3%\r\n\r\n\r\nKraftstoffverbrauch in [1.000 t]\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n?\r\n\r\n\r\nTREND\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\nREICHT DAS FÜR\r\n\r\n\r\nDIE VERKHERSWENDE?\r\n\r\n\r\nSTATUS QUO\r\n\r\n\r\nRAHMENBEDINGUNGEN\r\n\r\n\r\nUND HINDERNISSE\r\n\r\n\r\n•\r\nAbrupte Beendigung der Förderung \r\nalternativer Antriebe sowohl für Pkw als \r\nauch für Lkw sorgt für Unsicherheit und \r\nwird zu mindestens kurzfristig langsameren \r\nWachstum führen\r\n.\r\n•\r\nWeiterhin starkes Wachstum im Bereich der \r\nLadeinfrastruktur zu erwarten, u. a. \r\ngetrieben durch angestrebtes Wachstum \r\nvieler Marktteilnehmer \r\n— \r\nweiterer Ausbau \r\nwird jedoch getrieben durch Profitabilitäts\r\n-\r\nanalyse. Daher wird auch eine Zunahme auf \r\nder Nachfrageseite benötigt.\r\n•\r\nAntriebswende im Lkw/Nutzfahrzeugsektor\r\nwird im angestrebten Umfang nur erfolgen \r\nals Ergebnis von Anstrengungen zur \r\nDekarbonisierung von Lieferketten \r\ninsgesamt.\r\n•\r\nViele Investitionen mit dem Ziel zur \r\nErhöhung der „Attraktivität der Schiene“ \r\nund des ÖPNV werden ihre volle Wirkung \r\nerst nach 2030 entfalten. Hierbei könnte \r\nsich eine weitere bzw. klare Zielverfehlung \r\nabzeichnen.\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nTreibhausgasemissionen im Verkehr \r\n[\r\nMio. t CO\r\n2 \r\näquivalent]\r\n\r\n\r\nBestand rein elektrischer Pkw\r\n\r\n\r\n[Mio.]\r\n\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung \r\n\r\n\r\n[\r\nGW\r\n] \r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert\r\n2030\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert\r\n2030\r\n\r\n\r\n2023\r\n\r\n\r\nZielwert 2023\r\n\r\n\r\n1,9\r\n\r\n\r\n13,6\r\n\r\n\r\n61\r\n\r\n\r\n•\r\nDie Entwicklung der \r\nTreibhausgasemissio\r\n-\r\nnen \r\nim Verkehr in 2023 zeigte nur eine \r\nleichte Verbesserung zum Vorjahr auf. Die \r\nDifferenz zu den gesteckten Zielen hat sich \r\naber erhöht.\r\n•\r\nDie vollelektrischen Pkw\r\n-\r\nVerkäufe in 2023 \r\nwuchsen nur noch marginal nach starkem \r\nWachstum in den Vorjahren. Der Zielpfad \r\nder Neuzulassungen wurde erneut verfehlt.\r\n•\r\nAnteil der alternativ angetriebenen Nutz\r\n-\r\nfahrzeuge \r\nerhöhte sich; allerdings \r\nsignifikant stärkeres Wachstum nötig, um \r\nZiele zu erreichen.\r\n•\r\nNeubau der Ladeinfrastruktur weiterhin \r\nstark, mit über 20.000 errichteten \r\nLadepunkten und kürzeren Ladedauern \r\ndurch höheren Ladeleistungen. Das Ziel der \r\nBundesregierung von 1 Mio. Ladepunkten \r\nist unter Berücksichtigung des \r\ntechnologischen Fortschritts überholt.\r\n•\r\nInstallierte Ladeleistung in GW überschritt \r\nZielwerte der EU um 73 %.\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nMANAGEMENT SUMMARY\r\n\r\n\r\nZUSAMMENFASSUNG\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nMit dem vom BDEW Bundesverband der Energie\r\n- \r\nund \r\nWasserwirtschaft e. V. und EY gemeinsam publizierten \r\nFortschrittsmonitor im Jahr 2023 wurde die Zielerreichung für die \r\nEnergiewende für Deutschland erstmalig analysiert. \r\nIn dem \r\naktualisierten „Fortschrittsmonitor 2024“ \r\nhaben wir uns die \r\nEntwicklungen bei der erneuerbaren Stromerzeugung, bei \r\nklimaneutralen Gasen, bei den Energienetzen, bei der Wärmewende \r\nund bei der Verkehrswende angeschaut und die Frage gestellt: \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nDer Aufbau einer \r\nWasserstoffwirtschaft \r\nist \r\nein zentraler Baustein zum Gelingen der \r\nEnergiewende. Zwar prognostizieren aktuelle \r\nPlanungen eine Inbetriebnahme von rund \r\n12 GW Elektrolysekapazität bis 2030, doch \r\neine differenzierte Betrachtung offenbart eine \r\ndynamische Marktsituation mit erheblichen \r\nUnsicherheiten. Daher ist es umso wichtiger, \r\ndas \r\nH\r\n2\r\n–\r\nKernnetz planerisch und finanziell \r\numzusetzen. Bei den Gasnetzen ist die zentrale \r\nAufgabe die Transformation des Netzes für den \r\nTransport klimaneutraler Gase.\r\n\r\n\r\nMANAGEMENT SUMMARY\r\n\r\n\r\nDie Energiewende hat in den letzten Jahren \r\nerheblich an Fahrt gewonnen. \r\nIm Jahr 2023 \r\nist der EE\r\n-\r\nAnteil am Bruttostromverbrauch \r\nerstmals auf über 50 % angestiegen, der \r\nEE\r\n-\r\nAnteil am Endenergieverbrauch bei Wärme \r\nist auf über 18 % und der EE\r\n-\r\nAnteil in der \r\nMobilität auf über 7 % angestiegen. Der \r\nHandlungsdruck vor allem bei Wärme und \r\nVerkehr bleibt damit unverändert hoch.\r\nIn allen drei Sektoren sind weitere Fortschritte \r\nnotwendig, um die Ziele bis 2030 zu erreichen. \r\n\r\n\r\nDie gesetzlichen Rahmenbedingungen im \r\nStromerzeugungssektor \r\nhaben sich im Ver\r\n-\r\ngleich zu den Vorjahren deutlich verbessert. \r\nDie leichte Zunahme der Flächenausweisung \r\nfür Windkraftanlagen an Land, begleitet von \r\neiner signifikanten Steigerung von Ausschrei\r\n-\r\nbungen und Zuschlägen, lässt eine \r\nBeschleu\r\n-\r\nnigung \r\ndes Ausbautempos der Erneuerbaren \r\nEnergien in den kommenden Jahren erwarten. \r\nTrotz dieser Fortschritte bleibt noch erheb\r\n-\r\nliches \r\nPotenzial zur Verbesserung bestehen, \r\ninsbesondere in Bezug auf die zeitaufwendigen \r\nPlanungs\r\n- \r\nund Genehmigungsverfahren, die \r\nnach wie vor die Geschwindigkeit des Ausbaus \r\nErneuerbarer Energien erheblich bremsen. Von \r\nhoher Relevanz ist es zudem, die Akzeptanz für \r\ndie Energiewende durch gezielte Maßnahmen \r\nzu stärken, um bestehende Hürden auf lokaler \r\nEbene zu überwinden. \r\n\r\n\r\nDie \r\nStromnetze \r\nmüssen auch in den \r\nkom\r\n-\r\nmenden Jahren für eine dezentrale Strom\r\n-\r\nerzeugung, die Elektrifizierung anderer \r\nSektoren und um mittelfristig den \r\nRedispatch\r\n-\r\nbedarf und damit die \r\nRedispatch\r\nk\r\nosten \r\nzu \r\nsenken, ausgebaut werden. Netzausbau, \r\nNutzung von Flexibilitäten und Engpass\r\n-\r\nmanagement müssen gesamtwirtschaftlich \r\noptimiert werden. Die Digitalisierung der Netze \r\nwird dadurch eine zentrale Aufgabe für Netz\r\n-\r\nbetreiber. Nur durch Modernisierung können \r\nFlexibilitäten systemdienlich genutzt werden. \r\nSowohl die Ausbaugeschwindigkeit als auch \r\nModernisierung und Digitalisierung der Strom\r\n-\r\nnetze müssen auf allen Ebenen noch steigen, \r\num die gesetzten Ziele zu erreichen. \r\n\r\n\r\nENERGIE\r\n- \r\nUND\r\nVOLKSWIRTSCHAFTLICHE \r\nBETRACHTUNG\r\n\r\n\r\nAUSBAU\r\nDER ERNEUERBAREN \r\nSTROMERZEUGUNG\r\n\r\n\r\nKLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\n\r\nENERGIENETZE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nIm \r\nWärmesektor \r\nhaben sich im Vergleich zu den \r\nVorjahren die gesetzlichen Rahmenbedingungen \r\nfür mehr EE merklich verbessert. Anpassungen \r\nan der Bundesförderung für effiziente Gebäude \r\n(BEG) und am Gebäudeenergiegesetz (GEG) \r\nsetzen deutliche Anreize für den Einsatz \r\nErneuerbarer Energien und die Steigerung der \r\nEnergieeffizienz. Dennoch bestehen weiterhin \r\neinige Restriktionen bei der Erschließung von \r\nFernwärmequellen auf gesetzlicher Ebene, etwa \r\ndurch die Wärmelieferverordnung oder auch das \r\nnoch ausstehende Geothermie\r\n-\r\nErschließungs\r\n-\r\ngesetz. Die Diskussion um das GEG im Sommer \r\n2023 hat zu vielen Unsicherheiten und \r\ninfolgedessen zu vorgezogenen Investitionen in \r\nGaslösungen geführt. Dadurch sind für 2024 \r\nweniger Heizungsmodernisierungen zu \r\nerwarten. Hinzu kommen Engpässe aufgrund \r\nvon Fachkräftemangel, die eine weitere \r\nVerzögerung des Wärmepumpenausbaus \r\nverursachen werden. Allerdings kann auch in \r\nden kommenden Jahren ein steigender Anteil \r\nan Wärmepumpen erwartet werden. \r\n\r\n\r\nAll diese Entwicklungen bei der Energiewende \r\nsind mit massiven \r\nInvestitionssummen \r\nver\r\n-\r\nbunden. Bis 2030 müssen allein in der \r\ndeutschen Energiewirtschaft \r\n721 Milliarden \r\nEuro \r\ninvestiert werden, bis 2035 weitere 493 \r\nMilliarden Euro. Die Summe bis 2030 setzt sich \r\naus über 350 Milliarden Euro für grüne \r\nStromerzeugungsanlagen, rund 140 Milliarden \r\nEuro für die Transportnetze Strom und Gas, \r\nweitere 140 Milliarden Euro für die \r\nVerteilnetze Strom und Gas, 32 Milliarden Euro \r\nfür die Fernwärme, 15 Milliarden Euro für das \r\nH2\r\n-\r\nKernnetz, 17 Milliarden Euro für Speicher \r\nund 23 Milliarden Euro für \r\nErzeugungskapazitäten für grüne Gase \r\nzusammen.\r\n\r\n\r\nTrotz Verbesserungen in den rechtlichen \r\nRahmenbedingungen bleiben zur Zieler\r\n-\r\nreichung \r\nnoch enorme Herausforderungen \r\nzu bewältigen und vor allem viel \r\nKapital für \r\ndie Energiewende \r\nzu mobilisieren. Dieses \r\nanzureizen und Investitionen zu ermöglichen \r\nist womöglich die größte Herausforderung \r\nder kommenden Jahre.\r\n\r\n\r\nMANAGEMENT SUMMARY\r\n\r\n\r\nBei der \r\nLadeinfrastruktur \r\nwird für 2024 weiter\r\n-\r\nhin ein starker Ausbau erwartet, wobei dieser \r\nschneller als der BEV\r\n–\r\nFahrzeugbestand wächst \r\nund die installierte Ladeleistung bereits die \r\nZielwerte der EU übererfüllt. Mittel\r\n- \r\nbis langfristig \r\nwird der Absatz von BEV entscheidend sein, da \r\nein weiterer Zubau nur bei profitablen \r\nLadestationen erfolgen wird. Kurz\r\n- \r\nbis mittel\r\n-\r\nfristig \r\nkönnten sich die langsam wachsende \r\nElektrofahrzeugflotte (relativ zum Ausbau der \r\nLadeinfrastruktur) negativ auf Belegungsraten \r\nauswirken. Langfristig werden steigende \r\nLadeleistung pro Ladepunkt und bessere \r\nBatterietechnologie einen höheren Absatz bei \r\ngleicher Belegungsrate ermöglichen.\r\n\r\n\r\nDie Energiewende löst bereits Wertschöpfung \r\naus und kann insgesamt zum Wachstumsmotor \r\nfür Deutschland werden.\r\n\r\n\r\nFest steht: Diese \r\nInvesti\r\n-\r\ntionen \r\nermöglichen Wachs\r\n-\r\ntum\r\n, sie könnten eine \r\nBruttowertschöpfung \r\nvon über 52 \r\nMilliarden Euro \r\npro Jahr und damit 1,5 % \r\nder gesamten Bruttowert\r\n-\r\nschöpfung \r\nin Deutschland \r\ngenerieren. \r\n\r\n\r\nWÄRMEWENDE\r\n\r\n\r\nVERKEHRSWENDE\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nKerstin Andreae\r\n\r\n\r\nVorsitzende\r\n\r\n\r\nder Hauptgeschäftsführung\r\n\r\n\r\nund Mitglied des Präsidiums\r\n\r\n\r\nTelefon +49 30 300199 1000\r\n\r\n\r\nkerstin.andreae@bdew.de\r\n\r\n\r\nMetin Fidan\r\n\r\n\r\nPartner\r\n\r\n\r\nGreen Transformation\r\n\r\n\r\nund Mining and \r\nMetals Europe West\r\n\r\n\r\nTelefon +49 30 25471 21379\r\n\r\n\r\nmetin.fidan@de.ey.com\r\n\r\n\r\nIHRE ANSPRECHPARTNER\r\n\r\n\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie\r\n-\r\n\r\n\r\nund Wasserwirtschaft e. V.\r\n\r\n\r\nReinhardtstraße 32\r\n\r\n\r\n10117 Berlin\r\n\r\n\r\nEY Consulting GmbH\r\n\r\n\r\nFriedrichstraße 140\r\n\r\n\r\n10117 Berlin\r\n\r\n\r\nMITAUTOREN\r\n\r\n\r\nChristian Bantle\r\n\r\n\r\nRuth Brand\r\n-\r\nSchock\r\n\r\n\r\nHelena \r\nFaßmer\r\n\r\n\r\nTimon \r\nGroß\r\n\r\n\r\nThomas Herkner\r\n\r\n\r\nVera Klöpfer\r\n\r\n\r\nAndreas \r\nKlingemann\r\n\r\n\r\nChristiane Kutz\r\n\r\n\r\nSandra \r\nMaeding\r\n\r\n\r\nStephan \r\nMrusek\r\n\r\n\r\nPhilipp Riedel\r\n\r\n\r\nArno Schmalenberg\r\n\r\n\r\nTilman \r\nSchwencke\r\n\r\n\r\nElmar Stracke\r\n\r\n\r\nJan Strobel\r\n\r\n\r\nJannis Speckmann\r\n\r\n\r\nRobert \r\nSpanheimer\r\n\r\n\r\nIngram Täschner\r\n\r\n\r\nJan Witt\r\n\r\n\r\nCarsten Buhl\r\n\r\n\r\nPeggy Huang\r\n\r\n\r\nJan Kircher\r\n\r\n\r\nThomas Krohn\r\n\r\n\r\nFerdinand Pavel\r\n\r\n\r\nNicolas Rek\r\n\r\n\r\nPhilipp Rubner\r\n\r\n\r\nBjörn \r\nSchaubel\r\n\r\n\r\nJan Frederik \r\nSieper\r\n\r\n\r\nConstantin \r\nWirschke\r\n\r\n\r\nSandra Winnik\r\n\r\n\r\n\f\r\n|\r\n\r\n\r\nFortschrittsmonitor 2024 \r\n| EY BDEW\r\n\r\n\r\nANHANG\r\n\r\n\r\nKomponenten zur Abschätzung des Investitionsbedarfs\r\n\r\n\r\nTRANSPORT\r\n\r\n\r\nÜbertragungsnetze Strom\r\n\r\n\r\nFernleitungsnetze Gas\r\n\r\n\r\nVERTEILUNG\r\n\r\n\r\nVerteilnetze Strom\r\n\r\n\r\nVerteilnetze Gas\r\n\r\n\r\nGRÜNE GASE\r\n\r\n\r\nElektrolyseure\r\n\r\n\r\nBiogasanlagen\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nERZEUGUNG\r\n\r\n\r\nKWK\r\n-\r\nAnlagen (H\r\n2\r\n-\r\nready)\r\n\r\n\r\nUngekoppelte \r\nGaskraftwerke (H\r\n2\r\n-\r\nready)\r\n\r\n\r\nHybrid Kraftwerke\r\n\r\n\r\nWasserstoff \r\nPeaker\r\n\r\n\r\nBiomethan Kraftwerke\r\n\r\n\r\nWind an Land\r\n\r\n\r\nWind auf See\r\n\r\n\r\nPV Freifläche\r\n\r\n\r\nPV Dach\r\n\r\n\r\nBiomasse\r\n\r\n\r\nFERNWÄRME\r\n\r\n\r\nWärmeerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\n\r\n\r\nWärmenetz (inkl. Einbindung)\r\n\r\n\r\nWärmespeicher\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nWASSERSTOFF KERNNETZ\r\n\r\n\r\nGROßBATTERIESPEICHER\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\f\r\n1\r\n\r\n\r\nAgenda \r\nslides\r\n\r\n\r\n„EY“ und „wir“ beziehen sich in dieser Präsentation auf alle deutschen \r\nMitgliedsunternehmen von Ernst & Young Global Limited (EYG). Jedes \r\nEYG\r\n-\r\nMitgliedsunternehmen ist rechtlich selbstständig und unabhängig. \r\nErnst & Young Global Limited ist eine Gesellschaft mit beschränkter \r\nHaftung nach englischem Recht und erbringt keine Leistungen für \r\nMandanten. Informationen darüber, wie EY personenbezogene Daten \r\nsammelt und verwendet, sowie eine Beschreibung der Rechte, die \r\nEinzelpersonen gemäß der Datenschutzgesetzgebung haben, sind über \r\ney.com/\r\nprivacy \r\nverfügbar. Weitere Informationen zu unserer \r\nOrganisation finden Sie unter ey.com.\r\n\r\n\r\nIn Deutschland finden Sie uns an 20 Standorten. \r\n\r\n\r\n© 2024 EY Deutschland GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft \r\nSteuerberatungsgesellschaft\r\n\r\n\r\nAll Rights Reserved.\r\n\r\n\r\nCSG | KPS | MMA 2401\r\n-\r\n079\r\n\r\n\r\nED None.\r\n\r\n\r\ney.com/de\r\n\r\n\r\nEY \r\n| \r\nBuilding a \r\nbetter \r\nworking \r\nworld\r\n\r\n\r\nMit unserer Arbeit setzen wir uns für eine besser \r\nfunktionierende Welt ein. Wir helfen unseren \r\nKunden, Mitarbeitenden und der Gesellschaft, \r\nlangfristige Werte zu schaffen und das Vertrauen in \r\ndie Kapitalmärkte zu stärken.\r\n\r\n\r\nIn mehr als 150 Ländern unterstützen wir unsere \r\nKunden, verantwortungsvoll zu wachsen und den \r\ndigitalen Wandel zu gestalten. Dabei setzen wir auf \r\nDiversität im Team sowie Daten und modernste \r\nTechnologien in unseren Dienstleistungen.\r\n\r\n\r\nOb Assurance, \r\nTax \r\n& Law, \r\nStrategy \r\nand \r\nTransactions oder Consulting: Unsere Teams stellen \r\nbessere Fragen, um neue und bessere Antworten \r\nauf die komplexen Herausforderungen unserer Zeit \r\ngeben zu können.\r\n\r\n\r\nDiese Publikation ist lediglich als allgemeine, unverbindliche \r\nInformation gedacht und kann daher nicht als Ersatz für eine \r\ndetaillierte Recherche oder eine fachkundige Beratung oder Auskunft \r\ndienen. Es besteht kein Anspruch auf sachliche Richtigkeit, \r\nVollständigkeit und/oder Aktualität. 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are closely linked at various levels 58\r\n2.2 Sound risk management strategies are of particular importance for professional energy trading 63\r\n2.2.1 Market participants apply centralised and consistent risk management frameworks for their trading activities 63\r\n2.2.2 Managing cash liquidity risk is an integral part of daily risk mitigation procedures 70\r\n3 Appropriate regulation should support resilient energy markets in periods of high price volatility 73\r\n3.1 The recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets 79\r\n3.1.1 Supply shocks for gas and power, in combination with a high concentration of gas supply, were the root cause for price spikes during the energy crisis in Europe 80\r\n3.1.2 Market participants quickly identified and undertook adequate remedial actions to manage the increased cash liquidity risk 96\r\n3.2 The regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under the investment firm regulation 99\r\n3.2.1 The EC’s review mandate primarily focuses on liquidity and market functioning, proper risk management and the facilitation of the energy transition 100\r\n3.2.2 Investment firm status is disproportionate to the business model of market participants 100\r\n3.2.3 Investment firm status would limit market resilience, in particular in crisis situations 108\r\n3.2.4 Investment firm status stands in contrast to the regulatory objectives for energy commodity derivatives set out by the EC’s review mandate 113\r\n3.3 Existing instruments for crisis prevention and management are well suited to address regulatory concerns articulated in the energy crisis 117\r\n3.3.1 Position limits prevent market cornering and may address excessive commodity price volatility 119\r\n3.3.2 Accountability limits and position management controls applied by exchanges limit the clustering of risks by individual market participants 123\r\n3.3.3 Circuit breakers and price limits prevent sharp price movements 124\r\n3.3.4 Central clearing as risk mitigating tool to protect against counterparty default and preserve market stability 129\r\n3.3.5 Supervision of algorithmic trading 130\r\n3.3.6 The C.6 carve-out under MiFID II is an appropriate key differentiator between physical and financial market regulation 131\r\n3.3.7 New EU developments regarding market efficiency and stability 134\r\n4 The current regulation provides for comprehensive market transparency and supervision 141\r\n4.1 Reporting requirements under EMIR and REMIT support key objectives of financial market regulation for energy trading but could be made more efficient 144\r\n4.2 Better coordination between regulators will improve market transparency and supervision 155\r\n5 Adequate market integrity regulation promotes orderly price formation for efficient energy markets 162\r\n5.1 Energy market participants require accurate and reliable price signals 164\r\n5.2 Existing market integrity obligations under REMIT and MAR safeguard efficient energy trading 166\r\n6 Liquid energy markets facilitate the energy transition 177\r\n6.1 The European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually, which increases the need for managing commercial risks through energy trading 178\r\n6.2 Applying investment firm status would adversely impact renewable investments 180\r\n7 Any revision of European energy trading regulation must consider global implications 186\r\n7.1 In order to maintain its competitive position, European regulation for energy trading has to be in line with principles acknowledged on a global level 188\r\n7.2 Investment firm status for energy market participants in Europe has no precedence in other leading global markets 189\r\n7.3 Policymakers need to consider regulatory trends outside the EU to prevent competitive disadvantages 201\r\nAnnex A – Key stakeholders in Europe acknowledge the benefits of energy trading 208\r\nA.1 Energy trading is a key pillar for efficient and well-functioning energy markets enabling benefits of billions of Euros each year 209\r\nA.2 Energy trading mitigated the adverse impact of the energy crisis on the market which was caused by physical shortage of supply 211\r\nAnnex B – Price formation on gas and power wholesale markets 213\r\nB.1 Introduction 213\r\nB.2 Key characteristics of spot, forward and future markets for gas and power 214\r\nB.3 Relationship between spot and forward/futures markets 221\r\nB.4 Relationship between forward and futures markets 227\r\nB.5 Interlinkage between gas and power markets 231\r\nB.6 Interlinkage between different geographic energy markets in Europe 234\r\nB.7 Particularities during the crisis – August 2022 237\r\nAnnex C – Investment Firms Regulation prudential calculations for energy traders 241\r\nC.1 Introduction 241\r\nC.2 Survey insights 243\r\nC.3 Overall conclusions 250\r\nAnnex D – Impact of Investment Firm Regulation under MiFID II on wider regulatory requirements for energy traders 251\r\nD.1 Organisational and legal consequences from investment firm status under MiFID II 251\r\nD.2 Authorisation under MiFID II would have a detrimental knock-on effect on EMIR 253\r\nD.3 Authorisation under MiFID II would have further spillover effects under MiFIR 258\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 6\r\nKEY POLICY RECOMMENDATIONS\r\nEnergy Traders Europe has instructed Frontier Economics (“Frontier”) and Luther Lawfirm (“Luther”) to assess the envisaged review of the Ancillary Activity Exemption (“AAE”) under MiFID II1.\r\nThis instruction is prompted by the mandate under Art. 90 (5) MiFID II given to the European Commission (“EC”) in consultation with ESMA, EBA and ACER2, which explicitly asks to be based on a comprehensive assessment of the markets for commodity derivatives, emission allowances and derivatives thereof. Energy Traders Europe decided to commission an own report to contribute to the overall discussion and decision-making process.\r\nAfter a thorough review of the existing regulatory framework, with observations made during the crisis and quantitative analysis, we arrive at the following seven high-level policy recommendations.\r\nKey policy recommendations at a glance\r\n1. Ancillary Activity Exemption – liquid, competitive and efficient EU energy markets are key to ensuring an affordable, secure and sustainable energy supply. The AAE is an important regulatory instrument to deliver these outcomes. The current scope of the AAE should therefore be kept in place.\r\n2. Control mechanisms of exchanges – policymakers should monitor how surveillance instruments and control mechanisms are applied by exchanges, which were sharpened and recalibrated in response to the energy crisis, and how they unfold in practice, but not pursue action before the position limit regime review (foreseen for 2025) and let the ‘market correction mechanism’ expire.\r\n3. Clearing and liquidity management – the central clearing system and margining process proved to be resilient in the energy crisis. Policymakers should support industry-initiatives, such as a standard liquidity management manual and monitor practical implementation of improved clearing and margining processes but should not pursue any immediate actions after EMIR 3.0.\r\n4. Efficient reporting – we suggest to harmonise the regulatory reporting standards between physical energy and energy derivatives markets reporting (to the extent possible) and to create a comprehensive single data set which is sent out in a similar process and timeline to all regulatory stakeholders.\r\n1 Markets in Financial Instruments Directive II, Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast)\r\n2 ESMA stands for ‘European Securities and Markets Authority’, EBA for ‘European Banking Authority’ and ACER for ‘Agency for the Cooperation of Energy Regulators’.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 7\r\n5. Market integrity – we suggest giving authorities the competency and encouraging them to stop (government-induced) market distortions in both the physical energy and energy derivatives markets immediately - at least temporarily - instead of acting retroactively.\r\n6. Energy transition – legislative action should be guided by maintaining open and liquid energy trading markets without undue market entry barriers for non-financial firms as risk-takers to ensure private financing of renewable assets and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy.\r\n7. Global competitiveness – we suggest keeping global competitiveness a major legislative objective, aligning regulatory actions with recommendations by the International Organisation of Securities Commissions (“IOSCO”) and abstaining from actions which have no precedence in competing jurisdictions and lead to an uneven international playing field.\r\nThe review by the EC must consider all dimensions of energy markets in a single regulatory and economic assessment\r\nThe review by the EC must take care of the interdependencies between physical power and gas markets with energy derivatives markets and consider a holistic picture of the entire set of applicable regulation. As such, the review needs to include an impact assessment of, in particular, MiFID II, MiFIR, EMIR, MAR, IFR/D and REMIT3 as these regulations form the main overall regulatory framework for these energy markets.\r\nIn particular, the review by the EC requires a single, comprehensive regulatory and economic assessment that should include as stakeholders on the policymaker level the relevant representatives of at least DG FISMA, DG ENER, DG CLIMA4 as well as the prescribed technical advice from ESMA, ACER and EBA.\r\nAny isolated review would potentially lead to unintended adverse effects such as impairing the liquidity of EU energy markets. Consequently, it would (most likely) miss the overall regulatory objectives defined for this MiFID II review, which itself extends beyond the primary regulatory focus of MiFID II.\r\n3 MiFIR stands for ‘Markets in Financial Instruments Regulation’, EMIR stands for ‘European Market Infrastructure Regulation’, MAR stands for ‘Market Abuse Regulation’, IFR/D stands for ‘Investment Firm Regulation / Directive’ and REMIT stands for ‘Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency’.\r\n4 DG stands for ‘Directorate General’, with FISMA for ‘Financial Stability, Financial Services and Capital Markets Union’, ENER for ‘Energy’ and CLIMA for ‘Climate Action’.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 8\r\nCriteria for the review of commodity derivatives markets under Art. 90 (5) MiFID II\r\nThis report considers various strategic legal and economic dimensions and focusses on the:\r\n■ liquidity and proper functioning of markets for energy commodity derivatives and physical power and gas;\r\n■ ability of the markets to withstand external shocks;\r\n■ prevention of market abuse and support for orderly pricing and settlement conditions;\r\n■ need to manage risks arising from energy business activities;\r\n■ need to maintain competitive liquid markets for energy and energy derivatives that ensure the open strategic autonomy of the European Union (“EU”);\r\n■ facilitation of the energy transition and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy;\r\naltogether outlined as key considerations and learnings from the energy crisis in recital (14) MiFID II.\r\nWe further take into account the explicit review criteria of Art. 90 (5) MiFID II which are:\r\n■ the ability of affected firms to effectively reduce risks directly relating to its commercial or treasury activity;\r\n■ the application of requirements for investment firms set out in Regulation (EU) 2019/2033; and\r\n■ the requirements for financial counterparties laid down in Regulation (EU) 648/2012.\r\nIn the course of the review, we highlight three guiding principles for regulatory action (Figure 1).\r\nFigure 1 Three guiding principles for regulatory actions\r\nSource: Frontier Economics\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 9\r\nKey policy recommendations in detail\r\n1. Keep the current scope of the AAE under MiFID II (section 3.2)\r\nLiquid, competitive and efficient EU energy markets are key to ensuring an affordable, secure and sustainable energy supply. The current AAE under MiFID II is an important regulatory instrument to deliver these outcomes.5 The current scope of the AAE is appropriately calibrated to ensure such proper market functioning and efficient risk management by market participants. It should therefore be kept in place.\r\nTo submit energy market participants to an investment firm status through narrowing or abandoning the AAE would not address any of the root causes of the energy crisis or perceived regulatory shortfalls, but rather negatively impact the liquidity and reliability of both physical and financial energy markets. It has no precedence in competing commodity markets in other jurisdictions.\r\nEnergy Traders Europe member firms had and still have sufficient liquidity to meet margin calls at clearing houses. Forcing them into investment firm status would have worsened their liquidity situation during the energy crisis, limited their ability to access the market for hedging and thereby deteriorated the situation for all market participants.\r\nIn order to tackle the root cause of the energy crisis (which was physical scarcity of gas and power) and avoid similar situations in future, policymakers and regulators must focus on the physical side of energy markets (e.g., improving the physical availability of energy supplies, increase investments in physical transmission infrastructure to reduce bottlenecks6, reducing market entry barriers, avoiding undue supply concentration and foster diversification, including gas storage and transportation options, improve mandatory gas storage filling regimes and demand-side reduction of energy consumption).\r\nWe therefore strongly suggest keeping the current scope of the AAE as is.\r\n5 The AAE as provided for under Art. 2 para. 1 lit j) MiFID II exempts energy companies for which trading is ancillary to their main business from the requirement for authorisation and hence inter alia from capital requirements for investment firms. See Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065; see also the Commission Delegated Regulation of 1.12.2016 supplementing Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council with regard to Regulatory Technical Standards for the criteria to establish when an activity is considered to be ancillary to the main business of https://ec.europa.eu/finance/securities/docs/isd/mifid/rts/161201-rts-20_en.pdf\r\n6 The need for well-integrated physical energy markets across EU Member States has also been acknowledged in a recent report by Enrico Letta on the future of the EU Single Market. In particular, Letta notes that energy infrastructure is crucial for the success of the EU Single Market for energy, with well-integrated physical markets supporting affordable energy supply for end-consumers (e.g., industry or households) and ensuring the deployment of new clean energy generation assets. He further points out that investments in security of supply (e.g., in infrastructure and reserve capacities) for enhancing market resilience in crisis situations should be coordinated among neighbouring EU Member States to ensure optimal investment sizing and prevent market fragmentation due to unilateral actions. See Enrico Letta (2024), “Much more than a market”, https://www.consilium.europa.eu/media/ny3j24sm/much-more-than-a-market-report-by-enrico-letta.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 10\r\n2. Monitor and support flexible surveillance and control measures of exchanges (section 3.3)\r\nThe currently available instruments to oversee actual trading behaviour at trading venues are sufficient and have been sharpened and recalibrated where appropriate. For example, volatility safeguards, such as circuit breakers, have been tightened as part of the exchanges’ regular review process as well as in reaction to the obligation to establish an intra-day volatility management mechanism laid down in the Regulation (EU) 2022/2576 enhancing solidarity through better coordination of gas purchases, reliable price benchmarks and exchanges of gas across borders. In its assessment of the mechanism7, ESMA writes that the implemented intraday volatility mechanisms (“IVMs”) generally seem adequately calibrated, with the caveat that the assessment was carried out in a period with no evidence of protracted volatility episodes affecting energy commodity derivatives trading.\r\nWe suggest that policymakers monitor how these partly reconfigured instruments work and unfold in practice and, hence, do not pursue any action before the review of the Position Limit Regime, foreseen for 2025.\r\nWith regard to the EC’s ‘market correction mechanism’8, we suggest letting this instrument expire.\r\n3. Facilitate clearing and liquidity management (section 3.3)\r\nThe central clearing system, and the associated processes for the calculation and provision of margins to collateralise the exposure of exchange trading towards the central clearing counterparty, proved resilient during the crisis.\r\nEven so, in order to enhance liquidity management of firms in such situations, policymakers have already responded by improved rules under EMIR 3.0 which will, inter alia, increase the transparency and predictability of margin calls and broaden the scope of eligible collateral. These instruments will be accompanied by initiatives of the private sector, such as first actions of clearing houses to optimise their models, and the current development of a liquidity risk management manual by Energy Traders Europe in order to set industry standards.\r\nWe suggest that policymakers follow and support this industry initiative and monitor the practical implementation of the improved clearing and margining processes, but do not pursue any immediate additional action after EMIR 3.0.\r\n7 ESMA (2023), “Final Report on the implementation and functioning of the Intra-day Volatility Management Mechanism”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-06/ESMA70-156-6509_Final_Report_Intra-day_Volatility_Management_Mechanism.pdf\r\n8 See European Council/Council of the European Union (2022), “Council agrees on temporary mechanism to limit excessive gas prices”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/12/19/council-agrees-on-temporary-mechanism-to-limit-excessive-gas-prices/\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 11\r\n4. Ensure efficient reporting (section 4)\r\nThe currently applicable regimes of regulatory reporting of physical and financial transactions have certain weaknesses and lead to scattered reporting schemes, with limited room for regulators to form a market view close to real time and to act accordingly in a crisis situation. Even in the light of recent improvements, data exchange and collaboration between regulatory entities comes too late to identify crisis situations before or during the event.\r\nThere exists no national or EU authority which forms a view on a comprehensive single data set covering physical energy and energy derivatives markets, and which is entitled to act with effect to all traded energy markets. Consequently, actions are often taken too late. The ‘market correction mechanism’ is a perfect example of an instrument coming into effect after the crisis has largely been overcome.\r\nWe suggest harmonising the regulatory reporting standards between physical energy and energy derivatives market reporting to the extent possible, and to create a comprehensive single data set which is sent out in a similar process and timeline, to all relevant regulatory stakeholders.\r\n5. Maintain market integrity (section 5)\r\nThe current regulatory regimes to maintain market integrity and prevent market abuse offer a suitable set of instruments for authorities to prevent insider trading and market manipulation on all energy markets. On the other hand, these regimes fall short in cases of unprecedented and unexpected behaviour of – inter alia state-endorsed – market participants and in offering instant legal injunctions to make transparent or to stop (state-initiated) trading behaviour causing market disruptions. These shortfalls are not yet fully addressed in the recent improvements.\r\nWe suggest giving authorities the competency, and encouraging them to stop (government-induced) market distortions, in both the physical energy and energy derivatives markets immediately - at least temporarily - instead of acting retroactively.\r\n6. Facilitate the energy transition (section 6)\r\nEU policymakers have set out the objective of achieving a genuine energy union, by securing the supply of abundant, affordable and clean energy, that serves the dual objective of pursuing European energy sovereignty and climate neutrality.9\r\nLiquid energy wholesale markets are a prerequisite for market participants to support this EU objective and empower them to invest in renewable assets. As government support changes and gradually phases out (e.g., zero bid tenders for offshore in Germany and the Netherlands), the availability of market-based opportunities for reducing risks (such as renewable power-\r\n9 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, p.10, https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 12\r\npurchase-agreements and futures contracts) becomes increasingly important to make new renewable investments financeable. For the de-risking of investments as a prerequisite to attract financial institutions as lenders, renewable investors need trading partners from the energy industry capable to warehouse and trade away these risks.\r\nWe suggest that legislative action should be guided by maintaining open and liquid energy and energy derivatives markets, without undue market entry barriers for non-financial firms as risk takers, in order to ensure private financing of energy transition investments and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy.\r\n7. Protect global competitiveness (section 7)\r\nThe current regulatory framework for energy commodity trading in the EU is based on the IOSCO principles and meets the G20-Commitments, developed in light of the financial crisis. Compared to other key jurisdictions for commodity trading, it currently maintains a level playing field on an international level.\r\nRequiring investment firm status for energy market participants from the non-financial sector has no precedents in competing key jurisdictions (including the United States), and would put at risk the competitiveness of European markets and its ability to maintain a high level of liquidity and to attract investments in new assets, such as those required for the delivery of the energy transition (see before). In addition, it would impair the competitive position of European market participants on the global market for energy and natural resources, including having a negative impact on European security of supply.\r\nWe suggest keeping global competitiveness as a key legislative objective10, aligning regulatory measures with IOSCO recommendations, and refraining from measures which have no precedence in competing jurisdictions and lead to an uneven international playing field.\r\n10 This is consistent with recent policy initiatives by the EU, aiming to boost long-term competitiveness for economic activity and productivity. See European Commission (2023), “EU competitiveness beyond 2030: looking ahead at the occasion of the 30th anniversary of the Single Market”, https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_23_1668\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 13\r\nSECTION OVERVIEW\r\nIn the following, we summarise the key report findings for each section.\r\nSection 1 – Introduction: Efficient and resilient trading requires consistent and harmonised regulation across energy and financial markets Policy recommendation Following an in-depth review of the regulatory environment and recent market developments of the commodity derivatives market, Frontier/Luther arrived at three guiding principles for regulatory actions: ■ Energy and financial markets are closely interlinked, and actions taken in one market affect the other, and vice versa. ■ Energy Trading Europe’s member firms cannot abstain from trading on energy derivative markets without adverse effects on the physical market and therefore need constant unrestricted financial market access at foreseeable costs. ■ In crisis situations, resilient energy trading requires well-informed decision-making bodies which are in a position to take immediate decisions to prevent market distortion before it occurs.\r\nBackground and purpose of the study\r\nEnergy Traders Europe has instructed Frontier and Luther to assess the envisaged regulatory review of the AAE under MiFID II. The report considers various strategic legal and economic dimensions:\r\n■ It particularly focusses on liquidity and proper market functioning, the ability to withstand external shocks, prevention of market abuse and support for orderly price formation.\r\n■ It further highlights the need for risk management from energy business activities, the importance of competitive and liquid energy markets for the strategic autonomy of the European Unition and the facilitation of the open energy transition.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 14\r\nEnergy trading is a necessary ancillary activity for market participants to conduct their main business\r\nEnergy market participants11 (“EMPs”) operate in a complex supply chain, and face various commercial risks from producing, buying and selling energy commodities. Trading is a key prerequisite that energy markets are efficient, and reflect scarcities in the supply and demand balances through corresponding price signals to market participants. It is also an essential ancillary activity, allowing energy firms to actively manage risks from their main commercial business of energy generation and supply, and (inter alia) provides risk transformation between the supply and demand side, as well as valuable insights into current and future market developments for EMPs that allows for competitive pricing of energy commodities.\r\nThe regulatory environment for energy trading considers both energy and financial markets\r\nEnergy commodities such as (renewable) power, gas, oil and prospectively (green) hydrogen form the basis for economic activity in the EU. This requires an appropriate regulatory framework that ensures an affordable, secure and sustainable energy supply to the benefit of the European economy and population. The recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the current regulatory framework for energy markets in the EU.\r\nIn addition to energy markets, policy makers have also identified the need for regulatory oversight and intervention in the financial markets where energy derivatives are traded. As energy and financial markets are closely interlinked, policymakers and regulators should keep in mind that actions taken in one market will have an impact on the other, and vice versa.\r\n11 We use energy market participants largely as synonym for non-financial entity, which may e.g., be an energy producer or supplier or an energy intensive industrial user. Legally defined these are persons, which are none of the following: - an investment firm authorised in accordance with Directive 2014/65/EU; - a credit institution authorised in accordance with Directive 2013/36/EU; - an insurance or reinsurance undertaking authorised in accordance with Directive 2009/138/EC; - a UCITS and, where relevant, its management company, authorised in accordance with Directive 2009/65/EC, unless that UCITS is set up exclusively for the purpose of serving one or more employee share purchase plans; - an institution for occupational retirement provision (IORP), as in point (1) of Article 6 of Directive (EU) 2016/2341; - an alternative investment fund (AIF), as defined in point (a) of Article 4(1) of Directive 2011/61/EU; or - a central securities depository authorised in accordance with Regulation (EU) No 909/2014.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 15\r\nSection 2 – Regulation should promote energy trading, which is a key factor for affordable, secure and sustainable energy supply Policy recommendation The regulatory framework for energy trading should promote stable and liquid market conditions, orderly and transparent price formation, low barriers to entry, and an adequate level of investments under fair and open competition in interconnected markets. Such targeted and comprehensive regulation would allow EMPs to support efficient and resilient energy markets by adequately managing the various risks throughout the energy supply chain, and optimising their risk management for hedging activities. However, it is further of particular importance for non-hedging trading activities as they provide competitive pricing of energy commodities, and allow diversification of business activities, ultimately enabling the wider European economy to take full advantage of the benefits of energy trading.\r\nTrading is a key prerequisite for liquid, competitive and efficient energy markets (section 2.1)\r\n■ European end-consumers benefit from energy trading through affordable, secure and sustainable energy supply (section 2.1.1): energy trading is essential for liquid and competitive energy markets, with energy resources efficiently allocated through accurate and orderly formed price signals. Trading incentivises long-term investments in the energy sector, including those in renewable assets to facilitate the energy transition, and reduces wholesale transaction costs to the ultimate benefit of end-consumers downstream.\r\n■ Hedging and non-hedging trading activities by market participants play a crucial role in achieving liquid, competitive and efficient energy markets (section 2.1.2): EMPs engage in trading to hedge prices from energy generation and consumption over location and time. However, motives for energy trading go beyond hedging, and play a crucial role in creating liquid energy derivatives markets. These motives include risk transformation, price discovery and business diversification, as well as own account trading.\r\n■ Energy commodity markets are closely linked at various levels (section 2.1.3): efficient and resilient energy trading requires liquid markets for different commodities (e.g., power or gas) traded across contract types (e.g., spot and derivatives), channels (e.g., exchanges and “over-the-counter”) and geographies that are closely linked amongst each other. The variety of energy commodities (and markets thereof) reflect the complexity of the supply chain EMPs are operating in, and highlights the importance for a targeted and consistent regulatory framework.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 16\r\nSound risk management strategies are of particular importance for professional energy trading (section 2.2)\r\n■ Market participants apply centralised and consistent risk management frameworks for their trading activities (section 2.2.1): as industry standard, risk management is a central company function for EMPs, which is typically guided by existing regulatory and legal frameworks (e.g., MaRisk12). Within their risk management frameworks, EMPs trade under strict and pre-defined risk mandates, and apply comprehensive methods to manage three main risk types (market, credit, and cash liquidity risk). Liquid markets allow EMPs to manage these risks more efficiently, ultimately resulting in lower transaction costs to the benefit of end-consumers downstream.\r\n■ Managing cash liquidity risk is an integral part of daily risk mitigation procedures (section 2.2.2): for managing the cash liquidity risk, which has been of particular importance in the energy crisis, EMPs rely on a range of methods in their daily operations. This includes a continuous assessment of cash reserves, stress testing and scenario analysis, the diversification of funding and comprehensive reporting and monitoring.\r\n12 Bundesbank (2022), “Annotated text of the Minimum Requirements for Risk Management (MaRisk) in the version of 16.08.2021”, https://www.bafin.de/SharedDocs/Downloads/EN/Rundschreiben/rs_1021_marisk_ba_en.html and Regierungskommission (2022), “German Corporate Governance Code as amended on 28 April 2022”, https://www.dcgk.de//files/dcgk/usercontent/en/download/code/220627_German_Corporate_Governance_Code_2022.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 17\r\nSection 3 – Appropriate regulation should support resilient energy markets in periods of high price volatility Policy recommendation ■ Keep the current scope of the AAE under MiFID II: liquid, competitive and efficient EU energy markets are key to ensuring an affordable, secure and sustainable energy supply. The AAE13 under MiFID II14 is an important regulatory instrument to deliver these outcomes. The current scope of the AAE is appropriately calibrated to ensure such proper market functioning and efficient risk management by market participants, and should therefore be kept in place. To submit energy market participants to an investment firm status through narrowing or abandoning the AAE would not address any root causes of the energy crisis, or perceived regulatory shortfalls during the energy crisis, but rather negatively impact the liquidity and reliability of both physical and financial energy markets.15 ■ Monitor and support flexible surveillance and control measures of exchanges: the currently available instruments to oversee actual trading behaviour at trading venues are sufficient, and have been sharpened and recalibrated where appropriate. For example, volatility safeguards, such as circuit breakers, have been tightened as part of the exchanges’ regular review process, as well as in reaction to the obligation to establish an intra-day volatility management mechanism as laid down in the Regulation (EU) 2022/2576 enhancing solidarity through better coordination of gas purchases, reliable price benchmarks and exchanges of gas across borders. In its assessment of the mechanism, ESMA writes that the implemented intra-day volatility mechanisms (“IVMs”) generally seem adequately calibrated, with the caveat of the assessment being done in a period with no evidence of protracted volatility episodes affecting energy commodity derivatives trading. We suggest that policymakers monitor how these partly reconfigured instruments work and unfold in practice and, hence, do not pursue any action before the\r\n13 The AAE exempts energy companies for which trading is only ancillary to their main business from an authorisation requirement and hence inter alia prudential capital requirements for investment firms. See Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065\r\n14 Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065.\r\n15 In order to tackle the root cause of the energy crisis and avoid similar situations in future, regulators must focus on the physical side of energy markets (e.g., improving the physical availability of energy supplies, increase investments in physical transmission infrastructure to reduce bottlenecks, reduce market entry barriers, avoid undue supply concentration and foster diversification, including storage and transportation options, improving storage filling regimes and demand-side reduction of energy consumption).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 18\r\nreview of the Position Limit Regime, foreseen for 2025. With regard to the EC’s ‘market correction mechanism’ , we suggest letting this instrument expire. ■ Facilitate clearing and liquidity management: the central clearing system and associated processes for the calculation and provision of margins to collateralise the exposure of exchange trading towards the central clearing counterparty, proved to be resilient during the crisis. Nevertheless, in order to improve liquidity management of firms in such situations, the EU legislator has already responded by improved rules under EMIR 3.0, which will increase the transparency and predictability of margin calls and broaden the scope of eligible collateral. These instruments will be accompanied by initiatives of the private sector, such as first actions of clearing houses to optimise their models, and the current development of a standard liquidity manual by Energy Traders Europe in order to set industry standards.16 We suggest that policymakers follow and support this industry initiative, and monitor the practical implementation of the improved clearing and margining processes, but do not pursue any immediate additional action after EMIR 3.0.\r\nThe recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets (section 3.1)\r\n■ Supply shocks for gas and power, in combination with a high concentration of gas supply, were the root cause for price spikes during the energy crisis in Europe (section 3.1.1): in August 2022, market prices for power and gas reached unprecedented levels, creating a “perfect storm”: a massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe that coincided with a significant reduction in available power generation capacity (e.g. low availability of French nuclear power generation). Market interventions, such as the “safety ceiling on gas prices” under the EC’s “Market Correction Mechanism”17 (“MCM”), and gas storage filling obligations in some Member States (e.g., Germany and Italy)18 prevented energy markets from operating efficiently, which resulted in additional challenges for EMPs in an already stressed market environment.\r\n■ Market participants quickly identified and undertook adequate remedial actions to manage the increased cash liquidity risk (section 3.1.2): rising wholesale prices further led to a sharp increase in collateral requirements (“margin calls”) for EMPs at\r\n16 Energy Traders Europe are currently preparing a liquidity risk manual for their member firms (similar to existing manuals, e.g., on credit risks). The liquidity risk manual will provide guidance on achieving transparency for liquidity management, contingency planning, funding sources, proactive management of the risk triangle, stress-testing and the organisational setup / governance.\r\n17 See European Council/Council of the European Union (2022), “Council agrees on temporary mechanism to limit excessive gas prices”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/12/19/council-agrees-on-temporary-mechanism-to-limit-excessive-gas-prices/\r\n18 See for example ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p. 45-47 and 80ff., and VIS (2023) at the request of ACER and the Council of European Energy Regulators (CEER), Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations for the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators”, p. 38ff.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 19\r\nenergy exchanges. Market participants responded by deploying short-term emergency measures and improving their pre-existing risk management capabilities.\r\nThe regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under the investment firm regulation (section 3.2)\r\n■ The EC’s review mandate primarily focuses on liquidity and market functioning, proper risk management and the facilitation of the energy transition (section 3.2.1): the review mandate of commodity derivatives regime by the EC explicitly relates to market liquidity and proper market functioning, risk management by EMPs, the strategic autonomy of the EU, the ability to withstand external shocks and the facilitation of the energy transition.\r\n■ Investment firm status is disproportionate to the business model of market participants (section 3.2.2)\r\n□ Material prudential capital requirements under investment firm status: in order to comply with an investment firm status, EMPs would either require additional capital resources to continue business activities as usual, or those activities would need to be curtailed. A six-month survey led by Energy Traders Europe19, held among the largest European energy market participants, shows that the investment firm status would result in mean capital requirements of more than EUR 3 billion for survey participants, and a mean capital deficit of EUR 910 million.20\r\nThe investment firm regulation would adversely impact overall market liquidity and efficiency, with the capital required to comply with financial regulation “trapped” and therefore unavailable for investments such as those required for the energy transition (see for details section 6). Additionally, liquidity requirements under the investment firm regulation do further not assess the cash needs for each EMP in the ordinary course of business (e.g., for margining of cleared transactions), but what cash would be needed for a potential orderly wind-down scenario.21\r\n19 For confidentiality reasons, the survey was conducted by an independent advisor. Frontier has been provided with key results and a description of methodology (see Annex C).\r\n20 As we set out in the report, capital requirements estimated by survey participants vary considerably, e.g., driven by the strategy and operating model of each firm (see section 3.2.2).\r\n21 Consistent with the capital requirements, liquidity requirements have been calculated under investment firm regulation (Regulation (EU) 2019/2033 of the European Parliament and of the Council of 27 November 2019 on the prudential requirements of investment firms, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32019R2033). Performing the survey calculations has been a complex undertaking for the survey participants, requiring a combination of skills and calculation capability. Uncertainty remained on the correct treatment for certain common physical energy market transaction types and risks, highlighting that the investment firm regulations is not designed for the business conducted by EMPs. Calculating specific liquidity requirements set out in Article 42 of Directive (EU) 2019/2034 of the European Parliament and of the Council of 27 November 2019 on the prudential supervision of investment firms and amending Directives 2002/87/EC, 2009/65/EC, 2011/61/EU, 2013/36/EU, 2014/59/EU and 2014/65/EU is even more complex, with competent authorities, such as national regulators, having discretionary choices how to apply their supervisory power and\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 20\r\n□ Organisational restructuring: business models of EMPs are fundamentally different to those targeted under investment firm regulation such as banks. An investment firm status would require EMPs to reconsider their whole group structure for their ancillary trading activity, with the sole purpose of complying with investment firm regulation. In particular, there are several areas where current systems of EMPs would need to be significantly changed to perform ongoing capital and liquidity calculations under investment firm regulation (e.g., IT systems, operational organisation, etc.), which would further require specialist resources.\r\n□ Knock-on effect under EMIR for EMPs: investment firm status under MiFID would imply that EMPs gain status as \"Financial Counterparty\" under EMIR resulting in additional cash burden under mandatory OTC collateralisation for derivatives with an initial margin of around EUR 180 million per survey participant on average, up to EUR 1 billion for one firm.22\r\n■ Investment firm status would limit market resilience, in particular in crisis situations (section 3.2.3)\r\n□ No impact on physical energy shortage: extending the scope of prudential capital requirements to energy traders, by revoking the AAE, would neither address the root cause of the energy crisis (physical scarcity of gas and power), nor improve the cash liquidity crunch from surging collateral requirements (“margin calls”) for cleared transactions at energy exchanges. Prudential capital requirements are designed to cover potential losses at adverse market developments but do not result in additional generation capacity or LNG supply.\r\n□ Adverse impact on risk management and market liquidity: on the contrary, larger energy traders would have either faced an even more severe liquidity burden (from mandatory collateralisation of OTC derivatives trading) or would have exited the market, further reducing liquidity in the energy wholesale market which was already low during the energy crisis (for exactly this reason). This could have further deteriorated the quality of the price signal and made it more difficult to find counterparties for risk management (e.g., hedging assets or retail customer contracts). In particular, it would imply that EMPs would no longer be in a position to trade-off their market, cash liquidity and credits risks according to their individual needs and preference, which was a key mitigating measure during the energy crisis.\r\ndesign the calculation approach for specific liquidity requirements. Given this uncertainty, and in an effort to provide meaningful results across EMPs located across the EU, the survey refrained from calculating specific liquidity requirements in the context of this study. Based on conversations held with members of Energy Traders Europe, the specific liquidity requirements would likely be higher than those calculated in the survey. However, this does not alter the overall conclusions of this study. In particular, the specific liquidity requirements would not have alleviated the energy crisis. Specific liquidity requirements have no impact on the physical availability of energy commodities, but rather increased the cash liquidity crunch for EMPs through mandatory margining for OTC trading under EMIR (see also section 3.2.3).\r\n22 Survey results on the EMIR knock-on effect based on a second survey led by Energy Traders Europe, see section 3.2.2 and Annex D.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 21\r\n■ Investment firm status stands in contrast to the regulatory objectives for energy commodity derivatives set out in the EC’s review mandate (section 3.2.4): when compared to the EC’s review mandate for the commodity derivatives regulation, the investment firm status would result in less liquid and less efficient energy markets, with reduced hedging opportunities for energy market participants and contradict EU policy goals with a detrimental impact on the energy transition and a lower ability to withstand external shocks.\r\nExisting instruments for crisis prevention and management are well suited to address regulatory concerns articulated in the energy crisis (section 3.3)\r\n■ Position limits prevent market cornering and may address excessive commodity price volatility (section 3.3.1): position limits and position management controls are existing instruments meant to support orderly price formation and prevent market distortion. In a rapidly changing market environment, position management instruments calibrated by exchanges are more flexible and allow for quicker responses as opposed to controls requiring a full regulatory procedure for endorsement. Position limits in particular can unfold negative side effects by hindering the development of new and nascent trading products. Consequently, they should continue to apply to critical commodity benchmarks only.\r\n■ Accountability limits and position management controls applied by exchanges limit the clustering of risks by individual market participants (section 3.3.2): under accountability limits, a market participant exceeding an accountability level may be asked by the exchange to provide additional information relating to the position. We conclude that the system of accountability limits and position management controls appears to be efficient. If it comes to the interaction between short-term physical and longer-term derivatives markets, such as in the case of storage filling obligations, scrutinising the position of (state-endorsed) market participants and evaluating their commercial objectives could be applied at an earlier stage.\r\n■ Circuit breakers and price limits prevent sharp price movements (section 3.3.3): circuit breakers are an existing emergency instrument to temporarily prevent fundamentally unjustified sharp price moves and to limit price volatility. There are currently no legal restrictions on the design and adaptation of circuit breakers for use in crisis situations. Important to note, circuit breakers are an exceptional instrument and are associated with negative effects as they impair hedging options and may shift liquidity to less transparent trading channels. After the recalibration of circuit breakers by exchanges23 in light of the energy crisis, we see no need for further legal action and suggest letting these instruments develop and prove their effectiveness.\r\n23 ESMA (2023), “Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 22\r\nAnother instrument to prevent market distortions in extreme price scenarios is the introduction of maximum prices above which transactions at exchanges are not matched and exceeding orders are neglected (e.g., the MCM introduced by the EC in the energy crisis). The introduction of hard price caps works against the principle to ensure a continuous price discovery function, to have open and accessible markets and to enable the market participants to comply with their contractual obligations and to de-risk their positions. Such instruments should therefore be deprioritised and discontinued.\r\n■ Central clearing as risk mitigating tool to protect against counterparty default and preserve market stability (section 3.3.4): the central clearing system proved to be resilient during the crisis and the credit risk of the energy industry was mitigated effectively, however, at the cost of severe challenges to the cash liquidity management of some market participants. Therefore, going forward, transparency on the calculation of margins and the predictability of margin calls is key for stable and resilient liquidity planning24 by EMPs.\r\nIn that regard, the EC has, in the course of the revised EMIR, already put forward some helpful proposals to improve the predictability of margin calls for the benefit of market participants. EMPs shall be better informed about:\r\n□ the calculation methodology of the margin requirements;\r\n□ situations and conditions that may trigger margin calls; and\r\n□ the procedures used to establish the margin amounts to be posted and to receive a simulation of such margin requirements.\r\n■ Supervision of algorithmic trading (section 3.3.5): the use of trading technology has evolved significantly over the last decade and algorithmic trading is increasingly used not only in the financial markets, but also the wholesale energy markets. Already today, there is sufficient oversight to avoid from amplifying the price effects of the energy crisis in the energy derivatives market, and will in future be accompanied by the notification of the use of algorithmic trading in the energy wholesale market to the National (Energy) Regulatory Authorities (“NRAs”) and ACER and the requirement to implement effective and suitable risk controls.\r\n■ The C.6 carve-out under MiFID II is an appropriate key differentiator between physical and financial market regulation (section 3.3.6): the C.6 carve-out ensures the applicability of the tailor-made market integrity regime under the Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency (“REMIT”)25 to prevail, which is the targeted integrity regime for energy markets. In addition, the C.6 carve-out is an\r\n24 The continuous accessibility of clearing facilities beyond the clearing mandate is essential to allow for market access without unwanted counterparty credit risk on a voluntary basis or to replace it by voluntary clearing.\r\n25 Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32011R1227\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 23\r\ninstrument to prevent double regulation and aligns the scope of financial regulation in the EU with the understanding in other key jurisdictions.\r\n■ New EU developments regarding market efficiency and stability (section 3.3.7): the experiences of the energy supply crisis and related market events have triggered a number of regulatory actions to address market resilience in stress situations. This concerns physical as well as the financial markets and are anchored in energy and financial market legislation. While policymakers and regulators need to address the root causes of the energy crisis in physical markets, and while most of the measures in recent energy and financial market regulation contribute to better and more resilient markets, it is important to understand that interventions in the financial energy markets will also affect the physical markets and vice versa. The introduction of mandatory gas filling levels in gas storage facilities is a relevant example for such interaction which should be further addressed in more comprehensive legislation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 24\r\nSection 4 – The current regulation provides for comprehensive market transparency and supervision Policy recommendation Ensure efficient reporting: we suggest harmonising the reporting standards between physical energy and energy derivatives markets reporting (to the extent possible) and create a comprehensive single data set which is sent out in a similar process and timeline to all regulatory stakeholders.\r\nReporting requirements under EMIR and REMIT support key objectives of financial market regulation for energy trading but could be more efficient (section 4.1)\r\nReporting is an essential tool for achieving market-wide transparency by enabling regulators to detect, stop and prevent market abuse. This requires timely information about transactions in the physical energy and energy derivatives market and would benefit from corresponding access to fundamental data, showing the supply and demand balance for the underlying physical gas and power flows. In order to take informed decisions in complex crisis situations and detect market distortions early, regulators should be able to form a view not only on either the derivative or physical energy market but include both sides into their assessment.\r\nEMPs are currently subject to a dual regulatory reporting system:\r\n■ for financial market transactions including energy derivatives according to EMIR, and\r\n■ for physical energy wholesale products according to REMIT.\r\nUnder both regimes, EMPs need to timely submit a detailed set of information on transaction data, including price, volume, counterparty, and tenure. REMIT also extends to the reporting of market fundamental data regarding the underlying physical energy flows, the publication of inside information and the reporting of orders to trade.\r\nEach set of reporting has to be completed and sent out separately via the defined reporting channel to the ultimate recipients from the side of the financial authorities on the one hand, and the side of the energy authorities on the other. Consequently, there is no single regulatory authority instantly receiving a comprehensive data set covering both the physical energy and energy derivatives market at the same time.\r\nBetter coordination between regulators will improve market transparency and supervision (section 4.2)\r\nThere have always been mandatory communication channels between financial market and energy market regulators on EU and national level. New rules under EMIR 3.0, the reviewed\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 25\r\nMAR and REMIT 2.0 will further strengthen the coordination and data exchange between the different stakeholders at EU and national level. However, the mechanisms of data exchange and coordination that are in place under the current legal framework do not yet address the duality in the existing reporting systems and its inherent shortfall: the individual reports only cover a subset of relevant market data.\r\nThis appears to be unsatisfactory from a supervisory angle: no single individual regulator has an immediate and complete overview of transactions in the financial as well as in the physical energy market at the same time and will therefore not be in a position to take informed close to real time action to prevent market distortions from the outset.\r\nA harmonised single data set would be highly beneficial in achieving comprehensive market transparency. Consequently, EMPs should send the same harmonised single data set to all relevant entities under applicable regulation. This would have a threefold beneficial effect:\r\n■ energy and financial market regulators can focus their view on a holistic data set covering physical and financial energy markets and easier identify cross market distortions;\r\n■ EMPs’ compliance is facilitated as they have to compose only once a data set instead of multiple times; and\r\n■ the reporting scheme becomes more efficient.\r\nThe harmonised single data set should satisfy the transaction reporting obligations under EMIR and REMIT. It could preferably also include reporting by Organised Market Places (“OMPs”) under financial market regulation.\r\nThe submission of harmonised data sets is also proposed in a parallel discussion on better supervision of the EU Capital Markets Union. It would also contribute to smarter and better regulation by harmonising regulatory frameworks, encouraging mutual recognition, streamlining reporting data, and continuing the initiative to reduce reporting as outlined in the conclusions of the European Council of 17 and 18 April 2024.26\r\n26 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, p.11f., https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 26\r\nSection 5 – Adequate market integrity regulation promotes orderly price formation for efficient energy markets Policy recommendation Maintain market integrity: we suggest giving the authorities the competency and encouraging them to stop (government-induced) market distortions in both the physical energy and energy derivatives markets immediately - at least temporarily - instead of acting retroactively.\r\nEnergy market participants require accurate and reliable price signals (section 5.1)\r\nOrderly formed prices convey important information for EMPs. Accurate and reliable price signals are necessary for an efficient allocation of resources (e.g., where to invest in new generation capacity and which technology), effective decision-making and adequate risk management by EMPs individually, which would further contribute to an efficient energy market organisation as a whole for the benefit of society. The regulatory environment for energy trading should therefore ensure orderly price formation through adequate rules on market integrity.\r\nExisting market integrity obligations under REMIT and MAR safeguard efficient energy trading (section 5.2)\r\nMarket integrity obligations under REMIT and Market Abuse Regulation (“MAR”)27 ensure orderly price formation by addressing market manipulation and insider trading in the physical energy as well as the energy derivatives market.\r\nInstruments include preventive and repressive measures. In practice, EMPs must comply with the obligations set out in REMIT and MAR at the same time.\r\nOn the preventive side, EMPs in particular are obliged to\r\n■ register in order to disclose their identity;\r\n■ publish inside information in a timely manner under REMIT – inside information (data which is likely to have a significant effect on prices if it were to be made public) is to be published immediately at a registered Inside Information Platform (IIP) and kept up to date;\r\n■ report transactional and fundamental data.\r\n27 Regulation (EU) 596/2014 of the European Parliament and the Council of 16 April 2014, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014R0596\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 27\r\nOn the repressive side, Member States enforce the prohibitions through their respective national sanction mechanism, addressing violations of insider trading and market manipulation via administrative and/or criminal sanctions.\r\nBoth regimes follow similar objectives and are currently complimentary to each other:\r\n■ MAR applies to financial instruments including energy derivatives;\r\n■ REMIT applies specifically to wholesale energy products.\r\nGoing forward, the REMIT market integrity regime will extent to such energy wholesale products, which at the same time meet the definition of financial instruments28. This will in particular affect the integrity regime for exchange traded energy products.\r\nCoordination and enforcement in each of the two separate integrity regimes is currently done in two separate streams supervised by financial regulators on the one side, and energy regulators on the other.\r\nTherefore, in the presence of such dual market integrity regimes with complementary, but also overlapping authority of different regulators for the physical energy and the energy derivatives markets, such approach requires close cooperation and information exchange to achieve its regulatory purpose in the best possible way and to manage and overcome any demarcation issues arising from the overlapping regulation with a similar purpose.\r\nThe early detection and suppression of market abuse or other market distorting behaviour on interlinked markets is a complex undertaking and requires close to real time holistic information on all traded energy markets and the legal authority to take immediate action in relation to these markets.\r\nAlbeit recent improvements in material integrity provisions in REMIT and strengthened collaboration between financial and energy market regulators under MAR, a gap regarding pre-emptive correction measures still persists. In particular, in cases where timely corresponding trading actions in both physical energy and energy derivatives markets create market distortions, these should be made transparent and put – at least temporarily – on halt to avoid misleading market participants and to allow for rapid corrective action.\r\nSuch shortfall materialised during the energy crisis of 2022 when, as a consequence of mandatory gas filling obligations, state-endorsed entities entered into unhedged gas purchases in an unprecedented and unexpected way. This has sent potentially misleading information about the real balance of supply and demand to EMPs.\r\n28 See the deletion of former Art.1 para 2 s. 1 under REMIT 2.0 which abandons the former delineation between the two regimes.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 28\r\nSection 6 – Liquid energy markets facilitate the energy transition Policy recommendation Facilitate the energy transition: legislative action should be guided by maintaining open and liquid energy trading markets without undue market entry barriers for non-financial firms as risk takers, in order to ensure private financing and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy.\r\nThe European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually, which increases the need for managing commercial risks through energy trading (section 6.1)\r\nEU policymakers have set out the objective of achieving a genuine energy union, by securing the supply of abundant, affordable and clean energy, that serves the dual objective of pursuing European energy sovereignty and climate neutrality.29\r\nTo achieve this objective, the European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually. As government support changes and gradually phases out (e.g., zero or negative bid tenders for offshore in Germany and the Netherlands)30, the availability of market-based opportunities for reducing risks (such as renewable PPAs and futures) in liquid wholesale markets becomes increasingly important to attract new investments and make them bankable. To facilitate such hedging deals, renewable investors need energy traders on the other market side that are willing to offer hedging products and take risk into their portfolio (“warehousing”) or externalise risks by aggregating and trading them on wholesale energy markets.\r\nApplying investment firm status would adversely impact renewable investments (section 6.2)\r\nThe capital required under investment firm status would be ‘trapped’ and unavailable for long-term capital-intense activities such as renewable investments with a lifetime of 20 years or more (e.g., offshore wind park). Firms would therefore either reduce their investments in renewable assets or could only deliver those at higher costs of capital31 (which would require\r\n29 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, p.10, https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\n30 See for Germany, BNetzA (2023), “Results of dynamic bidding procedures in offshore wind power auctions”, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2023/20230712_OffshoreResults.html?n%20n=404530\r\n31 Financing costs for investments such as those in renewable assets are typically measured by the weighted average cost of capital (“WACC”), which considers a company’s cost of equity and cost of debt. In section 6 of the report, we show that\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 29\r\nadequate refinancing, e.g., through public funding). Higher costs of capital could increase investment costs for the energy transition by approximately EUR 2 to 8 bn annually until 2030.32\r\nthe prudential capital regulations can increase both capital cost components on a group level and therefore result in a higher WACC.\r\n32 Based on a stylised example of an offshore wind project, a change to WACC for an EMP under IFR could increase LCOE by 2% to 8%. Using 2% (or 8%) LCOE increase multiplied with EUR 103bn per year investment costs for the energy transition on the supply side. See on investment volume European Commission (2023), “Answer given by Executive Vice-President Timmermans on behalf of the European Commission (9.6.2023)”.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 30\r\nSection 7 – Any revision of European energy trading regulation must consider global implications Policy recommendation Protect global competitiveness: we suggest keeping global competitiveness as a major legislative objective, aligning regulatory actions with International Organisation of Securities Commissions (“IOSCO”) recommendations and abstaining from actions which have no precedence in competing jurisdictions and lead to an uneven international playing field.\r\nIn order to maintain its competitive position, European regulation for energy trading has to be in line with principles acknowledged on a global level (section 7.1)\r\nPolicymakers have reaffirmed maintaining and strengthening European competitiveness as a fundamental objective of EU policy. This includes energy sovereignty, accompanied by a better and smarter regulatory framework, as set out in Enrico Letta’s report33 on the EU Single Market in Spring 2024 that was welcomed by the European Council.34 These objectives and a new European competitiveness deal should guide any action when recalibrating the regulatory environment for energy trading.\r\nThe current regulatory framework for energy commodity trading in the EU is based on the G20 commitments made in the wake of the financial crisis. Compared to other key jurisdictions for commodity trading (such as the US, UK and Singapore), it currently maintains a level playing field for EU EMPs.\r\nIt further reflects and implements the IOSCO principles for the regulation and supervision of commodity derivatives markets, inter alia:\r\n■ pre- and post-trade transparency requirements;\r\n■ position limits and position reporting for commodity derivatives; and\r\n■ a dedicated framework ensuring the integrity of traded energy markets and, in particular, its price formation and discovery.\r\n33 Letta (2024), “Much more than a market”, https://www.consilium.europa.eu/media/ny3j24sm/much-more-than-a-market-report-by-enrico-letta.pdf\r\n34 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 31\r\nInvestment firm status for energy market participants in Europe has no precedence in other leading global markets (section 7.2)\r\nRequiring investment firm status for energy market participants from the non-financial sector is not part of IOSCO principles and has no precedents in competing key jurisdictions with liquid commodity markets such as the US. It would put the competitiveness of European markets at risk and limit its ability to maintain a high level of liquidity and to attract investments in new assets.\r\nIn addition, it would impair the competitive position of EMPs in the even more global market for energy and natural resources after the energy crisis and thus have a negative impact on European security of supply.\r\nAll jurisdictions compared (the US, UK and Singapore) seek to achieve the common objectives of\r\n■ maintaining the stability of the financial system;\r\n■ fostering the integrity of price formation of traded commodity markets; and\r\n■ ensuring market transparency for the benefit of regulatory oversight and market participants.\r\nHowever, none of them are discussing to mandate investment firm authorisation for EMPs for any of these purposes. To the opposite, the US jurisdiction explicitly allows for unlimited futures trading of EMPs and offers significant headroom for non-hedging OTC swap dealing.\r\nPolicymakers need to consider regulatory trends outside the EU to prevent competitive disadvantages (section 7.3)\r\nPolicymakers in other key jurisdictions focus on improving transparency and the margining practices. This includes higher market transparency through implementing or extending position limits and accountability levels (e.g., the US and UK) or establishing dynamic volatility levels (e.g., the US). International organisations (like IOSCO) also call for extended transparency requirements and further suggest the broadening of collateral for margining beyond cash instruments.\r\nSuch important regulatory trends include:\r\n■ Financial Stability Board: eight particular policy recommendations to increase liquidity preparedness of market participants.\r\n■ IOSCO: recommendations on transparency and predictability of margin calls.\r\n■ UK: position limits to be set and supervised by trading venues instead of the FCA and the wider application of accountability levels on trading venues.\r\n■ US: application of special price fluctuation limits, such as dynamic circuit breakers.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 32\r\nThe EU should focus on these trends rather than abandoning or narrowing the current scope of AAE, which would result in a competitive disadvantage for EU markets and EU EMPs, and is misaligned with the EU’s own regulatory objectives of financial and energy market regulation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 33\r\n1 Introduction: Efficient and resilient trading requires consistent and harmonised regulation across energy and financial markets KEY TAKEAWAYS Policy recommendation Following an in-depth review of the regulatory environment and recent market developments of the commodity derivatives market, Frontier/Luther arrived at three guiding principles for regulatory actions: ■ Energy and financial markets are closely interlinked, and actions taken in one market affect the other, and vice versa. ■ Energy Trading Europe’s member firms cannot abstain from trading on energy derivative markets without adverse effects on the physical market, and therefore need constant unrestricted financial market access at foreseeable costs. ■ In crisis situations, resilient energy trading requires well-informed decision-making bodies which are in a position to take immediate decisions to prevent market distortion before it occurs. Background and purpose of the study Energy Traders Europe has instructed Frontier and Luther to assess the envisaged regulatory review of the AAE under MiFID II. The report considers various strategic legal and economic dimensions: ■ It particularly focusses on liquidity and proper energy market functioning, the ability to withstand external shocks, the prevention of market abuse and the support for orderly price formation. ■ It further highlights the need for risk management from energy business activities, the importance of competitive and liquid energy markets for the strategic autonomy of the European Unition and the facilitation of the energy transition.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 34\r\nIn this part of the report, we:\r\n■ set out background and purpose of this study;\r\n■ highlight that energy trading is a necessary ancillary business activity for market participants to conduct their main business;\r\n■ provide a short overview of the regulatory environment for energy trading; and\r\n■ derive key principles for regulatory actions.\r\n35 We use energy market participants largely as synonym for non-financial entity, which may e.g., be an energy producer or supplier or an energy intensive industrial user. Legally defined these are persons, which are none of the following: - an investment firm authorised in accordance with Directive 2014/65/EU; - a credit institution authorised in accordance with Directive 2013/36/EU; - an insurance or reinsurance undertaking authorised in accordance with Directive 2009/138/EC; - a UCITS and, where relevant, its management company, authorised in accordance with Directive 2009/65/EC, unless that UCITS is set up exclusively for the purpose of serving one or more employee share purchase plans; - an institution for occupational retirement provision (IORP), as in point (1) of Article 6 of Directive (EU) 2016/2341; - an alternative investment fund (AIF), as defined in point (a) of Article 4(1) of Directive 2011/61/EU; or - a central securities depository authorised in accordance with Regulation (EU) No 909/2014. Energy trading is a necessary ancillary activity for market participants to conduct their main business Energy market participants35 (“EMPs”) operate in a complex supply chain, and face various commercial risks from producing, buying and selling energy commodities. Trading is a key prerequisite that energy markets are efficient, and reflect scarcities in the supply and demand balances through corresponding price signals to market participants. It is also an essential ancillary activity, allowing energy firms to actively manage risks from their main commercial business of energy generation and supply, and (inter alia) provides risk transformation between the supply and demand side, as well as valuable insights into current and future market developments for EMPs that allows for competitive pricing of energy commodities. The regulatory environment for energy trading considers both energy and financial markets Energy commodities such as (renewable) power, gas, oil and prospectively (green) hydrogen form the basis for economic activity in the EU. This requires an appropriate regulatory framework that ensures an affordable, secure and sustainable energy supply to the benefit of the European economy and population. The recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the current regulatory framework for energy markets in the EU. In addition to energy markets, policy makers have also identified the need for regulatory oversight and intervention in the financial markets where energy derivatives are traded. As energy and financial markets are closely interlinked, policymakers and regulators should keep in mind that actions taken in one market will have an impact on the other, and vice versa.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 35\r\nBackground and purpose of the study\r\nEnergy Traders Europe has instructed Frontier Economics (“Frontier”), supported by Luther Lawfirm (“Luther”), to assess the envisaged regulatory review of the Ancillary Activity Exemption (“AAE”) under the Markets in Financial Instruments Directive II36 (“MiFID II”).\r\nThis instruction is prompted by the mandate under Art. 90 (5) MiFID II given to the European Commission (“EC”) in consultation with ESMA37, EBA38 and ACER39, which explicitly asks to be based on a comprehensive assessment of the markets for commodity derivatives, emission allowances and derivatives thereof.\r\nThe EC’s regulatory review is closely linked to the developments during the energy crisis, which led to unprecedentedly high market prices for gas and power in the EU.40 Rising wholesale prices further led to a sharp rise in collateral requirements (“margin calls”) for EMPs at energy exchanges.\r\nAgainst this background, Energy Traders Europe decided to commission an own report to contribute to the overall discussion and decision-making process.\r\nThe following Frontier/Luther report considers various strategic legal and economic dimensions and focusses on the:\r\n■ liquidity and proper functioning of markets for energy commodity derivatives and physical power and gas;\r\n■ ability of the markets to withstand external shocks;\r\n■ prevention of market abuse and support for orderly pricing and settlement conditions;\r\n■ need to manage the risks arising from energy business activities;\r\n■ need to maintain competitive liquid markets for energy and energy derivatives; that ensure the open strategic autonomy of the European Union;\r\n■ facilitation of the energy transition and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy;\r\n36 Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065\r\n37 European Securities and Markets Authority\r\n38 European Banking Authority\r\n39 European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators\r\n40 Stakeholders widely acknowledge that a physical shortage of energy triggered by a cut in Russian gas supplies was the primary driver for the energy crisis. See section 3 of this report for a detailed description of the energy crisis, and. For example, ACER (2023), “European gas market trends and price drivers -2023 Market Monitoring Report”, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 36\r\naltogether outlined as key considerations and learnings from the energy crisis in recital (14) MiFID II.\r\nWe further take into account the explicit review criteria of Art. 90 (5) MiFID II which are\r\n■ the ability of affected firms to effectively reducing risks directly relating to its commercial or treasury activity;\r\n■ the application of requirements for investment firms set out in Regulation (EU) 2019/2033; and\r\n■ the requirements for financial counterparties laid down in Regulation (EU) 648/2012.\r\nEnergy trading is a necessary ancillary activity for market participants to conduct their main business\r\nEnergy trading is a necessary ancillary activity for EMPs to conduct their main business of physical generation and supply.41\r\nIn liberalised energy markets, such as the EU, EMPs are active throughout a complex energy supply chain (see Figure 2). This ranges from sourcing of energy to transportation, conversion of energy carriers, storage, distribution and ultimately consumption that is spread across Europe by geography and time42. Various commodities are imported into the EU such as oil, gas (including LNG), coal, and biomass.\r\nFigure 2 Energy market participants operate in a complex value chain\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: Simplified schematic illustration (e.g., excluding biomass and emission certificates)\r\n41 EMPs are also consumers, e.g., when procuring fuel or emission certificates for fossil power plants.\r\n42 With limited storability (in particular for power), energy markets need to balance physical supply and demand at all times (e.g., only very limited capacity to store power generation from renewable production during the night such as offshore wind in pump-hydro-storage for consumption over the day), see Annex B.\r\nenewablesWind and PV uelsGas, coal and oil uclear ower grid as rid ydrogen generation ower generationCavern storage ower storage ydro and large battery storage etailers supplying households and Es arge direct wholesale customer hipping ower grid as rid hipping uel storage\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 37\r\nIn addition, EMPs, which hold physical assets with a lifetime of 20 years and more (e.g., offshore wind parks or gas-fired power plants) are exposed to long-term market risks. It requires EMPs (inter alia) to enter into derivatives contracts on liquid and competitive wholesale markets, with low barriers to entry and orderly price formation, to secure and hedge prices and volumes for the energy they intend to produce or the fuels they will have to procure for future periods. Similar considerations apply for retailers procuring energy on a wholesale level and who provide their customers with fixed price contracts for future delivery periods.43 This derivative trading, conducted both over-the-counter (“OTC”) and at trading venues (e.g., regulated exchanges), constitutes a financial market activity.\r\nThe regulatory environment for energy trading considers both energy and financial markets\r\nThe economy of the European Union is based on the existence of free markets, competition and the effective use of the basic freedoms guaranteed under the European Treaties.44\r\nAs a general principle, this also holds true for energy markets, including energy trading. There is no legal obligation for EMPs to invest into physical assets (e.g., offshore wind park) and to generate or trade energy. The main incentive for EMPs to do so, is to create a return on capital for its shareholders, or to meet existing contractual commitments towards their counterparties or customers. In the absence of an adequate return for investors, EMPs would therefore exit the market, or engage in other business activities.\r\nThe energy sector, however, plays a central role for the European economy. Energy commodities such as (renewable) power, gas, oil and prospectively (green) hydrogen form the basis for economic activity in the European Union across all areas while meeting sustainability targets – from agriculture, manufacturing, services, transportation to the residential sector. Affordable and secure energy is a basic need of Europe’s population.\r\nHistorically, the EU has been widely regarded as providing a high level of energy security and as a frontrunner to a more sustainable energy sector.45 At the same time, however, the EU is under increasing pressure regarding the competitiveness and affordability of its energy supply on a global level. At least partially, these increasing challenges result from a limited endowment with natural resources within Europe and the costs from regulatory interventions, most prominently the pursuit of EU’s sustainability targets46.\r\n43 This is also reflected in the EU’s Electricity Market Reform, see European Council (2023), “Electricity Market Reform”, https://www.consilium.europa.eu/en/policies/electricity-market-reform/\r\n44 As, inter alia, expressed in Art. 3 para. 3 and Art. 6 of the Treaty on European Union (TEU); Art. 4 para. 2 lit. a) and 26 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU).\r\n45 European Commission (2023), “Fit for 55: Delivering on the proposals”, https://commission.europa.eu/strategy-and-policy/priorities-2019-2024/european-green-deal/delivering-european-green-deal/fit-55-delivering-proposals_en\r\n46 See for example IEA (2023), “Electricity Market Report 2023”, https://iea.blob.core.windows.net/assets/255e9cba-da84-4681-8c1f-458ca1a3d9ca/ElectricityMarketReport2023.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 38\r\nAs a consequence, an appropriate regulatory framework ensuring an affordable, secure and sustainable energy supply to the benefit of the European economy and population is required. In this context, the recent energy crisis and related policy interventions provided a real-world stress test for the current regulatory framework for energy markets in the EU.47\r\nIn addition to energy markets, policymakers have also identified financial markets, on which energy derivatives are traded, for regulatory oversight and intervention. The main driver for such intervention is to protect investors and society (as a whole) from harm caused by unlimited and non-supervised provision of investment services to clients. As a result, unless a specific exemption such as the AAE under MiFID II applies, the provision of financial services is only permitted with prior proper authorisation as an investment firm (“IF”). Prerequisite for such authorisation as a licensed investment firm are minimum regulatory capital requirements, liquidity requirements, and a number of business conduct obligations including investor information, transparency, and reporting requirements.\r\nAnother concern with respect to financial markets is the fear that unlimited and non-transparent speculation would affect prices and endanger the stability of the financial system, in particular, if major financial counterparties (“FC”) would fail and require a governmental bailout to avoid insolvency and spill-over effects on other economic sectors. The latter concerns were primarily fed by the experiences of the financial crisis of 2007-2009, also referred to as the Great Financial Crisis (“GFC”)48. The GFC led to various legislative action points, based on the common understanding achieved at the G20 Pittsburgh Summit.49 These resulted in new regulatory instruments, which (inter alia) relate to mandatory clearing of OTC derivatives and increased transparency obligations50.\r\n47 See section 3 for more details.\r\n48 IOSCO (2024), “Consultative Report: Transparency and responsiveness of initial margin in centrally cleared markets – review and policy proposals”, p. 7, https://www.bis.org/bcbs/publ/d568.pdf\r\n49 OECD (2009),”Leader’s Statement of the G20 Pittsburgh Summit”, https://www.oecd.org/g20/summits/pittsburgh/G20-Pittsburgh-Leaders-Declaration.pdf\r\n50 Within the EU, the mandatory clearing obligation under Commission Delegated Regulation (EU) 2015/2205 applies to the products referred to in this Regulation and ESMA (2024), \"Public register for the clearing obligation under EMIR\", ESMA70-151-2218 Public Register for the Clearing Obligation under EMIR (europa.eu). Currently, none of the OTC commodity derivative contracts are subject to mandatory clearing. According to Section 1.1. and 1.2. of the register, only OTC interest rate derivatives and OTC credit derivatives are subject to the clearing obligation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 39\r\nKey principles for regulatory actions\r\nFor our study, we set out three key principles for regulatory actions (see Figure 3 below).\r\nFigure 3 Three guiding principles for regulatory actions\r\nSource: Frontier Economics\r\nAs a first key principle, it is important to understand that energy and financial markets are closely interlinked, and actions taken in one market affect the other and vice versa.\r\nIn the absence of price regulation, protected supply regions or captive customers, EMPs operating in liberalised and increasingly interconnected energy markets need to earn the return for their investments in a competitive environment on a daily basis. At the same time, EMPs are exposed to long-term market risks:\r\n■ volume risk – uncertainty on the level of future energy supply required due to volatile demand reflecting economic growth or recession (e.g., as seen in Covid-19 crisis)\r\n■ price risk – uncertainty on the level of future market prices for energy that determine the economic viability of investments (e.g., selling power from and buying fuel/CO2 allowances for a gas-fired power plant with a lifetime of 20 years and more)\r\n■ currency risk – foreign currency risk when procuring or selling energy on global markets (e.g., buying LNG in USD for a gas-fired power plant and selling the production in EUR).\r\nTo manage these risks, EMPs enter into derivatives contracts to secure and hedge prices and volumes for the energy they intend to produce or the fuels they will have to procure for future periods. Similar considerations apply for retailers procuring energy on a wholesale level and who provide their customers with fixed price contracts for future delivery periods.51\r\n51 This is also reflected in the EU’s Electricity Market Reform, see European Council (2023), “Electricity Market Reform”, https://www.consilium.europa.eu/en/policies/electricity-market-reform/\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 40\r\nConsequently, EMPs are exposed to the fluctuating value of such derivative contracts. Depending on the prevailing concept of financial regulation, such contracts may, in certain jurisdictions, be categorised as financial instruments, which opens the door for financial regulation. This also holds true for the EU regime, where, according to MiFID II52, certain energy contracts are classified as financial instruments.\r\nIt is important to note, however, that the activities of EMPs are necessary to mitigate their commercial risks resulting from the main business activity by accessing liquid and competitive wholesale markets with low barriers to entry and orderly price formation. Also, EMPs are indispensable to mitigate and trade away commercial risk of other market participants such as renewable sponsoring investors and lending banks.\r\nUnlike firms from the financial sector, EMPs hold physical assets (e.g., offshore wind parks or gas-fired power plants) and cannot abstain from participating on the energy wholesale market for buying and selling energy commodities. They trade exclusively among professional counterparties and invest their own money.\r\nIn particular, EMPs continuously require buying and sell:\r\n■ on the physical spot market to balance physical supply and demand (across commodities, location, and time); and\r\n■ on the financial market to manage their own market risk over a longer period by trading derivatives up to multiple years in advance before (physical) settlement.\r\nFor this very purpose, EMPs not only created and supported the development of energy trading venues53, but also developed their own standard trading terms for bilateral OTC trading, such as the General Agreements Electricity54 and Natural Gas55 provided by Energy Traders Europe.\r\n52 Annex I, Section C of Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU of 15 May 2014, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065\r\n53 The European Energy Exchange (EEX) stock corporation (Aktiengesellschaft – AG) is a central trading platform for wholesale energy as well as environmental products, freight and agriculturals based in Leipzig, Germany. The EEX is the result of a merger between LPX Leipzig Power Exchange and the Frankfurt-based EEX in 2002. It was set up by the energy industry itself as a vehicle for utilities to venture into organised trading, as evidenced by the list of shareholders, which can be clustered into market segments such as grid operators, traders, domestic and international utilities. See EEX (2024), “Shareholders”, https://www.eex.com/en/eex-ag/shareholders\r\n54 Energy Traders Europe (2007), “EFET General Agreement Concerning Delivery and Acceptance of Electricity”, Version 2.1 (a), https://efet.org/home/documents?id=36\r\n55 Energy Traders Europe (2007), “EFET General Agreement Concerning Delivery and Acceptance of National Gas”, Version 2.0 (a), https://efet.org/home/documents?id=34\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 41\r\nWith energy and financial markets closely intertwined, any change in financial market regulation affecting energy derivatives, therefore needs to be aligned with the objectives of energy market regulation (and vice versa) to avoid unintended consequences for energy markets, and the European economy as a whole.\r\nMoreover, the regulatory regimes, which preside over each activity, must closely assess the interactions between both markets, and acknowledge the specific requirements by EMPs for efficient energy trading (see Figure 4).\r\nFrom an energy market perspective, core regulatory objectives are affordable, secure and sustainable energy supply. Additionally, any policy intervention in financial markets must also be aligned with the core objectives of financial markets: market transparency, stability, integrity, and investor/ customer protection.56\r\nFigure 4 Policy interventions in financial and energy markets need to be aligned\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: Schematic illustration\r\n56 For completeness, the wider regulatory objectives for both energy and financial market regulation are as follows: 1. Energy market - safe, secure, sustainable, competitive and affordable energy. See Fourth Energy Package (“Clean Energy for all Europeans”), Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity, Recital (2).\r\n2. Financial markets - increase transparency of transactions, better protect investors, reinforce confidence, address unregulated areas, ensure that supervisors are granted adequate powers to fulfil their tasks, avoid potential regulatory arbitrage, create more legal certainty and less regulatory complexity. See Directive (EU) 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (MiFID II), Recital (4) and Regulation (EU) 600/2014 of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Regulation (EU) 648/2012 (MiFIR), Recital (3).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 42\r\nAs a second key principle, we note Energy Traders Europe’s member firms cannot abstain from trading on energy derivative markets without an adverse effect on the physical energy market and therefore need constant financial market access at foreseeable costs.\r\nIn particular, if EMPs were forced to exit energy derivatives trading on financial markets (e.g., as a consequence of disproportionate regulation), this would:\r\n■ severely impact their main business of physical energy generation and supply (e.g., by making new investments more risky and financially unattractive);\r\n■ result in less efficient risk management and the need for alternative hedging approaches (e.g., through governmental support57); and\r\n■ reduce overall market liquidity and thereby impacting orderly price formation (which in turn adversely impact the main business and associated risk management set out above).\r\nAs we set out later in the study in more detail, such withdrawal would therefore neither benefit the financial, nor the energy market (see section 3.2).\r\nAs a third key principle, we note that resilient energy trading requires well-informed decision-making bodies which are in a position to take immediate decisions to prevent market distortion before it occurs.\r\nIn a crisis scenario, quick detection of market distorting behaviour is key, be it of cross-border, cross-commodity, or cross-market impact.\r\nAs a learning from the energy crisis of 2022, uncommon trading strategies in the physical gas market, such as unhedged purchase of gas volumes to fill gas storages, might have a significant impact on prices and price expectations in both shorter- and longer-term markets if these volumes are not resold in the forward market.58\r\nThe energy crisis has therefore shown that co-operation and collaboration between the various stakeholders, both at EU and national level, is essential for early detection and mitigation of such market distortions. This has been enhanced by recent legislative improvements.59\r\n57 Such governmental support could be provided in different ways, including measures such as continuous margining support for EMPs through public funding.\r\n58 In the energy crisis, storage filling obligations were an effective measure to enhance security of supply but adversely impacted market price formation, see case study in section 3.1.1 or ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p. 47, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n59 See section 4.1 for examples.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 43\r\nGoing forward, a harmonised single data set of reportable transactions across all financial and physical market reporting systems would further support early detection of market distorting behaviour60. This would enable regulators to take targeted corrective action before the effects materialise and avoid the application of severe market-wide measures such as circuit breakers61.\r\n60 See policy recommendation 5 (“Maintain market integrity”) upfront.\r\n61 See section 3.3.3 for more information on circuit breakers.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 44\r\n2 Regulation should promote energy trading, which is a key factor for affordable, secure and sustainable energy supply KEY TAKEAWAYS Policy recommendation The regulatory framework for energy trading should promote stable and liquid market conditions, orderly and transparent price formation, low barriers to entry, and an adequate level of investments under fair and open competition in interconnected markets. Such targeted and comprehensive regulation would allow EMPs to support efficient and resilient energy markets by adequately managing the various risks throughout the energy supply chain, and optimising their risk management for hedging activities. However, it is further of particular importance for non-hedging trading activities, as they provide competitive pricing of energy commodities, and allow diversification of business activities, ultimately enabling the wider European economy to take full advantage of the benefits of energy trading. Trading is a key prerequisite for liquid, competitive and efficient energy markets (section 2.1) ■ European end-consumers benefit from energy trading through affordable, secure and sustainable energy supply (section 2.1.1): energy trading is essential for liquid and competitive energy markets, with energy resources efficiently allocated through accurate and orderly formed price signals. Trading incentivises long-term investments in the energy sector, including those in renewable assets to facilitate the energy transition, and reduces wholesale transaction costs to the ultimate benefit of end-consumers downstream. ■ Hedging and non-hedging trading activities by market participants plays a crucial role in achieving liquid, competitive and efficient energy markets (section 2.1.2): EMPs engage in trading to hedge prices from energy generation and consumption over location and time. However, motives for energy trading go beyond hedging, and play a crucial role in creating liquid energy derivatives markets. These motives include risk transformation, price discovery and business diversification, as well as own account trading. ■ Energy commodity markets are closely linked at various levels (section 2.1.3): efficient and resilient energy trading requires liquid markets for different commodities (e.g., power or gas) traded across contract types (e.g., spot and derivatives), channels\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 45\r\nIn this part of the report, we illustrate the importance of trading and adequate risk management strategies for an efficient transfer of risks throughout the energy value chain.\r\n■ In section 2.1 we highlight that trading is a key prerequisite for liquid, competitive and efficient energy markets. We explain benefits for European end-consumers, and highlight that trading allows market participants to manage risks from their core business of energy supply and offer competitive prices on a wholesale level. We close the chapter by explaining how commodity markets are closely linked at various levels (e.g., contract types, trading channel, across commodities and geographies).\r\n■ In section 2.2 we then provide an overview on risk management strategies that are of particular importance for professional energy trading and how these are applied in practice, with a particular focus on managing cash liquidity risk. 62 Bundesbank (2022), “Annotated text of the Minimum Requirements for Risk Management (MaRisk) in the version of 16.08.2021”, https://www.bafin.de/SharedDocs/Downloads/EN/Rundschreiben/rs_1021_marisk_ba_en.html and Regierungskommission (2022), “German Corporate Governance Code as amended on 28 April 2022”, https://www.dcgk.de//files/dcgk/usercontent/en/download/code/220627_German_Corporate_Governance_Code_2022.pdf (e.g., exchanges and “over-the-counter”) and geographies that are closely linked amongst each other. The variety of energy commodities (and markets thereof) reflect the complexity of the supply chain EMPs are operating in, and highlights the importance for a targeted and consistent regulatory framework. Sound risk management strategies are of particular importance for professional energy trading (section 2.2) ■ Market participants apply centralised and consistent risk management frameworks for their trading activities (section 2.2.1): as industry standard, risk management is a central company function for EMPs, which is typically guided by existing regulatory and legal frameworks (e.g., MaRisk62). Within their risk management frameworks, EMPs trade under strict and pre-defined risk mandates, and apply comprehensive methods to manage three main risk types (market, credit, and cash liquidity risk). Liquid markets allow EMPs to manage these risks more efficiently, ultimately resulting in lower transaction costs to the benefit of end-consumers downstream. ■ Managing cash liquidity risk is an integral part of daily risk mitigation procedures (section 2.2.2): for managing the cash liquidity risk, which has been of particular importance in the energy crisis, EMPs rely on a range of methods in their daily operations. This includes a continuous assessment of cash reserves, stress testing and scenario analysis, the diversification of funding and comprehensive reporting and monitoring.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 46\r\n2.1 Trading is a key prerequisite for liquid, competitive and efficient energy markets\r\nIn liberalised energy markets, trading is a key prerequisite for liquid, competitive and efficient energy markets.\r\nFrom an economic perspective, the liquidity of a market63, which coincides with the level of trading, impacts the overall market efficiency, ensuring a competitive environment and level-playing field with orderly formed prices are available to EMPs in a transparent and non-discriminatory manner.\r\nRegulatory measures for energy commodities trading need to be aligned with these objectives, safeguard market participants and ensure they contribute to liquid, competitive and efficient energy markets.\r\nIn the remainder of this sub-section, we highlight that:\r\n■ European end-consumers benefit from energy trading through an affordable, secure and sustainable energy supply;\r\n■ Energy trading allows market participants to manage risks from their core business of energy supply and offer competitive prices on a wholesale level; and\r\n■ Energy commodity markets are closely linked at various levels.\r\n2.1.1 European end-consumers benefit from energy trading through affordable, secure and sustainable energy supply\r\nThe main benefits of energy trading on a wholesale level relate to competitive and liquid markets with energy prices reflecting scarcity. This ultimately contributes to an affordable, secure and sustainable energy supply for European end-consumers (see Figure 5 on the next page).\r\n63 Liquid energy markets allow market participants to buy or sell energy commodities without causing a material change to the price of the product and without incurring material transaction costs. An important feature of a liquid market is the presence of a large number of buyers and sellers willing to transact at all times. Objectives for liquidity include the availability of long-term products for risk hedging, robust reference prices based on real market values and an effective short-term market. See for more details for example Ofgem (2024), “Electricity wholesale market liquidity”, https://www.ofgem.gov.uk/energy-policy-and-regulation/policy-and-regulatory-programmes/electricity-wholesale-market-liquidity\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 47\r\nFigure 5 Energy trading contributes to an affordable, secure and sustainable energy supply for European consumers\r\nSource: Frontier Economics\r\nIn particular, energy trading on a wholesale level brings the following benefits:\r\n■ Enabling competition: since the beginning of market liberalisation in the late 1990s/early 2000s,64 the energy sector has developed into a competitive landscape though remaining market fragmentation yet limits EMPs from hedging their price exposure even more efficiently. Irrespective of this, wholesale energy trading as distinct stage of the energy value chain generates material benefits through increased competition.\r\n□ By market participants: on a wholesale level trading allows EMPs without own generation assets to enter the retail segment by competing for end-consumers further down the supply chain, providing end-consumers with a greater choice of suppliers and more competitive prices. Conversely independent energy commodity suppliers (e.g., renewable power producers without dedicated retail portfolio) can get into the market on a wholesale level and sell their output without the need to contract with end-consumers.\r\n□ By product types: additionally trading stimulates competition in terms of product variety and new product developments on a wholesale level. Against the background of the energy transition and the increased uptake of renewables with volatile generation patterns new product types emerge allowing EMPs to individually match their preferences and needs accordingly. For instance, the uptake of power PPA volumes traded led to an enhanced product offering by EEX, a major European power\r\n64 European Parliament (2023), “Internal energy market”, https://www.europarl.europa.eu/factsheets/en/sheet/45/internal-energy-market\r\nTypes of Trading enefitsTarget mpactImproved welfare efficient market outcome and avoidance of monopoly positionOptimal dispatch of power plants, storages and demand side responseInvestment decisions (country, technology, capacity, etc.)Risk transfer along the value chainImproved financing conditions investments in renewables for energy transition at lower costs ffordability ecurity of supply ustainability hort term trading erivatives trading long term pot tra ing re ire as reference price pot trading short term Competition: Trading follows from and enforces competitionScarcity: Resulting energy prices reflect scarcity in supply/demand balanceLiquidity: Trading creates liquidity and enables risk management nter epen encies e g holesale competition prere isite for transparent prices nter epen encies e g li i ity prere isite for transparent prices Efficient allocation of scarce resources\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 48\r\nexchange, with additional PPA hedging possibilities of up to ten years (compared to a conventional period of six years for standard futures).65\r\n■ Managing scarcity: accurate and reliable price signals are key drivers contributing to an efficient allocation of resources in the markets for energy commodities reflecting scarcity (see also section 5.1). The ability to freely trade spot and derivative products between EMPs on both sides via energy trading therefore highlights short- and long-term imbalances between supply and demand. This incentivises operational or structural adjustments in the market. We illustrate the effects of price fluctuations with the wholesale market for power below:\r\n□ Intraday: scarcity signals provided through intraday prices for power determine how EMPs dispatch their supply flexibility, activate demand-side-reductions, or adjust storage in- and outflows (e.g., pumped hydro assets) on the same day.\r\n□ Short-term: prices signalling scarcity further determine in the short-term which generation assets are ramped up or down and whether power plants with higher short-run marginal costs (e.g., gas turbines) are required to cover the peak market demand expected.\r\n□ Long-term: long-term prices such as those for derivative contracts (e.g., forwards and futures) reaching well beyond the current calendar year additionally signal structural over- and undersupply of power generation assets. Fort instance in case of high prices they provide investment incentives for new generation assets or energy efficiency measures to reduce energy demand (e.g., through new machinery and better production processes for industrial consumers) by EMPs.\r\n■ Enhancing liquidity: energy trading further improves overall wholesale market liquidity. For example, EMPs are more likely to find products that fit their specific needs, can buy and sell power at more accurate and reliable market prices (if traders believe a product is under- or overvalued, they would buy or sell and drive the price up or down correspondingly) and at lower transaction costs (reflected by the bid-ask spread66). More liquid markets therefore reduce energy costs, facilitate better risk management (since more products are available) and ultimately enable the entry of new EMPs, such as investors in renewables which are needed for the European energy transition.\r\n65 See EEX (2023), “PPA edging”, https://www.eex.com/de/maerkte/strom-terminmarkt/power-purchase-agreements-hedging\r\n66 The bid-ask spread is defined as the difference between the highest buy offer (bid) and the lowest sell offer (ask) across the trading period of a given product.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 49\r\nEuropean end-consumers benefit from enhanced wholesale market liquidity Historical wholesale power price data for Germany and Italy between January 2019 and December 2022 shows that higher market liquidity results in more efficient and resilient power markets and higher consumers welfare. Germany is Europe’s most liquid wholesale power market with a financial trading volume around 867 times the physical power consumption (i.e., a “churn factor” of 8)68. Italy’s wholesale market liquidity is more modest, with a churn factor of only 2. Higher trading volumes coincide with lower transaction costs per trade in Germany, as measured by the bid-ask spread (see upper part of Figure 6).69 A high level of market liquidity ultimately benefits end-consumers, as, for example, retailers typically pass-on their wholesale level transaction costs to final customers as an integer part of their price setting strategy.  The more liquid German wholesale market allows for more efficient energy trading to the benefit of consumers. More potential buyers and sellers on the German market contribute to higher trading volumes and market liquidity. More trading parties further imply that buy and sell quotes (at which products are traded in the market) are closer together. In other words: The bid-ask spread is lower, and it is ultimately cheaper to trade power. A good example is the low bid-ask spread pre-crisis in Germany. Over the period 2019-2021 the average German spread (c. 0.23 €/MWh) has been around half of its Italian counterpart (c. 0.50 €/MWh)70.  The more liquid German wholesale market also provided greater resilience in the energy crisis. In 2022, both Germany and Italy lost liquidity (measured as average daily trading volumes) in similar proportion, i.e. trading volumes were about 40% to 50% lower than the average pre-crisis liquidity (2019-2021).71 Despite similar relative losses, the impact on transaction costs was more pronounced: While the average German spread increased from 0.23 €/MWh to 2.77 €/MWh (factor 12), the Italian spread went up from 0.50 €/MWh to 7.54 €/MWh (factor 15)72. Therefore, the remaining absolute level of market\r\n67 Data on churn rates is observed over the time period from 2017 to 2021 and taken from ACER (2021), “Wholesale Electricity Market Monitoring”, https://www.acer.europa.eu/Publications/Progress_report_European_wholesale_electricity_21.pdf\r\n68 The ‘churn factor’ provides an indication of the relative ‘size’ of the market compared to its physical size and is relevant to all market timeframes. See also reference in previous fn.\r\n69 ‘Bid-ask spreads’ are defined as the average difference between the highest buy offer (bid) and the lowest sell offer (ask) across the trading period of a given product. These spreads relate to the costs that market participants may incur when making a transaction. See also reference in fn. 67.\r\n70 Spreads based on analysis of core trading hours (between 9 am and 5 pm).\r\n71 Within our analysis, this corresponds to an average daily trading volume in Germany of c. 5 TWh between 2019 and 2021 and of c. 4 TWh in 2022. Respective values for Italy are c. 770 GWh between 2019 and 2021 and c. 360 GWh in 2022.\r\n72 Consistent with the absolute values depicted above, a similar pattern holds for relative spreads (spreads as percentage of the commodity price). For Germany, relative spreads have increased from 0.3% pre-crisis to 0.9% in 2022 (delta of 0.6 percentage points). The update in Italy is materially higher, with 0.6% pre-crisis to 2.9% in 2022 (delta of 2.3 percentage points) reflecting the lower market liquidity compared to Germany.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 50\r\nliquidity, which has been higher in Germany compared to Italy, materially limited the increase in transaction costs to the benefit of consumers. Figure 6 Lower transaction costs through higher market liquidity, German and Italian Y+1 power contracts in comparison between 2019 and 2022 Source: Frontier Economics based on data provided by a member of Energy Traders Europe Note: Y+1 power contract underlying; trading volumes calculated as average daily trading volume for the respective front year power contract in a given month (i.e., power contract traded in Jan. 2019 is CAL20). Values to the left of the dotted line represent averages from 2019 to 2021; values to the right of the dotted line represent averages for the year 2022. Bid-ask spread calculated as average monthly difference between bid and ask price, bid-ask spread averages over time (i.e., 2019-2021) weighted by relevant trading volumes. Spreads are calculated based on core trading hours between 9 am and 5 pm.\r\nThe benefits of liquid, competitive and efficient wholesale energy markets, in which orderly formed prices highlight supply and demand conditions in a transparent manner, further support overall policy goals for the energy market. This includes the following:\r\n■ Improved welfare – as set out above, energy trading on a wholesale level increases competition, reduces market concentration and market power and thus contributes to a more efficient (welfare-maximising) market outcome that benefit end-consumers (see previous case study).\r\n051015202530 verage bid ask spread in h0123456782019202020212022 verage trading volume in T h2019202020212022 0.8 TWh/day 0.4 TWh/day 3.0 TWh/dayItalyGermany 0.23 €/MWh 7.54€/MWh 2.77€/MWh 0.50 €/MWh 5.1 TWh/day\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 51\r\n■ Efficient allocation of resources – energy trading further strengthens an efficient allocation of resources through scarcity signals on a wholesale level. For instance, generation assets with the lowest costs are dispatched and demand-side responses can be triggered (e.g., as seen in the energy crisis when consumers reduced their demand in light of high prices). In the long-term an efficient level of investment contributes to overall security of supply. It also enables investors to efficiently hedge their financial positions against price and market risks (efficient risk allocation) reducing overall costs for final consumers.\r\n■ Improved financing conditions – trading further reduces transaction costs for EMPs and therefore contributes to cost-efficient and affordable energy. This holds in particular for the substantial new investments needed in renewables (which are increasingly relying on market revenues and products like PPAs to ensure financial viability). This in turn reduces the dependency on additional public financing through taxpayer money.\r\nThe benefits of energy trading are further acknowledged by key regulatory stakeholders in Europe. In a recent consultation on the future electricity market design, the EC emphasised the need for sufficient hedging opportunities with increased levels of renewable generation73:\r\n“Both consumers and suppliers need effective and efficient forward markets to hedge their price exposure and decrease the dependence on short-term prices … ”\r\n“The rapid deployment of renewable generation over the coming years will increase the need for hedging opportunities due to the expected growing price volatility in the years ahea ” emphasis a e in bol\r\nAdditionally, the European regulator for physical energy markets, Agency for the Cooperation of Energy Regulators (“ACER”), has quantified the benefits of cross-border trading in Europe (which is only feasible due to the existence of liquid, competitive and efficient power markets) which illustrates that already direct effects from power trading on spot markets alone can reach two-digit billion amounts. Indirect benefits of cross-border trading, such as lower power prices for the economy (e.g., at the benefit of aluminium or steel producers that can produce higher outputs under lower power prices) or the benefits of trading other energy commodities such as gas, are yet not taken into account.\r\nIn detail, ACER quantified the benefits of cross-border power trading on the spot (day-ahead) markets alone with EUR 34bn for the year 2021.74 In addition to these financial savings at the benefit of European (end) consumers ACER’s analysis further highlights that market integration and higher market liquidity materially reduced price volatility: “Price volatility\r\n73 EC (2023), Commission Staff Working Document: Reform of Electricity Market Design, page 36, https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-03/SWD_2023_58_1_EN_autre_document_travail_service_part1_v6.pdf\r\n74 The ACER analysis compared actual 2021 market results ('historical' scenario) with a scenario where all cross-border capacities were set to zero (the 'zero scenario', implying no electricity trade across Member State borders).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 52\r\nwould have been considerably higher (around seven times as high) if national markets were isolate ”75\r\nWe further provide a comprehensive summary on recent statements by key European stakeholders, including EC, ACER, the European Central Bank (“ECB”) and the European Securities and Markets Authority (“ESMA”) on the benefits of energy trading in Annex A.\r\n2.1.2 Hedging and non-hedging trading activities by market participants play a crucial role in achieving liquid, competitive and efficient energy markets\r\nEMPs create and benefit from market liquidity through trading energy across a variety of commodities, contracts, products, geographies and time. This ultimately contributes to competitive and efficient energy markets to the advantage of European end-consumers (see before).\r\nThe motives for energy trading are divers and subject to the individual needs and business models pursued by EMPs. Broadly speaking, the trading motives fall into two main categories (see Figure 7 below). For EMPs, both categories playing a crucial role in achieving liquid, competitive and efficient energy derivatives markets:\r\n■ Hedging activity – EMPs mitigate risks by insuring (“hedging”) themselves against fluctuating market prices; and\r\n■ Non-hedging activity – EMPs further conduct non-hedging activities, such as risk transformation, price discovery and business diversification, as well as own account trading.\r\nFigure 7 Key motives for energy trading\r\nSource: Frontier Economics\r\nIn the following, we provide more details on the different trading activities (hedging vs. non-hedging) and underlying trading motives by EMPs.\r\n75 ACER (2022), “Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, p. 22, https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf\r\nisk mitigation Insurance against changes in market prices isk transformation Transformationof various risks encountered by the supply and demand side (e.g., tenor transformation) rice discovery and business diversification Insights inmarket trends allowing for business diversification and more competitive pricing wn account trading Investing own money(e.g., selling/buying over /undervalued derivatives that improves the price signal) edging activity on hedging activities\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 53\r\nHedging activity: risk mitigation – EMPs insure (“hedge”) themselves against fluctuating market prices\r\nBy trading on energy wholesale markets, EMPs insure themselves against fluctuating market prices.76 For this purpose, they enter physical or financial contracts that are traded up to several years in advance (see 2.1.3 for more details). Hedging hereby allows both sides of the market more stable and predictable prices for a given period of time.\r\n■ Sellers of energy commodities: hedging allows energy suppliers to fix their margins and costs in situations of decreasing market prices closer to the physical delivery. A good example of this is a (renewable) power plant operator requiring continuous cashflows to cover capital and operational costs of its investment asset with a lifetime of multiple decades. Additionally, for renewable assets with power generation from wind and solar photovoltaic (“PV”), which depends on weather conditions and is intermittent77, predictable cashflows at the time of the investment decision are important for access to external finance. Amongst other financing instruments, “bankability”78 can be achieved through long-term sales contracts.79\r\n■ Buyers of energy commodities: hedging allows energy buyers to reduce their financial exposure in situations of volatile and increasing market prices near physical delivery. In practice, this can relate to industrial consumers such as those from the energy-intense aluminium or steel production that require a high degree of cost certainty for their commodity inputs (e.g., power or gas).80 Additionally, energy trading supports the buy side in securing the adequate level of supply volumes required ahead of the time the physical delivery. This provides energy buyers, such as companies from the chemical, aluminium or steel industry, with a long-term planning perspective for their own business activities (which in turn is beneficial to the wider economy by receiving goods ordered in time and at reasonable prices81).\r\n76 This also includes activities by EMPs in closely related commodities. For example, an EMP with a gas-fired power plant that trades gas and emission allowances as an input for its electricity generation.\r\n77 The volatile generation pattern by wind and solar PV is typically referred to as ‘intermittent’.\r\n78 See for example European Investment Bank (2023), “Developing potential financial instruments and advisory solutions to stimulate more investments in renewable energy generation by means of commercial power purchase agreements”, https://advisory.eib.org/publications/attachments/developing-potential-financial-instruments-and-advisory-solutions-to-stimulate-more-investment-in-renewable-energy-generation-by-means-of-commercial-power-purchase-agreements.pdf\r\n79 As we set out in section 6 in more detail, these investments are key to deliver the green energy transition.\r\n80 Another example would be power and gas retailers offering their own customers downstream contracts with largely fixed tariffs per energy unit consumed limiting the possibility to pass-on changes in procurement costs.\r\n81 Especially when compared to a situation in which adverse price and volatility movements require the unhedged industrial consumer of energy to either pause its production or materially increase its prices towards the final consumer of the good.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 54\r\nEnergy market participants are in a prime position to facilitate hedging EMPs are in a prime position to facilitate the hedging requirements of other EMPs or industrial end users of energy, due their experience with technical and physical specifics of energy commodities. In contrast to financial assets (such as stocks of currency), energy commodities are ultimately linked to physical delivery and consumption at a specific location and date. This creates the need for physical scheduling, transport, and storage. EMPs often operate physical generation assets and therefore possess specialised personnel with know-how on the physical, financial and risk management side of the energy commodities. Most financial companies including banks and hedge funds have exited the energy commodity market in recent years.82 There are two main reasons: ■ Industry knowledge: as set out above many energy commodity markets require specific knowledge of the physics of the underlying products and market regulations related to them to assess and manage (physically and financially settled) energy commodity derivatives. For example, banks often lack the know-how and resources to organise scheduling and balancing for physical PPAs for power generating assets; and ■ Portfolio structure: amongst other factors energy traders such as utilities are also better placed to manage volatility in energy supply such as intermittency of renewable power. They often have a generation portfolio they can use to balance the required power profile and therefore can treat physical trading positions in a similar way to their own generation from physical assets.\r\nNon-hedging activity: risk transformation – EMPs transform various risks encountered by the supply and demand side of energy markets through trading\r\nThe wholesale market activity by EMPs is essential for transforming various risks the supply and demand side of energy markets are facing (see Figure 8 on the next page).\r\n82 BQ Prime (2020), “Why banks are exiting trade and commodity finance”, https://www.bqprime.com/opinion/why-banks-are-exiting-trade-and-commodity-finance\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 55\r\nFigure 8 Energy trading allows for risk transformations that are essential to the supply and demand side of energy markets\r\nSource: Frontier Economics\r\n■ Transforming price and tenor risks: the supply and demand side for energy commodities can have different risk preferences. For example, energy suppliers might favour long-term fixed prices in line with the economic lifetime of their production asset (which can reach 20 years or more), whereas the demand side, such as industrial consumers or retailers, tend to prefer fix price periods for the short- or mid-term in proportion to their specific exposure or business planning cycle (e.g., several months or few years). EMPs, such as energy traders, can balance the different risk levels on the supply and demand side by taking the residual price risk in their portfolio (“warehousing of risks”), perform a netting of positions across transactions, and trade off remaining risks in the wholesale market (e.g., directly or through proxies).83\r\n■ Transforming credit risks: energy suppliers such as investors in renewable generation assets seeking external finance might require off-takers with high credit ratings in order to be eligible for external finance. Energy traders with a high credit rating can offer such a “bankability” and sell on the available volumes to counterparties with a lower rating (e.g.,\r\n83 Similarly, the supply and demand side might have different preferences regarding the duration and volume of a PPA/long-term supply agreement. These agreements have gained particular importance under the EU’s Green Deal and the energy transition. Renewable investors typically ask for tenors of 10 years or more. Consumers on the other side of the market may have preferences for shorter term contracts. EMPs can balance the individual needs of both market sides through so-called tenor transformations.\r\nupply side e.g. energy producer Energy market participant e.g. utility energy trader emand side e.g. industrial consumer Needs long term price securitySeeks credit worthy counterpartyPrice risk Tenor transformationCredit risk transformationPrefer short term fixed pricesSeeks single off takerMay have lower credit ratingLot size transformationCannot access wholesale marketCash liquidity risk transformationSeeks single supplierSells power as produced Buy power as consumed Profile transformation (physical balancing) ncompatibility between needs of supply and demand side\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 56\r\nusing different types of credit support in that context such as letters of credit or bank guarantees). As a specialised operator, they generally tend to have a better capability of evaluating the credit risk related to individual downstream customers, thus enabling the supplier further upstream on the procurement or production of energy.\r\n■ Transforming cash liquidity risks: exchange trading of energy commodities further requires cash margins (or other eligible assets) as collateral for futures and option trades. The collateral requirements change on a daily basis, reflecting changes in the market environment (see section 2.2 for more details). The risk of needing to post larger sums of cash in a very short time period to meet collateral requirements poses cash liquidity risk. This is particularly important for smaller energy suppliers who tend to be liquidity constrained but gain further importance in the context of the energy transition with new market players and a more decentralised approach for generation assets.\r\n■ Lot-size transformation: By trading EMPs can balance differences in lot size between those offered by energy suppliers and required by the demand side in two ways: (i) contracting large energy suppliers to provide energy to multiple smaller parties on the demand side, and (ii) contracting multiple smaller suppliers84 and supplying large individual consumers (e.g., industrials/utilities) or large retail portfolios on the demand side.\r\n■ Profile transformation: energy suppliers, in particular those focussing on renewable generation assets with limited storability, may have a preference to sell power “as produced”, while consumers on the demand side prefer “as consumed”. By trading, EMPs can balance timely and geographic differences between the two by creating a diversified (renewable) portfolio and trading any remaining differences short-term, including imbalance settlements in advance or even in real time.\r\nNon-hedging activity: price discovery and business diversification – trading provides valuable insights into market developments and allows for more competitive pricing\r\nEnergy trading provides EMPs with valuable insights into recent developments and expected trends on the different energy commodity markets through market prices observed. Open and unrestricted access to wholesale markets with orderly formed prices therefore enables EMPs to conduct comprehensive market analysis. This in turn allows them to efficiently manage their day-to-day operations, steer the long-term business strategy and offer more competitive pricing:\r\n84 In doing so, EMPs further allow smaller players to benefit from increased liquidity, competitive dynamics, and scarcity signals from the wholesale market. These smaller players typically lack adequate access to marketplaces (e.g., exchanges), consider the costs of operating 24/7 trading desks too high or refrain from the comprehensive scheduling and balancing requirements of energy commodities on their own. With increasingly decentralised power supply in the context of the energy transition the need for such wholesale market access and lower barriers to entry for smaller players is likely to further increase going forward.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 57\r\n■ Price discovery: For example, energy trading allows utility companies with plans for asset investments or for expansion into new markets to first understand the local market functioning through financial trading of energy commodities on day-to-day basis ahead of investing in own production assets in the respective market upstream (see case study below).\r\n■ Business diversification: Financial trading, as well as investments outside a company’s core market that can follow from a successful period of price discovery, further allow for a diversification of the company’s risks and revenues, which (in turn) could provide greater resilience in case of market distress (e.g., by a reduction of concentration risk85).\r\n■ Competitive pricing: Energy trading also allows EMPs to offer more competitive pricing. For instance, EMPs expanding their business activities towards less liquid energy wholesale markets would provide additional trading opportunities to those EMPs already in the market (and vice versa). This in turn improves local market liquidity and the quality of the price signal. It further supports European market integration and would likely reduce transaction costs to the benefit of final consumers, with retailers typically passing-on their wholesale level costs downstream (see case study in 2.1.1). Lowering barriers to entry: Market discovery and integration by energy trading Energy trading allows EMP to gain insights into new markets. It ultimately contributes to lower barriers to entry, overall market integration and more competitive pricing. Before investing in (physical) assets in new markets, EMPs need to understand local regulation, market dynamics (e.g., price formation mechanisms) and the nature and set-up of relevant counterparties to reduce their investment risk. Financial energy trading is a way to gain market experience and to take final investment decisions. For example, an EMP aiming to diversify its asset portfolio and income streams through investments in renewable generation assets outside its core markets, such as a Nordic utility company expanding its business towards Western or Central Eastern Europe (CEE). Similarly, EMPs located in currently less liquid markets (e.g., CEE region) benefit from trading in more liquid and sophisticated energy markets. This can relate to better price discovery opportunities and more competitive pricing by accessing higher market liquidity, or a transfer of knowledge. For instance, a transfer of knowledge can relate to the understanding of the flow-based market coupling currently operated in the core capacity calculation region (CCR)86 which may expand\r\n85 See for example section 3.1.1 and the Uniper case study for the adverse market effects under materialised concentration risks during the energy crisis.\r\n86 The CCR includes Austria, Belgium, Croatia, Czechia, France, the Netherlands, Germany, Hungary, Luxembourg, Poland, Romania, Slovakia and Slovenia. See ERRA (2023), “ERRA Member News: EU day-ahead flow-based market coupling (FBMC)”,https://erranet.org/member-news-eu-day-ahead-flow-based-market-coupling/#:~:text=The%20key%20objective%20of%20the,%2C%20Luxembourg%2C%20Poland%2C%20Romania%2C\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 58\r\nin future to yet separated and therefore less liquid markets in Europe (e.g., Spain, Portugal, Italy, Bulgaria, and Greece). The benefits of market discovery further stretch beyond the positive effects for EMP trading commodities. In fact, increased trading activities by EMPs in and outside their core markets enhance overall market liquidity and market integration at the benefit of European consumers. In particular, this improves the quality of the available local price signal, which (in turn) supports more efficient and resilient market outcomes.\r\nNon-hedging activity: own account trading – EMPs invest own money\r\nEMPs may also invest their own money and trade to achieve a financial return, e.g., by capturing the intrinsic value of energy commodity contracts by selling derivatives which they believe are overvalued and buying derivatives which are undervalued. EMPs achieve a financial return if their market view and the trading position taken materialises.\r\nOwn account trading is essential for well-functioning and efficient markets:\r\n■ It creates additional market liquidity, in particular as other market participants who trade for hedging purposes need counterparties that are willing take on the risk and internalise it or trade it on.\r\n■ It improves the quality of the wholesale price signals since own account traders would increase the price for undervalued derivatives as additional buyers and vice versa decrease the price for overvalued derivatives. A higher quality of the price signal in turn fosters more competitive pricing (see before).\r\nAs for all wholesale trading activities, it is important to note that EMPs employ rigid risk management frameworks and tools (see also section 2.2), which are accompanied by additional safeguards when trading on own account in particular (e.g., separate trading books and/or, dedicated sublimit for speculative positions in the portfolio).\r\n2.1.3 Energy commodity markets are closely linked at various levels\r\nEMPs trade energy commodities as different contracts and products via different marketplaces and channels across geographies. While the specific energy commodity products are typically traded on a standalone basis, their markets are closely linked at various levels, which creates the need for a targeted and comprehensive regulatory framework.\r\nIn the following paragraphs, we particularly highlight that:\r\n■ different types of contracts are required for trading energy commodities;\r\n■ market liquidity across trading channels is key for efficient energy markets; and\r\n■ energy commodity markets are closely interlinked at various levels.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 59\r\nDifferent types of contracts are required for trading energy commodities\r\nEnergy commodities traded on the relevant marketplaces of regulated exchange and OTC markets, broadly fall in two categories (Figure 9):\r\n■ Spot products – physical contracts for immediate settlement between the buyer and seller (payment and delivery). In energy markets, spot products can be traded very close to physical delivery, e.g., day-ahead (for delivery on the next day) and intraday (for same-day delivery). Day-ahead markets are typically the most liquid type of spot markets. They are always linked to a physical flow of the underlying commodity, e.g., gas or hydrogen molecules and electric currents.87 Intraday and day-ahead markets ensure that the gas and power markets remain balanced (e.g., the volume actually needed of gas and power is available in any specific hour/day). These markets are also key, for example, to allow market participants to optimise assets with a flexible production, and act as a marketing channel for intermittent renewables (wind and solar PV), the output of which cannot reliably be forecasted long-term and will be depending on the wind/solar strength on a specific day.\r\n■ Derivatives – contracts (both physically88 or financially settled) where the time period between execution and settlement exceeds the spot delivery period and can reach up to several years ahead of settlement. The value of these contracts is dependent on an underlying fixed or reference price of the commodity. The most relevant products are forwards, futures, swaps, and options. Large purchasers (retail companies, large industrial customers) may acquire derivatives such as forwards/futures89 to hedge against the risk of increasing power and gas prices in the future. Generators and import companies, conversely, sell derivatives to hedge against falling energy prices. These markets also serve a key role to signal expected future scarcities and can influence investment and divestment decisions.\r\n87 Other energy spot markets, including those for coal and emission certificates, allow for longer periods between settlement and physical delivery.\r\n88 We note that physically settled bilateral OTC forwards are not considered derivatives as they do not fall under the scope of financial instruments under MiFID II, Annex 1, Section C.\r\n89 Futures/ and forwards are traded between several days and months and – for annual products – up to several years before the actual delivery. Settlement can take place either physically or financially. Futures and forwards are both contracts on the future transaction of an underlying asset at a price agreed today. The difference is that futures are standardised contracts traded on central energy exchanges („regulated markets“) while forwards are customised contracts traded “over-the-counter” (OTC), see next sub-section.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 60\r\nFigure 9 Wholesale energy trading takes place with different products through different channels\r\nSource: Frontier Economics\r\nMarket liquidity across trading channels is key for efficient energy markets\r\nCommodity contracts are traded via two main trading channels which have different features and characteristics.\r\n■ egulated markets so called “exchanges” where standardised contracts are traded and cleared and the parties to a trade can remain anonymous to their counterparty, as both face their clearing broker.\r\n■ Over-The-Counter “ TC” between two counterparties directly facing each other. This includes more standardised physical products which are usually traded on broker operated venues such as Organised Trading Facilities (“OTFs”); and more bespoke physical or financial contracts which are usually negotiated bilaterally between counterparties and tailored to the buyer’s needs.\r\nFor EMPs trading on energy exchanges or OTC typically serves different purposes.\r\n■ Different trading channels serve different needs: Having the choice between trading channels is important to guarantee EMPs the required flexibility to address different counterparties, geographies, time horizons and use of different products. For instance, EMPs are required to trade OTC in case their desired product is different from the standard specification available on exchanges, not available at all or because their counterparty is not an exchange member. Alternatively, EMPs will prefer trading standardised products through exchanges, allowing them to trade anonymously (and therefore avoids disclosing their specific trading need to the counterparty).\r\n■ Choice between liquid trading venues improves effective risk management: in their day-to-day risk management, EMPs need to trade-off market, cash liquidity and credit\r\nEnergy exchangesBilateral trading (OTC)Wholesale energy marketsSpot market (e.g. EPEX, Nord Pool)Day-ahead auctionsIntraday auctions (power)Intraday continuous trading (power)Derivatives market (e.g. EEX, ICE)▪Futures▪OptionsSpot marketDay-ahead productsIntraday products (power)Derivatives marketForwardsIndexed contractsOptions…\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 61\r\nrisks (the “risk triangle”, see section 2.2.1). For instance, EMPs may decide to move trades from bilateral OTC (e.g., executed on OTFs under the MiFID II C.6 carve-out90) to exchanges to reduce credit risk at the expense of increased cash liquidity risk (or vice versa). As we show later in the report, having this flexibility is of particular importance for efficient and resilient energy markets, and has been a core mitigating measure in the recent energy crisis (section 3.1.2) Liquidity across trading channels is key for efficient energy markets Historical European power and gas wholesale trading volumes between 2019 and 2023 (Figure 10) show that EMPs are active on different channels. In particular, data for recent years shows a trend towards trading with central clearing, but bilateral trading through OTFs remains an important addition. Despite a drop in bilateral OTF trading volumes in 2022, trade agreements with counterparty credit lines (instead of central clearing) for collateralisation remained of importance for EMPs. 91 This category accounted for 29% (power) and 24% (gas) of the overall volumes traded in 2022. It therefore remained an important venue for energy trading by EMPs throughout the energy crisis. Compared to 2022, absolute trading volumes for bilateral OTF have increased in 2023 for gas and remained more or less stable for power (even though relative shares have further decreased). Figure 10 EMPs trade power and gas through a combination of channels Source: Frontier Economics based on ata provi e by Lon on Energy Brokers’ Association LEBA Note: “Bilateral OTF ” consists of OTC trades executed on OTFs under MiFID II C.6 carve-out\r\n■\r\n90 The MiFID II C.6 carve-out avoids double-regulation under REMIT for physically settled derivatives contracts on so called OTFs. Removing the C.6 carve-out would have a negative impact on overall market liquidity. This would hinder EMPs in adequately managing their risk portfolio, in particular in periods of market distress such as the energy crisis (see also 3.1.2, 3.2 and 3.3.6).\r\n91 See Sections 3.1.2 and 3.2 for more details.\r\n50 48 41 29 21 26 29 32 43 45 23 24 27 28 34 02,5005,0007,50010,00012,50020192020202120222023T hBilateral (OTF)OTC clearedExchange10,63911,87510,0975,7367,700 59 56 40 24 21 7 6 9 16 15 34 39 52 60 65 010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00020192020202120222023T hBilateral (OTF)OTC clearedExchange58,23167,36366,79954,05273,362\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 62\r\nEnergy commodity markets are closely interlinked at various levels\r\nThe different markets for energy commodities are closely linked at various levels, including contract types, trading channel, across commodities and geographies. Our detailed quantitative analysis in Annex B provides details on the following examples based on European market data for power and gas in the trading period between 2021 and 2023.92\r\n■ Contract types (spot and derivatives) – our analysis confirms the below.\r\n□ Spot and futures prices followed similar price trends in gas and power, driven by common price drivers (e.g., loss of Russian gas suppliers, long-term unavailability of power generation capacity).\r\n□ Spot prices are with few exceptions significantly more volatile due to their reaction to short-term changes in the supply-demand balance which, especially when weather driven, do not affect the expectation of future prices (to a similar extent).\r\n□ Gas day-ahead (spot) and month-ahead (derivative) prices move closely together due to the better storability of gas while prices day- and month-ahead products can be materially different in power.93\r\n■ Trading channels (exchange and OTC) – our analysis further compares derivative contracts traded on exchanges (futures) and those traded OTC (forwards) for the TTF year-ahead gas product and German power month-ahead. The analysis shows that there is essentially a “no-arbitrage” condition between futures and forwards for the same underlying. Price differences between future and forward contracts are very small and only temporary for the same contract (location, quality, delivery period) and can be attributed to difference in price reporting and market volatility.\r\n■ Commodities (gas and power) – gas and power markets are interlinked with gas as an important input into power generation (see Annex B for details). The analysis shows power-to-gas price ratios of 2-3 for month-ahead and year-ahead products, which are consistent with the typical efficiency of gas-fired power plants (33%-50%).94\r\n■ Geographies (across Europe) – gas and power are traded on regional European markets that are connected through power transmission lines and gas pipelines which facilitate cross-border trading. The availability of transmission capacity determines the relationship of prices on neighbouring markets. During the peak of the energy crisis in\r\n92 In addition, Annex B provides further details on the price formation on gas and power wholesale markets. This also includes a detailed explanation of the so-called “merit-order-principle.\r\n93 The price level on a per MWh basis power costs around 2-3 times as much as gas, partly reflecting the efficiency losses when converting gas to electricity, see also Annex B.\r\n94 The ratios between the day-ahead products are on average also in the range of 2-3, but the ratio is very volatile, reaching values of close to zero, due to different short-term price drivers and degrees of storability between gas and power.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 63\r\n2022, power and gas wholesale prices diverged significantly due to congestion in transport infrastructure (see Annex B and section 3 for more details).\r\n2.2 Sound risk management strategies are of particular importance for professional energy trading\r\nThe need to balance generation and supply over geographic location and time periods is fundamental to the design of the multi-stage value chain of energy commodities. It requires EMPs to conduct comprehensive risk management strategies on both their physical and financial activities associated with their business model. On the physical side, EMPs typically need to secure the availability of their assets (e.g., operational and delivery risk). On the financial side, EMPs have to manage the commercial impact associated with their energy trading motives (e.g., market price, credit and cash liquidity risks).\r\nIn the remainder of this sub-section, we particularly focus on the financial side of EMPs’ risk management strategies and show that they:\r\n■ apply centralised and consistent risk management frameworks for their trading positions held; and\r\n■ manage cash liquidity risk as an integral part of their daily risk mitigation procedures.\r\n2.2.1 Market participants apply centralised and consistent risk management frameworks for their trading activities\r\nTo adequately manage the financial aspects of their business model, it is industry-standard for large EMPs to perform risk management in a central company function and apply centralised and consistent risk management frameworks. This secures an efficient transfer of risk from the commercial activities by EMPs along the industry supply chain.\r\nPrinciples of risk management for trading positions\r\nIt is industry standard that EMPs trade under strict and pre-defined risk mandates95, and employ centralised and consistent risk management policies for their trading positions held. The risk management policies closely follow the existing regulatory and legal framework, e.g., based on Minimum Requirements for Risk Management (MaRisk) or Corporate Governance Code in Germany96 and the EU-wide risk mitigation requirements under the\r\n95 EMPs typically operate under pre-defined and controlled trading frameworks set by the business which, for example, include limits on the trading positions taken such as stop-loss. 96 Bundesbank (2022), “Annotated text of the Minimum Requirements for Risk Management (MaRisk) in the version of 16.08.2021”, https://www.bafin.de/SharedDocs/Downloads/EN/Rundschreiben/rs_1021_marisk_ba_en.html and Regierungskommission (2022), “German Corporate Governance Code as amended on 28 April 2022”, https://www.dcgk.de//files/dcgk/usercontent/en/download/code/220627_German_Corporate_Governance_Code_2022.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 64\r\nEuropean Market Infrastructure Regulation (“EMIR”)97.98 As Figure 11 sets out, the risk management policies applied follow four fundamental principles.\r\nFigure 11 Four fundamental principles of risk management\r\nSource: Frontier Economics, based on Joint Energy Associations Gro p 2023 , “The Ancillary Activity Exemption of MiFID II is key to ens re sec rity of s pply”, Annex 1\r\nKey drivers affecting financial risk management by EMPs\r\nIn their financial risk management strategy EMPs need to balance three main types of risks: market, cash liquidity and credit risk (see Figure 12 on the next page).\r\n■ Market risk: risk of financial losses from unhedged positions following price and volatility movements on the market. Market risk can be reduced through entering hedges with products offered on exchanges or OTC markets.\r\n■ Cash liquidity risk: risk of availability of disposable cash in a very short time period, e.g., to meet collateral requirements for cleared markets from the central counterparty (“CCP”) such as clearing banks. Collateral requirements on centrally cleared markets such as exchanges typically relate to daily (and sometimes intraday) margin posting for existing transactions subject to market price and volatility trends.99\r\n■ Credit risk: risk of counterparty default related to a market transaction. On centrally cleared markets (e.g., exchanges), credit risks for EMP relate to the default of their clearing bank100 rather than their individual counterparty of the respective transaction. OTC bilateral credit risks by EMP are more widespread and subject to the respective credit risk profile assigned by the EMP to each individual counterparty.\r\n97 See Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council of 4 July 2012 on OTC derivatives, central counterparties, and trade repositories.\r\n98 ESMA (20023), “Clearing obligation and risk mitigation techniques under EMIR”, https://www.esma.europa.eu/post-trading/clearing-obligation-and-risk-mitigation-techniques-under-emir\r\n99 Margin posting for bilateral OTC agreements are typically due only once when the Parties enter the relevant transaction. Bilateral OTC trades can also be cleared centrally, e.g., through voluntary OTC margining by the counterparties. The impact of EMPs’ risk management by OTC trades with voluntary margining follows a similar logic to those of trades on exchanges (though in voluntary OTC margining no initial margin is typically called).\r\n100 EMPs typically fulfil clearing obligations (IM and VM requirements) with CCPs through their clearing banks. The clearing banks act as an intermediary rather than EMPs interacting with CCPs directly.\r\nOwnership Independent governance Performance review Transparencyclear designation of responsibilities to risk owners with defined mandateindependent risk controlling, separated from risk ownersrisk realisation reflected in performance assessment by risk ownerrisks are consistently monitored, measured and reported\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 65\r\nFigure 12 Risk triangle: EMPs balance market, liquidity, and credit risk\r\nSource: Frontier Economics\r\nThe three different types of risk are not independent of each other. In fact, they are strongly interlinked and can vary subject to the trading venue (e.g., cleared vs. OTC markets). Thus, the risk triangle is representing a constant dilemma in which EMPs manage and balance their risks (see also Figure 13).\r\n■ Hedging through a centrally cleared market, EMPs need to post initial margin (“IM”) and deposit or receive variation margin (“VM”) with the clearing bank over the course of the transaction. Both IM and VM are covered by cash or highly liquid non-cash assets (e.g., sovereign bonds).101\r\n□ IM is a form of collateral that covers potential future portfolio losses originating from the default of the counterparty. The IM is posted when entering a contract.102 IM remains subject to further adaptations driven by market volatility (margin parameters). The size of the IM is typically proportional to the transaction volume and the underlying’s price volatility103. VM is a payment to settle the mark-to-market moves on open positions. As such VM reflects the price moves of the market and the commercial situation of the counterparties. VM is updated daily responding to so\r\n101 Collateral requirements towards CCPs are defined under EMIR, Article 46. See Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council of 4 July 2012 on OTC derivatives, central counterparties, and trade repositories. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32012R0648\r\n102 And only after the counterparty threshold of EUR 50m is exceeded.\r\n103 Taking into account both factors, IM materially increases in periods of market distress, such as the recent energy crisis (see next section), in which market prices and volatilities materially increased in a short time period.\r\nMarket riskRisk triangleCash liquidity riskCredit riskRisk of financial losses from unhedged positions following price and volatility movements on the market. Risk of available cash for disposal required to secure the market transactions in a very short time period.Risk of counterparty default related to a market transaction.Mutual riskdependency\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 66\r\ncalled ‘margin calls’. Margin calls can result in both an increase and a decrease of the posted margin. The materiality of margin calls varies.104\r\nHedging via a regulated exchange reduces the EMPs’ market risk while increasing its cash liquidity risk from margin calls. Credit risk from trading on centrally cleared markets (such as energy exchanges) is very low since default of clearing banks is extremely rare.105\r\n■ In contrast, hedging through bilateral OTC trades requires EMPs to manage their exposure individually. For this, EMPs therefore assess their counterparties’ creditworthiness (default risk) before they individually set their credit limit towards the counterparty based on their own risk preference and credit risk policy. Hedging through a bilateral OTC trade therefore reduces the EMPs’ market risk increasing its credit risk. OTC without margining would not increase the cash liquidity risk.\r\nFigure 13 Balancing different types of risk\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: Examples for other cre it s pport meas res are safeg ar s against o nership change of the asset “change of control cla ses” , or bilateral netting agreements n a ition, companies on the commodity market have sophisticated credit management processes accompanying OTC transactions.\r\nIt is common industry standard that EMPs typically undertake a combination of the options outlined above following their individual risk management policies and company preferences.\r\n104 The volume of cash collateral required for the respective transaction is continuously calculated by the CCPs in complex margining models. The result represents the collateral amounts required by the CCP to protect themselves against potential future exposure in the event of a default by the respective counterparty.\r\n105 Bank for International Settlements (2018), “CCP failures: a rare but present danger”, https://www.bis.org/publ/qtrpdf/r_qt1812z.htm\r\nedge on exchanges / cleared markets OTC hedgeNot entering a hedging contractMarket RiskCredit Risk Cash Liquidity Risk eyNo impact on risk from activityActivity decreases riskActivity increases risk igher credit risk from unmargined OTC trades can be reduced through other credit support measures\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 67\r\nMoreover, they may change their approach subject to market conditions (e.g., price and volatility movements). Amongst others, this can relate to:\r\n■ Long-term strategic approach – for example, EMPs may hedge only 80% of the market risk of an investment, the first liquidly traded years via an exchange and the remainder on the OTC market.\r\n■ Short-term strategy adjustment – EMPs may further decide to reduce their remaining market risk exposure through new hedges, dissolve existing hedges or move their existing position between CCP and OTC bilateral clearing (e.g., through swaps) subject to market conditions allowing them to trade-off and adjust the risk type they face (e.g., adaption of positions in response to seasonal supply and demand patterns106, or the availability of liquidly traded derivatives with a shorter tenor, including those with higher granularity such as day, week or weekend products107).\r\nEMPs apply a comprehensive set of financial risk management techniques\r\nEMPs rely on centralised and consistent risk management policies. These policies are typically guided by existing regulatory and legal frameworks, such as the EU-wide risk mitigating requirements under EMIR108 and MaRisk in Germany.109\r\nTo manage their commercial position in energy trading on a day-to-day basis, EMPs draw on a comprehensive set of risk management techniques (see Figure 14 on the next page). These differ accordingly to the three risk types:110\r\n■ Market risk – daily mark-to-market and wider monitoring and limitation, e.g., through Value-at-Risk (“VaR”) and Earnings-at-Risk (“EaR”) method, position and delta limits, management of market risk typically includes daily profit-loss reporting and stress-testing to identify vulnerabilities in the portfolio. Some EMPs further monitor specific ‘tail-risk-limits’ aiming to limit the impact on profit-loss under extreme market scenarios.\r\n■ Credit risk – credit management frameworks include internal credit policies, guidelines, and procedures. It typically includes daily monitoring of credit risk limit utilisations and\r\n106 For instance, power generation from renewable assets is typically subject to seasonal patterns (e.g., power generation from solar primarily in summer months). Similarly, demand is subject to seasonality, e.g., household heating with gas in winter months.\r\n107 See for example EEX (2024), „Power Futures“, https://www.eex.com/en/markets/power/power-futures\r\n108 EMIR stands for “European Market Infrastructure Regulation”, see Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council of 4 July 2012 on OTC derivatives, central counterparties and trade repositories, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32012R0648\r\n109 See for example Bundesbank (2022), “Annotated text of the Minimum Requirements for Risk Management (MaRisk) in the version of 16.08.2021”, https://www.bundesbank.de/resource/blob/890186/db5d133bd43cdef6827b8fbae7f0078b/mL/2021-08-16-erlaeuterungen-data.pdf and ESMA (20023), “Clearing obligation and risk mitigation techniques under EMIR”, https://www.esma.europa.eu/post-trading/clearing-obligation-and-risk-mitigation-techniques-under-emir.\r\n110 See previous fn.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 68\r\ncontinuous counterparty assessment (e.g., based on external rating agencies and internal credit rating standards). Daily OTC collateral management is based on credit support arrangements and risk transfer through credit insurance, bank guarantees, letters of credit and parental guarantees.\r\n■ Liquidity risk – dedicated management and optimisation of liquidity position safeguarding financial solvency. For instance, liquidity risk from margin calls is typically steered through liquidity buffer analysis based on VaR (see next sub-section).\r\nFigure 14 Risk management techniques differ by risk type\r\nSource: Frontier Economics and Joint Energy Associations Gro p 2023 , “The Ancillary Activity Exemption of MiF D is key to ensure security of supply”, Annex 1\r\nEuropean consumers benefit from risk management on liquid markets\r\nLiquid energy markets facilitate risk management by EMPs, with an appropriate level of trading partners willing to warehouse and trade on (products that provide hedges to) the commercial risks associated with the physical supply and generation of energy.\r\nEuropean consumers benefit from this through lower prices as market participants require less risk capital to manage their risks. As we show in the following case study, consumers materially benefit from high market liquidity as in the case of Germany. In contrast, a reduction in market liquidity leads to additional costs for consumers of several hundred million Euro, particularly in countries with currently modest liquidity such as Italy, Spain, and Hungary. Consumers benefit from high market liquidity through lower prices as market participants require less risk capital to manage their risks We illustrate the relationship between market liquidity and energy prices under different liquidity scenarios for Germany, Italy, Spain, Hungary, and Slovakia. ■ EMPs continuously evaluate market liquidity, e.g., in which time period and at which costs they can close their positions on the different wholesale markets to meet their contractual obligations.\r\narket riskCredit risk i uidity riskdaily mark to market and wider monitoring and limitation, e.g. through Earnings at Risk (EaR) and Value at Risk (VaR) method, position limits or delta limitsinternal credit policies, guidelines and procedures which typically include daily monitoring of risk limit utilisations and continuous counterparty assessmentdedicated management and optimisation of liquidity position safeguarding financial solvency\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 69\r\n■ Less liquid markets require a so-called illiquid risk capital surcharge (“IRC surcharge”) to cover the higher risk that they cannot close a position in time or only at unfavourable prices. The IRC surcharge is ultimately factored into the prices offered towards their wholesale counterparties (which typically pass-on these costs to their consumers, i.e., on a retail level).111 As set out earlier, market liquidity can be measured by the bid-ask spread, with more liquid markets exhibiting lower spreads. As shown in Figure 15, market liquidity varies substantially across European energy markets, with Germany as the most liquid power market and power markets in Eastern Europe (such as Hungary and Slovakia) general less liquid. Figure 15 Bid-ask spread in countries with different market liquidity Source: Frontier Economics based on data provided by a member of Energy Traders Europe Note: Values rounded; average spread across power contracts with different tenors; this includes calendar products for 2024 to 2027, quarter products for Q4 2023 to Q3 2024 as well as month products for October 2023 to January 2023 if there is trading data on a given product for a given country. Based on an interview held with the risk management team of a member firm of Energy Traders Europe, we show that a reduction in market liquidity by 30% would translate in annual extra costs of around EUR 468m in Italy, EUR 99m in Spain and EUR 27m in Hungary.112 For our analysis, we take into account current market liquidity as reference point and compare it with scenarios of -15% and -30% market liquidity for a given portfolio.\r\n111 The IRC surcharge is the additional risk capital that is necessary to cover losses of illiquid positions, i.e., positions that cannot be closed in a given market within 10 business days. It typically increases with lower market liquidity (subject to historical price scenarios underlying).\r\n112 Calculated as annual electricity consumption across sectors by country multiplied by the IRC delta between current market liquidity and the scenario with 30% reduction: Italy (312.8 TWh/a * 1.5 EUR/MWh), Spain (248.4 TWh/a * 0.4 EUR/MWh) and Hungary (45.8 TWh/a * 0.6 EUR/MWh). See IEA (2023) for annual electricity consumption, https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=SPAIN&fuel=Energy%20consumption&indicator=TotElecCons (reference year 2021).\r\n1.0 3.2 3.7 3.9 6.1 0.01.02.03.04.05.06.07.0 verage bid ask spread in h\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 70\r\nIn markets characterised by modest (but not minimal) market liquidity such as Italy, Spain and Hungary, the IRC surcharges could increase by up 5 to 30% (see Figure 16 below). Markets with very high liquidity (Germany) or minimal liquidity (Slovakia) would be less strongly affected (no material change expected).113 Across the countries, the impact of lower liquidity does not grow proportionally with the current bid-ask spreads. A longer closing path does not automatically imply higher closing costs but is dependent on the historical price scenario underlying. Figure 16 IRC surcharge under different market volatility scenarios Source: Frontier Economics based on data provided by a member of Energy Traders Europe Note: tylise calc lation; val es ro n e ; RC s rcharge by co ntry/scenario hypothetically calc late as “ lli i val e-at-risk VaR by co ntry/scenario” m ltiplie by risk capital factor factor 15 an cost rate 20% p a ass ming a eekly close-out path based on the 99% Quantile of historical price scenarios (2nd worst-close out scenario). Illiquid VaR calculated for a hypothetical 1 TWh portfolio with 5-year historical price data for each country. Underlying hypothetical limit liquidity baseline assumes access to one-third of the average trading volume in the respective market (sum of daily exchanges and OTC traded products over the past 12 months) and fixed liquidation horizon of 10 business days.\r\n2.2.2 Managing cash liquidity risk is an integral part of daily risk mitigation procedures\r\nIt is common ‘industry-standard’ for EMPs to manage and optimise their individual cash liquidity position safeguarding the company’s financial solvency. As such, managing the cash liquidity risk is an integer part of the daily risk mitigating procedures by EMPs. For their cash liquidity risk management, EMPs rely on a combination of tools (Figure 17).\r\n113 For Germany remaining market liquidity in the -30% scenario would still allow for closing all positions within the assumed 10-day business period, therefore no IRC surcharge is required. For Slovakia, the current market liquidity is already very low, implying that a further reduction in market liquidity would not materially prolong the expected closing path. As a consequence, the impact on the IRC in our example is de-minimis (but could increase in case Slovakian market liquidity would improve to similar levels as in Italy, Spain or Hungary in the future).\r\n0.04.86.99.616.90.05.67.09.616.90.06.37.310.217.00.02.04.06.08.010.012.014.016.018.0 lli uid risk capital surcharge in hCurrent Market Liquidity 15 Market Liqudity 30 Market Liqudity 30 5 6 1\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 71\r\nFigure 17 EMPs rely on a combination of tools to manage cash liquidity risk\r\nSource: Frontier Economics\r\nThe optimal mix of liquidity management tools depends on a company’s individual risk profile and business activity on the wholesale market. As we show below, these include the following.\r\n■ Sufficient cash reserves: maintaining sufficient cash reserves is a primary method to mitigate cash liquidity risk. In particular, EMPs set aside cash funds to cover short-term obligations (e.g., for collaterals), ensuring they can meet their financial commitments towards counterparties.\r\n■ Stress testing and scenario analysis: conducting stress-tests helps EMPs to assess their financial resilience under adverse scenarios. By simulating potential liquidity challenges that may arise under increased market price and volatility levels going forward, they can identify vulnerabilities, set aside cash liquidity buffers (e.g., based on VaR analysis) and develop contingency plans to address them.\r\n■ Efficient working capital management: optimising working capital by efficiently managing receivables, payables, and inventory is crucial for EMPs. This includes streamlining internal processes to adequately manage cash in- and outflows (e.g., receiving/paying collaterals).\r\n■ Diversification of funding: EMPs typically diversify their sources of funding to avoid a clustering of risks through a single channel. This includes obtaining credit lines from multiple financial institutions including banks, as well as issuing company bonds.\r\n■ Collaboration with financial institutions: building strong relationships with financial institutions facilitates access to additional cash liquidity when needed. In the energy crisis in particular, regular interactions with lenders such as banks helped EMPs to navigate through the challenging market environment and secure additional liquidity.\r\n■ Contingency planning: developing comprehensive contingency plans for cash liquidity is essential for EMPs to respond swiftly to material market events such as the recent energy crisis (see section 3.1.2). This includes having access to emergency funding or\r\nAccess to a itional cash li i ity hen nee e ick an a e ate reaction to material market events Optimising cash in an o tflo s Different funding channels to avoid clustering of risk Tracking of li i ity position for proactive ecision making pporting market transparency, stability an integrity Cash re ire to cover short term obligations Assessing financial resilience ith ifferent scenarios\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 72\r\nnegotiating standby credit lines with financial institutions, as well as establishing clear protocols for the internal management.\r\n■ Monitoring and reporting: implementing robust monitoring and reporting systems helps EMP to track their liquidity position in (close to) real-time. This enables proactive decision-making and timely adjustments to respond to changing market conditions.\r\n■ Regulatory compliance: adhering to regulatory requirements, such as the EU-wide risk mitigating requirements under EMIR or MaRisk in Germany114, further ensures that EMPs maintain a sound financial position. Compliance with financial regulations and reporting standards secures confidence among stakeholders on the company’s individual performance and proper market functioning in general.\r\n114 See fn. 109.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 73\r\n3 Appropriate regulation should support resilient energy markets in periods of high price volatility\r\n115 The AAE exempts energy companies for which trading is only ancillary to their main business from an authorisation requirement and hence inter alia prudential capital requirements for investment firms. See Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065\r\n116 Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0065.\r\n117 In order to tackle the root cause of the energy crisis and avoid similar situations in future, regulators must focus on the physical side of energy markets (e.g., improving the physical availability of energy supplies, increase investments in physical transmission infrastructure to reduce bottlenecks, reduce market entry barriers, avoid undue supply concentration and foster diversification, including storage and transportation options, improving storage filling regimes and demand-side reduction of energy consumption). KEY TAKEAWAYS Policy recommendation ■ Keep the current scope of the AAE under MiFID II: liquid, competitive and efficient EU energy markets are key to ensuring an affordable, secure and sustainable energy supply. The AAE115 under MiFID II116 is an important regulatory instrument to deliver these outcomes. The current scope of the AAE is appropriately calibrated to ensure such proper market functioning and efficient risk management by market participants, and should therefore be kept in place. To submit energy market participants to an investment firm status through narrowing or abandoning the AAE would not address any root causes of the energy crisis, or perceived regulatory shortfalls during the energy crisis, but rather negatively impact the liquidity and reliability of both physical and financial energy markets.117 ■ Monitor and support flexible surveillance and control measures of exchanges: the currently available instruments to oversee actual trading behaviour at trading venues are sufficient, and have been sharpened and recalibrated where appropriate. For example, volatility safeguards, such as circuit breakers, have been tightened as part of the exchanges’ regular review process, as well as in reaction to the obligation to establish an intra-day volatility management mechanism as laid down in the Regulation (EU) 2022/2576 enhancing solidarity through better coordination of gas purchases, reliable price benchmarks and exchanges of gas across borders. In its assessment of the mechanism, ESMA writes that the implemented intra-day volatility mechanisms (“IVMs”) generally seem adequately calibrated, with the caveat of the assessment being done in a period with no evidence of protracted volatility episodes affecting energy commodity\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 74\r\n118 Energy Traders Europe are currently preparing a liquidity risk manual for their member firms (similar to existing manuals, e.g., on credit risks). The liquidity risk manual will provide guidance on achieving transparency for liquidity management, contingency planning, funding sources, proactive management of the risk triangle, stress-testing and the organisational setup / governance.\r\n119 See European Council/Council of the European Union (2022), “Council agrees on temporary mechanism to limit excessive gas prices”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/12/19/council-agrees-on-temporary-mechanism-to-limit-excessive-gas-prices/\r\n120 See for example ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p. 45-47 and 80ff., and VIS (2023) at the request of ACER and the Council of European Energy Regulators (CEER), Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations for the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators”, p. 38ff. derivatives trading. We suggest that policymakers monitor how these partly reconfigured instruments work and unfold in practice and, hence, do not pursue any action before the review of the Position Limit Regime, foreseen for 2025. With regard to the EC’s ‘market correction mechanism’, we suggest letting this instrument expire. ■ Facilitate clearing and liquidity management: the central clearing system and associated processes for the calculation and provision of margins to collateralise the exposure of exchange trading towards the central clearing counterparty, proved to be resilient during the crisis. Nevertheless, in order to improve liquidity management of firms in such situations, the EU legislator has already responded by improved rules under EMIR 3.0, which will increase the transparency and predictability of margin calls and broaden the scope of eligible collateral. These instruments will be accompanied by initiatives of the private sector, such as first actions of clearing houses to optimise their models, and the current development of a standard liquidity manual by Energy Traders Europe in order to set industry standards.118 We suggest that policymakers follow and support this industry initiative, and monitor the practical implementation of the improved clearing and margining processes, but do not pursue any immediate additional action after EMIR 3.0. The recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets (section 3.1) ■ Supply shocks for gas and power, in combination with a high concentration of gas supply, were the root cause for price spikes during the energy crisis in Europe (section 3.1.1): in August 2022, market prices for power and gas reached unprecedented levels, creating a “perfect storm”: a massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe that coincided with a significant reduction in available power generation capacity (e.g. low availability of French nuclear power generation). Market interventions, such as the “safety ceiling on gas prices” under the EC’s “Market Correction Mechanism”119 (“MCM”), and gas storage filling obligations in some Member States (e.g., Germany and Italy)120 prevented energy markets from operating efficiently, which resulted in additional challenges for EMPs in an already stressed market environment.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 75\r\n121 For confidentiality reasons, the survey was conducted by an independent advisor. Frontier has been provided with key results and a description of methodology (see Annex C).\r\n122 As we set out in the report, capital requirements estimated by survey participants vary considerably, e.g., driven by the strategy and operating model of each firm (see section 3.2.2).\r\n123 Consistent with the capital requirements, liquidity requirements have been calculated under investment firm regulation (Regulation (EU) 2019/2033 of the European Parliament and of the Council of 27 November 2019 on the prudential requirements of investment firms, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32019R2033). Performing the survey calculations has been a complex undertaking for the survey participants, requiring a combination of skills and calculation capability. Uncertainty remained on the correct treatment for certain common physical energy market transaction types and risks, highlighting that the investment firm regulations is not designed for the business conducted by ■ Market participants quickly identified and undertook adequate remedial actions to manage the increased cash liquidity risk (section 3.1.2): rising wholesale prices further led to a sharp increase in collateral requirements (“margin calls”) for EMPs at energy exchanges. Market participants responded by deploying short-term emergency measures and improving their pre-existing risk management capabilities. The regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under the investment firm regulation (section 3.2) ■ The EC’s review mandate primarily focuses on li uidity and market functioning proper risk management and the facilitation of the energy transition (section 3.2.1): the review mandate of commodity derivatives regime by the EC explicitly relates to market liquidity and proper market functioning, risk management by EMPs, the strategic autonomy of the EU, the ability to withstand external shocks and the facilitation of the energy transition. ■ Investment firm status is disproportionate to the business model of market participants (section 3.2.2) □ Material prudential capital requirements under investment firm status: in order to comply with an investment firm status, EMPs would either require additional capital resources to continue business activities as usual, or those activities would need to be curtailed. A six-month survey led by Energy Traders Europe121, held among the largest European energy market participants, shows that the investment firm status would result in mean capital requirements of more than EUR 3 billion for survey participants, and a mean capital deficit of EUR 910 million.122 The investment firm regulation would adversely impact overall market liquidity and efficiency, with the capital required to comply with financial regulation “trapped” and therefore unavailable for investments such as those required for the energy transition (see for details section 6). Additionally, liquidity requirements under the investment firm regulation do further not assess the cash needs for each EMP in the ordinary course of business (e.g., for margining of cleared transactions), but what cash would be needed for a potential orderly wind-down scenario.123\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 76\r\nEMPs. Calculating specific liquidity requirements set out in Article 42 of Directive (EU) 2019/2034 of the European Parliament and of the Council of 27 November 2019 on the prudential supervision of investment firms and amending Directives 2002/87/EC, 2009/65/EC, 2011/61/EU, 2013/36/EU, 2014/59/EU and 2014/65/EU is even more complex, with competent authorities, such as national regulators, having discretionary choices how to apply their supervisory power and design the calculation approach for specific liquidity requirements. Given this uncertainty, and in an effort to provide meaningful results across EMPs located across the EU, the survey refrained from calculating specific liquidity requirements in the context of this study. Based on conversations held with members of Energy Traders Europe, the specific liquidity requirements would likely be higher than those calculated in the survey. However, this does not alter the overall conclusions of this study. In particular, the specific liquidity requirements would not have alleviated the energy crisis. Specific liquidity requirements have no impact on the physical availability of energy commodities, but rather increased the cash liquidity crunch for EMPs through mandatory margining for OTC trading under EMIR (see also section 3.2.3).\r\n124 Survey results on the EMIR knock-on effect based on a second survey led by Energy Traders Europe, see section 3.2.2 and Annex D. □ Organisational restructuring: business models of EMPs are fundamentally different to those targeted under investment firm regulation such as banks. An investment firm status would require EMPs to reconsider their whole group structure for their ancillary trading activity, with the sole purpose of complying with investment firm regulation. In particular, there are several areas where current systems of EMPs would need to be significantly changed to perform ongoing capital and liquidity calculations under investment firm regulation (e.g., IT systems, operational organisation, etc.), which would further require specialist resources. □ Knock-on effect under EMIR for EMPs: investment firm status under MiFID would imply that EMPs gain status as \"Financial Counterparty\" under EMIR resulting in additional cash burden under mandatory OTC collateralisation for derivatives with an initial margin of around EUR 180 million per survey participant on average, up to EUR 1 billion for one firm.124 ■ Investment firm status would limit market resilience, in particular in crisis situations (section 3.2.3) □ No impact on physical energy shortage: extending the scope of prudential capital requirements to energy traders, by revoking the AAE, would neither address the root cause of the energy crisis (physical scarcity of gas and power), nor improve the cash liquidity crunch from surging collateral requirements (“margin calls”) for cleared transactions at energy exchanges. Prudential capital requirements are designed to cover potential losses at adverse market developments but do not result in additional generation capacity or LNG supply. □ Adverse impact on risk management and market liquidity: on the contrary, larger energy traders would have either faced an even more severe liquidity burden (from mandatory collateralisation of OTC derivatives trading) or would have exited the market, further reducing liquidity in the energy wholesale market which was already low during the energy crisis (for exactly this reason). This could have further deteriorated the quality of the price signal and made it more difficult to find counterparties for risk management (e.g., hedging assets or retail customer contracts). In particular, it would imply that EMPs would no longer be in a position to\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 77\r\ntrade-off their market, cash liquidity and credits risks according to their individual needs and preference, which was a key mitigating measure during the energy crisis. ■ Investment firm status stands in contrast to the regulatory objectives for energy commodity derivatives set out in the EC’s review mandate (section 3.2.4): when compared to the EC’s review mandate for the commodity derivatives regulation, the investment firm status would result in less liquid and less efficient energy markets, with reduced hedging opportunities for energy market participants and contradict EU policy goals with a detrimental impact on the energy transition and a lower ability to withstand external shocks. Existing instruments for crisis prevention and management are well suited to address regulatory concerns articulated in the energy crisis (section 3.3) ■ Position limits prevent market cornering and may address excessive commodity price volatility (section 3.3.1): position limits and position management controls are existing instruments meant to support orderly price formation and prevent market distortion. In a rapidly changing market environment, position management instruments calibrated by exchanges are more flexible and allow for quicker responses as opposed to controls requiring a full regulatory procedure for endorsement. Position limits in particular can unfold negative side effects by hindering the development of new and nascent trading products. Consequently, they should continue to apply to critical commodity benchmarks only. ■ Accountability limits and position management controls applied by exchanges limit the clustering of risks by individual market participants (section 3.3.2): under accountability limits, a market participant exceeding an accountability level may be asked by the exchange to provide additional information relating to the position. We conclude that the system of accountability limits and position management controls appears to be efficient. If it comes to the interaction between short-term physical and longer-term derivatives markets, such as in the case of storage filling obligations, scrutinising the position of (state-endorsed) market participants and evaluating their commercial objectives could be applied at an earlier stage. ■ Circuit breakers and price limits prevent sharp price movements (section 3.3.3): circuit breakers are an existing emergency instrument to temporarily prevent fundamentally unjustified sharp price moves and to limit price volatility. There are currently no legal restrictions on the design and adaptation of circuit breakers for use in crisis situations. Important to note, circuit breakers are an exceptional instrument and are associated with negative effects as they impair hedging options and may shift liquidity to less transparent trading channels. After the recalibration of circuit breakers by\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 78\r\n125 ESMA (2023), “Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf.\r\n126 The continuous accessibility of clearing facilities beyond the clearing mandate is essential to allow for market access without unwanted counterparty credit risk on a voluntary basis or to replace it by voluntary clearing. exchanges125 in light of the energy crisis, we see no need for further legal action and suggest letting these instruments develop and prove their effectiveness. Another instrument to prevent market distortions in extreme price scenarios is the introduction of maximum prices above which transactions at exchanges are not matched and exceeding orders are neglected (e.g., the MCM introduced by the EC in the energy crisis). The introduction of hard price caps works against the principle to ensure a continuous price discovery function, to have open and accessible markets and to enable the market participants to comply with their contractual obligations and to de-risk their positions. Such instruments should therefore be deprioritised and discontinued. ■ Central clearing as risk mitigating tool to protect against counterparty default and preserve market stability (section 3.3.4): the central clearing system proved to be resilient during the crisis and the credit risk of the energy industry was mitigated effectively, however, at the cost of severe challenges to the cash liquidity management of some market participants. Therefore, going forward, transparency on the calculation of margins and the predictability of margin calls is key for stable and resilient liquidity planning126 by EMPs. In that regard, the EC has, in the course of the revised EMIR, already put forward some helpful proposals to improve the predictability of margin calls for the benefit of market participants. EMPs shall be better informed about: □ the calculation methodology of the margin requirements; □ situations and conditions that may trigger margin calls; and □ the procedures used to establish the margin amounts to be posted and to receive a simulation of such margin requirements. ■ Supervision of algorithmic trading (section 3.3.5): the use of trading technology has evolved significantly over the last decade and algorithmic trading is increasingly used not only in the financial markets, but also the wholesale energy markets. Already today, there is sufficient oversight to avoid from amplifying the price effects of the energy crisis in the energy derivatives market, and will in future be accompanied by the notification of the use of algorithmic trading in the energy wholesale market to the National (Energy) Regulatory Authorities (“NRAs”) and ACER and the requirement to implement effective and suitable risk controls.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 79\r\nIn this part of the report, we highlight that appropriate regulation should support resilient energy markets in periods of high price volatility.\r\n■ In section 3.1 we explain that the recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets.\r\n■ In section 3.2, we highlight that the regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid limiting market resilience under investment firm regulation.\r\n■ In section 3.3, we then explain that alternative instruments for crisis prevention and management are well suited to address regulatory concerns articulated in the crisis.\r\n3.1 The recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets\r\nThe recent energy crisis and related policy interventions provided a stress test for the resilience of energy markets. The dramatic reduction in Russian gas supplies in 2022, coinciding with a reduction in French nuclear capacity, lower hydro availability across Europe and a coal/nuclear phaseout in Germany, led to unprecedented price and volatility levels on European wholesale markets for power and gas. This in turn affected both the supply and\r\n127 Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32011R1227 ■ The C.6 carve-out under MiFID II is an appropriate key differentiator between physical and financial market regulation (section 3.3.6): the C.6 carve-out ensures the applicability of the tailor-made market integrity regime under the Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency (“REMIT”)127 to prevail, which is the targeted integrity regime for energy markets. In addition, the C.6 carve-out is an instrument to prevent double regulation and aligns the scope of financial regulation in the EU with the understanding in other key jurisdictions. ■ New EU developments regarding market efficiency and stability (section 3.3.7): the experiences of the energy supply crisis and related market events have triggered a number of regulatory actions to address market resilience in stress situations. This concerns physical as well as the financial markets and are anchored in energy and financial market legislation. While policymakers and regulators need to address the root causes of the energy crisis in physical markets, and while most of the measures in recent energy and financial market regulation contribute to better and more resilient markets, it is important to understand that interventions in the financial energy markets will also affect the physical markets and vice versa. The introduction of mandatory gas filling levels in gas storage facilities is a relevant example for such interaction which should be further addressed in more comprehensive legislation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 80\r\ndemand side of the energy markets and triggered short-term emergency measures by policymakers.\r\nIt further raised the question by policymakers how energy markets could become more resilient and how energy and financial market regulation could contribute to such development. In this context, the EC is currently conducting a review of the commodity derivatives regime for financial markets.128\r\nIn the remainder of this section, we highlight that:\r\n■ supply shocks for gas and power in combination with a high concentration of gas supply were the root cause for price spikes during the energy crisis in Europe;\r\n■ market participants quickly identified and undertook adequate remedial actions to manage the increased cash liquidity risk; and\r\n■ the regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under investment firm regulation.\r\n3.1.1 Supply shocks for gas and power, in combination with a high concentration of gas supply, were the root cause for price spikes during the energy crisis in Europe\r\nThe energy crisis in 2022 (“energy crisis”) led to unprecedented levels and volatility of gas and power wholesale prices in European.129\r\nThe underlying root cause for these developments has been a fundamental physical shortage of gas and power supply, primarily caused by the geopolitical situation in combination with high concentration of gas supply: In 2021 the EU received around half its gas supply from Russia, which decreased to just above 10% by the end of 2022.130 This has also been acknowledged by key stakeholders in Europe, including the EC and ESMA.131\r\n128 Proposal for a Directive of the European Parliament and of The Council amending Directive 2014/65/EU on markets in financial instruments, Recital 10(a), document 2021/0384 (COD).\r\n129 See EC (2023), “Quarterly reports on European gas and electricity markets”, https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-05/Quarterly%20Report%20on%20European%20Gas%20Markets%20report%20Q4%202022.pdf, and https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-05/Quarterly%20Report%20on%20European%20Electricity%20Markets%20Q4%202022%20v2C_0.pdf\r\n130 Consilium (2024), “Infographic – Where does the EU’s gas come from?”, https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/eu-gas-supply/\r\n131 For example, the EC states that “R ssia’s eaponisation of its gas exports ha a clear impact on pushing up gas prices … hich then passe on to the hole EU energy sector” ESMA further notes that “financial market developments appear to us to have been driven largely by the geopolitical situation an the associate spot market movements”\r\nSee EC (2022), “New reports highlight 2nd quarter impact of gas supply cuts”, https://commission.europa.eu/news/new-reports-highlight-2nd-quarter-impact-gas-supply-cuts-2022-10-17_en and ESMA (2022), “Ref: Response regarding the current level of margins and of excessive volatility in energy derivatives markets”, page 1, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma24-436-1414_-_response_to_ec_commodity_markets.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontierPhysical shortages increased gas and power prices since 2021 and reached record heights after the Russian invasion in Ukraine in 2022\r\nFor the European gas market prices and volatility picked-up in summer 2021 (see Figure 18 following) due to a combination of factors affecting the demand-supply balance.\r\n■ On the supply side, a dramatic concentration risk of gas supply materialised, with a single source (Russia) serving half of gas demand in the EU.\r\n□ A steady decline in gas output in the EU and the UK due to diminishing resources has been accelerated by the premature phase-out of the important Groningen gas field in the Netherlands because of security concerns related to earthquakes connected to gas production in the region. Production is also on a falling trend in Norway, the leading European supplier, while temporary production and transport outages in the North Sea, Russia and Australia have further reduced supplies.\r\n□ Disputes between Morocco and Algeria concerning the Maghreb-Europe pipeline led to temporary supply disruptions.132\r\n□ With the beginning of the Russian invasion in Ukraine in February 2022, the European gas supply situation further escalated with the interruption of Russian supplies, requiring the European Union to replace around 50% of its overall gas imports with supply from other countries (including LNG from the Middle East, as well as additional pipeline gas from Algeria and Norway).\r\n□ While LNG imports and infrastructure capacity played a crucial role in safeguarding EU gas supply in 2022, costly LNG imports further drove up trading hub prices.\r\n□ Another key challenge for physical gas delivery consisted of the highly congested access to pipelines LNG terminals in North-West Europe throughout 2022, which has been a consequence of the EU supply shift away from Russian pipeline gas. 133\r\n■ On the demand side, strong demand from EU and the rest of the world increased prices.\r\n□ The post-Covid recovery increased global gas demand – particularly in China, which has imported LNG record volumes. Competing with China and other Asian economies means that globally traded LNG is only available at higher prices.\r\n132 See CIDOB (2021), “Escalating rivalry between Algeria and Morocco closes the Maghreb-Europe pipeline”, https://www.cidob.org/es/publicaciones/serie_de_publicacion/notes_internacionals_cidob/260/escalating_rivalry_between_algeria_and_morocco_closes_the_maghreb_europe_pipeline\r\n133 For LNG in particular, import capacities in North-West Europe were highly limited in 2022, and still are. For instance, in Germany, where no LNG terminals were available before the Russian invasion, three floating LNG terminals are currently in operation (Wilhelmshaven, Lubmin and Brunsbüttel), with additional LNG terminals (floating and permanent installations) planned for commissioning in future months / years. See Bundesregierung (2023), „Flüssiggas-Anbindungen schneller bauen“, https://www.bundesregierung.de/breg-de/schwerpunkte/klimaschutz/sichere-gasversorgung-2037912\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 82\r\n□ The uncertainty in the gas market caused by the Russian invasion led to additional European demand in the summer of 2022, primarily driven by large storage injections at (in some instances) high injection costs (see also the case study on storage filling obligations later in this section).134\r\nFigure 18 Material increase of European gas and power prices since 2021\r\nSource: ACER 2023 , “E ropean gas market tren s an price rivers – 2023 Market Monitoring Report”, Fig re 1, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\nNote: Dutch Title Transfer Facility gas hub (TTF) and the German European Energy Exchange (EEX) month-ahead (MA) contract prices are used as benchmarks for gas and power pricing respectively.\r\nSimilarly, the European power market experienced material increases in prices and volatility starting in summer 2021 (see Figure 18 above) – again based on a combination of physical supply shortage and increasing demand.\r\n■ On the supply side, a combination of several factors led to a sharp reduction in available generation capacity and higher input costs for conventional generation.\r\n□ The (politically mandated) phase-outs of nuclear and coal power plants in several member states (such as Germany and the Netherlands) reduced availability of generation assets with low variable costs. These capacities had to be replaced by other plants with higher variable costs, driving up overall price levels. This has been further amplified by low availability of hydro plants due to droughts, the temporary\r\n134 See ACER (2023), “European gas market trends and price drivers - 2023 Market Monitoring Report”, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 83\r\nforced shutdown of French nuclear power plants for unexpected maintenance and curtailments of thermal generation resulting from reduced cooling water availability.\r\n□ Price and volatility movements on the power market have also been extensively affected by the aforementioned gas market developments, in particular in the context of the Russian invasion in Ukraine since February 2022. In periods with high power demand and low availability of renewables, the price is often set by gas-fired power plants (so called “peaking power plants”). Variable generation costs for gas-fired power plants skyrocketed as a consequence of souring gas and CO2 prices.135 This effect was most pronounced in countries with high shares of power generation from gas-fired power plants such as Italy and Spain.\r\n■ On the demand side, industrial power output recovered post-Covid, thus leading to higher power demand. The combination of increasing generation costs for gas-fired power plants and a recovery of power demand to pre-pandemic levels136 has also led to a strong increase in power prices. Not financial trading, but high concentration risk in physical gas import portfolios amplified the energy crisis and triggered governmental support A combination of demand and supply shocks led to a sharp increase in gas prices in the second half of 2021. Russia’s invasion of Ukraine and the drop in Russian gas imports (Figure 19), the biggest supplier of natural gas to Europe, further amplified the gas shortage. Figure 19 Shares of gas imports from outside the EU Source: Frontier Economics based on Eurostat (2023), https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=File:Main_partners_for_extra-EU_imports_of_natural_gas_upd_Aug_2023.png\r\n135 Albeit to a lesser extent than for coal plants which emit more CO2 per MWh that gas-fired power plants.\r\n136 For example, in Germany, see BDEW (2024), “Monatlicher Stromverbrauch in Deutschland”, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/monatlicher-stromverbrauch-deutschland/\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 84\r\nMost Russian imports are facilitated through long-term import contracts with European gas suppliers. The default of Russian supplies in combination with a sharp increase in replacement costs (which could not be passed on to customers under existing contracts) brought some importers with particularly high shares of Russian gas at the brink of collapse and triggered government intervention. One of the most notable examples is the nationalisation and recapitalisation of Uniper SE (“Uniper”) by the German government.137 Uniper is the largest physical gas provider in Germany and one of the main gas traders in Europe. It provides power or gas to nearly every second local municipal utility in Germany (420 out of 900 entities). Moreover, Uniper is Europe’s fourth-largest gas storage company, with its gas storage volume representing about 25% of Germany’s total gas storage.138 In the past, Uniper’s business model has been essentially built around the import and resale of gas based on bilateral long-term physical supply contracts with foreign producers, in particular from Russia. According to Uniper’s annual report 2022, the company procured over 70% of its gas midstream portfolio volumes from the Russian supplier Gazprom (resulting in a high concentration and replacement risk in case of delivery failure). Gazprom stopped its gas delivery towards Uniper completely by the end of August 2022. 139 As a direct consequence, Uniper had to procure material replacement volumes on the gas spot markets at significantly higher prices than in contracts with its customers (which were based on lower prices from long-term physical supply contracts with Gazprom). Uniper’s replacement costs reached EUR 13.2bn140 and according to the German government, Uniper would have to file insolvency and stop supply to its customers without state support.141 Due to political concerns of subsequent insolvencies of multiple municipal energy suppliers142,\r\n137 Uniper’s losses from skyrocketing replacement costs caused a depletion of the book equity, which turned negative and reached EUR -32bn at the end of September 2022, see EC (2022), “State Aid decision C(2022) 9985 final”, para. 8, https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases1/202311/SA_103791_409DDA86-0000-C2F1-B4C3-CDCD235669D1_200_1.pdf\r\n138 EC (2022), “Commission approves up to EUR 34.5 bn German measure to recapitalise energy company Uniper SE in context of Russia’s war against Ukraine”, https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_7830\r\n139 Uniper (2023), “Annual Report 2022”, p. 34, https://www.uniper.energy/system/files/2023-03/2023-03-17_GJ_2022_Uniper_Gesch%C3%A4ftsbericht_.pdf\r\n140 Uniper (2023), “FY 2022 Presentation”, p. 5, https://www.uniper.energy/system/files/2023-02/2023-02-17_FY_2022_Uniper_Investor_Presentation.pdf\r\n141 EC (2022), “EC State Aid decision C(2022) 9985 final”, para. 36., https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases1/202311/SA_103791_409DDA86-0000-C2F1-B4C3-CDCD235669D1_200_1.pdf\r\n142 We note that – from an economic point of view – it is unclear if the feared ‘follow-up’ insolvencies by municipal energy suppliers would have indeed happened in case of no governmental intervention towards Uniper. In a hypothetical scenario of an orderly insolvency procedure at Uniper, municipality suppliers would remain with the option to source from alternative suppliers on the wholesale market.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 85\r\nthe German government decided to nationalise and recapitalise Uniper by acquiring 99% of the company shares.143 From a market-wide point of view, the concentration risks in gas import portfolios, such as Uniper, which had been politically supported over long periods prior to the war in Ukraine, materially contributed to the high and volatile price movements on European gas and power wholesale markets. In this context, it is of particular importance to note that the recent energy crisis was not caused or amplified by financial wholesale trading (which would fall under MiFID or EMIR) but by a physical shortage which led to the near- collapse a physical gas business of EMPs like Uniper which was deemed low-risk prior to the war in Ukraine.\r\nThe August 2022 price spike has been primarily driven by the loss of nearly all Russian gas supply\r\nIn August 2022, market prices for power and gas reached unprecedented levels, caused a “perfect storm”: a massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe that coincided with a significant reduction in available power generation capacity (outage of French nuclear reactors, depleted hydro resources, coal phase-out).\r\nStakeholders, including market participants and regulators, widely agree that the massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe has been the primary driver of the August 2022 development.144\r\nIn particular, the cut in Russian gas supplies triggered intense price competition amongst buyers to secure required volumes through spot LNG deliveries in a global market. Rising gas demand, resulting from the increase in storage inventories ahead of the winter and the uptake in gas-fired power generation further contributed to upward pressure on gas and power prices. In addition, the geographic shift in gas supplies away from Russia led to physical congestion in the gas network and LNG landing points in North-West Europe. All factors combined led to significant constraints for EMPs which culminated in a challenging environment for energy trading.\r\nAs Figure 20 shows below, the disruption of Russian supplies is closely linked to the August 2022 price spikes on gas and power markets. 145\r\n143 German Government (2022), „Übernahme von Energieunternehmen Uniper mit klaren Bedingungen“, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/uniper-uebernahme-2127800\r\n144 See for example ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.8ff., https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n145 Bundesnetzagentur (2024), „Rückblick: Gasversorgung im Jahr 2022“, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/a_Gasversorgung_2022/start.html#:~:text=Gassfl%C3%BCsse%2\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 86\r\n■ On 16th June, Gazprom curtailed Nord Stream 1’s gas supply to Germany to 40 of the pipeline capacity. As an immediate consequence, TTF gas prices (month-ahead, “MA”) materially increased.\r\n■ On 11th July, Nord Stream 1 was taken off for annual maintenance with limited impact on TTF MA prices since this unavailability was scheduled ahead. However, after the maintenance, Gazprom continued to deliver only 40 of the pipeline’s capacity in late July, further reducing supply to only 20% of the capacity in August. TTF MA prices reacted with a sharp increase, reaching price levels up to 300 EUR/MWh by the end of August.\r\n■ In early September 2022, Gazprom eventually stopped delivering gas through Nord Stream 1. While the TTF spot gas price increased for a short period, the market reaction was less severe than previously. Continuous LNG supplies, high storage levels and mild weather conditions further contributed to a downward-trending TTF gas spot price.\r\nFigure 20 Disruption in Russian supply closely linked to price spikes in August 2022 x “ ”\r\nSource: ACER 2023 base on Platts an ENT OG TP, “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, Fig re 22, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\nNote: Russian supply into the EU in bcm/day; evolution of TTF month-ahead prices in EUR/ MWh\r\nThe cut in Russian gas supplies then affected both the supply and buy side of the energy market, and further triggered reactions by policymakers (see Figure 21 on the next page).\r\n0%C3%BCber%20Nord%20Stream%201%20nach%20Deutschland%2C%20in%20GWh&text=Die%20Liefermenge%20wurde%20Ende%20Juni,Gas%20mehr%20aus%20Russland%20importiert.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 87\r\nFigure 21 Disruption of Russian supplies as primary driver for gas and power price peaks in August 2022\r\nSource: Frontier Economics\r\n■ Demand-side drivers: lost physical supply from Russian pipeline flows caused large short positions for gas wholesalers in the short- and medium term. Additionally, gas demand remained relatively price-insensitive in August 2022, in particular demand from storage operators filling up their inventories ahead of the winter 2022/2023 with spot and derivative purchases without selling volumes forward (see following case study).146 Additionally, the short-term need for gas-fired power generation in response to a reduced availability of power generation capacity contributed to increased spot market prices (shut- down of 10 French nuclear reactors for repairs, depleted hydroelectric reserves across Europe and reduced availability of coal plants and renewable energies).147\r\n146 In the short-term, gas demand is relatively inelastic (e.g., industrial users or households cannot easily switch between fuels). Demand reduction has therefore played a more prominent role in the medium- to long-term, including the winter 2022/2023. See ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.36, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n147 ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.37, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n2022 202 x\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 88\r\n■ Supply-side drivers: in a short period of time, the loss in Russian gas materially increased Europe’s reliance on the global LNG market in which suppliers deliver to the region of the world offering the highest return. Intense global competition on LNG deliveries further increased European price levels in August 2022 on both spot and derivatives markets. Given the tight supply situation in August 2022, gas-fired power generator and gas retailers further faced a risk of gas-supply interruptions. This required them to either price-in the risk of such supply interruption towards their counterparties (e.g., reflecting that an operator of a gas-fired power plant would be short in a systematically short market) or stop offering their supply to the market. In parallel, the restructuring of gas supply routes away from Russia and congestion on physical gas (import) infrastructure in North-Western Europe reinforced the upward price pressure in the market, as the underlying physical flows remained strongly limited by the transport capacity available, at least in the short-term.148\r\nThe different price drivers previously described further led to re-calibration of the wholesale market equilibrium for gas and power in Europe. Regulatory interventions, such as storage filling obligations and the EC’s Market Correction Mechanism (“MCM”) provided additional complexities, as they inhibit the role of price signals in matching supply and demand (see below for storage filling obligations and next sub-section for the MCM).149 In the energy crisis, storage filling obligations were an effective measure to enhance security of supply but adversely impacted market price formation European Regulation150 required Member States to fill gas storages on their territory to at least 80% of their capacity before the winter of 2022/2023 and to 90% before the following winter periods. This measure aimed at strengthening the security of the EU’s gas supply after cuts of Russian imports. Member States have to take all necessary measures to ensure that the filling targets are met, aiming to use market-based measures (e.g., tender processes to inject gas151) as a first recourse, where possible, so as to avoid unnecessary market disruption.152\r\n148 In the medium-term, derivatives markets benefitted from the expansion of physical import capacities, such as the additional LNG terminals installed across Europe.\r\n149 See for more details Frontier Economics (2022), “Assessing EU proposals to cap wholesale gas prices”, https://www.frontier-economics.com/uk/en/news-and-insights/news/news-article/?nodeId=9854 and EC (2022), “Commission proposes a new EU instrument to limit excessive gas price spikes”, https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_7065\r\n150 Regulation of the European Parliament and of the European Council amending Regulations (EU) 2017/1938 and (EC) No 715/2009 with regard to gas storage.\r\n151 ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, Fig. 33, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n152 See fn. 150, Recital 16.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 89\r\nThe focus of this measure was clearly on filling storages, and less so under which conditions to release the gas again. As ACER notes, in view of risking insufficient gas storage levels by solely relying on market-based measures, various Member States applied more interventionistic measures, such as filling obligations.153 Following this, ‘last resort entities’ such as Trading ub Europe (“T E”) in Germany and Società Nazionale Metanodotti (“SNAM”) / Gestore Servizi Energetici (“GSE”) in Italy, and similarly the Austrian Strategic Gas Storage Management (“ASGM”), began to acquire material volumes of gas at short-term hub prices with public support between July and September 2022.154 According to an ACER commissioned study155: ■ THE in Germany bought circa 50 TWh as ‘last resort entity’ at circa EUR 8.7bn (average price of 174 EUR/MWh); ■ SNAM / GSE in Italy bought circa 35 TWh as ‘last resort entity’ at circa EUR 6.5bn (average price of 187 EUR/MWh); and ■ ASGM in Austria bought circa 20 TWh as strategic gas reserve at circa EUR 4bn (average price of 200 EUR/MWh). According to different studies for and by ACER, the price-insensitive buying behaviour by the publicly supported entities156 left many market participants outcompeted and increased upward price pressure on gas hub prices.157, 158 This has been further confirmed by members of Energy Traders Europe in bilateral discussions in the context of this report.\r\n153 In Germany, storage filling obligations have been introduced by the German legislator in late March/early April 2022 through amending the German Energy Industry Act (Energiewirtschaftsgesetz), Article 35a-h. According to ACER, similar measures have been introduced in Italy, Czech Republic, Croatia and Poland. Denmark had such measure in place already prior to the energy crisis. Austria (and other countries) opted for a strategic storage reserve. See ACER (2023) as in fn. 151, p.45 and p.80ff.\r\n154 See ACER (2023) as in fn. 151, p.47\r\n155 VIS (2023) at the request of ACER and the Council of European Energy Regulators (CEER), Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations for the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators”, p. 38ff., https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/VIS-Study_Gas_Storage_Report.pdf\r\n156 According to a study for ACER all three aforementioned cases, the entities bought gas above the average TTF market price of 150-160 EUR/MWh in Q3/2022. See VIS (2023) as in fn. 155.\r\n157 ACER (2023) as in fn. 151, p.47.\r\n158 Following the reduction in gas supply from Russia, a range of factors on the demand and supply side impacted gas market prices and volatilities in parallel, including (but not exclusively) the behaviour of storage fillers with public support. See also section 3.1.1 of this report, ACER (2023) as in fn. 151, p.9ff., and BET/DCE (2023), “Strategien für die Bewirtschaftung von Gasspeichern durch Trading Hub Europe – Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur“, p.53ff., https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/Krisenvorbereitung/Download/Gutachten_Speicherstrategie.pdf?__blob=publicationFile&v=1\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 90\r\nIn retrospect, the different studies for and by ACER further consider that storage filling of last resort led to “expensive gas p rchases”159 and “the imperative to inject gas into storage facilities played an important role in driving the price increases during summer 2022”160. If applied again in similar situations in future, a study for ACER concludes that policymakers should make sure to improve the efficiency of the instrument, e.g. by ensuring the buying entity has sufficient lead time to secure purchasing volumes, has access to derivatives markets for hedging and a clear strategy for releasing gas back to the market (see Figure 22 below). Figure 22 Policy recommendations for storage filling of last resort Source: V 2024 at the re est of ACER an the Co ncil of E ropean Energy Reg lators CEER , “ t y on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations – Vol 2”, p 6, https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/c072fd8d-cd2c-e403-b5a4-fa750e73f598 The case of T E as ‘storage filler of last resort’ in Germany during the recent energy crisis further illustrates implications associated with such policy intervention. The German government obliged THE to take over gas procurement for storage injection in 2022 in case storage capacity holders were at risk of missing storage levels set by policymakers.161 Following the legal obligation, THE bought the aforementioned circa 50 TWh, corresponding to around 20 of the countries’ storage capacity, without selling forward. THE released parts of its stored gas back to the market in late 2022 (at lower market price levels), with 37 TWh remaining in storage by early 2023. In November 2023, THE ultimately sold remaining gas volumes to the market.162\r\n159 VIS (2024) at the request of ACER and the Council of European Energy Regulators (CEER), “Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations – Vol. 2”, p. 6, https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/c072fd8d-cd2c-e403-b5a4-fa750e73f598\r\n160 See ACER (2023) as in fn.151, p.43\r\n161 See Article 35c, German Energy Industry Act (Energiewirtschaftsgesetz)\r\n162 Again, this is likely to have impacted supply-demand and price balances of neighbouring hubs. See ACER (2023) as in fn. 151, p.46f., and VIS (2024) in fn. 159, p. 56f.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 91\r\nAccording to studies commissioned by ACER163 and the German network regulator Bundesnetzagentur (“BNetzA”)164, three key factors determined T E’s trading behaviour during the energy crisis: ■ Short lead time: THE had to procure gas for storage injection at very short notice and close to the deadline of storage filling obligations, limiting its flexibility in accessing the market in a period of high prices and volatilities. ■ “ esperate buyer” for ehden facility: Germany’s largest gas storage facility in Rehden accounts for circa 20% of the countries gas storage capacity.165 Until Spring 2022, it has been operated by a subsidiary of Gazprom Germania (which itself formed part of the Russian gas company Gazprom), and – in contrast to other storage facilities – kept empty by its capacity holders166, before the German government placed Gazprom Germania under trust management.167 With limited time remaining to meet filling targets before the winter period, THE was required to buy and store gas on a nearly daily basis.168 ■ Late access to future markets: At the beginning of its storage filling activities, THE could only access the spot market but not the futures market (e.g., due missing technical, financial and legal preconditions, as well as insufficient liquidity for exchange trading). 169 Even at the peak of the energy crisis in August 2022, THE did not have access to exchange trading, restricting T E’s ability to sell on future volumes. This was further exacerbated by THE’s strategic decision (in coordination with the Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Action and the physical regulator Bundesnetzagentur) not to enter uncollateralised OTC transactions.170 THE eventually gained access to futures trading through EEX in October 2022 and started (to a certain extent) selling volumes back to the market.171\r\n163 VIS (2024) as in fn. 159, p. 56ff.\r\n164 BET/DCE (2023) as in fn.158, p. 8ff. and section 5.\r\n165 Astora (2024), “Speicherstandort Rehden“, https://www.astora.de/unternehmen/speicherstandorte/speicherstandort-rehden\r\n166 For comparison, average gas storage filling rate across Germany was c. 45% at the same time. See Wirtschaftswoche (2022), “Jetzt kommt es zum Showdown um den Gasspeicher Rehden“, https://www.wiwo.de/unternehmen/energie/energie-jetzt-kommt-es-zum-showdown-um-den-gasspeicher-rehden/28375462.html and data from Gas Infrastructure Europe (2024), „Aggregated Gas Storage Inventory“, https://agsi.gie.eu/\r\n167 Bundesnetzagentur (2024), “Treuhandverwaltung SEFE Securing Energy for Europe Gmb “, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Treuhand/Gazprom/start.html\r\n168 However, the analysis by BET/DCE (2023) further shows that, even at the peak of the energy crisis in late August 2022, THE accounted for a maximum of circa 25% of the spot gas trading volumes at the exchange platform EEX. BTE/DCE further note that other storage operators (without THE involvement) also continued injecting gas in their facilities despite the high price level. See BET/DCE (2023) as in fn. 161, p. 10ff., p. 52ff. and Fig. 21 / 22.\r\n169 See BET/DCE (2023) as in fn.158, p.50.\r\n170 See previous fn.\r\n171 See BET/DCE (2023) as in fn.158, p.52.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 92\r\nThe August 2022 price spike resulted in material challenges for trading strategies and effective risk management by market participants\r\nFor EMPs trading gas and power on a wholesale level, the developments in August 2022 further resulted in material challenges for trading strategies and effective risk management.172 In the context of this study, members of Energy Trading Europe highlighted that in August 2022 they particularly faced buying pressure to cover short positions, which coincided with selling constraints.\r\n■ Large short positions – gas wholesalers such as Uniper in Germany lost their key source of supply requiring them to close large short positions through LNG spot and derivative purchases with governmental support (see previous case study on Uniper)\r\n■ Small short positions – even smaller natural (or speculative) short positions became extremely risky and required high margin calls from CCPs (which increased in price and volatility levels)\r\n■ Hedging activity – as before, EMPs faced severe liquidity constraints and virtually stopped hedging due to extremely high margin calls, either by taking the market risk or not offering to the market at all (which reinforces price volatility and upward price pressure)\r\n■ Replacement risk – replacement risk for EMPs operating power generating assets and selling to the market (e.g., unexpected plant outage or interruption of supply such as gas deliveries for gas-fired plant would leave EMPs short in power against a systematically short market)\r\n■ Price-inelastic demand – storage operators filling inventories for winter 2022/2023 (at least) partly in response to the EU’s 80 capacity target ahead of the winter 2022/2023 (see previous case study).173 Additionally, demand from households and industry remained more or less stable in the short-term.\r\nHigh gas and power prices provided important scarcity signals to EMPs on the buy and sell side\r\nAs set out above, the changes in market dynamics have affected both traded volumes and prices of the power and gas to a material extent. In particular, physical shortage led to increased wholesale prices and volatility movements, signalling scarcity to EMPs.\r\n172 See also Section 3.1.2 for a detailed overview on mitigating risk management actions conducted by EMPs in response.\r\n173 European Council (2022), “Council adopts regulation on gas storage”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/06/27/council-adopts-regulation-gas-storage/#:~:text=The%20regulation%20provides%20that%20underground,before%20the%20following%20winter%20periods\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 93\r\nScarcity prices are particularly relevant for efficient market functioning (see section 2.1.1). They incentivise both sides of the market to adjust their behaviour to current and expected market trends, ultimately mitigating the impact of such adverse price and volatility movements.\r\n■ On the buy side, higher price and volatility levels set incentives for consumption reduction. This has become apparent during the energy crisis: EU countries collectively reduced their gas consumption by 19% between August 2022 and January 2023.174 This significant demand reduction contradicted the previous perception that energy demand was relatively inelastic and would not react to price movements in the medium-term. The revision of the EU Energy Efficiency Directive in March 2023 further enhances long-term energy efficiency measures in Europe, together with the obligation for Member State to provide adequate financing for such schemes.175\r\n■ On the sell side, scarcity prices further provide incentives for an expansion of supply, either from established sources (e.g., increased imports) or through investments in import infrastructure (e.g., LNG terminals) and additional (renewable) generation assets. For example:\r\n□ EMPs currently plan more than ten additional LNG terminals176 across Europe.\r\n□ Major European utility companies have announced several large-scale investments in renewable energy assets. For example, RWE together with Equinor have announced a large-scale project on production, transportation and combustion of green hydrogen in Norway and Germany.177 Orsted has started the construction of Germany’s largest offshore wind park with over 900 MW capacity installed.178 Similarly EDF has decided to build and operate a large-scale offshore wind park in France with an installed capacity of around 1,000 MW.179\r\n174 European Council (2023), “Infographic – Gas demand reduction in the EU”, https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/gas-demand-reduction-in-the-eu/\r\n175 EC (2023), “European Green Deal: EU agrees stronger rules to boost energy efficiency”, https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_23_1581\r\n176 European Council (2023), “Infographic – Liquefied natural gas infrastructure in the EU”, https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/lng-infrastructure-in-the-eu/\r\n177 RWE (2023), “ ydrogen pipeline in the North Sea”, https://www.rwe.com/en/research-and-development/project-plans/hydrogen-pipeline-in-the-north-sea/\r\n178 Orsted (2023), “Borkum Riffgrund 3”, https://orsted.de/gruene-energie/offshore-windenergie/unsere-offshore-windparks-nordsee/offshore-windpark-borkum-riffgrund-3\r\n179 EDF Renewables (2023), “EDF Renewables and Maple Power awarded the fourth offshore wind tender launched by the French State, securing a one-gigawatt project off the coast of Normandy, France”, https://www.edf-renouvelables.com/en/edf-renewables-and-maple-power-awarded-the-fourth-offshore-wind-tender-launched-by-the-french-state-securing-a-one-gigawatt-project-off-the-coast-of-normandy-france/\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 94\r\nBy contrast, policy interventions that restrict the free-market price formation – such as the EC’s “safety ceiling on gas prices” under the MCM180 (which until today has never been activated) – threaten to eliminate or at least materially weaken the steering effect of scarcity prices.181 This has been also acknowledged by policymakers when introducing the MCM182:\r\n“Unless set at a sufficiently high level, the safety ceiling could prevent market participants from effectively hedging their risks, as the formation of reliable prices for products with a delivery date in the future and the functioning of derivatives markets could be harmed. If the MCM were to be triggered to bring prices artificially down instead of correcting market malfunctioning, it would have a serious negative impact on market participants, including energy firms, who could face difficulties in meeting margin calls and liquidity constraints, potentially resulting in defaults. Some market actors, in particular smaller ones, may be prevented from hedging their positions, further exacerbating volatility in spot markets, and resulting in possibly higher price spikes.” (emphasis added in bold)\r\nIt is important to understand that, from an economic point of view, finding a “correct” safety ceiling price is nearly impossible. For example, it is difficult to distinguish between a price that is determined by the opportunity cost of demand reduction management (which can be very high) and possible speculative bids or bids inflated by companies exerting market power.\r\nTherefore, a scenario in which the EC’s MCM would come into force likely results in a security of supply risk and is associated with a material welfare loss the European economy (see Figure 23 on the next page).183\r\n180 The MCM applies to virtual gas trading platforms in the EU, e.g., the Dutch Title Transfer Facility (TTF) gas hub which is the major gas trading hub in Europe, and month-ahead, three-month ahead and year-ahead gas derivative contracts traded. The MCM is triggered in case month-ahead TTF prices exceeds 180 €/MWh for three business working days and are 35 €/MWh higher than the LNG reference price on global markets in the same period. See Council Regulation (EU) 2022/2578 of 22 December 2022 and Council of the EU (2023), “Energy prices and security of supply: Council agrees to extend emergency measures”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2023/12/19/energy-prices-and-security-of-supply-council-agrees-to-extend-emergency-measures/\r\n181 This holds for both short-term spot and long-term derivative energy markets even if the initial policy intervention primarily targets derivatives markets. As we set out in Annex B in more detail, spot and derivatives market are closely linked and were driven by common price drivers during the energy crisis (e.g., loss of Russian gas suppliers, long-term unavailability of power generation capacity in the recent energy crisis).\r\n182 Council Regulation (EU) 2022/2578 of 22 December 2022, para. 26.\r\n183 See also Frontier Economics (2023), “Assessing EU proposals to cap wholesale gas prices”, for an in-depth economic analysis, https://www.frontier-economics.com/uk/en/news-and-articles/news/news-article-i9854-assessing-eu-proposals-to-cap-wholesale-gas-prices/#\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 95\r\nFigure 23 ’ outcomes, schematic illustration\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: chematic ill stration, Efficient market o tcome for prices an antity n er “efficient”, o tcome ith policy intervention n er “policy”\r\n■ On the buy side, the policy intervention would allow EMPs (e.g., retailers that procure gas or large industrial consumers) to pay a lower price than the market efficient scarcity price (points 1 and 2 in the illustration). Incentives to reduce energy demand for the buy side would therefore materially diminish. In fact, the buy side of the energy commodity has even the incentive to increase its demand in light of the externally fixed price at a lower than market efficient level increasing security of supply risks (point 3).\r\n■ On the sell side, incentives for EMPs (e.g., investors in new LNG terminals) to expand supply would be reduced as the safety ceiling price limits the return on potential investments in a competitive market. For example, supply with high costs (such as peaking plants that only run a few hours a year) which would not be economically viable under “normal” market prices may act as supply of last resort in times of crisis. As a result, the policy intervention does not contribute to an increased level of supply but has the opposite effect. The quantity of energy supplied is lower than before (point 2).\r\nPriceQuantitySupplyDemandQ efficientEC safety ceiling priceMarket efficientoutcomeabsent thepolicyinterventionMarket outcomeunderpolicyintervention(welfarelossofredarea)Q policyP efficientP policy132Increaseddemandunderpolicyintervention\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 96\r\nIn practice, such policy intervention could trigger material negative effects on the energy market to the detriment of European consumers. Amongst others, this may include:\r\n■ physical security of supply issues – risk of rationing of energy commodities and allocation of resources through regulators184 in case supply and demand imbalance on derivatives markets result in physical demand exceeding supply at time of delivery.\r\n■ development of grey markets – risk of grey markets trading energy in-/outside the EU further reducing available supply.\r\n■ high degree of uncertainty and spill-over effects – materially increased uncertainty amongst EMPs adversely affecting remaining market liquidity and competition in energy in the EU that may, as ‘second-round’ effects, further impact other economic sectors (e.g., production in energy-intense industry).\r\nTaking into account the above, promoting a high level of market liquidity through an appropriate regulatory framework is a more efficient way to resolve periods of scarcity compared to “safety ceiling prices” set through an emergency policy intervention.185\r\n3.1.2 Market participants quickly identified and undertook adequate remedial actions to manage the increased cash liquidity risk\r\nAs a direct consequence of the increased price and volatility movements during the energy crisis, CCPs called higher (cash) margins for positions held by EMP on regulated exchanges.\r\nIn response to this materially increased cash liquidity risk, EMPs quickly identified and undertook adequate remedial actions. By leveraging on their existing comprehensive and sophisticated risk management capabilities, EMPs limited the negative effects associated with the energy crisis.\r\nEMPs quickly deployed emergency measures in response to the energy crisis\r\nIn the short-term, EMPs have deployed emergency measures to mitigate the materially higher cash liquidity risk in day-to-day operations, in particular during the peak of the energy crisis.\r\n■ Higher netting effects through consolidation at fewer CCPs – EMPs consolidated their positions traded on exchanges towards fewer CCPs. This allowed realising netting effects within the portfolio of a EMP held at a single CCP at thus reduced margin requirements. Take a simple example: if an EMP sells 10 MW as 2024-future and buys back 5 MW at a later stage (e.g. due to lower expected availability of a power plant that\r\n184 In the context of the energy crisis national regulators in the EU have developed allocation plans for in case of supply bottlenecks, see for example German Bundesnetzagentur (2022), “Gas: Krisenmanagement und -vorsorge”, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Krisenmanagement_Krisenvorsorge/start.html\r\n185 See previous section 2.1.1 for an in-depth description of market benefits from scarcity signals.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 97\r\nis hedged with this transaction), the two positions would be netted if cleared with the same CCP to a net position of 5 MW (whereas using two different CCPs for both trades would result in a gross position of 15 MW that would be taken into account for the initial margin).186 As a result, EMPs reduced their cash liquidity risk (at the expense of a less diversified set of CCPs used by each EMP).\r\n■ Reduced or closed positions on exchanges – EMPs have reduced trading activity on exchanges. This included less (or shorter) hedging of open positions, such as future generation volumes187, and in some cases the closing of existing hedging positions (according to members of Energy Traders Europe). Effectively, EMPs re-optimised their position in the risk triangle (see previous Figure 12), trading off more market risk against lower cash liquidity risk. However, reduced hedging activities can have a market-wide effect, as it further drains market liquidity and leads to a deterioration of wholesale price signals.\r\n■ Move positions to OTC markets – some EMPs have further moved positions from exchanges to OTC markets (subject to the availability of counterparties which can be difficult in volatile periods).188 This reduced the margining requirements and therefore cash liquidity risk at the expense of higher credit risk (which in turn can be alleviated by adequate credit support189). However, this way of re-optimising the risk triangle is limited in periods of high prices and volatilities, as bilaterally cleared energy derivatives that do not fall under the hedging exemption count towards the EMIR clearing threshold of EUR 4bn. If this threshold is exceeded, EMPs would gains “NFC ” status and would be, among other things, subject to mandatory collateralisation (see Annex D for details). 190\r\nExpansion of (cash liquidity) risk management\r\nIn addition to emergency measures, EMPs have further expanded their (cash liquidity) risk management strategies and tools beyond previous industry standards, subject to their\r\n186 Some CCPs also allow for netting with different delivery periods (if overlapping) and across different commodities, for example ECC, see ECC (2023), “ECC Derivative Market Margining”, p. 16 onwards, https://www.ecc.de/fileadmin/ECC/Downloads/Risk_Management/Margining/ECC_Derivative_Market_Margining_V1.8.pdf\r\n187 See ACER (2023), “European gas market trends and price drivers -2023 Market Monitoring Report”, para 175ff., https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n188 See previous fn., page 75: “A potential explanation for the contin o s high level of activity o l be that exchange tra ing provide for a more liquid exit point and higher price transparency during a market crisis than OTC trading. That being said, there is strong evidence of reduced ETD positions and increased OTC share in the following months that could potentially be linke to increase margin re irements on TTF contracts”\r\n189 OTC contracts facilitate bespoke credit support arrangements – such as material adverse change clauses, netting agreements, bilateral margining agreements (in particular regarding VM), credit insurance and guarantees – which all aim at lowering credit risk.\r\n190 See ESMA (2023), “Clearing thresholds”, https://www.esma.europa.eu/post-trading/clearing-thresholds. The EUR 4 bn clearing threshold also explains (at least partially) the reduced number of absolute OTC bilateral clearing volumes set out in Figure 10 before: Price and volatility increases imply lower trading volumes are achieved below the clearing threshold.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 98\r\nindividual business model and trading needs. We provide an overview in the following Figure 24, based on interviews and information provided by members of Energy Traders Europe.\r\nFigure 24 In response to the energy crisis, market participants have expanded risk management strategies and tools\r\nSource: Frontier Economics based on information provided in interviews with members of Energy Traders Europe\r\nNote: Initial margin is abbreviated as IM, Central counterparty is abbreviated as CCP\r\nAmongst other measures, this includes the following.\r\n■ Liquidity forecasting: more frequent cash liquidity assessment and planning cycles taking into account cashflow projections subject to energy market development.\r\n■ Liquidity pricing: Introduction of a pricing system allowing EMP to calculate expected costs for liquidity management in addition to the price of commodity before entering a transaction.\r\n■ Increased lead-times for medium-term cash liquidity: “early warning system” provides treasury departments of EMPs with a better predictability of medium-term liquidity needs. Some EMPs further added a liquidity buffer with a risk premium to their overall liquidity planning.\r\n■ Real-time reporting: live or near-live forecast of expected collateral requirements.\r\n■ Stress-test scenarios: better understanding of the impact from material price shocks on cash liquidity.\r\n■ Cash secured through bank loans and capital market bonds: EMPs additionally secured cash to cover increased liquidity requirements by negotiating bilateral and syndicated loans with banks, and by issuing bonds to the financial markets. Some EMPs further held proactive discussions with rating agencies to provide confidence and reassurance to the market.\r\ni uidity forecastingFrequent cash liquidity assessment and planning cycles i uidity pricingPricing system for expected costs for liquidity management ncreased lead times for medium term cash li uidity Early warning system for treasury department eal time reportingLiveornear live forecasting of expected collateral tress test scenariosBetter understanding of impact of price shocks on cash liquidityCash secured through bank loans and capital market bondsBilateral or syndicated loans and issuance of bondsCentral steeringNominateddesktostreamline liquiditymanagement ptimisation of paymentsOptimised nettingbetweenCCPs ncreased headcountAdditional highly skilled staff\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 99\r\n■ Central steering: nomination of a desk to streamline and optimise liquidity risk positions, e.g., through financing transactions with banks and other institutional investors, as well as entering into triangulation arrangements in order to reduce credit exposure.\r\n■ Optimisation of IM payments: optimisation of exchange-traded positions through transfer between clearing members and exchanges generating offsetting benefits. Additionally, EMPs have developed frameworks to calculate and assess the impact of IM payments and netting of positions.\r\n■ Increased headcount: additional highly skilled staff with finance and risk background to ensure adequate application and further development of risk management.\r\nAs of today, the existing and additional risk management tools deployed in the energy crisis ensured that each and every EMP in Europe has been able to meet the materially increased margin and collateral requirements.\r\nEven at the peak of the energy crisis stakeholders including EBA did not observe a single missed margin or collateral call by EMPs.191, 192\r\nGoing forward, the comprehensive set of tools deployed by EMPs in the energy crisis continuously contributes to the professional (cash liquidity) risk management by EMPs. This holds in particular for dealing with market distress in future periods, which may be caused by new drivers influencing physical energy market fundamentals.\r\n3.2 The regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under the investment firm regulation\r\nAn appropriate regulatory framework should support efficient and resilient energy markets. During periods of high and volatile prices, as in the energy crisis, this can be addressed by an adequate liquidity regime. Amongst other benefits, such liquidity regime would provide higher market liquidity, which in turn would smoothen out price volatilities. This would further contribute to an efficient risk transfer throughout the industry value chain.\r\n191 See European Banking Authority (2022), “EBA response to the European Commission on the current level of margins and of excessive volatility in energy derivatives markets”, para. 19, https://www.eba.europa.eu/sites/default/documents/files/document_library/About%20Us/Missions%20and%20tasks/Correspondence%20with%20EU%20institutions/2022/1039915/EBA%20response%20to%20EC%20request%20on%20energy%20markets.pdf.\r\n192 The undertakings by energy market participants were selectively supported by national governments, providing last resort liquidity support. The public support bridge the gap left by private lenders, which, for example, recognised the value booster from unhedged power generation at skyrocketing prices, but remained mindful of the potential devastating implications of generation outages for hedged timescales (e.g., risk of extreme replacement costs at physical markets in the short-term) and subsequently reduced their willingness to act as counterparties for utilities with physical assets. For the peculiarities of the situation for Uniper, see the corresponding case study earlier in this section.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 100\r\nIn the remainder of this section, we:\r\n■ describe the EC’s review mandate on commodity derivatives;\r\n■ explain that an investment firm status is disproportionate to the business model of EMPs; and\r\n■ show that the investment firm status would limit market resilience, in particular in crisis situations, and ultimately contradict EU policy goals.\r\n3.2.1 ’ functioning, proper risk management and the facilitation of the energy transition\r\nThe EC’s review mandate for the commodity derivatives regime under MiFID II primarily focuses on liquidity and market functioning, proper risk management and the delivery of the Green Deal. In particular, the Trilogue Parties mandated the EC to review the current AAE with a focus on the following points193:\r\n“Follo ing the energy crisis of 2022 an the res lting higher an more fre ent margin calls and extreme volatility, a comprehensive revision of the appropriateness of the overall framework for commodity derivatives markets and derivatives on emission allowances markets is warranted. Such a review should have a strategic focus and consider the liquidity and proper functioning of commodity derivative markets and derivatives on emission allowances markets in the Union to ensure that the framework governing those markets are fit for purpose to facilitate the energy transition, food security and the markets’ ability to withstand external shocks.\r\nIn carrying out its analysis, the Commission should also consider that commodity derivatives markets play an important role in ensuring that market participants can properly risk manage the necessary investments, and that setting the right parameters is very important to ensure that the Union has competitive liquid commodity derivatives markets that ensure the open strategic autonomy of the Union and the delivery of the European Green Deal ” (emphasis added in bold)\r\n3.2.2 Investment firm status is disproportionate to the business model of market participants\r\nIn the context of this study, Energy Traders Europe has – with the support of an external advisor – undertaken a survey (“the survey”) of its members considering the financial impact of an investment firm status under MiFID II investment firm regulation on EMPs individually. The full results are available in Annex C to this report.\r\n193 Proposal for a Directive of the European Parliament and of The Council amending Directive 2014/65/EU on markets in financial instruments, Recital 10(a), document 2021/0384 (COD).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 101\r\nWe summarise main takeaways and key quantitative insights below.194\r\nFirst, applying investment firm regulation would require EMPs to meet minimum prudential capital and liquidity requirements.\r\n■ The prudential capital requirements imply that EMPs must have sufficient “Capital Reso rces” to meet their “Capital Re irement” at all times.\r\n■ The liquidity requirements address the minimum levels of cash or near-cash instruments an authorised firm must hold to meet regulatory requirements from a potential wind-down scenario. It does not capture the true cash liquidity risk faced by EMPs which arises from the need to post margins on their cleared commodity futures positions (and is linked to market price levels and volatilities)195.\r\nSecond, the survey highlights that an investment firm status would result in material capital requirements for EMPs (see following case study).\r\n■ The mean prudential capital deficit of EUR 910m per firm implies that under investment firm status either additional Capital Resources would be required to continue business activities as usual, or those activities would need to be curtailed. This, in turn, would adversely impact overall market liquidity and efficiency, with the capital required to comply with financial regulation “trapped” and therefore unavailable for long-term investments such as those required for the energy transition (see section 6 for details).\r\n■ The mean liquidity surplus of EUR 1.88bn per firm implies that firms hold sufficient cash reserves under investment firm regulation. Liquidity requirements under regulation do further not assess the cash needs for each energy market participant in the ordinary course of business (e.g., for margining of cleared transactions), but what cash would be needed for a potential orderly wind-down scenario. Quantitative results: Survey highlights mean capital deficit and liquidity surplus under investment firm regulation, with wide variance in results by survey participant EMPs participating in the survey commissioned by Energy Traders Europe reported a mean EUR 910m deficit per firm of capital resources over the capital requirement under investment firm regulation (“IFR”), suggesting they would be on average inadequately\r\n194 The external advisor preserved confidentiality to the individual submissions by member firms of Energy Traders Europe. As we set out in Annex C in more detail, the calculations led by Energy Traders Europe have not been audited or verified independently. Moreover, time and resource constraints meant that it was not possible to perform a fully accurate investment firm regulation calculation. Nonetheless, the survey results provide a useful insight in the practical implication of an investment firm status for EMPs.\r\n195 See fn. 123.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 102\r\ncapitalised under the IFR rules. In contrast, the same set of survey participants reported a mean liquidity surplus of EUR 1.88bn, which implies that these firms would hold sufficient cash reserves under IFR today. On the following pages, we summarise main quantitative insights. The full results are available in Annex C. Survey participation All ten survey participants are wholesale market facing entities belonging to (and sometimes heading) groups of firms that are amongst the largest wholesale energy-generation, trading, and retail supply groups active in the EU. Table 1 Survey participation Source: Energy Traders Europe Note: * Category 4 – Other firms: Two firms did not submit a consistent combination of Capital Resources and Capital Requirement. Their quantitative results have been excluded from aggregate (mean, max, min) results in this report, however their qualitative insight is represented in the survey result. Prudential capital requirements The key principle of the IFR is that firms must have sufficient “Capital Reso rces” to meet their “Capital Re irement” at all times. ■ Survey participants reported a mean EUR 910m deficit per firm of IFR capital resources over the IFR capital requirement, suggesting they are on average inadequately capitalised under the IFR rules. However, the mean result hides a wide variance in capital resources, capital requirement, and net surplus/deficit overall. ■ The category “Top-cos” reported a mean surplus of EUR 1.69bn. These firms hold a high level of capital resources compared with other participants, which is driven by their need to fund the energy industry activities of their wider groups.\r\nCategory of survey participant usinessactivities Entity sroleinthegroup 4 Other firms 3 Financial traders 2 Physical traders 1 Top cos roup olding Company (some) (some) olds physical generation assets in same entity Trading in wholesale physical energy is the ma or focus of the business model Trading in i inancial nstruments is a main focusof the business model ntercompany exposures arising from route to market or hedging services provision to group affiliates.2152 umber of participants\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 103\r\n■ The category physical traders showed the greatest variance in the overall surplus/deficit. This variance is driven by the wide range of both capital resources (EUR 0.29bn to EUR 2.57bn) and capital requirements (EUR 1.15bn to 8.55bn) reported. Table 2 Summary of quantitative results – capital Source: Energy Traders Europe Note: Category #3: Financial trader reported a surplus of capital resources over capital requirement, consistent with the compliant IFR status expected of an authorised firm; calculation of Maximum and Minimum Surplus/Deficit is performed at the firm level, so cannot be compared with the Maximum and Minimum Capital Resources and Capital Requirement in this table Liquidity requirements The liquidity requirement is designed to ensure that firms have a minimum amount of liquid assets to ensure that a firm can wind-down in an orderly manner in the event of failure. ■ Survey participants reported a mean liquidity surplus of EUR 1.88bn, and no material deficit. This implies that firms hold sufficient cash reserves under IFR rules. ■ All Top-cos held substantially higher liquid assets than liquidity requirements under IFR rules. Physical traders mostly held substantially more liquid assets than required under IFR rules.\r\nurplus eficit bn Capital re uirements bn Capital resources bn ata point 0.913.482.57 ean0.712.332.14 edian2.398.556.20 ax 7.461.150.29 in urplus eficit bn Capital re uirements bn Capital resources bn ata point1.693.325.01 ean1.693.325.01 edian1.904.306.20 ax1.482.353.83 in urplus eficit bn Capital re uirements bn Capital resources bn ata point 2.613.921.31 ean 1.432.311.09 edian0.848.552.57 ax 7.461.150.29 inConsolidated view of capitalCategory : Top cosCategory : hysical traders\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 104\r\nTable 3 Summary of quantitative results – liquidity Source: Energy Traders Europe Note: Category #3: Financial trader reported a surplus of liquid assets over liquidity requirement, consistent with the compliant IFR status expected of an authorised firm; calculation of Maximum and Minimum Surplus/Deficit is performed at the firm level, so cannot be compared with the Maximum and Minimum Capital Resources and Capital Requirement in this table\r\nThird, beyond the quantitative results, the survey provides valuable insights on the appropriateness of investment firm regulation for EMPs. Broadly speaking, these fall in two categories.\r\n■ IFR liquidity requirements would not have secured additional cash liquidity for EMPs in the energy crisis: It is worth re-iterating that the regulatory liquidity requirements under investment firm status do not assess the commercial operating cash needs for each EMPs, but what cash would be needed for a potential wind-down scenario in an orderly manner.\r\n■ The business models by EMPs are fundamentally different to those investment firm regulation is designed for: The survey further highlights that capital resources and liquid assets by survey participant strongly depend on their groups funding models and ownership structure, which follow from the complex environment of physical and financial markets EMPs are operating in.\r\nurplus eficit bn i uidity re uirements bn i uid assets bn ata point1.880.071.95 ean1.120.051.20 edian5.730.225.81 ax 0.010.000.00 in urplus eficit bn i uidity re uirements bn i uid assets bn ata point2.240.182.42 ean2.240.182.42 edian2.900.223.12 ax1.570.141.71 in urplus eficit bn i uidity re uirements bn i uid assets bn ata point0.950.030.98 ean0.630.030.66 edian3.290.073.33 ax 0.010.000.00 inConsolidated view of li uidityCategory : Top cosCategory : hysical traders\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 105\r\n□ It reflects the need of EMPs to tailor their legal structure to their individual business activities, in which financial trading is a necessary and “ancillary” service. Trading under the AAE allows them to manage an efficient risk transfer in a complex supply chain with physical assets, which is materially different to the business model of financial institutions.\r\n□ An investment firm status would therefore require EMPs to materially restructure, and there are several areas where current systems would need to be significantly changed to perform ongoing capital and liquidity calculations on an IFR basis (e.g., IT systems, operational organisation, etc.), which would further require specialist resources.196\r\n□ For Top-Cos in particular, it is unlikely that an energy group would not consider opportunities to restructure its trading activities rather than apply for investment firm authorisation for the whole group, not least to avoid obligations of MiFID authorisation other than IFR prudential capital. This means that the commercial efficiency and agility of a current centralised Top-Co capital structure would through restructuring be diluted to the extent that capital could be ringfenced in an authorised investment firm subsidiary, e.g., similar to the survey category of physical traders. This category showed a material deficit of EUR -2.61bn (mean) in the survey.\r\n□ Additionally, EMPs active on the wholesale energy markets trade among professional counterparties who invest own capital and are secure against default through sound risk management (collaterals/margins, counterparty limits, etc.), removing the need for customer and investor protection which is a core objective of investment firm regulation (see next case study).\r\n□ We set out further details on organisational and legal consequences of an investment firm status under MiFID in Annex D. This includes comprehensive licensing and recurrent requirements, and additional regulatory consequences under other financial regulation such as EMIR and Markets in Financial Instruments Regulation (“MiFIR”)197.\r\nHowever, it should be particularly emphasised that an investment firm status under MiFID would have a knock-on effect on the treatment of EMPs under EMIR with regards to the collateralisation requirements (see also Annex D for details).\r\n196 An implementation programme would likely require the building of a bespoke calculation engine or implementation of an external vendor solution, development of underlying data and documentation of extensive regulatory interpretations. It is likely this would require a significant regulatory change programme that survey participants estimated would take more than a year to deliver, and thereafter would require constant maintenance to reflect business change over time.\r\n197 See Regulation (EU) No 600/2014 of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Regulation (EU) No 648/2012, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014R0600\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 106\r\n■ The investment firm status under MiFID would imply that EMPs gain status as FC under EMIR, unless they withdraw from markets. This triggers mandatory margin requirements (subject to certain conditions198) for OTC trades when trading with other FC or NFC+ (which would be the predominant case with investment firm regulation with MiFID).\r\n■ In a separate survey199 Energy Traders Europe have therefore quantified knock-on effects of an investment firm status under EMIR.\r\n□ The investment firm status under MiFID would result in additional collateralisation requirements for individual market participants of mean EUR 181m for IM and EUR -155m for VM (net margin inflow for VM)200 for OTC trading under EMIR.\r\n□ However, the survey amongst eight participating firms shows that additional margining requirements widely differ. In the case of one survey participant, IM requirements reach up to EUR 1bn.201\r\n□ IM requirements under EMIR are of particular importance for EMPs. Financial regulation requires that IM positions “may not be rehypothecate , reple ge nor other ise re se ” 202. The cash re uired for is therefore “trapped” and can neither be used for other business purposes, nor netted against an inflow of IM.\r\n198 For instance, (N)FC(+) belonging to different groups may deduct their IM collected by an amount up to EUR 50m. (Art. 29 CDR 2016/2251, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R2251).\r\n199 As we set out in Annex D in more detail, the survey on knock-on effects under EMIR (“EMIR survey”) is separate from the previously described survey on the prudential capital requirements under investment firm status with MiFID (“MiFID survey”). The EMIR survey consists of submissions by eight members of Energy Traders Europe, which in some cases overlap with those participating in the MiFID survey. The participants of the EMIR survey are all wholesale market facing entities belonging to (and sometimes heading) groups of firms that are amongst the largest wholesale energy-generation, trading, and retail supply groups active in the EU.\r\n200 The survey indicates that the subsample of eight survey participants in the market would receive a net inflow of EUR 155m for VM, given their current trading portfolio underlying the calculations. It is worth noting that this cash would have to be raised by their respective trading partners. For the market as a whole, additional cash requirement could therefore follow from the EMIR knock-on effect.\r\n201 Margin requirements can vary significantly between EMPs, driven by differences in individual portfolios sizes and the type of business activities. For instance, a utility with multiple assets for power generation would face high IM and VM requirements for hedging (i.e., selling) its portfolio production volumes (and therefore accumulating an open short position) by trading with central clearing (e.g., when both trading partners involved count as NFC+ or FC under EMIR). IM requirements are linked to the open position and VM requirements in particular are closely linked to the daily market prices observed and can therefore materially increase in periods of high prices in a short timeframe (as in the recent energy crisis, see also section 3.1.2).\r\n202 BaFin (2022), “Collateralisation of OTC derivatives”, https://www.bafin.de/EN/Aufsicht/BoersenMaerkte/Derivate/EMIR/Besicherung/besicherung_otc_node_en.html\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 107\r\nFinancial regulation designed for the banking sector is disproportionate for energy market participants There is a public debate on the comparison between the energy crisis 2022 and the financial crisis 2007/2008. In particular, policymakers have been concerned that energy derivatives trading may pose a systemic risk. Trading activities of EMPs are materially different to those of banks and other credit institutions and a full-fledged financial market regulation as under investment firm status is therefore disproportionate for the energy market. ■ Different objectives: the primary purpose of trading for EMPs is to mitigate their own commercial risks from energy generation and consumption. This holds in particular for managing risks associated with physical assets through hedging and own-account trading (see also 2.1.2). In contrast to companies from the financial sector, EMPs do not use end-customer money (savings, pension funds, etc.) for all their trading purposes which would require investor and customer protection (and is a main goal MiFID II). ■ No systemic risk: the default of a (major) EMP trading on energy derivatives would neither pose a security of energy supply nor a systemic risk to the wider economy. □ Physical assets: in the event of a default by an EMP, its physical generation assets would remain available and would be operated under new ownership, ensuring that energy demand continues to be served. □ Trading positions: trading positions held by the defaulting EMP on energy exchanges are collateralised and would be auctioned off by relevant CCPs and therefore made available to the market. On the OTC side, the replacement risk for the counterparty of the defaulting EMP in the energy market is limited by credit risk management (which can include collateral, bank guarantees, netting agreements, and position limit agreements with the defaulting EMP). □ Impact on Parties outside the energy sector: the exposure of companies outside the energy sector is further limited. This holds in particular for the financial sector. – The market for commodity derivatives is small compared to other asset classes. According to the ESMA Annual Statistical Report 2021, commodity derivatives accounted for only 1% of the outstanding notional value of derivatives in 2020.203 Asset classes such as interest rate derivatives have a much larger weight.\r\n203 ESMA (2021), “EU Derivatives Markets: Annual Statistical Report 2021“, Figure ASRD.4, Page 9, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma50-165-2001_emir_asr_derivatives_2021.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 108\r\nTherefore, the stability of the financial sector is mainly dependent on asset classes other than (energy) commodities. – A failure of an EMP would not lead to a “broader contagion” of the financial sector, e.g., triggering the failure of a systemically important financial institution. This view is supported by numerous independent analyses.204\r\n3.2.3 Investment firm status would limit market resilience, in particular in crisis situations\r\nInvestment firm regulation would also not have helped during the energy crisis from a market-wide perspective. There are two main reasons for this.\r\n■ Investment firm regulation has no impact on physical availability of energy commodities – the physical availability of power and gas would not be increased through a revised MiFID regulation. In order to tackle the root cause of the recent energy crisis (see section 3.1.1) and avoid similar situations in the future, regulatory measures must focus on the physical side of energy markets. An adequate regulatory response to the energy crisis should therefore focus on improving the physical availability of energy supplies, including physical storage and transportation options, and demand-side reduction of energy consumption.\r\n■ Adverse impact on risk management for EMPs – investment firm regulation requires EMPs to perform mandatory margining when trading energy derivatives. Compared to today, this would hinder EMPs in efficiently managing the risk triangle they are facing (see section 2.2.1). In particular, the investment firm regulation would imply that EMPs would no longer be in a position to trade-off their market, cash liquidity and credits risks subject to their individual needs and preference, which has been a core mitigating measure in the energy crisis (see section 3.1.2). This is further re-enforced by mandatory margining under EMIR, which would follow from the investment firm status under MiFID.\r\n204 See for example Committee of European Banking Supervisors (2007), “Assessment of the prudential risks that arise from the conduct of commodities business and the activities of firms carrying out commodities business”, https://www.eba.europa.eu/sites/default/documents/files/documents/10180/16106/e21e46c3-8e01-4ed8-8344-8584a43a9eac/Commoditiesriskassessment10102007.pdf?retry=1, Kerste et. Al (2015), “Systemic risk in the energy sector – Is there need for financial regulation?”, Energy Policy, Volume 78, https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0301421514006831?via%3Dihub, and ESMA (2021), „Review of the clearing threshold under EMIR – discussion paper“, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma_70-156-5010_review_of_the_clearing_thresholds_under_emir.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 109\r\nWe further illustrate the impact of the investment firm status on the energy market with a stylised example below. In particular, we assume a scenario with two main external factors:\r\n■ a regulatory environment that requires investment firm status for EMPs; and\r\n■ a stress test situation as observed in the energy crisis with a physical supply shock.\r\nFigure 25 sets out below how both external factors (investment firm regulation and the physical supply shock) could impact EMPs and created a vicious circle for the energy market in general, and the risk management by EMPs in particular.\r\nFigure 25 In the energy crisis, applying investment firm status could have led to a vicious circle for energy market participants\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: Schematic illustration\r\nIn a first step, the physical supply shock would lead a substantially higher cash liquidity risk (point A). This results from higher margining requirements for EMPs in light of the increased commodity prices and volatilities, which would be re-enforced by the obligation for central clearing under investment firm status for both exchange and OTC-traded products.205\r\nThis in turn requires EMPs to re-evaluate their overall risk management strategy (point B). In an effort to avoid cash liquidity shortage, EMPs could have an incentive to limit their overall hedging volume (and therefore cash liquidity risk) by taking more market risk through unhedged positions. It is important to note that under investment firm status a trade-off between cash liquidity against credit risk would no longer be possible. In fact, EMPs with investment firm status would count as FC under EMIR (see Annex D). This implies additional margining requirements through posting cash liquidity for OTC trading (rather than accessing bilateral credit lines as absent the investment firm status). An investment firm status\r\n205 As set out in in the next paragraph and Annex D in more detail, a potential investment firm status under MiFID would further trigger the status as Financial Counterparty (FC) under EMIR. This in turn would require EMPs to additionally conduct central clearing for OTC.\r\nx Tighter regulation e.g., removal of AAE exemption under MiFID hysical supply shock higher prices and volatilities on energy markets aterial impact on market prices and volatility ncreased margining re uirements from centralclearingobligation push EMPs in cash liquidity shortage higher cash li i ity risk E s limit hedging on exchanges or TC market to address increase in cash liquidity risk higher market risk C eterioration of price signal in already stressed markets lo er market li i ity an competitiveness res lt in higher market risk Escalation of price and volatility movements trigger increased margining calls and require strong monitoring of hedged positions by EMPs extreme cash li i ity risk mpact of short cash li uidity on market li uidity: Suppliers further reduce offering physical assets to the market avoiding liquidity outage (e.g. due to high margin calls or risk of material replacement costs in case of asset unavailability)\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 110\r\ntherefore curtails the benefits of moving trades to OTC markets to ease cash liquidity stress under central clearing by taking higher credit risks. However, this has been a core mitigating measure in the recent energy crisis (see section 2.2.2 and the case study following).\r\nFrom a market-wide perspective, these incentives for EMPs imply that fewer participants would trade less volumes on exchanges than before (point C). The reduced activity by EMPs would therefore further result in a deteriorated price signal as central steering supply and demand. In a stress test situation as observed during the energy crisis, this materially restricts the benefits of market liquidity, competition and the signalling of scarcity that have been realised before.206\r\nAt this point, however, the deteriorated market price signal sets a vicious circle in motion: Increased price and volatility movements on energy markets result in even higher margin calls by CCPs. This further squeezes the cash positions of the remaining EMPs in the markets, leads to further market withdrawals, with lower liquidity resulting in even more volatile energy prices (points D and A).\r\nThe situation is likely to be exacerbated by EMPs that – in light of the extreme cash liquidity risk – refrain from offering expected future energy supplies to the market (e.g., future power generation). This drains market liquidity on future or forwards markets even further, ultimately re-enforcing the vicious circle through (again) higher and more volatile prices. Two main considerations could trigger this behaviour by EMPs:\r\n■ cash liquidity risk – some EMPs, such as power generators, would conclude that the cash liquidity risk from future margin calls is too high and therefore reduce or abandon their long-term hedging activities during a physical supply shortage (re-enforcing the scarcity signal).\r\n■ replacement costs – other EMPs would be concerned about high replacement costs for supplies sold forward in case of an unexpected future outage of their generation asset (e.g., the subsequent need to replace their delivery at materially higher prices).\r\nIn summary investment firm regulation could therefore lead to a vicious circle for EMPs, in particular in case of market distress. It would specifically result in less liquid and less efficient energy market outcomes with a reduced ability to withstand external shocks. For individual EMPs such scenario could result in insolvency207, potentially triggering the use of taxpayer money (if policymakers decide to avoid a default).\r\n206 In practice, such deterioration of the price signal quality on a wholesale level could also impact retail customers. In competitive markets, retailers buying energy commodities on a wholesale level are likely to pass-on additional costs they are facing from less efficient hedging opportunities on a wholesale level (as a consequence of the deteriorated price signal), which could then result in more volatile prices for their retail customers downstream.\r\n207 Subject to their access to short-term cash liquidity within the group or through capital markets.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 111\r\nIn our following case study, real-world evidence further confirms that a vicious circle is a real risk. It highlights that the investment firm status under MiFID adversely impacted risk management capabilities during the recent energy crisis (which would further exacerbate investment firm more firms would require investment firm status). In the recent energy crisis, the investment firm status under MiFID II adversely impacted risk management capabilities and overall market functioning As set out above, investment firm regulation for EMPs could result in a vicious circle, adversely impacting overall market functioning during events such as the recent energy crisis. Based on an interview held with a member of Energy Traders Europe under investment firm status today, we have identified three categories of detrimental effects for entities with investment firm license and their parental companies (“group”) which emerged during the recent energy crisis. ■ Prudential capital requirements – capital requirements restrict the group’s financial headroom (which has been of particular importance during the energy crisis as high market price levels and volatilities triggered increased capital requirements for the subsidiary with investment firm status); ■ Cash liquidity needs – high price volatility triggered substantial cash liquidity needs as a consequence of the mandatory margining of OTC trading under EMIR (when trading with NFC+ or FC entities); and ■ Increased risk concentration – obligation for margin posting ultimately prevents trading off market risk vs. cash liquidity risk vs. credit risks (which has been a core mitigation action available to EMPs without investment firm status during the energy crisis). Below we show the mechanisms that contributed to these detrimental effects. First, the investment firm status requires the relevant entity to meet prudential capital requirements. As we set out earlier in more detail, these capital requirements can reach an order of more than EUR 3bn for a single market participant.208 Prudential capital requirements, which are reported on a quarterly basis, further increased during the energy crisis since higher and more volatile market prices increased the market risk exposure requiring coverage. Capital has therefore become even more scarce for groups since prudential capital is allocated to the respective legal entity under investment firm status. The prudential capital cannot be used for other long-term business activities on a group level, including investments in\r\n208 For the firm interviewed, we note that the investment firm status is applied to the specific market facing trading entity within the wider group. Other groups that currently use the AAE do not hold a separate trading entity. This in turn would result in materially higher prudential capital requirements or significant legal restructuring efforts (see Section 3.2.2).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 112\r\nnew assets supporting the energy transition with a lifetime of 20 years or more (see section 6). During the energy crisis, entities with investment firm status sought to limit the materially increased prudential capital requirements (which are – amongst other factors – linked to the firm’s exposure to credit risk).209 However, within the current regulatory framework, an entity under investment firm status is only able to limit its credit risk exposure (and accordingly its own funds requirements for credit risk) by increasing the proportion of transactions on centrally cleared exchange markets or by applying (voluntary) OTC margining. This in turn increases liquidity requirements resulting in a so-called “liquidity trap”. Given the short-term nature of cash liquidity needs and daily margining requirements for existing positions, this approach significantly heightens the entity’s default risks in periods of volatile price movements. Second, even without taking the strategic decision of limiting prudential capital requirements at the expense of a higher cash liquidity risk, entities under investment firm status have been particularly exposed to substantially higher cash liquidity risks during the energy crisis. Entities with investment firm status automatically acquire FC status under EMIR (see Annex D). FCs are under a mandatory IM and VM regime on their OTC positions held with NFC+ or FC counterparties (in addition to mandatory clearing of the exchange positions, irrespective of the MiFID status). These additional collateralisation requirements are based on industry margin models that are strongly sensitive to absolute market price and volatility levels, and particularly resulted in a substantial increase in cash liquidity need during the energy crisis for entities with investment firm status under MiFID. In the recent energy crisis, entities with investment firm status benefitted from the fact that many of their counterparties on the OTC market counted as NFC- under EMIR, alleviating the mandatory margining requirements (if not done on a voluntary basis to limit prudential capital requirements). Therefore, applying investment firm status to all EMPs would mean that more counterparties gain FC status (unless they withdraw from markets) which would trigger the mandatory margin requirements (subject to certain conditions210). This in turn leads to massive cash liquidity needs for entities under investment firm status and, as a consequence, reduce overall market liquidity. It ultimately triggers EMPs to either face increasing market risk or reduce their activity.211 Third, the investment firm status substantially increased the risk concentration. As set out in section 2.2.1 firms balance market, liquidity, and credit risk, mandatory margining\r\n209 Amongst other factors, prudential capital requirements are linked to the counterparty credit risk from uncollateralised OTC via the so-called K-TCD requirement (see Annex C for more details). Therefore, moving trades to centrally cleared exchange markets or (voluntary) margining of OTC trades help to reduce the counterparty credit risk and alleviates prudential capital requirements at the expense of an increased liquidity risk.\r\n210 For instance, (N)FC(+) belonging to different groups may deduct their IM collected by an amount up to EUR 50m. (Art. 29 CDR 2016/2251, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R2251).\r\n211 The adverse impacts on EMPs, and the market as a whole, would likely be exacerbated in case trading counterparties would gain FC status unexpected or at short notice, limiting the ability for EMPs to steer their risk portfolio adequately in order to manage the increased cash liquidity risk under mandatory margining.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 113\r\nseverely limits the trade-off of the different risk types for EMPs with investment firm status, irrespective of their individual risk management preference. In particular, the investment firm license prevented EMPs from trading off cash liquidity vs. credit risks, which has been a key mitigating measure observed during the recent energy crisis (e.g., as seen with EMPs without investment firm license). As a consequence, the cash liquidity needs of EMPs with investment firm status would further amplify in a period in which cash has been particularly scarce.\r\n3.2.4 Investment firm status stands in contrast to the regulatory objectives for energy commodity derivatives set out by the EC’\r\nAn adequate regulatory framework is essential for European consumers to benefit from an affordable, secure and sustainable energy supply. Such regulatory framework for EMPs secures efficient market outcomes and prevents market abuse by individual players.\r\nIn order to be beneficial to society, regulation should therefore be:\r\n■ effective – the regulation should induce the behaviours intended by the policy objective (and not be neutral or even detrimental);\r\n■ proportionate – e.g., limited to the minimum necessary to achieve policy objectives. Overregulation in energy markets leads to material market distortions and hinders EMP from proper risk management to the detriment of European consumers; and\r\n■ specific – the energy market requires tailored regulatory concepts reflecting the specific nature of the market and the characteristics of energy commodities underlying.\r\nIn the following (see Figure 26), we assess the investment firm status against the EC’s review mandate set out earlier. We particular show that the investment firm status would:\r\n■ reduce market liquidity and restricts proper market functioning;\r\n■ limit hedging opportunities for proper risk management by EMPs; and\r\n■ contradict EU policy goals.\r\nWe therefore conclude that the investment firm status is neither effective, nor proportionate or specific to meet the objectives set out in the EC’s review mandate for commodity derivatives that are traded by EMPs.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 114\r\nFigure 26 Investment firm regulation stands in contrast to the regulatory objectives for energy and financial markets set out by the EC\r\nSource: Frontier Economics\r\nInvestment firm status would reduce market liquidity and restricts proper market functioning\r\nA removal of the AAE and subsequent investment firm status would have a material impact on the energy derivatives market and its participants. In particular, a recent analysis by ESMA highlights that roughly 75% of the gross positions traded on European gas future exchanges are held by EMPs that are non-financial firms.212\r\nIntroducing investment firm regulation to EMPs would leave essentially two strategic options for them:\r\n■ become an authorised investment firm under MiFID II, with prudential capital and obligatory margining requirements, which increases their financing and administrative costs and could limit their ability to invest (see section 6); or\r\n■ abandon energy trading activities in Europe and focus on non-EU jurisdictions with more lenient regulatory frameworks (see section 7).\r\n212 ESMA (2023), “TRV Risk Analysis – EU natural gas derivatives markets: risks and trends”, Chart 5, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-05/ESMA50-165-2483_TRV-EU_natural_gas_derivatives_markets.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 115\r\nIn both cases the increased regulatory requirements and associated costs would result in a less effective risk transfer between EMPs:\r\n■ on an individual firm level, this incentivises EMPs to reduce (or even cease) their market activities in the EU and pass on additional transaction costs to final consumers.\r\n■ on an aggregated market-wide level, the investment firm status would:\r\n□ increase barriers to entry with small players potentially exiting the market as a consequence of capital requirements and the regulatory burden;\r\n□ reduce market liquidity through lower trading volumes at higher costs;\r\n□ limit competition between remaining EMPs (and by product type); and\r\n□ increase price volatility through a deteriorated price signal (which ultimately results in an inefficient resource allocation, including new investments and plant dispatch)\r\nAs a consequence, a removal of the AAE would therefore materially restrict the existing benefits of energy markets. It would result in a less efficient market outcome with higher and more volatile prices at reduced competition and product offering for European consumers.\r\nInvestment firm status would limit hedging opportunities for proper risk management by EMPs\r\nThe lower market liquidity and reduced product availability under investment firm status would further adversely impact EMPs’ ability for proper risk management. The less liquid the market becomes under the investment firm status, the higher the risk that EMPs cannot adequately hedge their positions (or can only do so at prohibitively high costs). In light of this, EMPs may further refrain from required investments such as renewable generation assets to deliver the Green Deal without governmental support (e.g., requiring contract-for-differences).\r\nInvestment Firm status would contradict EU policy goals\r\nIntroducing investment firm regulation to EMPs further contradicts EU policy goals. In particular, reduced market liquidity would adversely impact the markets’ ability to withstand external shocks and delay the delivery of the Green Deal.\r\nAbility to withstand external shocks\r\nThe markets’ ability to withstand external shocks has been particularly important during the energy crisis. In this period market liquidity had already declined in response to higher margining calls for EMPs and increased market insecurity.\r\nHowever, introducing investment firm regulation would not have improved the situation. As set out earlier in this section, the investment firm status would not address the root cause of the recent energy crisis namely supply shocks for gas and power in combination with a high concentration of gas supply, following in particular from the curtailment of physical gas\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 116\r\ndeliveries from Russia. .213 Introducing investment firm status would have neither avoided the energy crisis, nor contributed to a faster recovery of energy markets.\r\nIf at all, the investment firm status could have even worsened the situation on energy derivative markets:\r\n■ increased margin requirements under mandatory collateralisation obligations for EMPs under investment firm status would have further amplified the cash liquidity crunch; and\r\n■ increased regulatory capital requirements would have made it even more costly for EMPs to offer hedging services and de-risk their counterparties.\r\nBoth factors set the incentive for EMP to severely restrict their risk management activities under the investment firm status which would be counterproductive in an already distressed market.214\r\nHowever, the impact of the AAE removal would extend beyond the period of market distress. The increased regulatory obligations and associated costs disincentivise (new) market players to enter or expand their business. This would again adversely impact market liquidity and put the EU in a competitive disadvantage compared to other jurisdictions (see section 7).\r\nEnergy transition\r\nIn addition, the prudential capital requirements under investment firm status would require EMPs to further trade-off their risk management and investment activities (see section 6):\r\n■ focus on risk management – some EMPs may curtail their investments in renewables to secure a sufficient level of capital availability and cash liquidity required for their risk management in the entity under investment firm status. This in turn could result in a longer-than-necessary dependency on fossil fuels and higher CO2 emissions.\r\n■ focus on renewables investment – others may prefer to curtail their energy trading activities (e.g., asset-hedging only) to focus on renewable investments. This in turn would\r\n213 See also section 3.1.1 for more details.\r\n214 In fact, not more but less regulation would have helped EMPs in the energy crisis for proper risk management. Amongst other measures this includes the broadening of eligible collateral at CCPs, improvements of the collateral transformation system, better transparency and predictability of margin calls and an increased clearing threshold under EMIR.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 117\r\nbe detrimental for the overall market liquidity and make risk management for all EMPs more costly. 215, 216\r\n3.3 Existing instruments for crisis prevention and management are well suited to address regulatory concerns articulated in the energy crisis\r\nAs discussed above, extending investment firm regulation to EMPs would have significant negative impact on the energy markets under the regulatory objectives set out in the EC’s review mandate for the commodity derivatives regime. On the other hand, it would only to a very limited extent contribute to the goals of financial market regulation, because it would not address the root causes of the price spikes, which were driven by physical scarcity of gas and power supply accompanied by unpredictable and unusual market behaviour of state instructed market participants such as THE in the physical market.\r\nIn the following, we assess how traditional instruments of market surveillance and control mechanisms at regulated markets, such as exchanges, have been applied during the energy crisis and how they have been developed taken into account the learnings of it. In a further step we shed some light on the practice of clearing and margining as instruments to protect the stability of the markets against default on the level of individual market participants.\r\nWe will find that the existing regulatory framework already offers all the necessary tools to support resilient energy markets in a crisis situation, to protect its stability and prevent harm to the customers.\r\nMarket participants’ expectations\r\nAs a starting point, we want to summarise, according to the regulatory objectives of liquid and properly functioning markets, which could withstand external shocks and ensure orderly price formation, the practical deliverables of a regulatory framework in crisis situations.\r\nIn light of these regulatory objectives, market participants would expect, and the regulatory framework should deliver a trading environment, in which – at any time but in particular in crisis situations:\r\n■ Trading venues and/or regulators are at all times informed about positions of market participants;\r\n215 Even in this case, smaller market participants with a focus on renewable investments may curtail their activities or exit the market. In absence of appropriate risk management tools at reasonable costs under investment firm regulation, smaller market players may be required to take more market risk, which (in turn) limits their ability to secure adequate financing support through banks and other credit institutes. As a consequence, renewable projects by smaller market participants may no longer be commercially viable.\r\n216 Additionally, companies may not be able to offer virtual PPAs (a special from of financial derivative) anymore as they might be considered as a prop trade for the off taker (e.g., securing a physical PPA through long-term financial trading may be difficult and ultimately hinder the financing of renewables and the energy transition).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 118\r\n■ They have the ability to question trading strategies and to prevent positions from getting too large to avoid market cornering and limiting risk;\r\n■ They can temporarily stop unprecedented und fundamentally unjustified volatility movements;\r\n■ Market participants continue to have access to trading venues in order to hedge positions and manage and de-risk their preexisting contractual obligations;\r\n■ Price formation continues to reflect fundamental supply and demand, including scarcity signals;\r\n■ Market participants can predict and prepare for margin requirements in order to prevent liquidity constraints.\r\nIn the following, we therefore assess the currently available instruments under both energy market and financial market regulation, their use and effect in order to determine whether the current regime is suitable to deliver appropriate results in a crisis scenario and whether they meet the objectives of resilience and sustainable price discovery in such circumstances.\r\nIn our assessment we already include agreed legal and regulatory developments and differentiate between market surveillance procedures and control mechanisms at exchanges and competencies and accountabilities of regulators for market stability.\r\nMarket surveillance and control mechanisms by and at exchanges\r\nWe look at the following instruments:\r\n■ position limits set by regulators, which address potential market abuse, prevent cornering and may limit commodity price volatility;\r\n■ accountability limits and position management controls that limit the clustering of risks by individual market participants and allow to question the motivation of positions;\r\n■ circuit breakers and price limits, which prevent sharp price movements and ensure the integrity of market price formation;\r\n■ the market correction mechanism at TTF, an instrument aimed to stop market distortions in extreme price scenarios by introducing maximum prices above which transactions at exchanges are not matched and exceeding orders are neglected.\r\nRegulatory instruments to support stable and resilient markets, including clearing and margining\r\nIn that regard, we will include the following items in our assessment:\r\n■ Transaction clearing by Central Counterparties (“CCP”), a risk mitigating tool for trading where counterparty credit risk is replaced by the collateralisation of the mark-to-market exposure of the transaction by the provision of initial and variation margin;\r\n■ supervision of algorithmic trading without human intervention to prevent automated upwards- and downwards price trends in crisis scenarios;\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 119\r\n■ we touch upon the C.6 Carve-Out under MiFID II which avoids double-regulation; and\r\n■ assess new regulatory developments and private initiatives designated to support market efficiency and stability, including\r\n□ most recent amendments to EMIR regarding margin calculation and acceptable collateral,\r\n□ REMIT 2.0 covering algo-trading of physical instruments, and\r\n□ the initiative by Energy Traders Europe on industry liquidity standards.\r\n3.3.1 Position limits prevent market cornering and may address excessive commodity price volatility\r\nOverview – position limits\r\nPosition limits and position management controls are an existing instrument meant to support orderly price formation and prevent from market distortion. Under the MiFID II quick fix217, its scope of application was reduced from capturing every single commodity derivatives contract to a more targeted approach focusing on agricultural commodity derivatives as well as critical or significant commodity derivatives only.218 Internationally, position limits are commonly used.219\r\nPosition limits apply independently from the status of the market participant to financial instruments traded at a regulated market.\r\nBackground\r\nPosition limits are a widely used instrument220 to limit the size of a position a person may hold in financial instruments at any given time. Usually, such position limit relates to positions in one or more exchanges, and it may or may not include look alike OTC contracts to prevent circumvention. Main regulatory objective is to avoid dominant positions of a single market participant in a particular instrument and to prevent cornering. Sometimes, regulators associate a volatility dampening effect221 with the introduction of position limits.\r\n217 MiFID II quick fix is a set of amending legislative acts in order to mitigate the effects of the COVID-19 crisis on financial markets, see Directive of the European Parliament and of the Council amending Directive 2014/65/EU as regards information requirements, product governance and position limits, and Directives 2013/36/EU and (EU) 2019/878 as regards their application to investment firms, to help the recovery from the COVID-19 crisis, https://data.consilium.europa.eu/doc/document/PE-71-2020-INIT/en/pdf\r\n218 Existing position limits in the EU can be found here: position_limits_publication.xlsx (live.com)\r\n219 See section 7.3.\r\n220 See FCA (2023), “Commodity derivatives: position limits, reporting regime and commitment of trader reports”, https://www.fca.org.uk/markets/regulation-markets-financial-instruments/commodity-derivatives and for the EU under ESMA (2017), “Position reporting, position management and current ESMA work on commodity derivatives”, https://ec.europa.eu/assets/agri/market-sectors/cereals/commodity-expert-group/2017-03-15/pres-esma.pdf\r\n221 ESMA (2020) “MiFID II Report on position limits and position management”, esma70-156-2311_mifid_ii_review_report_position_limits.pdf (europa.eu).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 120\r\nPosition limits are set or approved by the regulator directly. Whilst position limits are globally known, they are a relatively new feature to EU financial regulation, in particular regarding commodities.222\r\nThe position management regime for commodities was on a general level just introduced to EU financial market supervision throughout the course of the implementation of the G20 summit Pittsburgh agreements.223 Main reason being to prevent market abuse including cornering the market, and to support orderly pricing and settlement conditions including the prevention of market distorting positions.224 Hedging positions of non-financial market participants are excluded from the position limit regime. The commodity derivative position limits provisions are one of the key changes in MiFID II compared to MiFID I.\r\nMiFID II provides for an extensive regulatory framework for position limits\r\nThe legal background in the EU is anchored in MiFID II and works as follows:\r\nPursuant to Art. 57 para. 1 MiFID II, position limits in the EU apply to agricultural commodity derivatives and critical or significant commodity derivatives that are traded on trading venues, and in economically equivalent OTC (EEOTC)225 contracts.\r\nCommodity derivatives shall be considered critical or significant where the sum of all net positions of end position holders constitutes the size of their open interest and has a minimum of 300,000 lots226 on average over a one-year period.\r\n222 Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1299 of 24 March 2022 supplementing Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards specifying the content of position management controls by trading venues , https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1299; Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1302 of 20 April 2022 supplementing Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards for the application of position limits to commodity derivatives and procedures for applying for exemption from position limits, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1302. For details on position limits and position management specified by ESMA see ESMA (2020), “ MiFID II Review report on position limits and position management”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma70-156-2311_mifid_ii_review_report_position_limits.pdf and ESMA (2022), “Questions and Answers on MiFID II and MiFIR commodity derivatives topics”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma70-872942901-36_qas_commodity_derivatives.pdf.\r\n223 MiFID II, Recital (125). See for more details ESMA (2020), “MiFID II Review report on position limits and position management”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma70-156-2311_mifid_ii_review_report_position_limits.pdf\r\n224 MiFID II, Recital (127).\r\n225 An economically equivalent over-the-counter contract is a type of financial contract that has the same economic value and risk exposure as another contract but is structured differently. According to Art. 6 of Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1302, an EEOTC is a commodity derivative where it has, compared to the venue traded instrument, identical contractual specifications, terms and conditions, excluding different lot size of specifications, delivery dates diverging by less than one calendar day and different post trade risk management arrangements.\r\n226 Minimum threshold introduced by the MiFID II quick fix; other Position Limits were discontinued. The scope of the commodity derivatives position limits regime was reduced, such that it will only apply to critical or significant commodity derivatives that are traded on trading venues, and to their economically equivalent OTC contracts. Critical or significant derivatives are commodity derivatives with an open interest of at least 300,000 lots on average over a one-year period,\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 121\r\nIf the threshold is passed, the NRA calculates the exact position limit it wants to apply according to CDR 2022/1302227, which is subject to a subsequent opinion by ESMA.228 Currently, with the Dutch TTF contract, only one single commodity contract satisfies the threshold229. This is due to the fact that after Brexit most European commodity derivative contracts have moved outside of the EU regulatory perimeter.\r\nIt appears that in the past, when still applicable to all commodity derivative contracts, hard position limits have hindered the development of new and nascent trading products230 and, as it finds its ultimate justification in the objective to prevent from abusive exploitation of dominant positions and to avoid excessive speculation, it appears sensible to have restricted its applicability to critical commodity derivative contracts231. Below a certain impact threshold, there is no room for the exploitation of market dominance and exercising impact on the orderly price formation, in particular not of the price of the underlying physical commodity.232\r\nFinally, the position limit regime comes on top of the established market oversight regimes for financial instruments under MAR and energy wholesale products under REMIT. With that, the focus of the position limit regime on critical commodity contracts is consistent with the overall regulatory architecture.\r\nsee The Capital Markets Recovery Package adopted by the co-legislators in December 2020 and published in the Official Journal on 26 February 2021.\r\n227 Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1302 of 20 April 2022 supplementing Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards for the application of position limits to commodity derivatives and procedures for applying for exemption from position limits (CDR 2022/1302), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1302.\r\n228 ESMA (2022), “Opinion of position limits on ICE Endex Dutch TTF Gas contracts”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma70-55-12400_opinion_on_position_limits_on_ice_endex_dutch_ttf_gas_contracts_significant_contracts.pdf. For TTF Gas contracts, the spot month position limit is currently set 17,110,110 MWh, which represents 10% of the deliverable supply. ESMA (2020), “Opinion on position limits on EEX Phelix DE7AT Base Power contracts”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/opinion_on_position_limit_notification_for_phelix_base_de_at_future.pdf. For Phelix DE Base Power contracts, the spot month position limit is set at 41,991,030 MWh, which represents 25% of the deliverable supply. For more information on position limits, see ESMA (2023), Excel Sheet displaying MiFID II/MiFIR position limits for commodity derivatives, https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.esma.europa.eu%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2Fposition_limits_publication.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK.\r\n229 ESMA (2024), Excel Sheet displaying MiFID II/MiFIR position limits for commodity derivatives, https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.esma.europa.eu%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2Fposition_limits_publication.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK.\r\n230 See response of EEX (2019) to the ESMA consultation paper MiFID II review report on position limits and position management Draft Technical Advice on weekly position reports, https://www.eex.com/fileadmin/Global/News/EEX/EEX_Press_Release/20200110-views-on-mifid-ii-position-limits-regime-data.pdf .\r\n231 See response of Europex (2020) to the ESMA consultation paper MiFID II review report on position limits and position management Draft Technical Advice on weekly position reports, https://www.europex.org/wp-content/uploads/2020/01/20200106_Europex-response-to-ESMA-consultation-paper-on-MiFID-II-review-report-on-position-limits-and-position-management-1.pdf\r\n232 Europex (2019) reply to the call for evidence position limits and position management in commodity derivatives, page 4, 20190705_Europex-response-to-ESMA-CfE-on-position-limits-in-commodity-derivatives.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 122\r\nA priori: position limits apply to financial instruments traded on regulated markets\r\nIt is important to note that position limits apply to all market participants. Forcing EMPs to become investment firms would not change the regime and thereby not support the overall regulatory target achievement.233 That is further supported by international comparison: In the US, a commercial end user can trade futures at exchanges without license requirement and unrestricted in volume until a position limit applies234.\r\nAs a feature of financial market regulation, position limits apply to financial instruments traded on regulated markets only, including EEOTC.\r\nSame as all OTC derivatives, energy market products which are not financial instruments such as spot products and bilateral energy supply agreements are therefore not subject to position limits. On the other hand, given the purpose of position limits to avoid market distortion by a single market participant, it would not add value to expand its scope to spot trading and physical supply agreements.\r\nAn application of position limits to spot or OTC energy derivatives does not help the cause\r\nSpot markets deal with the balance of physical supply and demand and should be as liquid as possible to ensure security of supply. In a tense market situation, it would not benefit the market if there was a limit imposed on how much energy could be sold or procured.\r\nBilateral physical supply agreements often use public exchange prices to determine the contract price, but not vice-versa. In other words, contract prices reference exchange prices, but exchange prices do not reference such contract prices. Therefore, position limits for purely bilaterally traded contracts do not support the orderly price formation at trading venues and consequently do not meet the regulatory target.\r\nOn the other hand, the existence of large bilateral supply agreements and any sudden non-performance represents concentration risk and might impact traded market prices for the same commodity, as became apparent during 2022 after the cutting off of Russian gas supplies. However, this could not be cured by position limits because, other than at liquid traded markets, there would be no other market participant who could take over or replace such large supply position and as a result, there would just be less supply.\r\nTherefore, leaving away the sheer legal fact that the above mentioned contracts undisputedly do not represent financial instruments and could not be made subject to financial regulation easily, in any event the more appropriate instruments to limit the impact of a single large supplier of commodities on the EU market are others:\r\n233 Save that the exemption for positions, which are hedging and mitigating commercial risk only applies to non-financial market participants.\r\n234 See section 7.2.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 123\r\n■ unbundling of infrastructure in order to encourage use by multiple users and suppliers;\r\n■ prohibition of abusive exploitation of market dominance under antitrust law;\r\n■ fundamental data transparency on commodity flows and the usage of pipelines, interconnectors, and storage;\r\n■ application of market abuse provisions against manipulative behaviour including artificially withholding supply.\r\n3.3.2 Accountability limits and position management controls applied by exchanges limit the clustering of risks by individual market participants\r\nOverview – accountability limits\r\nUnder accountability limits, a market participant exceeding an accountability level may be asked by the exchange to provide information relating to the position (e.g., including nature and size of the position, trading strategy and hedging information if applicable).\r\nThe EU regulatory regime mandates accountability levels since the implementation of CDR 2022/1299235. A major difference to position limits is the fact that accountability limits are set and applied by the exchange itself which allows them to assess the breach and its legitimacy as opposed to position limits set within a regulatory procedure.\r\nBackground\r\nAccountability limits or levels are to some extent comparable to position limits and describe a position in financial instruments, which a market participant may exceed while not yet being in violation of an exchange rule. A market participant who exceeds an accountability (also called reportable) level may, however, be asked by the exchange to provide information relating to the position including, but not limited to, the nature and size of the position, the trading strategy employed with respect to the position, and hedging information if applicable. Any market participant who has a position in excess of an accountability level is deemed to have consented, when so ordered by the exchange to:\r\n■ not further increase the positions;\r\n■ comply with any limit on the size of the position; and/or\r\n■ reduce any open position which exceeds a position accountability level.\r\nAccountability limits are therefore meant to be complemented and accompanied by position management controls, by which the exchange can direct the person to reduce its position or, if they refuse this, to close it itself.\r\n235 See Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1299 of 24 March 2022 supplementing Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards specifying the content of position management controls by trading venues (Text with EEA relevance), https://eur-lex.europa.eu/eli/reg_del/2022/1299/oj\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 124\r\nIn the UK, the FCA has proposed new rules requiring trading venues to establish and monitor positions against new accountability thresholds, all of which relate to active position limits. In addition, the FCA is proposing that position limits should be set by trading venues themselves, rather than by national competent authorities.236 We elaborate on these new proposals under section 7.3, but for the purposes of this chapter, we can conclude that these developments would increase the flexibility of their application.\r\nAs a preliminary result, we conclude that the system of accountability limits and position management controls appears to be efficient. If it comes to the interaction between short term physical and longer term derivatives market, such as in the case of storage filling obligations237, scrutinising the position of state-endorsed market participants and evaluating their commercial objectives could be applied at an earlier stage.\r\n3.3.3 Circuit breakers and price limits prevent sharp price movements\r\nOverview – circuit breakers, price and volatility limits\r\nWith circuit breakers as well as price and volatility limits, there are a number of instruments available, which are specifically designed to prevent short term market distortion and stability threads.\r\nBackground\r\nUnexpected and drastic price swings in energy derivative prices can set market participants under severe pressure, whether that be because of increased margin requirements, getting cornered as a captive buyer or because of making hedging extremely costly. Often, but not always, such price swings are fundamentally justified and do not require regulatory action. On the other hand, trends are sometimes not related to economic fundamentals and fast and automated order placement may lead to vicious circles in market sentiment and consequently price developments. In such situations, a limited intervention may give the necessary time for the market to reassure itself about the market fundamentals. As a result, in any traded market there are mechanisms available to temporarily halt or limit trading.\r\nThese instruments are, however, not suited to be applied easily but rather by exception238, because any trading halt, even if for a very limited period of time, prevents the market participant from trading in the affected products and have their position left open.\r\n236 FCA (2023), “Consultation Paper CP23/27: Reforming the commodity derivatives regulatory framework”, https://www.fca.org.uk/publication/consultation/cp23-27.pdf\r\n237 See section 3.1.1 for a case study on the impact of storage filling obligations in different EU Member States for energy markets, and an analysis of the situation in Germany with THE acting as ‘last resort entity’ in particular.\r\n238 See Europex (2022), Position Paper “Europex FAQ on circuit breakers”, page 3, https://www.europex.org/wp-content/uploads/2022/10/20221013_Europex-FAQ-on-circuit-breakers.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 125\r\nAny such halt or constraint must also be short in duration in order to minimise the disruption to the market.239 If the time window is too long, traders would make use of alternative less transparent and less liquid markets including just trading OTC without clear reference price. To restart exchange trading for the particular product might become more and more difficult.240\r\nAgainst this background, circuit breakers are also a difficult instrument to be applied in the shorter term markets.241\r\nAny emergency intervention into the physical spot market would nolens volens interfere with the physical balance of supply and demand and require the market to ramp-down production or consumption facilities. This is all the more a problem as storage facilities for gas are limited, but for power even non-existent. It therefore has to be duly noted that, even if such emergency instruments for market intervention are already available under market surveillance provisions as well as energy emergency legislation242, these instruments are not suited to be applied just to ease the market price and volatility developments, but only in extreme scarcity and emergency scenarios. The impact on balance of supply and demand is simply different and of much higher gravity as, by way of example, only preventing an investor from buying and selling stocks in listed big data firms for a limited period of time.\r\nFigure 27 Financial regulation offers different mechanisms to temporarily halt trading\r\nSource: Frontier Economics an L ther base on E MA 2020 , “Market impacts of circ it breakers – Evidence from EU tra ing ven es”, Fig re 1, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esmawp-2020-1_market_impacts_of_circuit_breakers.pdf\r\n239 See previous fn., page 2.\r\n240 Bloomberg (2022), “The 18 Minutes of Trading Chaos That Broke the Nickel Market”, https://www.bloomberg.com/news/articles/2022-03-14/inside-nickel-s-short-squeeze-how-price-surges-halted-lme-trading\r\n241 For a similar discussion on the metal market see LME (2023), “Working Paper – LME Daily Price Limits”, p. 4, https://www.lme.com/-/media/Files/Trading/New-initiatives/Strengthen/Working-Paper---LME-Daily-Price-Limits.pdf\r\n242 See the German Energy Security Act, EnSiG.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 126\r\nFocus: Circuit breakers\r\nCircuit breakers are regulatory emergency instruments, which entitle exchanges to order a temporary halt or to constrain continuous trading if and when excessive volatility disrupts the price discovery function of exchanges.243\r\nThereby, circuit breakers serve as a mechanism to provide traders with additional time to pause and evaluate the information that is causing price changes, to reconsider their positions, or to remove any erroneous orders. In principle, when trading resumes after a cool-off period, market participants should be able to make better-informed trades and reduce order book imbalances, so that the risk of adverse feedback loops is mitigated. It is often the case that circuit breakers are also invoked as a way to reduce volatility or to ease the downward pressure on falling prices. However, circuit breakers do not have the purpose to have any significant impact on prices (they may delay but should not stop developments in prices, in particular, if there was fundamental over- or undersupply).\r\nThey are explicitly designed and meant to prevent sharp price movements that could affect fair and orderly trading and the integrity of the markets. Circuit breakers are a common feature widely known and practiced at organised trading venues across the globe.244\r\nWithin the EU, circuit breakers are mandatory\r\nAccording to Art. 48 para. 1 MiFID II, Member States shall require a regulated market to have in place effective systems, procedures and arrangements to ensure its trading systems are resilient, have sufficient capacity to deal with peak order and message volumes, are able to ensure orderly trading under conditions of severe market stress, are fully tested to ensure such conditions are met and are subject to effective business continuity arrangements to ensure continuity of its services if there is any failure of its trading systems.\r\nIn general, circuit breakers can be applied and calibrated in different ways. They can take the form of trading halts, when they temporarily halt trading, or price collars, when the mechanism allows orders exceeding pre-determined volume and price thresholds entering the book, but it constrains the execution of such orders.\r\nMost energy exchanges have dynamic and configurable systems and controls in place. There are two reasons for this:\r\n■ A certain degree of volatility is inherent to power and gas markets. This is because power and gas cannot easily be stored, and demand and supply need to be balanced at all times. In addition, demand is highly weather dependent and does not easily react to prices, at\r\n243 ESMA (2023), “Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers”, p. 6 et seq., https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf.\r\n244 See for an in-depth analysis World Federation of Exchanges, “Circuit Breakers – A Survey among International Trading Venues”, https://www.world-exchanges.org/storage/app/media/research/Studies_Reports/WFE%20Survey%20on%20Circuit%20Breakers.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 127\r\nleast not in the short term. The energy transition is set to increase the volatility of the market, with intermittent renewable generation becoming a larger part of the energy mix. This means that also supply will become increasingly more volatile and even more weather dependent.\r\n■ Energy derivatives are generally less liquid than cash equity instruments. There are fewer market makers and a smaller number of active market participants, which make these markets generally more volatile. Because of these reasons static, circuit breakers are less suitable to distinguish disorderly market conditions from volatility induced by market fundamentals.\r\nThe legal basis in the EU is as follows:\r\n■ Art. 48 para. 4 MiFID II requires trading venues “to have in place effective systems, procedures and arrangements to reject orders that exceed predetermined volume and price thresholds or are clearly erroneous”245.\r\n■ Art. 48 para. 5 MiFID II requires trading venues to have the ability to “temporarily halt or constrain trading if there is a significant price movement in a financial instrument on that market or a related market during a short period”.246\r\nThe EC expects such circuit breakers to dampen or prevent unexpected price moves, in particular in market stress situations247 and ESMA, after evaluation of their market impact, has drawn supportive conclusions.248\r\nThe implementation of circuit breakers is a matter of national law and often further delegated to the exchanges to be reflected in their exchange rules.249 Interestingly enough, the overarching exchange acts often foresee circuit breakers even beyond the trading of financial instruments and formally apply to commodity trading in addition to trading commodity derivatives trading.250\r\n245 ESMA (2023), Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers, Price collar of type II, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf\r\n246 Price collars of type I, see previous fn.\r\n247 MiFID II, Recital (64).\r\n248 ESMA (2020), Working Paper No. 1, 2020, “Market impacts of circuit breakers – Evidence from EU trading venues”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esmawp-2020-1_market_impacts_of_circuit_breakers.pdf. The effectiveness of circuit breakers as a tool to safeguard against market volatility has been confirmed in the light of the Covid-crisis, the Russian invasion of Ukraine and the May 2022 flash crash in the equity market, see: ESMA (2023), “Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf.\r\n249 See EEX (2015), German Exchange Act (Börsengesetz – BörsG), Section 24 para.2a) and 2b), Section 25 and EEX Exchange Rules, Ref. 0056a, dated 1 January 2024, Section 45 para. 2, https://www.eex.com/de/maerkte/handel/verordnungen-und-regelwerke#3338 (link to download file).\r\n250 See BörsG, Section 25.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 128\r\nIn particular during the energy crisis 2022, circuit breakers were triggered several times251 as a method of bringing temporary relief to the traded energy derivatives markets in stress situations.\r\nAccording to MiFID II, circuit breakers are mandatory with regard to the trading of financial instruments but not regarding other venue traded instruments, such as spot products. As the spot market represents the exchange of physical supply and demand, the application of circuit breakers might for obvious reasons work against the objective of secure and safe energy supply. As the energy grids have to be in balance between supply and demand at all times, a trading halt for physical products may cause severe technical problems and imbalances as to ramp up and shut down physical production and consumption requires time and will cause severe impact in the real economy.\r\nCircuit breakers applying to financial products are also sometimes seen as ambiguous because they may generate a “magnet effect”, where trading and volatility increase as traders anticipate a circuit breaker being triggered.252 Further, there may be spillover effects. For example, a circuit breaker may move volatility across markets when traders move their trades to another market in anticipation of a circuit breaker being triggered. Finally, it has to be acknowledged that during trading halts caused by circuit breakers, the possibility to hedge open positions at the exchange is put on hold as well, and market participants may be forced to leave positions open or avail themselves to the bilateral OTC market under the acceptance of related counterparty credit risk.\r\nOn balance and as a preliminary conclusion, circuit breakers are part of exchange controls that aim to temporarily prevent fundamentally unjustified sharp price moves and to limit price volatility. There is currently no legal limitation to design and adjust circuit breakers to work in crisis situations. After such recalibration by exchanges253 in light of the crisis, we do not see need for further legal action and suggest to let these instruments developing and proving effectiveness. However, it should be understood that circuit breakers do not play a role in addressing high energy prices in Europe caused by physical scarcity of supply.\r\nMarket price caps\r\nAnother instrument to prevent market distortions in extreme price scenarios is the introduction of maximum prices above which transactions at exchanges are not matched and exceeding orders are neglected. As a result, the reference price established by the exchange might either\r\n251 EEX (2022), “EEX Press Release – Exchange Council generally welcomes Europewide approach to manage the current energy price crisis” press release, https://www.eex.com/en/newsroom/detail?tx_news_pi1%5Baction%5D=detail&tx_news_pi1%5Bcontroller%5D=News&tx_news_pi1%5Bnews%5D=6063&cHash=64e3d596f254c99ddaa2e4a2d97e879a.\r\n252 IOSCO (2002), “Report of the Technical Committee, Report on Trading alts and Market Closures”, p. 21, https://www.iosco.org/library/pubdocs/pdf/IOSCOPD138.pdf.\r\n253 ESMA (2023), “Supervisory briefing on the calibration of circuit breakers”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-2134169708-6975_Supervisory_Briefing_Circuit_Breakers.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 129\r\nbe limited or at least dampened by the price cap. In the EU energy commodity sector, price caps have no tradition and were only considered after lengthy political discussions254 as extraordinary response to the extreme price scenario summer 2022 in the natural gas market.\r\nIn that respect, the Market Correction Mechanism (“MCM”) was introduced as a case-by-case regulation in the wake of the energy crisis.255 The MCM is triggered when the TTF month ahead price exceeds 180 Euro/MWh for three consecutive days. A dynamic bidding limit will then be set and bids above this limit will not be accepted. The instrument, which has not yet been applied in practice, has been extended until 1 January 2025.256 As the date of the political agreement on 19 December 2022 demonstrates, the enactment came way too late to cure price spikes which occurred months before.\r\nWe have set out the economic implications of the MCM earlier in the report (see section 3.1.1).\r\nIt is important to note, the introduction of hard price caps works against the principle to ensure a continuous price discovery function, to have open and accessible markets and to enable the market participants to comply with their contractual obligations and to de-risk their positions. As the MCM has not had any real beneficial effect so far and represents a paradigm shift away from open markets, we suggest letting this instrument expire.\r\n3.3.4 Central clearing as risk mitigating tool to protect against counterparty default and preserve market stability\r\nOverview\r\nClearing is a proven risk mitigating tool to mitigate counterparty credit risk257 by replacing the individual counterparty with the Central Counterparty (“CCP”) and the continuous collateralisation of the exposure of the CCP with initial and variation margin. The preferred eligible collateral to deliver margin is cash, and the frequency to exchange margins is daily. The margin secures the mark to market of the contract or trading portfolio against default of one of the original counterparties.258 Clearing or margining is not restricted to financial\r\n254 https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/12/19/council-agrees-on-temporary-mechanism-to-limit-excessive-gas-prices/\r\n255 Council Regulation (EU) 2022/2578 of 22 December 2022 establishing a market correction mechanism to protect Union citizens and the economy against excessively high prices, Art. 4, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R2578. See for more information on the ACER (2023), “Market Correction Mechanism, Effects Assessment Report”, https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_FinalReport_MCM.pdf and ESMA (2023), “Effects Assessment of the impact of the market correction mechanism on financial markets”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/ESMA70-446-794_MCM_Effects_Assessement_Report.pdf.\r\n256 Council Regulation (EU) 2023/2920 of 21 December 2023 amending Regulation (EU) 2022/2578 as regards the prolongation of its period of application, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202302920.\r\n257 See also section 2.2.1 on the role of credit risk in the “risk triangle”.\r\n258 As we set out earlier in section 3.2, access to central clearing facilities is of particular importance for EMPs. However, with mandatory clearing under investment firm status EMPs would have either faced even more severe liquidity strain (from\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 130\r\ninstruments or exchange trading. Clearing by a CCP applies mandatorily at exchanges, but also OTC transactions can be made subject to voluntary clearing or bilateral margining between the counterparties with a similar effect.\r\nUnder EMIR, OTC clearing has, under certain preconditions, become mandatory for financial counterparty (FC) and non-financial counterparty (NFC), the latter when exceeding a specified clearing threshold.259 Currently, most of the energy market participants are below the clearing threshold and it has been explained by the Frontier and Luther Lawfirm in an expert study260 that sufficient headroom to transact below the clearing threshold based on the assessment of the creditworthiness of the counterparty is beneficial to the market because it allows to distribute risk between counterparty credit risk and liquidity risk.\r\nClearing and margining during the energy crisis\r\nAs a learning from the energy crisis, sharp price moves within very short time frames can produce significant stress for market participants to mobilise sufficient liquidity to honour the daily margin calls. In the end, the central clearing system proved to be resilient and robust during the crisis and the credit risk of the energy industry was mitigated effectively, however, at the cost of severe challenges to the liquidity management of market participants.\r\nTherefore, going forward, transparency on the calculation of margins and the predictability of margin calls is key for stable and resilient liquidity planning. In this context, the correct and transparent calculation of the initial and variation margins to be posted, as well as the acceptable collateral are of particular importance as they ultimately determine the cost of clearing.\r\nThe continuous accessibility of clearing facilities beyond the clearing mandate is essential to allow for market access without unwanted counterparty credit risk on a voluntary basis or to replace it by voluntary clearing.\r\nIn that regard, the EC has, in the course of the revised EMIR, already put forward some helpful proposals to improve the predictability of margin calls for the benefit of market participants (see below).\r\n3.3.5 Supervision of algorithmic trading\r\nThe use of trading technology has evolved significantly over the last decade and algorithmic trading is increasingly used not only in the financial markets, but also the wholesale energy markets. Many market participants use algorithmic trading techniques with minimal or no\r\nmandatory collateralisation of OTC trading) or exited the market, further draining liquidity from an energy wholesale market which was already low during the energy crisis.\r\n259 As stipulated in Art,10 EMIR\r\n260 Frontier/Luther (2022), “Review of the EMIR Clearing Threshold for Commodities (CCT)”, available to Energy Traders Europe\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 131\r\nhuman intervention. The risks arising from these practices have already been addressed under MiFID II and will also be subject to the revised REMIT 2.0 (see below).\r\nThe to be addressed concerns are that algorithmic trading may amplify fundamentally unfounded market trends and create upward or downward price spirals.\r\nIn particular, there is a risk that algorithmic trading systems may overreact to events in the physical market and exacerbate volatility in cases of market distress. Such concerns are addressed through a combination of measures and risk controls aimed at firms engaged in algorithmic trading, accompanied by measures directed at operators of trading venues. For the financial sector, these are set out in Art. 17 and Art. 18 of MiFID II. With the introduction of REMIT 2.0, algorithmic trading will also become subject to regulatory oversight if used in energy wholesale markets, including the requirement to notify its use to the NRA and ACER and the implementation of effective and suitable risk controls.\r\nTherefore, we conclude that there are sufficient instruments available or under immediate preparation to avoid from amplifying the price effects of the energy crisis by algorithmic trading and reiterate the previous finding that the root cause of the crisis has not been the traded derivatives market but rather the physical scarcity of supply.\r\n3.3.6 The C.6 carve-out under MiFID II is an appropriate key differentiator between physical and financial market regulation\r\nOverview – C.6 carve-out\r\nIn discussing the effects of the energy crisis, the issue was raised whether or not the so-called REMIT-carve out contributed to a lack of regulatory oversight and formed part of a regulatory issue to solve261. As we will see in the following, this is not the case, and all the above discussed instruments apply to exactly the scope of trading transactions they are designed for.\r\nThe C.6. carve-out is an instrument to prevent double regulation by otherwise applying financial market regulation to a physically settled energy wholesale product, in addition to the applicable regime under REMIT. It provides a necessary correction mechanism against an interpretation of financial instruments in the EU, which is, through including physically settled OTC-instruments, already wider as in many other jurisdictions (see also section 7.2).\r\nIn addition, it would not support the integrity of price formation at trading venues, as futures trading at exchanges is not subject to the carve out in the first place. Finally, the market integrity regime applicable to non-financial energy wholesale products under REMIT delivers the more targeted results as it specifically addresses market behaviour in the energy\r\n261 See Question 2 of the Consultation Paper MiFID II review report on position limits and position management Draft Technical Advice on weekly position reports.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 132\r\nmarkets262. Their inclusion in the complex and far-reaching matrix of the requirements under MiFID II/MiFIR, predominantly designed for investment firms and banks, could undermine their actual economic functions263\r\nA removal of the C.6 carve-out would further adversely affect energy markets.264 It would shift liquidity away from broker platforms and have a negative impact on overall market liquidity with either reduced overall trading volumes or a shift from broker platforms to other venues at higher transaction costs or to purely bilateral trading. This in turn would hinder energy market participants in adequately managing their risk portfolio, in particular in periods of market distress such as the energy crisis. In this context, it is important to note that these actors play an important role in the liberalisation and further development of the EU’s internal gas and electricity market. Moreover, EMPs and their product portfolio are indispensable for the energy transition as well as for the broader shift to a green and carbon-neutral economy in Europe.\r\nBackground\r\nMiFID II and the regime of financial services authorisation applies to financial services provided in relation to a financial instrument.\r\nUsing an appropriate definition for the in-scope transactions is therefore important as being classified as a financial instrument is decisive whether financial market regulation applies or not. Important to note, being or not being subjected to financial regulation does not lead to lack of supervision, rather, the entire set of energy regulation including REMIT 2.0 applies anyway to any energy wholesale product.\r\nThe catalogue of in-scope instruments is listed in Annex I C MiFID II and according to Annex I C.6, even physically settled products count as financial instruments, if and when they are executed at Regulated Markets, MTFs or OTFs. Important to note, as opposed to the Regulated Markets, MTFs and OTFs refer to brokered contracts and belong to the OTC-market.\r\nIn international comparison, the notion of financial instrument under EU legislation is therefore broader than in other jurisdictions265, because physically settled OTC contracts, which\r\n262 See chapter 5 for details, see further EEX reply to the Consultation Paper MiFID II review report on position limits and position management Draft Technical Advice on weekly position reports, https://www.eex.com/fileadmin/Global/News/EEX/EEX_Press_Release/20200110-views-on-mifid-ii-position-limits-regime-data.pdf.\r\n263 See response of Europex to the ESMA Consultation Paper on MiFID II review report on position limits and position management, Q2 https://www.europex.org/wp-content/uploads/2020/01/20200106_Europex-response-to-ESMA-consultation-paper-on-MiFID-II-review-report-on-position-limits-and-position-management-1.pdf\r\n264 As we set out in section 2.1.3, EMPs use a combination of exchange and OTC trading, including physically settled OTC instruments that fall under the C.6 Carve-Out through broker platforms (OTF), reflecting the need for different venues (and products traded on those) to match the individual trading objectives by EMPs.\r\n265 See section 7.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 133\r\nrepresent the “bread and butter” business of energy market participants would usually, due to the physical delivery of the underlying, not be seen as financial instruments.\r\nAgainst this background, the C.6. carve-out for certain energy wholesale products needs to be put in perspective. It re-exempts a set of physical products which were not in scope of financial regulation under MiFID I in the first place and have never been and are still not in other key jurisdictions as of today.\r\nThe C.6 carve-out re-exempts physically settled energy wholesale products traded at an OTF\r\nThe C.6 carve-out under REMIT266 re-exempts energy wholesale products, which are executed at an OTF and must be physically settled. All other venue traded commodity derivates, including energy wholesale products, are still classified as financial instrument, in particular if traded at regulated markets, e.g., exchanges.\r\nSometimes, concerns haven been raised whether this carve-out comes at the expense of a resilient supervisory regime in the financial sector. At least for the relevant features discussed in this report, this concern is unfounded:\r\nThe C.6 carve-out only applies to OTF traded contracts. All surveillance measures and controls protecting price formation and market integrity at exchanges are unaffected. This holds true for:\r\n■ position limits;\r\n■ circuit breakers;\r\n■ prohibition of market abuse in form of market manipulation and insider trading under MAR; and\r\n■ transaction reporting.\r\nAll these instruments are fully available and applicable to the trading of REMIT energy wholesale products at exchanges by any market participant. The applicability of these instruments is further unrelated to their regulatory status.\r\nAlso, the exempted and carved-out OTF-traded energy wholesale products are fully subject to market integrity rules. They:\r\n■ may be counted against position limits as EEOTC contracts;\r\n■ are subject to the REMIT prohibition of insider trading and market manipulation; and\r\n■ are fully reportable under REMIT.\r\n266 REMIT stands for “Regulation on Energy Market Integrity and Transparency”, see Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32011R1227\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 134\r\nThe C.6 carve-out does therefore not diminish the transparency and integrity targets of both financial and energy market regulation. It does, however, have implications for the regulatory status of market participants because it determines the scope of the AAE as set out in Art. 2 para. 1 lit. j) ii MiFID II by the differentiation between ancillary financial business seeking exemption and non-financial main business. Nevertheless, this status does not determine the applicability of above rules and therefore its change towards investment firm status would not contribute to more efficient and resilient markets.\r\n3.3.7 New EU developments regarding market efficiency and stability\r\nThe experiences of the energy crisis and related market events have triggered a number of regulatory actions to address market resilience in stress situations. This concerns both the physical as well as the financial markets and are consequently anchored in energy and in financial market legislation. While we acknowledge the need of legislators to address the crisis’ root causes and most of the actions do contribute to better and more resilient markets, we want to highlight that invention in financial energy markets will affect physical markets too and vice versa. Legislators and regulators must be aware of such interdependencies.\r\nFor the purpose of this study, we focus on the following legislative actions but take into account industrial initiatives to formalise the learnings during the crisis.\r\nEnergy market actions\r\nACER counted for not less than 439 national legislative actions to fight the energy crisis. These were accompanied by a number of initiatives on EU-level.\r\nWe concentrate on the following, which will either bring improvements or should be further revised in order to prevent future market distortions.\r\n■ Review REMIT (“REMIT 2.0”267)\r\n■ Electricity Market Design revision268\r\n■ Mandatory Gas fill levels in gas storage269\r\n267 Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 1227/2011 and (EU) 2019/942 as regards improving the Union’s protection against market manipulation on the wholesale energy market (REMIT 2.0.) was adopted on 11 April 2024. Pursuant to Art. 3 of the amending Regulation, it will enter into force on the twentieth day following its publication in the Official Journal of the European Union, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CONSIL:PE_103_2023_REV_1\r\n268 Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 2019/943 and (EU) 2019/942 as well as Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design, COM(2023) 148 final.\r\n269 Regulation (EU) 2022/1032\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 135\r\nNew development under REMIT\r\nThe revised REMIT will bring a number of improvements regarding data transfer between ACER and ESMA, enlarged data reporting obligations and sharpened market abuse provisions. One important change is the abandoning of the former delineation between the market integrity regimes under REMIT and MAR, now leading to double oversight regarding trading instruments which constitute energy wholesale products and financial instruments at the same time. This holds particularly true for exchange traded energy wholesale products. We deal with these amendments in chapters 4 and 5.\r\nThe explicit coverage of algorithmic trading comparable to the Market Abuse Regulation is of particular interest for the resilience of traded markets.\r\nThe use of algorithmic trading and high frequency algorithmic techniques with minimal or no human intervention can result in trading patterns that tend to create vicious circles and downward price spirals. Market participants engaging in algorithmic trading are therefore obliged to have in place a comprehensive and sound system of risk controls to guarantee the orderly functioning of the market, including appropriate trading thresholds and limits and mechanisms to detect erroneous orders According to Art. 5a REMIT 2.0.270, algorithmic trading shall become subject to:\r\n■ notification to both the NRAs and ACER and\r\n■ effective systems and risk controls that ensure trading resilience and prevent disorderly functioning markets.\r\nWith that, we note an additional measure to keep markets resilient and stable in crisis situations.\r\nRevised Electricity Market Design (“EMD”)\r\nWith the proposed Regulation to the EMD, the EU responses to the energy crisis. Main objectives are to shield consumers from volatile prices, to enhance cost predictability for EU competitiveness, to boost investments in renewables and to strengthen cross-border cooperation and security.\r\nApart from that and of particular interest for traded market stability and resilience is the proposal to introduce mandatory supplier risk management.\r\n270 Council of the European Union (2023), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 1227/2011 and (EU) 2019/942 to improve the Union’s protection against market manipulation in the wholesale energy market, General Approach, 2023/0076(COD), 10872/23, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CONSIL:ST_10872_2023_INIT.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 136\r\nThe relevant Art. 18a of the proposed Regulation271 reads:\r\n“1. Regulatory authorities, or where a Member State has designated an alternative independent competent authority for that purpose, such designated competent authority, taking into account the size of the supplier or the market structure and including, if relevant, by carrying out stress tests shall ensure that electricity suppliers:\r\n(a) have in place and implement appropriate hedging strategies, to limit the risk of changes in wholesale electricity supply to the economic viability of their contracts with customers, while maintaining liquidity on and price signals from short-term markets;\r\n(b) take all reasonable steps to limit their risk of supply failure”\r\nIt remains to be seen how these proposals will be further detailed and transformed into national law. It is, however, relevant to note that the risk taking capacity of EMPs is not only addressed in financial market regulation but also on the energy regulatory side.\r\nProposed amendments to gas storage regulation\r\nAs already explained in this study, the actions taken on the traded gas market to achieve the mandatory gas storage fill levels as prescribed in national and EU legislation at certain due dates has given rise to concerns about the price impact of related buying behaviour.\r\nFactual reason is that the procurement of large gas volumes at the physical market with unlimited funds by state actors without reselling those volumes on a forward basis have signalled a huge additional physical demand of gas which, in fact, was not there because the gas was not designated for own consumption but to be outfeed from the storage facilities at a later stage.\r\nContrary to such “naked” buying strategy, a typical market behaviour would have been to purchase and resell (for delivery at a later point) the volumes at the same time and to lock in the spread. With such common strategy, the volumes would not vanish but instantly become visible on the forward market.\r\nIn response thereto, proposals have been brought forward to ensure a more predictable approach. A core element to provide for more controlled buying could for example read as follows:\r\n“Market participants pursuing gas storage filing target should meet principles by which they are utilising a proportionate and diversified trading strategy using different gas market segment, including spot and derivatives, reselling gas on a forward basis to reduce the upward pressure on the price curve, providing sufficient lead time for market participants to fulfil storage targets and the gradual release of gas from storages to avoid providing non-market based signals.” (emphasis added)\r\n271 Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 2019/943 and (EU) 2019/942 as well as Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design - Analysis of the final compromise text with a view to agreement, 2023/0077(COD), https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-16964-2023-INIT/en/pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 137\r\nWe view this as a sensible suggestion in order to avoid market distortion in an already tight supply situation.\r\nFollowing the above, we conclude that a number of sensible initiatives are already on their way and will likely contribute to more stable and resilient trading markets under energy market regulation.\r\nFinancial market actions\r\nIn parallel, the energy crisis also prompted various actions on the side of the financial regulators:\r\n■ Art. 90 para. 5 MiFID II review clause concerning the AAE and position limits;\r\n■ Review of the European Market Infrastructure Regulation (“EMIR 3.0”); and\r\n■ Review of the Market Abuse Regulation (“MAR 3.0”).\r\nWe elaborate on those in more detail below. These initiatives do partly address the shortfalls we have already identified, and we suggest monitoring the development closely and that time be given to take full effect.\r\nWe also include in our assessment industry initiatives which on a private level and in the interest of both the market and the market participants try to establish industry standards which promote more stable and resilient energy markets.\r\nReview: Position limits\r\nAccording to the Draft Revised MiFID II Art. 90 para. 5, the EC has obtained a mandate to review and opine on the current position limit system until 2025.\r\nIn our view firm position limits have an ambiguous effect. They may prevent from market cornering, but they may also block the development of traded markets and are sometimes not flexible enough as they are set by regulators and cannot be adapted quickly. With that, they could tend to work against liquid, open and interconnected markets.\r\nWe therefore suggest focussing rather on more flexible instruments such as accountability limits on which the exchange acts as deemed appropriate and keep the limitation to critical commodity contracts.\r\nEMIR assumes a major role in stabilising traded markets and the recent update to EMIR 3.0 will benefit the market significantly. In the following, we shade some light and assess those amendments which are directly affecting the clearing and margining process and address the shortfalls mentioned in the beginning of this chapter.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 138\r\nNew: Acceptable collateral for clearing (Draft Art. 46 EMIR 3.0.)\r\nAs explained above, clearing and margining is an indispensable key but also ambiguous feature to mitigate counterparty credit risk. As it has undisputed benefits when applied on a voluntary basis and in a transparent and predictable manner, it unfolds downsides when actual margin calls raise to unpredictable volumes and challenge the liquidity management of firms.\r\nIn liquidity stress situations, energy market participants would therefore benefit from a broader variety of options to match margin calls when due. This does not only extend to the transparency and predictability of margin calls, but also on the available instruments, apart from cash, to meet those calls.\r\nTherefore, the new developments foreseen under EMIR to broaden the set of acceptable collateral is highly welcomed, even though legislators could have gone beyond that: According to Art. 46 EMIR 3.0272, commercial bank guarantees provided by NFCs can be accepted as collateral. The CCPs shall set out in its operating rules whether it accepts fully uncollateralised bank guarantees, subject to concentration limits and adequate haircuts.\r\nESMA shall set out the conditions under which commercial bank guarantees may be accepted.\r\nWe view this as sensible development, but the EU could have gone a step beyond and also further broaden the scope of eligible collateral, for example by including EUAs.\r\nNew: transparency and predictability of margin calls (Draft Art. 38 para 8 EMIR 3.0.)\r\nThe new Art, 38 para 8 shall improve the predictability of margin calls by mandating the CMs to inform their clients about:\r\n■ the calculation methodology of the margin requirements;\r\n■ situations and conditions that may trigger margin calls;\r\n■ the procedures used to establish the margin amounts to be posted; and\r\n■ to provide them with a simulation of such margin requirements.\r\nWith these instruments, EMPs, which are usually the clients of CMs, which are investment firms, shall be put in a position to foresee and be prepared to match margin call when such are posted.\r\nFurther, CCPs shall – under certain conditions – accept EMPs as clearing members and facilitate direct clearing.\r\n272 Council of the European Union (2024), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 648/2012, (EU) No 575/2013 and (EU) 2017/1131 as regards measures to mitigate excessive exposures to third-country central counterparties and improve the efficiency of Union clearing markets, Confirmation of the final compromise text with a view of agreement, 2022/0403 (COD), 6344/24, https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-6344-2024-INIT/en/pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 139\r\nRevised clearing threshold calculation for NFCs according to Art. 10 para (3) EMIR 3.0.\r\nA relevant feature is the introduction in Article 10 (3) of a substantially improved clearing threshold calculation for NFCs (includes only uncleared trades, foresees the threshold calculation on entity level and renders the hedging exemption available on group level to promote a centralised risk management).\r\nThis new methodology will apply once the amended ESMA Regulatory Technical Standard (“RTSs”) defining the criteria for establishing risk reduction and the values of the clearing thresholds is adopted (expected until 12 months after entry into force of EMIR 3.0). This means that NFCs can apply the new EMIR Clearing Threshold calculation potentially after the calculation period of 2025/26.\r\nThis significant relief is, however, accompanied by a review clause according to which ESMA shall present a report to the European Parliament, the Council and the Commission on the activities of Union non-financial counterparties in OTC derivatives, identifying areas where there is a lack of convergence and coherence in the application of this Regulation as well as potential risks to the financial stability of the Union. This report is due every two years.\r\nNew: Active account requirement (Draft Art. 7a EMIR 3.0.)\r\nIn order to facilitate the clearing process, FCs and NFCs subject to the clearing obligation will be required to hold at least one active account at a CCP established in the EU and regularly clear through it at least five trades in each of the most relevant subcategories per class of derivative contract.273 ESMA will identify the derivative contracts which are of substantial systemic importance. Derivatives contracts cleared through an active account shall be representative of the different sub-categories.\r\nAlbeit not affecting the vast majority of Energy Traders Europe member firms, this change may support resilient and stable markets by facilitating clearing.\r\nNew: Energy Traders Europe liquidity risk management manual\r\nThese regulatory and legislative actions are accompanied by private initiatives, most notably the project of Energy Traders Europe to set up and endorse a standard industry liquidity manual.\r\nThis initiative is based on and draws from the findings in the JEAG position paper of February 2023: “The Ancillary Activity Exemption of MiFID II is key to ensure security of supply”274 and the ECB Guide to the internal liquidity adequacy assessment process (“ILAAP”)275. It shall\r\n273 EMIR 3.0., Recitals (10a), (10b) and (10ba), Art. 7a and 7aa.\r\n274 JEAG (2023), “The Ancillary Activity Exemption of MiFID II is key to ensure security of supply”, available to Energy Traders Europe\r\n275 https://www.bankingsupervision.europa.eu/ecb/pub/pdf/ssm.ilaap_guide_201811.en.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 140\r\nfurther take into account the IFR (Regulation (EU) 2019/2033 on the prudential requirements of investment firms) and the IFD (Directive (EU) 2019/2034 on the prudential supervision of investment firms).\r\nIt shall address, inter alia, liquidity risk management practices of EMPs and the resulting manual shall include instruments that have been proven reasonable during the energy crisis, such as liquidity forecasting (frequent cash liquidity assessment), liquidity pricing (calculation of liquidity management costs before entering into transactions) and optimisation of initial margin payments through transfer between clearing members and exchanges.\r\nIn further developing this initiative, the policy recommendations of the Financial Stability Board (“FSB”) on liquidity preparedness for collateral and margin calls276 could be considered. These recommendations entail, inter alia, the incorporation of liquidity risk frameworks, contingency funding plans, liquidity stress testing, resilient and effective processes and collateral management practices by market participants.\r\nWe consider the initiative by Energy Traders Europe a sensible and quick attempt to create widely accepted industry standards to manage liquidity stress in future crisis situations.\r\n276 FSB (2024), Consultation report, “Liquidity Preparedness for Margin and Collateral Calls”, https://www.fsb.org/wp-content/uploads/P170424.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 141\r\n4 The current regulation provides for comprehensive market transparency and supervision KEY TAKEAWAYS Policy recommendation Ensure efficient reporting: we suggest harmonising the reporting standards between physical energy and energy derivatives markets reporting (to the extent possible) and create a comprehensive single data set which is sent out in a similar process and timeline to all regulatory stakeholders. Reporting requirements under EMIR and REMIT support key objectives of financial market regulation for energy trading but could be more efficient (section 4.1) Reporting is an essential tool for achieving market-wide transparency by enabling regulators to detect, stop and prevent market abuse. This requires timely information about transactions in the physical energy and energy derivatives market and would benefit from corresponding access to fundamental data, showing the supply and demand balance for the underlying physical gas and power flows. In order to take informed decisions in complex crisis situations and detect market distortions early, regulators should be able to form a view not only on either the derivative or physical energy market but include both sides into their assessment. EMPs are currently subject to a dual regulatory reporting system: ■ for financial market transactions including energy derivatives according to EMIR, and ■ for physical energy wholesale products according to REMIT. Under both regimes, EMPs need to timely submit a detailed set of information on transaction data, including price, volume, counterparty, and tenure. REMIT also extends to the reporting of market fundamental data regarding the underlying physical energy flows, the publication of inside information and the reporting of orders to trade. Each set of reporting has to be completed and sent out separately via the defined reporting channel to the ultimate recipients from the side of the financial authorities on the one hand, and the side of the energy authorities on the other. Consequently, there is no single regulatory authority instantly receiving a comprehensive data set covering both the physical energy and energy derivatives market at the same time.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 142\r\nIn this part of the report, we assess whether the current regulation provides for comprehensive market transparency and supervision or if the learnings during the energy crisis suggest certain improvements. To this end, we analyse the reporting obligations that EMPs are subject to under EMIR and REMIT. We do not specifically address the reporting obligations under MiFIR and MiFID II of other stakeholders such as Organised Market Places (“OMPs”) in\r\n277 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, p.11f., https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf Better coordination between regulators will improve market transparency and supervision (section 4.2) There have always been mandatory communication channels between financial market and energy market regulators on EU and national level. New rules under EMIR 3.0, the reviewed MAR and REMIT 2.0 will further strengthen the coordination and data exchange between the different stakeholders at EU and national level. However, the mechanisms of data exchange and coordination that are in place under the current legal framework do not yet address the duality in the existing reporting systems and its inherent shortfall: the individual reports only cover a subset of relevant market data. This appears to be unsatisfactory from a supervisory angle: no single individual regulator has an immediate and complete overview of transactions in the financial as well as in the physical energy market at the same time and will therefore not be in a position to take informed close to real time action to prevent market distortions from the outset. A harmonised single data set would be highly beneficial in achieving comprehensive market transparency. Consequently, EMPs should send the same harmonised single data set to all relevant entities under applicable regulation. This would have a threefold beneficial effect: ■ energy and financial market regulators can focus their view on a holistic data set covering physical and financial energy markets and easier identify cross market distortions; ■ EMPs’ compliance is facilitated as they have to compose only once a data set instead of multiple times; and ■ the reporting scheme becomes more efficient. The harmonised single data set should satisfy the transaction reporting obligations under EMIR and REMIT. It could preferably also include reporting by Organised Market Places (“OMPs”) under financial market regulation. The submission of harmonised data sets is also proposed in a parallel discussion on better supervision of the EU Capital Markets Union. It would also contribute to smarter and better regulation by harmonising regulatory frameworks, encouraging mutual recognition, streamlining reporting data, and continuing the initiative to reduce reporting as outlined in the conclusions of the European Council of 17 and 18 April 2024.277\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 143\r\nconnection with energy trading, unless we explicitly refer to them for the sake of a complete picture.\r\n■ In section 4.1, we show that the different but comparable reporting requirements under EMIR and REMIT support key objectives of energy and financial market regulation for energy trading.\r\n■ In section 4.2, we then conclude that better coordination between regulators could further improve market transparency and supervision.\r\nWe come to the overall conclusion that a harmonised single data set would be highly beneficial in achieving comprehensive market transparency. EMPs should send the same harmonised single data set to all relevant entities under applicable regulation. This would have a threefold beneficial effect:\r\n■ energy and financial market regulators can focus their view on a holistic data set covering physical and financial energy markets and easier identify cross market distortions;\r\n■ EMP’s compliance is facilitated as they have to compose only once a data set instead of multiple times; and\r\n■ the reporting scheme becomes more efficient.\r\nThe harmonised single data set should satisfy the transaction reporting obligations under EMIR and REMIT and could preferably also include reporting by OMPs under financial market regulation.\r\nSuch route to a single point of truth in information sharing and publishing is already paved for in capital markets:\r\nFor example, the EU is about to create a single point of access to publish financial and non-financial information about EU companies and EU investment products, the European Single Access Point (“ESAP”) – a platform that will make this information easier for investors to consult. Albeit not exactly comparable to mandatory transaction reporting, it illustrates the common understanding of efficient information sharing.278\r\nIn addition, the benefits of centralised and harmonised data collection have already been identified by various national stakeholders in the financial markets.279 According to these sources, a more integrated European capital market would benefit from data centralisation, as supervisory objectives can be better achieved with an integral data set as opposed to subsets of available data. This would allow for a more comprehensive overview of the EU financial markets and thus improve the supervision of market manipulation by enabling quick detection of suspicious cross-border activities and facilitating real time monitoring.\r\n278 Council of the European Union, “Council adopts regulation easing access to corporate information for investors”, press release, dated 27 November 2023, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2023/11/27/council-adopts-regulation-easing-access-to-corporate-information-for-investors/\r\n279 Autoriteit Financiele Markten (2024), “Next steps for the European Capital Markets Union (CMU)”, https://www.afm.nl/~/profmedia/files/publicaties/2024/position-paper-cmu-afm-dnb.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 144\r\nFurthermore, both sides – regulators and supervised entities – would benefit in terms of efficiency: a harmonised single data set would significantly reduce the costs of collecting, processing and interpreting data.\r\n4.1 Reporting requirements under EMIR and REMIT support key objectives of financial market regulation for energy trading but could be made more efficient\r\nThe concern: Insufficient transparency in OTC derivatives trading\r\nIn the aftermath of the GFC, the lack of transparency in the OTC derivatives market was identified as a key strategic deficiency to function effectively and maintain resilience. OTC derivatives have arguably lacked transparency in the past as they were usually negotiated privately, and relevant information was only available to the contracting parties. Due to the complexity that is innate to derivative transactions and the global interconnectedness of financial markets, in times of market stress those types of contracts led to a high level of uncertainty.\r\nAt the Pittsburgh Summit, the enhancement of transparency, the promotion of market integrity and the strengthening of international cooperation were recognised by the G20 as key objectives for the further development of international financial regulation.280 This applies in particular to the standardised OTC derivatives market.281\r\nIn response, the EU has built a strong system of transparency standards, which extends over a broad regulatory landscape. The reporting requirements set out in different regulations support transparency and supervision by providing different regulators for financial and energy markets with transaction data from market participants, including information on price, volume, counterparty, and tenure in a timely manner. The overall objective of these reporting obligations is to effectively detect and prevent market abuse and to early identify risks for the stability of the system.\r\nAs a result, the EU regulations EMIR and REMIT already provide for extensive reporting of energy market transactions, as we set out in Figure 28 (see next page).\r\n280 OECD (2009), Leader’ s Statement of the Pittsburgh Summit, 24-25 September 2009 (G20 commitments), margin no. 11, https://www.oecd.org/g20/summits/pittsburgh/G20-Pittsburgh-Leaders-Declaration.pdf.\r\n281 G20 commitments, margin no. 13.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 145\r\nFigure 28 Strong system of data reporting requirements under EMIR and REMIT282\r\nSource: Luther Lawfirm\r\nNote: The table shows REMIT reporting as of 19 April 2024. It does not yet include the changes envisaged under REMIT 2.0, which will contain, inter alia, a legal definition of RRMs, expand the LNG reporting obligations and will further add an exposure reporting obligation. The EC is tasked to adopt further implementing acts within 12 months.\r\nMarket participants’ expectations\r\nThe above indicates that the reporting obligations are extensive and that there are manifold recipients and addresses of data submissions.\r\nAs a result, EMPs have to devote significant IT and human resources to complying with all the requirements. In the context of EMIR reporting alone, EMPs are obliged to submit up to 203 data fields per transaction under EMIR Refit, up from the 129 data fields previously required. Extrapolated to thousands of transactions per day, this requires EMPs to invest significant time, human, financial and also legal resources into reporting.\r\nHowever, recalling its intent to prevent market abuse and to avoid market distortions, the regulatory benefit appears to be limited, and corrective actions by regulators are often taken just in hindsight. By providing up-to-date d+1 transaction data (following business working day), the regulator should be able to obtain a comprehensive overview of ongoing market\r\n282 We note that the reporting obligated parties under REMIT 2.0 will be expanded to include organised market places (Art. 8 para. 1 lit. a)) and LNG market participants (Art. 8 para. 1 lit. aa)). Please also note that the list of stakeholders under EMIR to whom data is made available is not exhaustive due to display limitations.\r\nE TE Transaction data Precise identificationof wholesale energy products including orders to trade (e.g., price, quantity, date, time and other relevant data) Parties and beneficiaries Modification of the contract (life cycle events)Transaction data Any detailsof any derivative contract regarding main characteristics such as type, price, notional values and settlement date Parties and beneficiaries Modification of the contract (life cycle events) hat undamental data Capacity and utilisation of facilities related to consumption or transmission of electricity and natural gas, including LNG and storage facilities Planned and unplanned unavailability of facilities ACER via RRMs TRs or ESMA, if TR unavailableTo whom ACER via transparency platforms NRAs upon request D 1 (standard contract) D 30 (non standard contract) D 1 hen D 1 No No ata publicly available Yes ACER NRAs NCAs and other relevant supervising authorities ESMA ESMA EBA EIOPA ESRB ESCB ACERUltimate recipients of data NCAs, including those supervising CCPs and trading venues Relevant third country authorities EMPs, or on their behalf: Authorized third parties Trade reporting systems OMPs, trade matching system, PPATs Registered or recognized trade repository Competent authorities or ESMA having received that information in accordance with applicable legislation EMPs, or on their behalf ENTSO E/ENTSO G TSOs FCs (incl. collateral and daily mark to market) NFCs CCPs ho\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 146\r\nactivities and detect suspicious or unprecedented developments in due time. Market participants can therefore reasonably expect that the regulator will use the reported data in such a way that market distortions are detected early and prevented from continuing.\r\nAs the events of summer 2022 and in particular the case of storage filling obligations by EU in different Member States such as Germany, Italy and Austria (see section 3.3.1 for details), demonstrate, despite extensive reporting requirements and the existence of effective market surveillance instruments, THE’s buying strategy in the day-ahead market, uncovered by corresponding forward sales, was not made transparent or scrutinised and changed. A root cause appears to be that the current regime fails providing regulators with a comprehensive and holistic view covering all markets. The current reporting regime under EMIR and REMIT does require market participants to provide a wide range of information, such as transaction data and fundamental data (in the case of REMIT), however in different formats and to different recipients. Therefore, it offers room for further streamlining of data collection. In the following, we assess whether a harmonised single data set would benefit the markets.\r\nA major weakness is that EMIR and REMIT require the transmission of different sets of data. Although under both EMIR and REMIT EMPs need to report transaction data and under both regimes the data fields are highly detailed, they do not allow for the same conclusions on trading behaviour and the effect on the market to be drawn. As a consequence, regulators are hindered to quickly identify whether and to what extent financial market transactions may have a negative impact on the physical energy market and vice versa. A certain degree of comparability, however, is essential due to the fact that energy and financial markets are linked.\r\nIt is conceivable that a standardised set of data could be required under both EMIR and REMIT, which would facilitate the exchange of information between authorities. To this end, the REMIT Implementing Regulation on the one hand, and the Delegated Regulation283 and the Implementing Regulation284 under EMIR Refit on the other should be harmonised to allow for a single data set in terms of format, IT interfaces and frequency to be sent out equally via the existing central reporting channels to all affected stakeholders at the same time.\r\nSetting the course: reportable transactions in the practice of energy trading\r\nEnergy trading is an essential part of the overall business operations of EMPs, which often entails generation of power, import and shipping of fuels and supply of power and gas to\r\n283 Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1855 of 10 June 2022 supplementing Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards specifying the minimum details of the data to be reported to trade repositories and the type of reports to be used, available at: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1855&from=EN.\r\n284 Commission Implementing Regulation (EU) 2022/1860 of 10 June 2022 laying down implementing technical standards for the application of Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council with regard to the standards, formats, frequency and methods and arrangements for reporting, available at: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1860&from=EN.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 147\r\nretailers or end consumers. Typically, the majority of trading transactions have the underlyings gas, power and EUAs.\r\nThese products can be traded with physical or financial settlement as well as spot or forward (or other derivative) contracts.\r\nSuch products can be traded via:\r\n■ exchanges (including EEX or ICE);\r\n■ brokers (often OTFs); or\r\n■ purely bilaterally OTC with other counterparties.\r\nThese counterparties or the trading venues do not have to be based in the EU, but could be established anywhere in the world.\r\nWhich reporting regime is primarily applicable depends on the classification of the above mentioned products as financial instruments. In the presence of financial instruments, reporting under EMIR prevails and discharges reporting obligations under REMIT285.\r\nUnlike in other jurisdictions (see section 7), there is no obvious and clear differentiation criterion to separate financial instruments from other contracts. Cash settlement could be one, but the EU went a different route and subjects also physically settled instruments under certain prerequisites to financial market regulation.\r\nThe classification as a financial or non-financial product follows the criteria laid out in Annex I Section C MiFID II.\r\nThis assessment depends on the maturity of the contract, the trading venue where the transaction is executed and the way of settlement.\r\nOn a first view there are clear cases in applying the C.5 and C.6 assessments under MFID II:\r\n■ An exchange-traded power forward contract is always a financial instrument because it is traded on a regulated market.\r\n■ A physically settled bilateral OTC or brokered power forward contract is always a non-financial instrument due to its settlement type.\r\nHowever, even under this starting point of the assessment, contracts with very similar commercial features might count as financial instrument in one instance, but not in another, or this status may change. A prominent example is the changing of the status of third country venues from OTC to regulated market upon their recognition as equivalent to EU regulated markets.\r\n285 Art 8 para 3 REMIT.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 148\r\nOn top of that, it is possible and also practice to swap products traded on an exchange with products traded via a broker in order to swap liquidity risks for counterparty credit risks or vice versa (as is, for example, done in an EfP286 or so-called futurisation).\r\nAlthough the legislative objectives of EMIR and REMIT are the same – to monitor systemic risk and to prevent market abuse –, whether a transaction is primarily reported to financial regulators through EMIR or energy regulators through REMIT depends on factors, which are unrelated to those regulatory objectives and result in two different reporting schemes, where just one could meet the same regulatory targets.\r\nFor EMPs, this duality of reporting schemes is overly complicated and not cost-efficient. The outcome also appears to be unsatisfactory from a supervisory angle: no single regulator has an immediate and complete overview of what is happening in the financial as well as in the physical energy market at the same time.\r\nThe instruments: Extensive reporting under EMIR and REMIT\r\nIn the following, we analyse the reporting processes in more detail with a focus on addresses and recipients.\r\nThe regulatory requirements for energy trading are at the interface between the energy market regulation – REMIT – and the financial market regulation – EMIR and MiFIR.287\r\nTogether with MiFIR, MiFID II forms the overarching legal framework for financial market regulation and trading in financial instruments. The requirements are therefore primarily addressed to financial market participants, e.g., investment firms, but also impose rules on CCPs and trade repositories (“TRs”).\r\nEMPs have to comply with the reporting regime of financial market regulation under MiFIR and MiFID II if they have the status of an investment firm288, which only applies to very few EMPs. The lack of investment firm status, however, does not mean that fewer data fields are reported under EMIR, that the submitted data is less robust and that the market is therefore less transparent.\r\nTo the contrary: the financial transaction reporting regime of EMIR applies to EMPs to the full extent as defined and stipulated within EMIR itself.\r\nEMIR: EMPs act as NFCs and report to TRs\r\nUnder financial market regulation, market participants are obliged to report transaction data of derivatives. It is important to note that EMIR not only affects reporting of OTC\r\n286 EfP stands for Exchange of Futures for Physical.\r\n287 It should be noted that there are EMPs that not only have to report according to EMIR and REMIT, but also have to report physical licences according to their national jurisdiction. These cases will not be discussed further in this study.\r\n288 MiFID II, Art. 4, para. 1 (1).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 149\r\ncontracts, but also of all exchange-traded products. Regardless of whether they have a status as a FC or NFC, all market participants must report all transactions to registered TRs.289\r\nEMIR distinguishes between two types of market participants:\r\n■ financial counterparties (“FCs”), such as investment firms, and\r\n■ non-financial counterparties (“NFCs”), which include all entities that do not qualify as financial counterparty. NFCs can be further subdivided into so-called\r\n□ NFC+ (“NFC plus”) and\r\n□ NFC- (“NFC minus”),\r\nwhere NFC+ and NFC- refer to a counterparty either being above or below the clearing threshold defined under Art. 10 EMIR.\r\n□ The status of NFC+ and NFC+ does not affect the scope of the reporting obligation. Each counterparty, whether FC, NFC+ or NFC-, must report its leg of the transaction to TRs. For NFC-, the only simplification that can be made is that when a transaction is executed between a FC and a NFC-, the FC is responsible and legally liable for reporting on behalf of itself and the NFC-.\r\n□ It is important to note that EMPs that are members of Energy Traders Europe overwhelmingly represent NFC- and are therefore at the centre of our assessment below.\r\nApart from the market participants, EMIR also addresses CCPs290, clearing members (“CMs”)291 and TRs292, which all play a vital role in the reporting system. For the sake of completeness, we will briefly outline their respective functions, as the new legislative developments under EMIR 3.0 also affect these market players.\r\nIn the process of clearing, CCPs act as intermediaries between buyers and sellers, taking on the role of the counterparty to both parties, thereby replacing counterparty credit risk. CMs are banks and act as intermediaries between the clients and the CCPs, which are both financially supervised.\r\n289 That is either done via approved reporting mechanisms (ARM) under financial market regulation (MiFIR and MiFID II) or registered reporting mechanisms (“RRM”) under REMIT.\r\n290 CCPs form part of the financial market infrastructure by providing clearing and settlement services for trades on regulated trading venues. According to Art. 2 para. 1 EMIR, ‘CCP’ means a legal person that interposes itself between the counterparties to the contracts traded on one or more financial markets, becoming the buyer to every seller and the seller to every buyer.\r\n291 CMs act as intermediaries between their clients and a CCP. According to Art. 2 para. 14 EMIR, ‘clearing member’ means an undertaking which participates in a CCP, and which is responsible for discharging the financial obligations arising from that participation.\r\n292 Trade repositories are entities that collect, record, and publish reportable transaction data. According to Art. 2 para. 2 EMIR, ‘trade repository’ means a legal person that centrally collects and maintains the records of derivatives.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 150\r\nTRs are private service providers that centrally collect, record and publish transaction data under EMIR, but also such data regarding securities financing transactions (“SFTs”).293 TRs are supervised by ESMA, to ensure that they comply with all regulatory requirements on an ongoing basis and that regulators and supervisors have access to the information necessary to fulfil their respective mandates.\r\nREMIT: EMPs report under REMIT to ACER via an RRM\r\nUnder energy market regulation, REMIT requires EMPs to report transactions and orders on the wholesale energy market in wholesale energy products.\r\nAccording to Art. 8 para 3 REMIT, in cases where contracts meet both the criteria of energy wholesale products and financial instruments, in order to avoid double reporting, the reporting obligations under EMIR prevail.\r\nThe scope of the reporting obligations goes beyond the transaction data reporting regime under EMIR because under REMIT, there are also obligations to report fundamental data that can be used to specifically monitor the physical market and corresponding energy flows.\r\nTrading in wholesale energy products is primarily supervised by the competent National (Energy) Regulatory Authority (“NRA”), which may also act in a cross-jurisdictional manner with the competent financial and competition authorities of the Member States (“NCA”).\r\nThe European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators coordinates the harmonised implementation of REMIT in close cooperation with NRAs. ACER plays a key role in reporting trading on the wholesale energy market. It takes on the role assigned to TRs under EMIR, acts as a data collection hub and disseminates the data submitted via registered reporting mechanisms (“RRMs”) to NCAs, ESMA and other relevant EU standard setting bodies.\r\nIn detail: Transaction data reporting under EMIR and REMIT\r\nIn this section, we illustrate the processes and the content of the reporting obligations. As a result, we will find that, even though the reportable transactions are quite comparable, processes and content differ. Overall harmonisation would support the efficiency of these efforts.\r\n293 ESMA (2023), “Guidelines for reporting under EMIR”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA74-362-2281_Guidelines_EMIR_REFIT.pdf; ESMA (2024), “Guidelines on transfer data between Trade Repositories under EMIR and SFTR”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2024-01/ESMA74-362-2351_Guidelines_on_data_transfer_between_trade_repositories_EMIR_SFTR.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 151\r\nWhat to report?\r\nUnder EMIR294, the obligation to report applies to information regarding:\r\n■ the parties and/or beneficiaries of any derivative contract;\r\n■ any details regarding the main characteristics of the derivative contract, such as type, price, notional values and settlement date,\r\n□ including the determination of hedge vs. non-hedge contracts;\r\n■ any modification of the parties and the details of the derivative contract during its lifetime; and\r\n■ termination of the derivative contract.295\r\nReportable data under REMIT is categorised as:\r\n■ transaction data296, including a precise identification of the wholesale energy product bought and sold, price, quantity, date and time of execution, delivery point, parties and beneficiaries and other relevant information of energy supply and transportation contracts and derivatives thereof; this also includes orders to trade.\r\n■ fundamental data297 on capacity, planned and unplanned unavailability, consumption or transmission of power and gas or capacity and utilisation of LNG plants.\r\nThe particularities of the quality of data are specified in an Implementing Regulation.298\r\nRegarding transaction data, the Implementing Regulation distinguishes between transaction data that must be reported by default (including supply and transport contracts) and those that must only be reported upon reasoned request by ACER.299 These cases include, inter\r\n294 EMIR, Art. 9 para. 1, 5. We note that the reporting under financial market regulation goes well beyond the reporting of transaction data. In particular, under MiFIR and MiFID II, market participants are subject to additional reporting obligations (e.g., position reporting under Art. 58 MiFID II). We will not elaborate on reporting obligations other than transaction and fundamental data reporting.\r\n295 The exact information on the transactions to be reported is specified in Regulatory Technical Standards (RTS) and an Implementing Regulation. As of June 2022, the Commission adapted a new reporting regime, the EMIR REFIT, which applies from 29 April 2024 onward: EMIR REFIT consisting of the following acts: Commission Delegated Regulation (EU) 2022/1855 supplementing Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards specifying the minimum details of the data to be reported to trade repositories and the type of reports to be used, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1855&from=EN; Commission Implementing Regulation (EU) 2022/1860 of 10 June 2022 laying down implementing technical standards for the application of Regulation (EU) No 648/2012 of the European Parliament and of the Council with regard to the standards, formats, frequency and methods and arrangements for reporting, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1860&from=EN. See for further details on the reporting obligations ESMA (2022), “Final Report, Guidelines for reporting under EMIR”, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma74-362-2281_final_report_guidelines_emir_refit.pdf.\r\n296 REMIT, Art. 8 para. 1 and para. 4.\r\n297 REMIT, Art. 8 para. 5 and para. 6.\r\n298 See above.\r\n299 Impl. Reg. REMIT, Art. 4.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 152\r\nalia, intra-group contracts and contracts for balancing energy services in power and gas. ACER might, upon request, require additional information and clarifications from market participants and reporting parties in relation to their reported data.300\r\nRegarding fundamental data, the details to be reported are also specified in the Implementing Regulation301 and include, in particular, the data to be reported under the transparency regulations for power302 and gas303.\r\nWhen to report?\r\nAccording to the current EMIR, details of the conclusion of the derivative transaction or a modification or termination thereof are to be reported no later than the following business working day.\r\nWith regard to the current Implementing Regulation for REMIT, details of transactions on standard energy supply and transportation contracts304 and their derivatives are to be reported as soon as possible, but no later than the following business working day (d+1) after the conclusion, modification, or termination regarding standard contracts.305 Non-standard contracts306, including any modification or the termination of the contract and transactions, are to reported no later than one month (d+30) following the conclusion, modification or termination of the contract.307\r\nWho reports to whom?\r\nUnder EMIR, FCs, NFCs and CCPs, which, by definition, only comprise EU entities, are obligated to report.\r\n300 Impl. Reg. REMIT, Art. 6 para. 8.\r\n301 Imp. Reg. REMIT, Art. 8 to 10.\r\n302 Impl. Reg. REMIT, Art. 8 para.1; Commission Regulation (EU) No 543/2013 of 14 June 2013 on submission and publication of data in electricity markets, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32013R0543, Art. 6 to 17: Regarding power, information on total load, planned or unplanned availabilities, congestions, and changes of capacities as well as transmission infrastructure, are being reported, among others.\r\n303 Impl. Reg. REMIT, Art. 9 para.1; Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/ALL/?uri=CELEX%3A32009R0715, Annex I, 3.3 (1) and 3.3 (5): For gas, data on the unloading and reloading of LNG transports as well as the capacity of gas transmission and storage facilities, their inflows and outflows for each gas business day and the corresponding storage volume at the end of the gas business day are to be reported, among others.\r\n304 Impl. Reg. REMIT, Art. 2 para. 2: ‘standard contract’ means a contract concerning a wholesale energy product admitted to trading at an organised market place, irrespective of whether or not the transaction actually takes place on that market place.\r\n305 Impl. Reg. REMIT, Art. 7 para. 1.\r\n306 Impl. Reg. REMIT, Art. 2 para. 3: ‘non-standard contract’ means a contract concerning any wholesale energy product that is not a standard contract.\r\n307 Impl. Reg REMIT, Art. 7 para. 4.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 153\r\nThe data is to be submitted to TRs.308 These are private service providers that need to be registered with ESMA according to the provisions set out in Title VI of EMIR.309 TRs are supervised by ESMA and can be subject to requests for information, general investigations, on-site inspections, imposition of fines and periodic penalty payments. Hence, the existing reporting channels are centralised and adequately supervised.\r\nRegarding REMIT, the reporting obligations go beyond pure transaction reporting. It extents to orders to trade, but also includes fundamental data transparency and the publication of inside information through so called inside information and transparency platforms (IIPs).310 The latter we touch upon in section 5.2.\r\nFor transactions that are executed at organised market places311, market participants or third parties on their behalf must submit transaction data via service providers that satisfy certain technical and organisational requirements (so called third party registered reporting mechanisms (“RRMs”).312 ACER will, in turn and upon request, revert the data back to the NRAs, NCAs and other relevant supervising authorities on EU level, including ESMA.313\r\nAs under EMIR, the reporting of transaction data therefore takes place through centralised and supervised reporting channels. This means that under both EMIR and REMIT, there is a clear and secure data reporting infrastructure that enables the transmission of a harmonised single data set, which can then be forwarded to the various supervisory authorities of the financial and energy markets.\r\nFundamental data is mostly reported and published – on behalf of the market participants – by the European Network of Transmission System Operators for Electricity (“ENTSO-E”)314, the European Network of Transmission System Operators for Gas (“ENTSO-G”)315 and the transmission system operators (“TSO”). As far as gas storage facilities or LNG plants are\r\n308 Note that the reporting under MiFIR and MiFID II is done via approved reporting mechanisms (ARMs), which are entities providing the service of reporting details of transactions to competent authorities or to ESMA on behalf of investment firms.\r\n309 In the EU, TRs are currently registered in four Member States, see: ESMA, List of registered trade repositories, https://www.esma.europa.eu/document/list-registered-trade-repositories: currently in Poland (KDPW), Luxembourg (Regis-TR), the Netherlands (LSEG Regulatory Reporting B.V.) and Ireland (DTCC Plc.).\r\n310 ACER, List of Inside Information and Transparency Platforms, https://www.acer-remit.eu/portal/list-inside-platforms#.\r\n311 Impl. Reg. REMIT, Art. 6 para. 3: contracts concluded outside regulated trading venues can be reported either by the market participant itself or by a third party on its behalf. This is particularly the case for contracts that do not fall within the scope of the reporting requirements of EMIR. For further details see ACER (2021), “REMIT Requirements for the registration of Registered Reporting Mechanisms (RRM Requirements)”, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/REMIT/REMIT%20Reporting%20Guidance/RRM%20Registration/ACER_REMIT_RRM_Requirements.pdf.\r\n312 Impl. Reg. REMIT, Art. 11. Impl. Reg. REMIT, Art. 6 para 1, subpara. 2.Organised market places shall offer a data reporting agreement (see for example: EEX offers a RRM for the automated reporting of EEX trading data, see EEX, REMIT Transaction Reporting, https://www.eex.com/en/services/reporting-services/remit-transaction-reporting)\r\n313 REMIT, Art. 10.\r\n314 See for general information on ENTSO-E: https://www.entsoe.eu/. For the German electricity market, netztransparenz.de provides an additional transparency platform, https://www.netztransparenz.de/en/.\r\n315 See for general information on ENTSO-G: https://www.entsog.eu/about-entsog\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 154\r\noperated or used, both the system operators and the users are obliged to report the specific data assigned to them directly to ACER. In practice, the system operator reports both its own data and the user data, either directly to ACER or to the TSO, who reports the data to ACER directly or via ENTSO-G.316 It is important to note, not only is the data reported to ACER, but it is also published and made accessible to the general public.\r\nWe summarise the reporting channels under REMIT for fundamental and transaction data in Figure 29 below.\r\nFigure 29 Different reporting channels for fundamental and transaction data under REMIT\r\nSource: Luther Lawfirm\r\nNote: The table shows REMIT reporting as of 19 April 2024. It does not yet include the changes envisaged under REMIT 2.0, which will contain, inter alia, a legal definition of RRMs, expand the LNG reporting obligations and will further add an exposure reporting obligation. The EC is tasked to adopt further implementing acts within 12 months.\r\n316 N.B.: According to REMIT Art. 7 para. 2 subpara. 2, Member States are entitled to establish a market monitoring body to carry out market monitoring together with the NRA. In Germany, this is the Markttransparenzstelle für den Großhandel mit trom n Gas “MTS Strom/Gas“). The national market monitoring body receives data from ACER and also collects data.\r\nReporting of all wholesale energy transaction datafor gas, electricity and transport (including financial instruments) Reporting/publication of fundamental data and inside informationENTSO EENTSO GTSO(on behalf of market participants)Market participants(inside information)Market participants or third party acting on their behalfExchanges/ trade matching systems/ brokersTrade reporting systemsTrade repositoriesNCAs CE Public transparencyEnergy law transparency ordinancesReporting of transaction dataNCAsNRAsOther authorities(e.g. ESMA or transparency offices)Sharing of dataIIPs CE (NRAs)\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 155\r\nThe effect: fundamental data transparency under REMIT allows for sufficient supervision of the physical markets\r\nFundamental data transparency is a key element of energy market regulation and goes significantly beyond what is practiced at financial markets. In financial market regulation, active publication requirements are limited to specific information available to the issuer of a security, such as a corporation regarding its listed stock. Publicly available information on the energy markets exceeds that by far. Transparency platforms of network operators and their associations provide EMPs as well as regulators access to all relevant developments to identify and determine “what is going on in the market”.\r\nIn other words, while a stock listed beverage producer would provide information about its management dealings in its own stocks, but not how thirsty the public is or how much beer is in the tanks, EMPs provide market participants as well as regulators with a holistic picture of supply and demand, enabling them to make more informed decisions when entering into longer-term forward contracts or monitoring the market.\r\n4.2 Better coordination between regulators will improve market transparency and supervision\r\nIn the remainder of this section, we explore regulatory concerns raised regarding pan-European energy markets, available instruments to deal with such concerns, and the effect of such measures, before discussing new regulatory developments.\r\nThe concern: Pan-European energy markets make cooperation and coordination across regulators a particular challenge\r\nEuropean energy and financial markets are linked in many ways: interdependencies exist both in regulatory terms, across instruments, across energy commodities and across borders. The open and unfettered flow of information is critical to achieving transparency across markets. However, given the large volumes of data to be reported under EMIR and REMIT and the large number of actors involved, cooperation and coordination of information sharing is a challenge. This is even more so as the supervisory responsibilities lie with the NCAs. There is no ultimate supervisory authority at EU level. Nevertheless, both EMIR and REMIT provide for ways to ensure that all stakeholders have access to the information they need to fulfil their respective supervisory responsibilities. The current regulatory landscape already encourages coordination and cooperation on the EU level, as will be shown below.\r\nCommunication channels between NCAs, ESMA and ACER\r\nEMIR: ESMA shares information with ACER\r\nPursuant to EMIR, counterparties and CCPs report to TRs. TRs, in turn, shall ensure that all relevant EU and national stakeholders have direct and immediate access to the details of derivative contracts that they need in order to fulfil their respective responsibilities and\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 156\r\nmandates (see above).317 Additionally, ESMA is to share information with other relevant EU authorities for the exercise of their duties.318 In practice, this means:\r\n■ ACER obtains information from TRs under Art. 81 para. 3 lit. (l); and\r\n■ ESMA shares the information necessary for the exercise of their duties with other relevant EU authorities, including ACER.\r\nREMIT: ACER shares information with ESMA\r\nUnder REMIT, information is reported directly to ACER. As a result, ACER has direct access to a large amount of market-relevant data. According to REMIT,\r\n■ ACER shall establish mechanisms to share reported data with NRAs, NCAs such as financial and competition authorities as well as ESMA;319 and\r\n■ ESMA shall transmit ACER reports of transactions according to Art. 9 EMIR.320\r\nFor the sake of completeness, it should be mentioned that the coordination obligation under REMIT is not limited to the exchange of information on reportable data. ACER also informs ESMA if ACER suspects that market manipulation is taking place on the wholesale energy market.321 This is discussed further under section 5.\r\nFrom a regulatory perspective, there is no fundamental gap, as data can be accessed from all the relevant stakeholders to fulfil their supervisory responsibilities. However, there is a timing issue associated with it, as data is not shared real time in a harmonised format, but may have to be reconciled afterwards.\r\nThe shortfall: Data is currently not harmonised\r\nAs a result, actual cooperation between authorities could be facilitated by sharing a harmonised data set from the outset to ensure holistic information in the first place.322 Otherwise, close to real time market assessment and taking informed decisions rapidly will continue to be challenging.\r\n317 EMIR, Art. 81 para. 2 and para. 3. We would like to point out that this is a simplified picture of data availability and information exchange between the relevant actors at European and national level.\r\n318 EMIR, Art. 81 para. 4 and Art. 84.\r\n319 REMIT, Art. 10 para. 1.\r\n320 REMIT, Art. 10 para. 3, subpara. 2.\r\n321 REMIT, Art. 16 para. 3 lit. (b).\r\n322 The Open Letters on data reporting published annually by ACER (until 2020), which criticise numerous data quality issues, are instructive in this respect, see for example: ACER (2017), Head of the Market Integrity and Transparency Department, Open letter on REMIT transaction reporting data quality, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/REMIT/REMIT%20Reporting%20Guidance/Open%20Letters%20on%20Data%20Quality/20170216-Open_Letter_on_data_quality.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 157\r\nNew developments\r\nSome of the shortfalls we mentioned above have been recently addressed by the EU legislator. The amendments will already improve the regulatory landscape and strengthen the cooperation between regulators on EU and national level.\r\nEMIR 3.0\r\nBeyond the above-mentioned changes mentioned in Chapter 3, EMIR 3.0323 has brought helpful changes to the reporting regime, which will significantly enhance the transparency of the markets. The changes mainly relate to the level of CCPs, including third country CCPs, CMs and NFC+.\r\nWe elaborate on the details in the following:\r\nNew: Reporting obligation for CMs and their clients (Draft Art. 7ba EMIR 3.0.):\r\nReporting obligations will be introduced for CMs or their clients that clear through a third country CCP recognised under Art. 25 EMIR 3.0.(like LME and ICE CCPs). Accordingly, CMs and their clients shall report information about their clearing activity. ESMA should provide details on the content and format of the information to be reported, and in doing so should ensure that the obligation does not create additional reporting requirements, unless necessary, so that the administrative burden for CMs and clients is minimised.324\r\nNew: Reporting obligation for CCPs (Draft Art. 7c EMIR 3.0):\r\nReporting obligations for CCPs will be introduced to a to be established central database325, granting access to NCAs, ESMA and the college. CCPs will have to report on a monthly basis information including values and volumes cleared per currency, including positions held by clearing participants, CCP’s investments, capital and dedicated own resources; CMs’ margin requirements, default fund contributions and contractually committed resources etc.326\r\nNew: Intragroup reporting (Draft Art. 9 para. 1 subpara. 1 EMIR 3.0.):\r\nArt. 9 para. 1 EMIR 3.0 foresees a new provision with regard to reporting to give authorities a more comprehensive picture of the derivatives activities and exposures of (also) NFCs. Most notably, NFCs+ (whose intragroup trades are exempt from reporting) should report derivatives\r\n323 Council of the European Union (2024), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 648/2012, (EU) No 575/2013 and (EU) 2017/1131 as regards measures to mitigate excessive exposures to third-country central counterparties and improve the efficiency of Union clearing markets, Confirmation of the final compromise text with a view of agreement, 2022/0403 (COD), 6344/24 https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-6344-2024-INIT/en/pdf. In the following, the draft articles as proposed by the Council in its final version will be referred to as EMIR 3.0.\r\n324 EMIR 3.0., Recital (13) and Art. 7ba.\r\n325 EMIR 3.0., Art. 17 c para. 1.\r\n326 EMIR 3.0., Art. 7c.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 158\r\npositions on a net aggregated basis by class of derivatives through their EU parent undertaking.327 The reporting should be done on a weekly basis at entity-level and broken down by type of derivatives. Such information should be provided to ESMA and the relevant competent authority of the individual entities in the group.328\r\nNew: Reported data quality (Draft Art. 9 para. 1e EMIR 3.0.):\r\nThe provision addresses the concerns raised about the data quality of the reporting made by FCs and NFCs: Therefore, entities subject to the reporting obligation (such as NFCs) shall ensure that their reports are correct and without duplication. They are now required to establish appropriate procedures and arrangements to ensure data quality when reporting. While entities like NFCs still have the possibility to delegate their reporting obligation, it is clarified that they remain responsible in this case for compliance with the reporting obligations under EMIR. Competent authorities shall impose administrative penalties of up to 1% of the average daily turnover in case of systematic manifest reporting errors (term to be defined by ESMA, new Art. 12 EMIR 3.0.).\r\nNew: Additional transparency obligations for CCPs (Draft Art. 38 EMIR 3.0.):\r\nAs already highlighted in more detail in Chapter 3, CCPs will have to publicly disclose information on models and margins to CMs and their clients. This includes disclosure on prices and fees, risk, price information used to calculate end of day exposures, communicate protocols and breaches by CMs. CCPs shall provide to its CMs a simulation tool and transparency on the initial margin model. Additionally, CCPs shall publicly disclose the volumes of the cleared transactions for each class of instruments cleared by the CCP on an aggregate basis.329\r\n327 A non-financial counterparty is defined as an undertaking established in the Union other than the entities referred to in Art. 1 para. 8 lit. a)-g) EMIR, being mainly banks, investment firms, funds and insurances and registered under ESMA. An NFC that does not exceed the clearing threshold is referred to as an NFC+.\r\n328 Council of the European Union (2024), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 648/2012, (EU) No 575/2013 and (EU) 2017/1131 as regards measures to mitigate excessive exposures to third-country central counterparties and improve the efficiency of Union clearing markets, Confirmation of the final compromise text with a view of agreement, 2022/0403 (COD), 6344/24, Recital (14) and Art. 9 para. 1, https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-6344-2024-INIT/en/pdf.\r\n329 EMIR 3.0., Art. 38.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 159\r\nWith a view to improving a system of cooperation and coordination that will strengthen the EU wide supervision of financial markets, EMIR 3.0. also provides for the following changes:\r\nNew: Co-chairing of NCAs in colleges:\r\nThe college330 will be co-chaired by NCAs and any of the independent members of the CCP Supervisory Committee to ensure consistent functioning of all colleges and further enhance supervisory convergence.331\r\nNew: Extended competences for ESMA:\r\nESMA shall obtain a coordination role in emergency situations at CCPs that have or a likely to have destabilising effects on cross-border markets, while the ultimate decision-making powers are the responsibility of the supervising NCAs.332\r\nREMIT 2.0\r\nThe already extensive reporting obligations of transaction and fundamental data reporting will be further extended under REMIT 2.0.333\r\nAccording to ACER’s own assessment, the current regime for market monitoring and data collection needs improvement.334 For this purpose, the catalogue of wholesale energy products will be expanded, and the transaction data reporting will be extended to include the new contracts listed in this catalogue. Secondly, exposure reporting will be introduced for EMPs, adding another significant component to the REMIT reporting scheme. In addition, the fact that EMPs cannot easily identify the data of organised market places to be reported under REMIT is taken into account.335 Under REMIT 2.0, OMPs are therefore subject to so-called order book reporting. Another important element is the inclusion of LNG market participants in the reporting system, as they will play a more eminent role in European energy security in the future.\r\n330 EMIR provides for the establishment of colleges, which are essentially an association of national authorities that supervise CCPs and CMs, and to this end must fulfil certain obligations under EMIR. Among other things, the colleges are required to prepare risk assessment reports on CCPs and are responsible for exchanging information and coordinating the exercise of supervisory functions. See, inter alia, EMIR, Art. 18.\r\n331 EMIR 3.0., Recital (23), Art. 18.\r\n332 EMIR 3.0., Recital (31), Art. 24.\r\n333 European Commission (2023), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 1227/2011 and (EU) 2019/942 to improve the Union’s protection against market manipulation in the wholesale energy market, Explanatory Memorandum, COM(2023) 147 final, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52023PC0147; Council of the European Union (2023), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) No 1227/2011 and (EU) 2019/942 to improve the Union’s protection against market manipulation in the wholesale energy market, General Approach, 2023/0076(COD), 10872/23, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CONSIL:ST_10872_2023_INIT.\r\n334 REMIT 2.0., Recital (10).\r\n335 REMIT 2.0., Recital (10a).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 160\r\nNew: Expansion of the definition of wholesale energy products (Draft Art. 2 para. 4 REMIT 2.0.)\r\nIn addition to the existing scope, contracts for the supply of power with delivery point in the EU due to market coupling and storage contracts for power and natural gas and derivatives thereof are added to the definition of wholesale energy products and will therefore become subject to the entire set of REMIT obligations.\r\nNew: Extension of reporting obligation for EMPs (Draft Art. 8 para. 1 REMIT 2.0.):\r\nExposure reporting, detailed by product, including transactions that occur OTC will form an additional set of data that is to be submitted to ACER.336 This may address a major concern regarding market stability, however, a common understanding of “exposure” still needs to be determined.\r\nTo meet their reporting requirements, market participants will further make available or, upon ACER’s request, give access to the order book.337\r\nNew: Extension of reporting obligation for OMPs (Draft Art. 8 para. 1a REMIT 2.0):\r\nOMPs will be required to make available to ACER data relating to the order book or, upon request, give ACER access without delay to the order book. Order book providers should also be designated as persons professionally arranging transactions subject to the obligation to monitor and report suspected breaches under the upcoming REMIT Suspicious Transactions and Order Reports (“STOR”) as envisaged under Art. 15 REMIT 2.0.\r\nNew: Extension of reporting obligations for LNG market participants (Draft Art. 8 para. 1aa REMIT 2.0):\r\nLNG market participants338 will be obliged to report all of their LNG market data to ACER as close to real time as technologically possible, either after the conclusion of a transaction or the posting of a respective bid or offer. ACER’s price assessment should comprise the most complete dataset including transaction prices, bids and offer prices for LNG deliveries to the EU.\r\n336 REMIT 2.0., Art. 8 para. 1.\r\n337 REMIT 2.0., Art. 8 para. 1a.\r\n338 REMIT 2.0, Art. 2 para. 23 defines ‘LNG market participant’ as any natural or legal person, irrespective of that person’s place of incorporation or domicile, who engages in LNG trading.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 161\r\nIn respect of improving coordination and cooperation between different EU and national stakeholders, REMIT 2.0 also provides for the following amendments:\r\nNew: Sharing of information between ACER and other authorities on EU and national level (Draft Art. 10 para. 1 and para. 1a REMIT 2.0):\r\nThe circle of relevant EU actors involved in information exchange mechanisms will be widened, including EUROFISC. In addition, the exchange of data and information between national stakeholders will be further strengthened.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 162\r\n5 Adequate market integrity regulation promotes orderly price formation for efficient energy markets KEY TAKEAWAYS Policy recommendation Maintain market integrity: we suggest giving the authorities the competency and encouraging them to stop (government-induced) market distortions in both the physical energy and energy derivatives markets immediately - at least temporarily - instead of acting retroactively. Energy market participants require accurate and reliable price signals (section 5.1) Orderly formed prices convey important information for EMPs. Accurate and reliable price signals are necessary for an efficient allocation of resources (e.g., where to invest in new generation capacity and which technology), effective decision-making and adequate risk management by EMPs individually, which would further contribute to an efficient energy market organisation as a whole for the benefit of society. The regulatory environment for energy trading should therefore ensure orderly price formation through adequate rules on market integrity. Existing market integrity obligations under REMIT and MAR safeguard efficient energy trading (section 5.2) Market integrity obligations under REMIT and MAR ensure orderly price formation by addressing market manipulation and insider trading in the physical energy as well as the energy derivatives market. Instruments include preventive and repressive measures. In practice, EMPs must comply with the obligations set out in REMIT and MAR at the same time. On the preventive side, EMPs in particular are obliged to ■ register in order to disclose their identity; ■ publish inside information in a timely manner under REMIT – inside information (data which is likely to have a significant effect on prices if it were to be made public) is to be published immediately at a registered Inside Information Platform (IIP) and kept up to date; ■ report transactional and fundamental data.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 163\r\n339 See the deletion of former Art.1 para 2 s. 1 under REMIT 2.0 which abandons the former delineation between the two regimes. On the repressive side, Member States enforce the prohibitions through their respective national sanction mechanism, addressing violations of insider trading and market manipulation via administrative and/or criminal sanctions. Both regimes follow similar objectives and are currently complimentary to each other: ■ MAR applies to financial instruments including energy derivatives; ■ REMIT applies specifically to wholesale energy products. Going forward, the REMIT market integrity regime will extent to such energy wholesale products, which at the same time meet the definition of financial instruments339. This will in particular affect the integrity regime for exchange traded energy products. Coordination and enforcement in each of the two separate integrity regimes is currently done in two separate streams supervised by financial regulators on the one side, and energy regulators on the other. Therefore, in the presence of such dual market integrity regimes with complementary, but also overlapping authority of different regulators for the physical energy and the energy derivatives markets, such approach requires close cooperation and information exchange to achieve its regulatory purpose in the best possible way and to manage and overcome any demarcation issues arising from the overlapping regulation with a similar purpose. The early detection and suppression of market abuse or other market distorting behaviour on interlinked markets is a complex undertaking and requires close to real time holistic information on all traded energy markets and the legal authority to take immediate action in relation to these markets. Albeit recent improvements in material integrity provisions in REMIT and strengthened collaboration between financial and energy market regulators under MAR, a gap regarding pre-emptive correction measures still persists. In particular, in cases where timely corresponding trading actions in both physical energy and energy derivatives markets create market distortions, these should be made transparent and put – at least temporarily – on halt to avoid misleading market participants and to allow for rapid corrective action. Such shortfall materialised during the energy crisis of 2022 when, as a consequence of mandatory gas filling obligations, state-endorsed entities entered into unhedged gas purchases in an unprecedented and unexpected way. This has sent potentially misleading information about the real balance of supply and demand to EMPs.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 164\r\nIn section 2.1.1 we have highlighted the importance of price signals for energy trading, demonstrating that accurate and reliable price signals are effective means to manage energy supply and demand across location and time (e.g., efficient allocation of resources).\r\nIn this part of the report, we:\r\n■ expand on the role of accurate and reliable price signals for EMPs and the market as a whole (section 5.1); and\r\n■ particularly assess how financial market regulation can promote orderly price formation (section 5.2).\r\n5.1 Energy market participants require accurate and reliable price signals\r\nAccurate and reliable price signals are a key requirement for efficient energy markets. EMPs are strongly dependent on orderly formed prices on the financial markets which convey critical information on current or expected (physical) supply and demand conditions across location and time.\r\nAs such, price signals are a key mechanism for steering operative behaviour and strategic decision-making by EMPs in competitive and integer markets for energy derivatives. We provide an overview in Figure 30 below.\r\nFigure 30 Accurate and reliable price signals are key for efficient energy markets\r\nSource: Frontier Economics\r\nThis particularly relates to the following.\r\n■ Efficient allocation of resources – accurate and reliable price signals contribute to an efficient coordination of (physical) supply and demand, across location and time. For instance, with demand exceeding supply prices tend to rise, signalling market scarcity that could either be resolved through increased supply offers (e.g., additional dispatch of\r\nCoor ination of physical s pply an eman , across location an time ey river for behavio r by EMPson both market si es, incl ing ecisions on investment, ispatch s pply si e an cons mption / storage eman si e Centralise an consistent risk management thro gho t thein stry val e chain b il s p on market price signals Tr st in price formation an pre ictability increases market stability an resilience Policymakers nee to assess their c rrent an propose financial an energy market reg lation ith a partic lar foc s on achieving acc rate an reliable price signals Price levels an volatilities can incentivise both market si es to explore alternatives to their c rrent b siness mo el e g , commo ities or technologies se Carrier of information that s pports or erly price formation in real time for competitive markets ith level playing fiel absent market manip lation\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 165\r\npower plants, import of energy commodities or release of gas volumes stored), as well as demand-side-responses (e.g., reduction in consumption or increase in energy efficiency).\r\n■ Effective decision-making – amongst other factors, accurate and reliable price signals steer the behaviour of EMPs. This holds for both, the short- and the long-term. In addition to the short-term-decisions (see previous bullet), long-term decisions can relate to investment opportunities on the supply side such as additional capacities for energy generation, storage, or transportation. Energy consumers take similar long-term decisions, including industrial users deciding on their production technology and volumes (see also section 2.1.1).\r\n■ Ensuring market integrity – accurate and reliable price signals act as efficient carriers of information, rapidly transmitting changes in market conditions to EMPs. This real-time information contributes to orderly price formation and helps EMPs to stay informed about evolving dynamics, enabling them to adjust strategies, manage risks, and capitalise on emerging opportunities. It therefore enables competitive markets in which transaction occur in a fair, transparent, and orderly manner absent market manipulation (see next sub-section).\r\n■ Fostering innovation – accurate and reliable price signals can incentivise EMPs to explore alternatives to their current business model and the commodities used. For instance, energy consumers may be willing to switch to alternative commodities or production technologies and improve energy efficiency to avoid high price or volatility levels observed for commodities currently in use (e.g., a steel producer exploring the possibility of green hydrogen instead of coking coal).\r\n■ Adequate risk mitigation – as set out in section 2.2, EMPs conduct comprehensive risk management strategies to deal with the commercial risk associated with their business activities. For this, producers and consumers require accurate and reliable price information to assess and hedge against potential market price fluctuations. This ensures stability for their (physical) operations and contributes to an affordable, secure and sustainable energy supply for European consumers.\r\n■ Supporting market confidence – accurate and reliable price signals contribute to market confidence. The trust of EMPs in the orderly price formation and its predictability are of particular importance to achieve market stability and resilience, e.g., by means of increased trading activity and therefore higher market liquidity.\r\n■ Interplay with regulation – given the particular importance for the energy market, the regulatory environment must enable accurate and reliable price signals. As such, policymakers need to assess their current (and proposed) financial and energy market regulation with a particular focus on achieving accurate and reliable price signals. These\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 166\r\nprice signals allow for a level-playing field amongst market participants absent market abuse by individual players.340\r\n5.2 Existing market integrity obligations under REMIT and MAR safeguard efficient energy trading\r\nIn this sub-section we highlight and assess the current market integrity regime. In accordance with our findings in section 4.2, we see, however, in crisis situations and beyond the need to make better use of market information and take regulatory action in a faster and more targeted manner. The overall aim should be to prevent market distortions in crisis situations before they happen rather than to cure the impact afterwards.\r\nIn the following, we explore regulatory concerns on market integrity regulation made in the course of the energy crisis of 2022, assess the available instruments under REMIT and MAR to address those concerns, and the effect of available policy measures before we end with discussing new regulatory developments.\r\nMarket integrity obligations under REMIT and MAR ensure orderly price formation by addressing market manipulation and insider trading. Instruments include preventive and repressive measures. Collaboration and coordination among national authorities, EU agencies like ACER and ESMA, and other public bodies are essential to effectively enforce these regulations across energy commodities and EU Member States. Ongoing developments such as REMIT 2.0 and MAR 2.0 aim to strengthen regulatory oversight and enhance cooperation mechanisms to safeguard market integrity, but will also lead to overlapping competencies.\r\nKnowing how prices are determined and potentially influenced, is key to achieving the objective of fostering confidence in the energy markets.341 The existing regulatory landscape is depicted to ensure that price discovery is robust and reliable.\r\nCurrently, under the applicability of REMIT (prior to REMIT 2.0), the market abuse provisions of REMIT and MAR are clearly delineated:\r\n■ MAR applies to financial instruments including energy derivatives; and\r\n■ REMIT applies specifically to wholesale energy products.\r\n340 This is also reflected in the recent proposal by the EC (2023) on ”Electricity Market Design revision: Proposal to amend the Wholesale Energy Market Integrity and Transparency (REMIT) Regulation”: “ … prices reflect a fair an competitive interplay bet een s pply an eman an no profits can be ra n from market ab se”, p. 10f., https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52023PC0147\r\n341 See also Annex B\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 167\r\nGoing forward, the REMIT market integrity regime will extent to such energy wholesale products, which at the same time meet the definition of financial instruments342. In particular, this will affect the integrity regime for exchange traded energy wholesale products and increase the need for collaboration and coordination between authorities enforcing the then overlapping provisions.\r\nThe concern: trust in and reliability of price discovery on the wholesale energy market\r\nA regulatory concern articulated is that pricing in the wholesale energy markets is not always reliably reflecting fundamental price signals.343 If that was the case, the goal of competitive pricing would not be achieved, because prices would, in particular in crisis situations, not reflect the true actual balance of physical supply and demand and may mislead market participants.\r\nWith regard to the exceptional price movements observed in 2022, it had been noted that this development was more or less exclusively prompted by the behaviour of the Russian gas exporter.\r\nHowever, taking a closer look at the developments of prices in 2022, and in particular the gas prices, it becomes clear that not only scarce physical gas supply and strong demand, but also unexpected actions by state-endorsed market participants to meet mandatory gas storage filling levels created irritation in the market and led to significantly rising prices.\r\nIt is further important to note, that even if market prices were indeed extremely high and volatile, the toolbox to prevent market abuse was not applied, neither on the REMIT nor the MAR side, and therefore did not cure those market developments or limited their impact. Market p ’ expectations in crisis situations EMPs expect, and not only in extreme price scenarios, that price movements and trading strategies are closely monitored. The energy crisis has proven that price anomalies in one market directly affect the other due to the interdependence of spot and forward as well as financial and energy markets. As has been described in detail under 4.1, the regulator has, in principle344, the necessary information to detect suspicious market behaviour and intervene in the event of an unusual or suspicious transactions close to real time.\r\n342 See the deletion of former Art.1 para 2 s. 1 under REMIT 2.0 which abandons the former delineation between the two regimes.\r\n343 See for example European Council/Council of the European Union (2023), “Press release: Protection against market manipulation in the wholesale energy market: Council and Parliament reach deal”, https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2023/11/16/protection-against-market-manipulation-in-the-wholesale-energy-market-council-and-parliament-reach-deal/.\r\n344 See policy recommendation 4 (“Ensure efficient reporting”) and 5 (“Maintain market integrity”) upfront.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 168\r\nAt the same time, however, the regulator lacks the appropriate tools to deal with unprecedented and unexpected behaviour by state-endorsed market participants in an immediate response. In particular, it does not have the ability to issue immediate injunctions to make transparent and, if needed, to temporarily stop state-endorsed trading behaviour that causes market distortion. To date, the market abuse regimes under REMIT and MAR have been able to address manipulative behaviour because they provide for both preventive and repressive measures. Based on holistic market information, the ability to immediately make transparent to other market participants or to temporarily halt trading in both physical and financial markets in the event of unexpected behaviour, such as that demonstrated by buying physical gas to meet storage filling levels in 2022, is needed.345\r\nIn the following, we assess whether the currently available instruments are suitable to meet such regulatory objectives, or if the system needs improvement. Apart from the availability of information, we focus on possibilities and competencies of regulators to interact and take developments on both financial and physical markets into account at the same time.\r\nThe instruments (1): market oversight under REMIT is a sector specific and tailor-made regulatory framework that addresses market manipulation and insider trading in the energy wholesale market\r\nThe process of orderly price formation is crucial for the proper functioning and the reliability of the energy markets. As insider trading and market manipulation prevent orderly pricing and thus undermine the confidence of market participants and consumers, both activities are prohibited and sanctioned.\r\nOrderly price formation is ensured in two ways. Under REMIT, Member States have both preventive and repressive mechanisms at their disposal.\r\nThese mechanisms have been generally developed in the financial market and then adapted to the specificities of the wholesale energy market: consequently, they are tailor-made to\r\n345 VIS (2024), “Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations“,https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/c072fd8d-cd2c-e403-b5a4-fa750e73f598 , “Storage filling of last resort could cause adverse effects to the market:\r\nWithout proper mechanisms in place, storage filling of last resort can lead to inefficient and costly gas purchases, which can negatively impact prices when released to the market. In 2022 in Germany, due to the risk of market participants not meeting the required storages levels, THE had to take over the filling of the gas storages on a very short notice before the filling targets deadline and had to purchasing gas on the market. The gas volumes that THE was called to buy amounted to 50 TWh, corresponding to 20% of the co ntry’s storage capacity Gas as p rchase at a high cost, averaging aro n 175 €/MWh, e to a n mber of reasons: 1) THE had to procure gas on short notice, limiting its flexibility in accessing the market during a period of extraordinarily high prices. 2) Due to the small injection rate and large capacity of the Rehden storage facility, THE had to buy and store gas on almost a daily basis in order to reach its filling target. 3) THE accessed the futures market very late in the injection period (October 2022) and not to a full extent, due to insufficient liquidity to perform secured trading. 4) There was uncertainty on the legal admissibility and commercial and tax treatment of buy-backs of gas by THE in the futures market.” See also the case study in section 3.1.1.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 169\r\nsupervise energy trading and designed to effectively detect market abuse in the energy market.\r\nInsider trading and market manipulation: preventive measures under REMIT\r\nUnder REMIT, insider trading and market manipulation are subject to several preventive measures, which the Member States are obliged to impose.\r\nIn particular, EMPs are obligated to the following:\r\n■ register in order to disclose their identity – every EMP is to be registered with the NRA. Every trade that is conducted is identifiable and can be traced back to a specific participant.\r\n■ publish inside information in a timely manner – inside information (data which is likely to have a significant effect on prices if it were to be made public) is to be published immediately at a registered Inside Information Platform (“IIP”) and kept up to date. This allows the market to respond immediately to developments that affect pricing patterns, in particular changes in supply and demand of energy.\r\n■ report transaction and fundamental data – transaction and fundamental data form the basis of a continuous reporting system. EMPs are required to report the price, quantity, date and time, contracting parties and beneficiaries of the traded wholesale energy products within hours of the conclusion of the trades. Capacity, planned and unplanned unavailability, consumption, and transmission of power and gas are also made available, giving national regulators a comprehensive view of who is trading what (see chapter 4 for details).\r\nFocus: handling of the gas storage filling obligations in different EU Member States\r\nAs set out in section 3.1.1, EU Member States obliged individual EMPs to perform storage filling of last resort, such as THE as gas market operator in Germany. In the presence of the above mentioned obligations, the unusual behaviour of such storage fillers to purchase large amounts of gas on the day-ahead market at short notice, without access to derivatives markets for hedging and a clear strategy for releasing gas back to the market at the point of purchase, created potentially misleading information about gas supply and demand.346\r\nBased on conversations held with member firms of Energy Traders Europe, the buying behaviour of ‘storage fillers of last resort’, such as THE in Germany, has neither been transparent to market participants at the time of the event, nor did it prompt any particular\r\n346 See case study in section 3.1.1 and, for example, VIS (2024) at the request of ACER and the Council of European Energy Regulators (CEER), “Study on the impact of the measures included in the EU and National Gas Storage Regulations – Vol. 2”, p. 6, https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/c072fd8d-cd2c-e403-b5a4-fa750e73f598\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 170\r\nregulatory scrutiny regarding the naked long position347. As a result, the overall objective to create market transparency was not achieved in the energy crisis of 2022.\r\nInsider trading and market manipulation: repressive measures under REMIT\r\nUnder REMIT, insider trading and market manipulation are also subject to repressive measures. Member States enforce the prohibitions through their respective national sanction mechanism, addressing violations under administrative or criminal law.348 Insider trading and market manipulation are addressed via administrative and/or criminal sanctions.\r\nTying REMIT together: Union-wide coordination and cooperation between the regulatory authorities and ACER\r\nThe two-pronged approach to tackle insider trading and market manipulation under REMIT is embedded in a tight net of coordination und cooperation between the Member States under the aegis of ACER. While ACER is not equipped with its own enforcement competences, its main objective and function lies in extensive market monitoring. For this purpose, ACER receives the reported data and when it suspects a violation of insider trading or market manipulation rules, can subsequently:\r\n■ request information from the NRAs;\r\n■ request permission to carry out an investigation and take appropriate action to remedy any breach; or\r\n■ request the establishment and coordination of an investigatory group in cases of cross border effects.\r\nLikewise, NCAs are to inform ACER when they suspect a violation of insider trading or market manipulation. A constant exchange of information between ACER and the NRAs, including the competent national financial and competition authorities, is provided for.\r\nREMIT therefore addresses insider trading and market manipulation at the national, regional and European levels of supervision, with all relevant parties acting in a cooperative manner. The following table (Table 4) shows that the enforcement practice of the NRAs between the years 2018-2022 has increased.\r\n347 In securities trading in general, a naked position refers to a securities position, long or short, that is not hedged from market risk. Both the potential gain and the potential risk are greater when a position is naked instead of covered or hedged in some way, see https://www.investopedia.com/terms/n/nakedposition.asp.\r\n348 Under German law, market manipulation is sanctioned under civil, administrative and criminal law (the latter two pursuant to Sections 95 and 95a of the Energy Industry Act (EnWG)). Article 18 REMIT establishes that the rules on penalties for breaches of Article 3 and 5 of REMIT are established by the Member States. The implementation regime is therefore different across Member States and some breaches of REMIT may be sanctioned under national provisions.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 171\r\nTable 4 Investigations under REMIT have increased between 2018 and 2022\r\nDecision year\r\nNumber of investigations (end of year)\r\nFinal decisions taken\r\nType of REMIT breach (actual and attempted)\r\n2018\r\n189\r\n4\r\nArticle 5\r\n2019\r\n218\r\n8\r\nArticle 5\r\n2020\r\n282\r\n5\r\nArticle 5\r\n2021\r\n298\r\n14\r\nArticle 5\r\n2022\r\n350\r\n1 / 12\r\nArticle 3 / Article 5\r\nSource: Luther Lawfirm based on ACER (2024); https://www.acer.europa.eu/remit/coordination-on-cases/enforcement-decisions\r\nNote: The decisions for the years 2023 and 2024 are still under appeal. Final decisions have not been taken yet. For 2022, one decision under Article 3, and 12 decisions under Article 5.\r\nThe number of investigations has significantly increased year by year, indicating that the reporting of suspicious transactions and the subsequent investigation mechanisms are working and producing results.\r\nIt is important to note, however, that the price spikes in 2022 were apparently not enough to prompt regulatory action.\r\nFinally, the figures also demonstrate that the number of investigations outweigh actual infringements significantly, and an increase in investigations does not necessarily lead to more final decisions. REMIT 2.0 will address this by introducing a suspicious transaction and order reporting regime (“REMIT STOR”) that is comparable to the one under MAR.349\r\nThe instruments (2): dual market integrity mechanisms under MAR\r\nWith spot and derivatives markets for energy commodities closely connected350, market abuse can occur across markets and across borders, potentially resulting in systemic risks, since inside information from a spot market can benefit a person trading in a financial market. In order to mitigate the abovementioned risks, energy companies conducting transactions in derivatives need to adhere to financial regulations, in particular to MAR, which sets out an extensive list of preventive and sanction measures, designed to prevent market manipulation and any form of insider trading.\r\nThis understanding is of particular importance to detect the effect of the day-ahead purchases in the physical gas market on the price formation on the gas forward market.\r\n349 See below.\r\n350 See Annex B\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 172\r\nCurrently, as explained above, the application of MAR prevails against REMIT for financial instruments which constitute energy wholesale products at the same time, but this delineation will be abandoned in favour of double regulation. In future, in particular the trading of exchange traded power and gas derivatives will have to follow both the MAR, as before, and in addition the REMIT regime.\r\nInsider trading and market manipulation: preventive measures under MAR\r\nUnder MAR, the Member States are obliged to impose several preventive measures. Market participants, e.g., investment firms, market operators and individuals professionally arranging and executing orders are obliged to\r\n■ establish and maintain effective arrangements, systems and procedures aimed at preventing and detecting actual or attempted insider dealing and market manipulations;351\r\n■ report orders and transactions to the competent authority that could constitute actual or attempted insider dealing or market manipulation (so called STOR obligations – suspicious trade and order reporting),\r\n■ notify the competent authority of the Member State in case of actual or attempted insider dealing and market manipulation.\r\nThe preventive measures are designed to reveal the crucial elements of the transactions conducted by market participants, thereby facilitating the detection of irregularities and malpractice.\r\nInsider trading and market manipulation: repressive measures under MAR\r\nUnder MAR, insider trading and market manipulation are further subject to repressive measures. Member States are obliged to impose administrative sanctions (including temporary or permanent bans for persons exercising management functions as well as administrative pecuniary sanctions) and administrative measures. Member States are free to impose sanctions which exceed those proposed under MAR, especially the imposition of criminal sanctions. The sanction mechanisms are strengthened by the fact that the Member States are required to publish any infringements committed.\r\n351 Market operators, investment firms and persons professionally arranging or executing transactions are obliged to electronically submit a suspicious transaction and order report (STOR) according to Art. 16 MAR in conjunction with Commission Delegated Regulation (EU) 2016/957 supplementing Regulation (EU) No 596/2014 of the European Parliament and of the Council with regard to regulatory technical standards for the appropriate arrangements, systems and procedures as well as notification templates to be used for preventing, detecting and reporting abusive practices or suspicious orders or transactions of 9 March 2016, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R0957.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 173\r\nBenchmark regulation further backs price discovery under MAR\r\nIn addition to the above, price discovery on financial markets is flanked by the so-called Benchmark Regulation (“BMR”).352 Pursuant to Art. 12 para. 1 lit. d) MAR, market manipulation also includes the transmission of false or misleading information or inputs in relation to benchmarks. The integrity of benchmarks is therefore further ensured by BMR, as it provides a regulatory framework for the pricing of financial instruments listed or traded on exchanges. BMR itself complements the market integrity regime by imposing specific reporting obligations on the providers of a benchmark (e.g., the administrators). On the enforcement side, BMR, like MAR, provides for administrative measures and sanctions to be implemented by the Member States. As REMIT does not yet contain a specific prohibition on the manipulation of benchmarks,353 the interplay between MAR and BMR is required for orderly price formation, which in turn ensures market integrity.\r\nThe effect: EMPs are supervised under both REMIT and MAR\r\nREMIT for the energy wholesale market and MAR for the financial market have the same regulatory objectives: to ensure market integrity by prohibiting insider trading and market manipulation. Both regulations provide mechanisms to prevent these activities and sanction violations. In practice, this means that EMPs must comply with the obligations set out in REMIT and MAR at the same time. The EU legislator has recognised that the specificities of this regulatory burden on two fronts should be considered. 354\r\nHowever, the learnings from the energy crisis of 2022 and from the storage filling obligations illustrate that this interaction between the two market segments has not translated into aligned regulatory action. In particular, the state-endorsed behaviour was not made transparent to market participants, nor was it temporarily stopped and investigated.\r\nTwo facts are of importance in this regard:\r\n■ Market abuse prevention is entirely independent from the regulatory status of the market participant.\r\n■ The applicable regime did in fact depend upon the nature of the contract and followed different regimes under REMIT and MAR. Therefore, instant information exchange\r\n352 Regulation (EU) 2016/1011 of the European Parliament and of the Council of 8 June 2016 on indices used as benchmarks in financial instruments and financial contracts or to measure the performance of investment funds and amending Directives 2008/48/EC and 2014/17/EU and Regulation (EU) No 596/2014 (BMR), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R1011.\r\n353 It is envisaged that ACER will produce and publish a daily LNG price assessment and a daily LNG benchmark under REMIT 2.0.\r\n354 MAR, Recital (20): “(…) However, it is not appropriate or practicable to extend the scope of this Regulation to behaviour that does not involve financial instruments, for example, to trading in spot commodity contracts that only affects the spot market. In the specific case of wholesale energy products, the competent authorities should take into account the specific characteristics of the definitions of Regulation (EU) No 1227/2011 when they apply the definitions of inside information, insider dealing and market manipulation under this Regulation to financial instruments related to wholesale energy pro cts ”\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 174\r\nbetween or, even better, equal information of energy regulators and financial regulators from the outset, would have allowed for better informed decisions.\r\nThe abandoned delineation between REMIT and MAR with the resulting overlapping consequences will make the use of uniform and harmonised market data even more important in order to avoid different evaluations of the same trading behaviour by different regulators.\r\nKey Learning: Cooperation and coordination in a multi-level system\r\nThe detection of insider trading and market manipulation is a complex exercise and may require access to information on a cross market, cross commodity and cross border basis. As the implementation of the market integrity rules, e.g., the prohibitions on insider trading and market manipulation under both REMIT and MAR is decentralised and carried out by the national authorities, concerns have been raised whether two separate integrity regimes might negatively affect the effet utile of the regulations.\r\nIn that regard, for the enforcement of REMIT, which is carried out by NRAs already, information exchange and collaboration with financial and competition authorities is explicitly foreseen in Art. 10 and Art. 16 REMIT.355 As an insider trading or market manipulation offence under REMIT may also impact financial markets and thereby at the same time constitute an offence under MAR, information exchange between the EU agencies ACER and ESMA is mandatory.\r\nHowever, in the perception of the legislator, this cooperation has not yet been unfolded to its full extent. Regarding MAR, such improved cooperation is explicitly foreseen for the future by introducing a collaboration platform with ACER. Background to this initiative is the observation that collaboration platforms in other areas356 have proven useful as a supervisory tool to strengthen the exchange of information and enhance collaboration among authorities. With regard to the strong relations between spot and derivatives markets, a joint platform between ACER and ESMA and other public bodies can address concerns about market integrity and the effective functioning of both financial and energy markets.357\r\n355 REMIT 2.0., Art. 13a to 13d: ACER will be given investigatory powers, such as on-site inspections and requests for information, as well as the right to impose periodic payments to enforce the aforementioned rights.\r\n356 Reference is made to collaboration platforms established by the EIOPA.\r\n357 Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council Amending Regulations (EU) 2017/1129, (EU) No 596/2014 and (EU) No 600/2014 to make public capital markets in the Union more attractive for companies and to facilitate access to capital for small and medium-sized enterprises, Recital 68 of the current MAR Review, latest status: European Parliament (2023), Report of the European Parliament, https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/A-9-2023-0302_EN.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 175\r\nNew developments\r\nAs the integrity of trading and price formation at traded markets has been the key objective of EU legislation in the past, the experiences during the energy crisis of 2022 have already brought about some improvements. This relates to the revised REMIT which includes the provisions on algorithmic trading, introduces a STOR obligation and determines a wider set of competences for ACER.\r\nREMIT 2.0\r\nNEW: abandoning of former delineation between REMIT and MAR (Art. 1 para 2 REMIT 2.0)\r\nUnder REMIT (prior to REMIT 2.0), the insider trading and market manipulation provisions did not apply to energy wholesale products, which at the same time also qualified as financial instruments. Going forward, this separation will be abandoned and both the integrity regimes of MAR and REMIT will apply to such instruments, most notably exchange traded derivatives on power and gas. This dual regime will require the management of any potential demarcation issues arising from different regulators assessing the same market behaviour under different regimes.\r\nNew: Algorithmic trading (Art. 5a REMIT 2.0)\r\nAs elaborated in section 3.3.5, algorithmic trading is associated with the risk of creating vicious circles and supporting fundamentally unjustified downwards price trends. Therefore, market participants engaging in algorithmic trading are obliged to have in place a comprehensive and sound system of risk controls to guarantee the orderly functioning of the market, including appropriate trading thresholds and limits and mechanisms to detect erroneous orders.358 Market participants have to notify the engagement in algorithmic trading to the NRA and ACER.\r\nNew: Wider set of competences for ACER (Art. 13 a to Art. 13 d REMIT 2.0)\r\nACER shall obtain own regulatory competences regarding investigatory powers, such as on-site inspections and requests for information, as well as the right to impose periodic payments to enforce the aforementioned rights in a cross-border context.359\r\n358 REMIT 2.0., Art. 5a. These new developments are to a lesser extent associated with ensuring market integrity than with ensuring market stability and resilience and are therefore discussed in section 4.\r\n359 REMIT 2.0., Art. 13a to 13d.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 176\r\nNew: STOR obligations (Art. 15 REMIT 2.0)\r\nAnother necessary step to align market oversight between financial and energy markets is the introduction of REMIT STOR obligations, which under MAR already exist.\r\nSTOR obligations modelled on MAR for persons executing transactions in wholesale energy products will therefore be introduced.360\r\nMAR 2.0\r\nFollowing the proposal of the EC to put forward measures to further develop the EU’s Capital Markets Union and make EU capital markets more attractive,361 MAR is currently under revision (MAR 2.0).362\r\nNew: Establishing a collaboration platform (Art. 25 b MAR 2.0)\r\nCooperation between the different stakeholders will be strengthened further.363 In particular, MAR 2.0. foresees the creation of a collaboration platform. ESMA shall, at the initiative of one or more NCAs, set up and coordinate such platforms in the field of securities markets when there are concerns about market integrity or the good functioning of markets. Although this change will not directly affect EMPs it is nevertheless worth mentioning as ESMA, with regard to the strong relations between financial and spot markets, should also, at the initiative of one or more NCAs, be able to set up such platforms with public bodies monitoring wholesale commodity markets, including ACER, when such concerns affect both financial and energy markets.\r\nAlbeit these recent improvements in material integrity provisions under REMIT and strengthened collaboration between financial and energy market regulators under MAR, a gap regarding pre-emptive correction measures still persists. In particular, in cases where timely corresponding trading actions in both physical energy and energy derivatives markets create market distortions, these should be made transparent and put – at least temporarily – on halt to avoid misleading market participants and to allow for rapid corrective action.\r\n360 REMIT 2.0., Art. 15.\r\n361 European Commission (2022), Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council amending Directive 2014/65/EU to make public capital markets in the Union more attractive for companies and to facilitate access to capital for small and medium-sized enterprises and repealing Directive 2001/34/EC, Explanatory Memorandum, COM(2022) 760 final, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52022PC0760.\r\n362 European Parliament (2023), Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 2017/1129, (EU) No 596/2014 and (EU) No 600/2014 to make public capital markets in the Union more attractive for companies and to facilitate access to capital for small and medium-sized enterprises, status: Report of the European Parliament, A9-0302/2023, https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/A-9-2023-0302_EN.pdf.\r\n363 MAR 2.0., Recital (68) and Art. 25b.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 177\r\n6 Liquid energy markets facilitate the energy transition\r\n364 See for example Germany, BNetzA (2023), “Results of dynamic bidding procedures in offshore wind power auctions”, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2023/20230712_OffshoreResults.html?n%20n=404530\r\n365 Financing costs for investments such as those in renewable assets are typically measured by the weighted average cost of capital (“WACC”), which considers a company’s cost of equity and cost of debt. In section 6 of the report, we show that KEY TAKEAWAYS Policy recommendation Facilitate the energy transition: legislative action should be guided by maintaining open and liquid energy trading markets without undue market entry barriers for non-financial firms as risk takers, in order to ensure private financing and the delivery of the EU’s priorities on sustainable energy. The European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually, which increases the need for managing commercial risks through energy trading (section 6.1) EU policymakers have set out the objective of achieving a genuine energy union, by securing the supply of abundant, affordable and clean energy, that serves the dual objective of pursuing European energy sovereignty and climate neutrality. To achieve this objective, the European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually. As government support changes and gradually phases out (e.g., zero or negative bid tenders for offshore in Germany and the Netherlands)364, the availability of market-based opportunities for reducing risks (such as renewable PPAs and futures contracts) in liquid wholesale markets becomes increasingly important to attract new investments and make them bankable. To facilitate such hedging deals, renewable investors need energy traders on the other market side that are willing to offer hedging products and take risk into their portfolio (“warehousing”) or externalise risks by aggregating and trading them on wholesale energy markets. Applying investment firm status would adversely impact renewable investments (section 6.2) The capital required under investment firm status would be ‘trapped’ and unavailable for long-term capital-intense activities such as renewable investments with a lifetime of 20 years or more (e.g., offshore wind park). Firms would therefore either reduce their investments in renewable assets or could only deliver those at higher costs of capital365 (which would require\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 178\r\nIn section 3.2, we have explained that the regulatory framework should aim for an adequate liquidity regime and avoid artificially limiting market resilience under investment firm regulation. In particular, regulatory measures need to support overall EU policy goals, e.g., the ability to withstand externals shocks and the contribution to delivering of the Green Deal.\r\nIn this part of the report, we go beyond and:\r\n■ explain that the European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually, which further increases the need for managing commercial risks through energy trading (section 6.1); and\r\n■ highlight that applying an investment firm regime would adversely impact renewable investments (section 6.2).\r\n6.1 The European energy transition requires several hundred billion euros of investments annually, which increases the need for managing commercial risks through energy trading\r\nEU policymakers have set out the objective of achieving a genuine energy union, by securing the supply of abundant, affordable and clean energy, that serves the dual objective of pursuing European energy sovereignty and climate neutrality.367\r\nTo achieve this objective, the European energy system faces decades of massive transformation. With the European “ reen eal”368 the EC commits to climate neutrality by 2050 and a reduction of greenhouse gas emissions by at least 55% by 2030, compared to 1990 levels. In response to the Russian invasion in Ukraine the EC has further accelerated the transition in its “ E owerEU” 369 plan, particularly targeting energy savings, diversification of energy supplies and a quicker roll-out of renewable energies.\r\nthe prudential capital regulations can increase both capital cost components on a group level and therefore result in a higher WACC.\r\n366 Based on a stylised example of an offshore wind project, a change to WACC for an EMP under IFR could increase LCOE by 2% to 8%. Using 2% (or 8%) LCOE increase multiplied with EUR 103bn per year investment costs for the energy transition on the supply side. See on investment volume European Commission (2023), “Answer given by Executive Vice-President Timmermans on behalf of the European Commission (9.6.2023)”.\r\n367 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, p.10, https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\n368 EC (2023), “European Green Deal”, https://climate.ec.europa.eu/eu-action/european-green-deal_en\r\n369 EC (2023), “REPowerEU”: A plan to rapidly reduce dependence on Russian fossil fuels and fast forward the green transition”, https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_3131 adequate refinancing, e.g., through public funding). Higher costs of capital could increase investment costs for the energy transition by approx. EUR 2 to 8 bn annually until 2030.366\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 179\r\nAchieving a climate-neutral European Union by 2050 requires massive private investments in the energy sector. Increasing renewable power supply will be at the core of this initiative.\r\n■ In its “ mpact ssessment on the Climate Target lan” the EC expects a substantial increase in annual energy system investments for 2021-2030 compared to the previous decade. In particular, the EC values investments necessary to achieve the objectives of the “Green Deal” with EUR 400bn per year, more than double compared to 2011-2020 period. 370\r\n■ In light of this, and the even more ambitious goals set out in the “ E owerEU” plan, the EC provides additional total public funds of close to EUR 300bn until 2027, thereof around EUR 225bn through loans and EUR 72bn in grants to EMPs. 371\r\nWith government renewable support phasing out (e.g., zero or negative bid tenders for offshore power generation assets), private investments in renewables are increasingly exposed to price and volume risks which can deter investors or make investments more costly. 372\r\nFor EMPs, trading on liquid derivatives markets is therefore an essential instrument to reduce (e.g., hedge) these commercial risks, guarantee stable long-term income and make renewables investments financeable. Energy trading ensures that commercial risks do not become a stumbling block on the path towards a carbon-neutral energy system.\r\nHedging instruments are not only important for renewable investors but also for consumers. Take the example of an energy-intense manufacturer that wants to replace fossil power (e.g., generated by a coal-fired plant) sourced from the energy market with renewables. Generation from wind and solar PV assets depends on weather conditions and is volatile. This is precisely where benefits of energy markets come into force. EMPs can support the energy-intense manufacturer through trading and replicate the stable generation pattern previously provided by a coal-fired plant. For example, by combining different power products from renewables and flexibility sources from the energy market (so-called ‘profile transformation’, see section 2.1.1).\r\n370 EC (2020), “Impact Assessment – 2030 Climate Target Plan, SWD (2020) 176 final”, Table 46, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52020SC0176\r\n371 EC (2023), “REPowerEU”, https://commission.europa.eu/strategy-and-policy/priorities-2019-2024/european-green-deal/repowereu-affordable-secure-and-sustainable-energy-europe_en\r\n372 This regards in particular long-term electricity prices and volumes (intermittent production from renewables). We note that renewable investments are further exposed to volume risk, ranging from project details, technical outages to weather conditions which – for example – determine the electricity output for wind and solar PV plants. See for example in the case of Germany, Bundesnetzagentur (2023), “Results of dynamic bidding procedures in offshore wind power auctions”, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2023/20230712_OffshoreResults.html?n%20n=404530\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 180\r\nThe particular importance of managing commercial risks through liquid commodity markets in an energy system with increasing supply and demand of renewable generation is also widely acknowledged amongst policymakers and regulators (see Annex A for more details).\r\nIn particular, ACER notes that:\r\n“the integration of for ar markets is key”373 an “long-term markets and improved hedging instruments need more attention to drive the massive investments needed up ahea ” 374 (emphasis added in bold)\r\nSimilarly, the EC emphasises that:\r\n“Both consumers and suppliers need effective and efficient forward markets to hedge their price exposure and decrease the dependence on short-term prices …\r\n“The rapid deployment of renewable generation over the coming years will increase the need for hedging opportunities due to the expected growing price volatility in the years ahea ” 375 (emphasis added in bold)PRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 184\r\nIn the stylised quantitative example below, we illustrate the implications of increased financing costs for a renewable investment on a group level as a potential consequence of prudential capital requirements. Prudential capital requirements can increase costs for renewables Investments in renewable generation assets such as solar or wind parks are characterised by high capital intensity and low variable costs (i.e., sun and wind come for free). Renewable costs per MWh, as measured by the levelised cost of electricity (“LCOE”)384, are therefore mainly driven by investment costs (turbines, solar modules, foundations, etc.), the cost of capital (WACC) and future asset utilisation (MWh). Economically viable investment projects need to generate revenues over its lifetime that cover at least the LCOE. Higher renewable costs therefore either drive up power prices or lead to less renewable investments. As set out above, the prudential capital requirements could potentially lead to an increase in financing costs (“WACC”). This in turn would lead to higher LCOE for renewable projects. Based on the stylised example of an offshore wind project below,385 a change to a EMP’s WACC would increase LCOEs by 2 to 8 .386 Figure 31 Stylised effect of increased WACC on renewable LCOE Source: Frontier Economics Note: Stylised example using pre-tax WACC, and assumptions explained in fn. 385\r\n384 An important measure to decide on an investment into a renewable project is its levelised cost of electricity (LCOE). The LCOE is the net present value of its costs (both installation costs and operating and maintenance costs) divided by the net present value of its production.\r\n385 Assumptions: Offshore wind park, renewable installation cost of 2m EUR/MW, operating and maintenance costs of 2% of CAPEX, 4500 full load hours per year, 25 years asset lifetime.\r\n386 Assuming a nominal, pre-tax WACC between 5% and 10%, for reference, PWC calculated an increase in LCOE by 5%-10% using a WACC increase from 5.5% to 6.5% (unclear whether pre- or post-tax WACC was used), see PWC (2020), “Financing offshore wind”, https://www.pwc.nl/nl/actueel-publicaties/assets/pdfs/pwc-invest-nl-financing-offshore-wind.pdf\r\n010203040506070WACCWACC 25 bpsWACC 50 bpsWACC 75 bpsWACC 100 bps C E renewable investment in h 2.0 4.0 6.0 8.0 1.6 3.3 4.9 6.6 CC CC ange of C E for range of CC between\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 185\r\nIt is worth re-iterating that investments into renewable energy generation are essential to deliver the green transition. Recent projections by the EC indicate an annual need for energy system investments under the ‘ reen eal’ of EU bn per year on the supply side alone, mainly for power grid and power generation assets.387\r\nConsidering the potential increase in WACC between 2% and 8%, the regulatory change towards and investment firm status could therefore result in additional energy transition investment costs for EMPs of around EUR 2.1 to 8.2 bn annually until 2030 (assuming EMPs would not withdraw from investments under increased costs).\r\nUltimately, these increased costs for EMPs would require adequate refinancing, either through higher energy prices for consumers or public funding of the investments through taxpayer money.\r\n387 Consistent with a total investment volume of EUR 400bn per year between 2021 and 2030 (see earlier in this section), annual investments of EUR 299bn are expected on the demand side (excl. transport) under the Green Deal. Further investments under the “REPowerEU” plan yet excluded. See also European Commission (2023), “Answer given by Executive Vice-President Timmermans on behalf of the European Commission (9.6.2023)”, https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/P-9-2023-001508-ASW_EN.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 186\r\n7 Any revision of European energy trading regulation must consider global implications KEY TAKEAWAYS Policy recommendation Protect global competitiveness: we suggest keeping global competitiveness as a major legislative objective, aligning regulatory actions with IOSCO recommendations and abstaining from actions which have no precedence in competing jurisdictions and lead to an uneven international playing field. In order to maintain its competitive position, European regulation for energy trading has to be in line principles acknowledged on a global level (section 7.1) The current regulatory framework for energy commodity trading in the EU is based on the G20 commitments made in the wake of the financial crisis. Compared to other key jurisdictions for commodity trading (such as the US, UK and Singapore), it currently maintains a level playing field for EU EMPs. It further reflects and implements the IOSCO principles for the regulation and supervision of commodity derivatives markets, inter alia: ■ pre- and post-trade transparency requirements; ■ position limits and position reporting for commodity derivatives; and ■ a dedicated framework ensuring the integrity of traded energy markets and, in particular, its price formation and discovery. Investment firm status for energy market participants in Europe has no precedence in other leading global markets (section 7.2) Requiring investment firm status for energy market participants from the non-financial sector is not part of IOSCO principles and has no precedents in competing key jurisdictions with liquid commodity markets such as the US. It would put the competitiveness of European markets at risk and limit its ability to maintain a high level of liquidity and to attract investments in new assets. In addition, it would impair the competitive position of EMPs in the even more global market for energy and natural resources after the energy crisis and thus have a negative impact on European security of supply.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 187\r\nIn this part of the report, we:\r\n■ explain why European regulation for energy trading has to be aligned with principles acknowledged on a global level and why EU competitiveness in affordable energy prices has come under pressure during and in the aftermath of the energy crisis (section 7.1);\r\n■ show that the investment firm status for EMPs in Europe has no comparison in other leading global markets (section 7.2); and All jurisdictions compared (the US, UK and Singapore) seek to achieve the common objectives of ■ maintaining the stability of the financial system; ■ fostering the integrity of price formation of traded commodity markets; and ■ ensuring market transparency for the benefit of regulatory oversight and market participants. However, none of them are discussing to mandate investment firm authorisation for EMPs for any of these purposes. To the opposite, the US jurisdiction explicitly allows for unlimited futures trading of EMPs and offers significant headroom for non-hedging OTC swap dealing. Policymakers need to consider regulatory trends outside the EU to prevent competitive disadvantages (section 7.3) Policymakers in other key jurisdictions focus on improving transparency and the margining practices. This includes higher market transparency through implementing or extending position limits and accountability levels (e.g., the US and UK) or establishing dynamic volatility levels (e.g., the US). International organisations (like IOSCO) also call for extended transparency requirements and further suggest the broadening of collateral for margining beyond cash instruments. Such important regulatory trends include: ■ Financial Stability Board: eight particular policy recommendations to increase liquidity preparedness of market participants. ■ IOSCO: recommendations on transparency and predictability of margin calls. ■ UK: position limits to be set and supervised by trading venues instead of the FCA and the wider application of accountability levels on trading venues. ■ US: application of special price fluctuation limits, such as dynamic circuit breakers. The EU should focus on these trends rather than abandoning or narrowing the current scope of AAE, which would result in a competitive disadvantage for EU markets and EU EMPs, and is misaligned with the EU’s own regulatory objectives of financial and energy market regulation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 188\r\n■ emphasise that policymakers need to consider regulatory trends outside the EU to prevent competitive disadvantages (section 7.3).\r\n7.1 In order to maintain its competitive position, European regulation for energy trading has to be in line with principles acknowledged on a global level\r\nBoth financial and energy markets are of global nature. For energy markets in particular, the membership composition of EEX as one major energy exchange in Europe illustrates this perfectly: close to 500 participants are listed, of which a considerable number are from outside the EU. Their countries of origin not only refer to Switzerland, Norway, and the UK but also to countries outside Europe such as the US and Singapore.388\r\nThe same holds true for markets abroad: a large number of European EMPs are active in foreign energy markets, being as investor for new renewable assets, or in order to hedge their gas price exposure at the North American Henry Hub389. As recent add on, this is increasingly accompanied by project development and the import of green molecules such as green hydrogen or green ammonia.\r\nAs outlined in the most recent reports of ACER, the EU currently faces fundamental competitiveness challenges, not only but notably compared to North America.390 This is due to the rising LNG reliance for the substitution of reduced Russian pipeline supply. To manage the related market price exposure affects both gas and electricity end users.\r\nTo this end, policymakers have reaffirmed maintaining and strengthening European competitiveness as a fundamental objective of EU policy. This includes energy sovereignty, accompanied by a better and smarter regulatory framework, as set out in Enrico Letta’s report391 on the EU Single Market in Spring 2024 that was welcomed by the European Council.392\r\nWith the global reach of energy markets, applicable regulatory frameworks across jurisdictions should therefore ensure a level playing field while maintaining the integrity and stability of markets at all times, and to prevent regulatory arbitrage. Against this background, it is common\r\n388 EEX (2024), “List of Trading Participants”, https://www.eex.com/en/eex-ag/partners/list-of-trading-participants.\r\n389 Henry Hub Natural Gas futures are for example traded at the Chicago Mercantile Exchange (CME).\r\n390 ACER report: Key developments in EU electricity wholesale markets, page 16, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_2024_MMR_Key_developments_electricity.pdf.\r\n391 Letta (2024), “Much more than a market”, https://www.consilium.europa.eu/media/ny3j24sm/much-more-than-a-market-report-by-enrico-letta.pdf\r\n392 European Council (2024), “Conclusions on special meeting of the European Council (17 and 18 April 2024)”, https://www.consilium.europa.eu/media/m5jlwe0p/euco-conclusions-20240417-18-en.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 189\r\nunderstanding that market regulation across jurisdictions should be based on acknowledged principles.\r\nSuch principles are laid out by IOSCO with the G20 Summit in Cannes in November 2011, endorsing the final report on the IOSCO principles.393 Those principles aim to ensure that the commodity derivatives market serves for price discovery and hedging while operating free from manipulation and abusive trading schemes and cover both organised as well as bilateral OTC markets.\r\nThe final report on the implementation of the IOSCO principles from November 2018 presents the progress various jurisdictions have made ensuring compliance with the IOSCO principles.394 The respective initiatives concern:\r\n■ pre- and post-trade transparency requirements;\r\n■ position limits and position reporting for commodity derivatives; and\r\n■ a dedicated framework ensuring the integrity of traded energy markets and in particular its price formation and discovery.\r\n7.2 Investment firm status for energy market participants in Europe has no precedence in other leading global markets\r\nIn order to support competitive strengths, the EU must focus regulatory action in line with globally accepted and applied principles and refrain from unprecedented action in those competing markets.\r\nIn the following, we provide an overview on the existing regulatory regimes in three key jurisdictions outside the EU, in which many EU companies trade commodity derivatives. These are the US, UK, and Singapore.\r\nWe show that EMPs from the EU would be able to engage in and trade energy derivatives in each of these three jurisdictions, if they were based there. In all compared jurisdictions, market participants from the industrial sector do have access to traded commodity markets without the need to convert into a financial entity.\r\nFor EMPs in the EU, the AAE under MiFID II therefore ensures a level-playing field on a global scale, and keeps European markets attractive for investments, such as those required for the Green Deal. Furthermore, such approach would be in line with and fully respect the\r\n393 IOSCO (2011), “Technical Committee of the International Organization of Securities Commission: Principles for the Regulation and Supervision of Commodity Derivatives Markets”, Final Report FR07/11, https://www.iosco.org/library/pubdocs/pdf/IOSCOPD358.pdf.\r\n394 IOSCO (2018), “Board of the International Organization of Securities Commission: Update to Survey on the Principles for the Regulation and Supervision of Commodity Derivatives Markets”, FR19/2018, https://www.iosco.org/library/pubdocs/pdf/IOSCOPD617.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 190\r\nglobal commitments applicable to the EU, such as the aforementioned IOSCO principles for energy trading.395\r\nThe introduction of an investment firm status in the EU would result in a persistent and significant deviation from the current international practice and would make the EU a less competitive market compared to other major commodity jurisdictions. Removal of the AAE would give unfair benefits to international companies that can choose the markets or countries most suitable for their business activities.\r\nA comparison of the EU with the US, UK and Singapore shows that all legal systems have exemptions which – albeit in different ways – resulting in an exemption for EMPs, in particular for trading on own account (see Figure 32 below).\r\nHowever, despite differences, the common denominator for the jurisdictions examined outside the EU is that they all aim to achieve the joint objectives of:\r\n■ maintaining the stability of the financial system;\r\n■ fostering the integrity of functioning and price formation of traded commodity markets; and\r\n■ ensuring market transparency for the benefit of regulatory oversight and market participants.\r\nNone of the compared jurisdictions mandate EMPs from the industrial sector to strict licensing requirements such as under an investment firm regulation to achieve these objectives.\r\n395 “With respect to derivatives markets, an orderly market may be characterised by, among other things, parameters such as a rational relationship between consecutive prices, a strong correlation between price changes and the volume of trades, accurate relationships between the price of a derivative and the underlying commodity and reasonable spreads between near and far dated contracts. Numerous conditions can negatively affect trading and the characteristics of an orderly market, […] incl ing nmanage imbalance bet een long an short positions res lting from large concentrate positions ” Quotation from IOSCO, Board of the International Organization of Securities Commissions (2023), “Principles for the Regulation and Supervision of Commodity Derivatives Market”, Final Report FR02, p. 46, https://www.iosco.org/library/pubdocs/pdf/IOSCOPD726.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 191\r\nFigure 32 Neither the US, UK or Singapore require investment firm authorisation for energy derivatives trading\r\nSource: Luther Lawfirm\r\nRegulatory landscape for energy traders: US\r\nEMPs trading commodity derivatives in the US, either as futures on exchanges or bilaterally as swap, would not be subject to licensing requirements and would not be treated as, or converted into, financial entities.\r\nFor futures trading, regardless of hedging or for speculative purposes, there are no thresholds other than position limits.\r\nFor swap trading, they have to observe market integrity rules and may become subject to mandatory clearing unless the Commercial End-User Exemptions apply. The latter is the usual status for a non-financial entity, which are trading energy derivatives on own account for risk mitigation purposes. Under the Commercial End-User Exemption, an EMP can trade cash settled derivatives for hedging in an unlimited manner and for speculative purpose up to a de minimis threshold of 8 billion USD. We shade some light on the details below:\r\nRegulatory oversight\r\nThe US are one of the most eminent financial centres globally and its market is the world’s leading marketplace for various energy commodities such as gas, oil, crude and refined contracts, as well as a variety of soft commodities.396\r\nIts regulatory oversight has historically split in two ways:\r\n396 See ESMA in MiFID II Review report on position limits and position management, margin 96.\r\nx\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 192\r\n■ between security-based trading on the one hand and commodity-based trading on the other. Jurisdiction over the securities markets rests with the US Securities and Exchange Commission (“SEC”) under the Securities Exchange Act of 1934 (“SEA”), whereas the commodity market is under the supervision of the Commodity Futures Trading Commission (“CFTC”) applying the Commodity Exchange Act (“CEA”)397; and\r\n■ between exchange traded futures and bilaterally traded swaps. For EMPs and their regulatory status, the activity regarding swaps is relevant.\r\n■ There is another relevant split in assessing commercial activities regarding swaps: the trader/dealer distinction:\r\n■ The relevant US regulation comparable to the AAE under MiFID II is applicable to dealing activities only. Trading (on own account) is distinct from dealing and only in scope for the Swap Dealer test under additional qualifying prerequisites. Generally, a trader trades in his own interest, while a dealer deals in the interest and/or account of a third party398. This third party might be the customer or the counterparty of the dealer. Therefore, important to note, the EU regime is from the outset much more restrictive as it applies to both exchange and bilateral trading. It fully considers own account trading without any third party relation as financial service.\r\nScope of the CFTC regime\r\nFor energy trading, the relevant regime is the CFTC regime and its oversight over commodity futures and commodity swap trading.\r\nUnder the CFTC regime, energy traders need to observe particular integrity requirements, imposed by law and the respective exchange rules enforced by the exchange surveillance and the CFTC. These rules do address undue market conduct such as market manipulation and insider trading and cover a similar spectrum as its European counterparts in law.\r\nScope of the Dodd-Frank Act\r\nIn addition to the CFTC regime, energy traders are subject to a framework for bilaterally traded swaps, as specified in Title VII of the Dodd-Frank Act.399 These provisions include mandatory clearing, reporting, margin rules for non-cleared swaps, exchange trading and provisions for\r\n397 U.S. Securities and Exchange Commission (SEC); see https://www.sec.gov/; Securities Exchange Act of 1934 (SEA), https://www.nyse.com/publicdocs/nyse/regulation/nyse/sea34.pdf; Commodity Futures Trading Commission (CFTC), see https://www.cftc.gov/; Commodity Exchange Act (CEA), https://www.law.cornell.edu/uscode/text/7/chapter-1.\r\n398 For a detailed definition of the term “dealer”, see CFTC (joint rulemaking with SEC), Final Rule Regarding Further Defining “Swap Dealer”, “Major Swap Participant” and “Eligible Contract Participant”, 77 Fed. Reg. 30595 (May 23, 2012), p. 30607 et seqq., https://www.cftc.gov/sites/default/files/idc/groups/public/@lrfederalregister/documents/file/2012-10562a.pdf.\r\n399 The introduction of the Dodd-Frank Act was accompanied by an amendment of the CEA and the SEA.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 193\r\nposition limits. Also, certain types of market participants, namely swap dealers400 (“SD”) and major swap participants401 (“MSP”) were introduced, defined as financial market participants, and subjected to capital requirements402. To some, however limited extent, these categories of market participants reflect the notion of investment firm under MiFID II.\r\nImportantly, it has to be noted that from a product perspective, the definition of swap under Title VII of the Dodd-Frank Act403 excludes exchange-traded commodity futures and options on such exchange-traded commodity futures and it also excludes from its scope any sale of non-financial commodities as long as the transaction is intended to be physically settled404.\r\nAs a consequence, the Dodd-Frank regime does not apply to physically settled bilateral commodity forwards in the first place, irrespective of whether traded via a broker screen or not. In this context, the US regime is obviously less strict than the EU regime, which includes physical forwards under Section C.6 and – under additional prerequisites – Section C.7 of Annex I of MiFID II.405\r\nFrom an entity’s or market participant’s perspective, the law further differentiates between financial market participants such as SDs and MSPs and Commercial End-Users of swaps. Whereas the latter may benefit from the Commercial End-User Exemption, SD’s, MSP’s, and other financial market participants are largely excluded from doing so. Further, SDs and MSPs are subject to capital and margin requirements and regulatory oversight of the CFTC and the SEC, depending on the type of swap.\r\nCommercial End-User Exemption\r\nThe Commercial End-User Exemption as defined in the Dodd-Frank Act exempts non-financial entities having the status of a commercial end-user from clearing requirements and limits the extent to which speculative trading is possible without getting classified as to be regulated\r\n400 See CFTC (2024) for an overview of listed SDs under Swap Dealer (“SD”), https://www.cftc.gov/IndustryOversight/Intermediaries/SDs/index.htm\r\n401 Currently there are no registered MSPs, see Major Swap Participant (MSP), see CFTC (2024), https://www.cftc.gov/IndustryOversight/Intermediaries/MajorSwapParticipantMSP/index.htm\r\n402 See CFTC (2020), “Capital Requirements of Swap Dealers and Major Swap Participants”, https://www.govinfo.gov/content/pkg/FR-2020-09-15/pdf/2020-16492.pdf\r\n403 See Section 1a(47) of the CEA, https://www.law.cornell.edu/uscode/text/7/1a; as added by Section 721(a) of the Dodd-Frank Act, including for example interest rate swaps and currency swaps, commodity swaps and options based on interest or a currency exchange rates or commodities.\r\n404 See Section 1a(47)(B)(ii) of the CEA, https://www.law.cornell.edu/uscode/text/7/1a, the so-called Forward Contract Exclusion under the joint final rule of CFTC and SEC 10.07.2012.\r\n405 For the remainder of swaps in the sense of the Dodd-Frank Act, the law stipulates as a rule that for swaps such as commodity derivatives it is “unlawful for any person to engage in a swap unless that person submits such swap for clearing to a derivatives clearing organization that is registered under [the CEA] or a derivatives clearing organization that is exempt from registration under [the CEA] if the swap is required to be cleared, ”see Section 723(a)(3) of the Dodd-Frank Act amending Section 2(h)(1)(A) of the CEA.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 194\r\nSDs or MSPs. The treatment is insofar to some extent comparable to those of non-financial entities under EMIR.\r\nAlthough the exemption was created primarily for non-financial entities, certain financial institutions are also permitted to claim the exemption, including the affiliates of End-Users that act on behalf of, and as agents of the End-Users in entering into swaps to hedge or mitigate their commercial risk.406\r\nDe Minimis threshold\r\nIn addition to the Commercial End-User Exemption, the Dodd-Frank Act gives significant headroom for third party dealing activity under the De Minimis threshold.\r\nIt states that a person shall not be deemed to be a Swap Dealer unless its swaps connected with swap dealing activities exceed an aggregate gross notional amount (‘‘AGNA’’) threshold of 8 bn. USD.407 As a consequence, only a very limited number of market participants qualify as SDs.408 With regard to the second category of regulated traders, the MSP, the definition is even narrower409 and the outturn correspondingly extremely low.410\r\nGenerally, an entity must count towards its AGNA threshold all swaps it entered into for dealing purposes over the preceding twelve months. Thus, to the extent that a particular swap or security-based swap is not connected to dealing activity, it will not count against the de minimis thresholds. Conversely, if a swap is connected to the person’s dealing activity, the position will count against those thresholds.411\r\nIn addition, only swaps that have been entered into in the previous 12 months count against the threshold. Therefore, swaps entered into for a period of more than a year will drop out on a rolling basis. Any double or multiple counting of existing swaps and the respective open\r\n406 See Section 2(h)(7)(A) et seqq. of the CEA, https://legcounsel.house.gov/Comps/Commodity%20Exchange%20Act.pdf.\r\n407 17 CFR § 1.3 (ggg)(4) (i)(A) for the rationale see CFTC Final Rule Regarding De Minimis Exception to the Swap Dealer Definition, 83 Fed. Reg. 56666 (November 13, 2018), p. 56677, https://www.cftc.gov/sites/default/files/2018-11/2018-24579a.pdf. The envisaged lowering of the threshold down to 3 billion USD was dismissed with various arguments including to prevent 1) Increased concentration in the swap dealing market; (2) reduced availability of potential swap counterparties; (3) reduced liquidity; (4) increased volatility; (5) increased systemic risk; and/or (6) higher fees or reduced competitive pricing. The CFTC was rather of the opinion that the current 8 billion serves the regulatory purpose well and leaves sufficient headroom to deal to the benefit of commercial end users.\r\n408 In 2012 the CFTC delegated the registration of Swap Dealers to the National Futures Association (“NFA”). See CFTC Notice and Order regarding Performance of Registration Functions by National Futures Association With Respect To Swap Dealers and Major Swap Participants 77 Fed.Reg 2708 (January 19, 2012); According to the NFA’s Swap Dealer Registry (available at https://www.nfa.futures.org/registration-membership/membership-and-directories.html), as of 30th April 2021, 109 entities were registered with the NFA, often listing several subsidiaries, particularly of large financial companies (e.g. Goldman Sachs, Merrill Lynch and Morgan Stanley); additionally, the CFTC provides a list with provisionally registered Swap Dealers, https://www.cftc.gov/LawRegulation/DoddFrankAct/registerswapdealer.html.\r\n409 See 17 CFR § 1.3 and CFTC Final Rule, 77 Fed. Reg. 30595 (May 23, 2012), p.30661 et seqq. (IV.).\r\n410 As of 6th April 2021, there were no entities registered as a Major Swap Participant with the NFA. https://www.nfa.futures.org/registration-membership/membership-and-directories.html.\r\n411 CFTC Final Rule, 77 Fed. Reg. 30595 (May 23, 2012), p. 30631.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 195\r\npositions is avoided. In fact, the threshold under the Dodd-Frank measures the dealing activity of a person rather than the size of actual open positions.\r\nImportant to note is the purpose of the de minimis exemption and the way the threshold was calculated. When the CFTC decided to keep the 8 bn. USD threshold (earlier planned to be reduced to 3 billion USD), Commissioner Berkowitz (one of five commissioner) wrote:\r\n“[ ] The staff's ata analysis sho e that many of the smaller s ap ealers for physical commodities are physical commodity producers, distributors, consumers, or merchandizers. Swap dealing is an ancillary business for them. Where the costs of registering as a swap dealer exceed anticipated benefits, it is likely that many of these entities would withdraw from providing swap dealing services to their customers. That would leave many end users looking to hedge their risks with either no dealers available, or very few dealers to provide competitive pricing. [..]412” emphasis a e\r\nThis statement highlights that a hedge for the customer is not necessarily a hedge for the EMP, which not only acknowledges the need to have EMPs in the market as risk takers, but also illustrates potentially adverse effects of removing headroom for non-hedging transactions.\r\nIn the light of the above, it is fair to say that none of the EMPs currently making use of the AAE under MiFID II would be captured by the definition of a SD, let alone MSP. As explained, this is due to the fact that the definition of relevant in-scope instruments as well as the notion of “dealing” are both narrower as their equivalents under EU legislation and, in addition, the de minimis thresholds are particularly broad.\r\nBeyond the above-mentioned requirements, the CFTC regime and the Dodd-Frank Act do not provide for any further regulatory requirements regarding commodities traders comparable to the licensing requirements under MiFID II or stipulate related consequences.\r\nRegulatory landscape for energy traders: Singapore\r\nWith respect to Singapore as a potential competing jurisdiction, the abandoning or narrowing of the AAE would present a development that would significantly weaken the competitiveness of EU markets and EU EMPs.\r\nRegulatory oversight\r\nSingapore plays a key role as a commodity trading hub for Asia, especially for oil and gas, agricultural commodities, metals and minerals. It is the number one financial and commodity trading hub in Asia, ranks first in Asia Pacific and third globally in world competitive ranking413.\r\n412 Federal register p. 56666-56693, https://www.federalregister.gov/documents/2018/11/13/2018-24579/de-minimis-exception-to-the-swap-dealer-definition#p-98, A Rule by the Commodity Futures Trading Commission on 11/13/2018\r\n413 EDB (2024), Natural resources, https://www.edb.gov.sg/en/our-industries/natural-resources.html and Long Finance (2024), GFCI 34 Rank, https://www.longfinance.net/programmes/financial-centre-futures/global-financial-centres-index/gfci-34-explore-the-data/gfci-34-rank/\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 196\r\nDue to the growing importance of the Asian market, also in connection with commodity derivatives trading, an important role of Singapore can be assumed for the future. For that reason, the commodity exchange EEX has based its Asia hub in Singapore414. The competitiveness and stability of its regulatory framework is seen as one major benefit in that regard415.\r\nRecent reforms, resulting from the commitment made by the Monetary Authority of Singapore (“MAS”)416 to the G20 and the Financial Stability Board (“FSB”)417 to reform the way that OTC derivatives are regulated, have aligned the regulatory requirements for the trading of OTC derivatives contracts more closely to the regulatory regimes in the US and the EU. The Securities and Futures (Trading of Derivatives Contracts) Regulations 2019418 apply to certain OTC derivative contracts executed on or after 1 April 2020 and introduce a mandatory trading obligation. This is a further step towards the implementation of the G20 OTC derivatives reform.\r\nApplicable regulations\r\nThe Commodity Trading Act (“CTA”)419, the Securities and Futures Act (“SFA”)420 and the Financial Advisers Act (“FAA”)421, all contain legislation relevant to commodity trading, derivatives trading or advisory services in respect of OTC commodity derivatives and/or commodity futures contracts.\r\nAs part of the reform of the regulatory framework, regulatory oversight of commodity derivatives, formerly under the CTA, was transferred to the SFA in 2008 (for commodity forward contracts) and in 2018 (for OTC commodity derivatives). The objective of the former transfer was to streamline regulation of all forward related activities under a single regulator. The latter transfer stemmed from Singapore’s commitment to meeting the G20 commitments422 and the FSB’s recommendations on OTC derivatives contracts.423\r\n414 See EEX Asia (2024), “About us”, https://www.eexasia.com/aboutus\r\n415 The Trade News (2023), “Is Singapore set to become the next major trading hub?”, https://www.thetradenews.com/is-singapore-set-to-become-the-next-major-trading-hub/\r\n416 See Monetary Authority of Singapore (2024), https://www.mas.gov.sg/.\r\n417 See Financial Stability Board (FSB), https://www.fsb.org/, and FSB (2010), “Implementing OTC Derivatives Market Reforms”, https://www.fsb.org/wp-content/uploads/r_101025.pdf.\r\n418 Securities and Futures (Trading of Derivatives Contracts) Regulations 2019 (Cap 289 Reg S 134/2019), https://sso.agc.gov.sg/SL/SFA2001-S134-2019?DocDate=20190313.\r\n419 Commodity Trading Act (Cap 48A, 2009 Rev Ed), https://sso.agc.gov.sg/Act/CTA1992.\r\n420 Securities and Futures Act (Cap 289, 2006 Rev Ed), https://sso.agc.gov.sg/Act/SFA2001.\r\n421 Financial Advisers Act (Cap 110, 2007 Rev Ed), https://sso.agc.gov.sg/Act/FAA2001.\r\n422 G20 Leaders Statement: The Pittsburgh Summit, http://www.g20.utoronto.ca/2009/2009communique0925.html.\r\n423 FSB (2010), “Implementing OTC Derivatives Market Reforms”, https://www.fsb.org/wp-content/uploads/r_101025.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 197\r\nHowever, irrespective of the different competences of the MAS and the Enterprise Singapore Board (“ES”)424, market participants trading spot commodities or commodity derivatives on own account are in any event eligible for exemptions from licensing obligations under Singapore law. The usual market integrity rules apply irrespectively.425\r\nProduct scope\r\nDealing in commodity derivatives is currently a regulated activity under the SFA under the purview of the MAS. In the course of the above-mentioned reform, MAS took cognizance that due to the nature of the underlying products, commodity derivatives may have certain characteristics distinct from those of financial derivatives and took them into account when implementing the regulatory framework for OTC commodity derivatives.426\r\nEnergy products which do not meet the definition of a “derivative” are, however, out of scope of that regulation.\r\nThe definition of \"derivative contract”427 covers any contract or arrangement under which a party is required, or may be required, to discharge all or any of its obligations at some future time, and whose value is determined by reference to, is derived from, or varies by reference to, the value or amount of, or fluctuations in one or more underlying. In this regard, commodity forward contracts that are physically-settled are excluded from the scope of regulation under the SFA as such contracts are commercial merchandising transactions which create enforceable obligations to make or take physical delivery. Furthermore, the definition expressly excludes securities and spot contracts.\r\nFrom a product perspective, the scope of the regulation towards energy trading is therefore narrower as the respective approach of the EU.\r\nRegulation of spot commodity trading\r\nSpot commodity trading activities in Singapore – which are the purchase or sale of a tangible commodity at its current market or spot price, where the commodity is to be physically delivered – are regulated under the CTA under the purview of the ES.\r\nPersons regulated under the CTA in relation to this activity include spot commodity brokers, spot commodity pool operators or their representatives. The policy objective of the CTA is to protect the public against bucket shops in spot commodity trading, while not placing curbs on\r\n424 Enterprise Singapore Board; see https://www.enterprisesg.gov.sg/.\r\n425 Part V, VII CTA, Part XII SFA.\r\n426 MAS (2012), Consultation Paper on “Proposed Regulation of OTC Derivatives“, https://www.mas.gov.sg/-/media/MAS/resource/publications/consult_papers/2012/13-February-2012-Proposed-Regulation-of-OTC-Derivatives.pdf.\r\n427 See Section 2 (1) of the SFA, interpretations, Exempt is further any contract or arrangement that is, or that belongs to a class of contracts or arrangement that is, prescribed not to be a derivatives contract; [Act 4 of 2017 wef 08/10/2018].\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 198\r\nbona fide traders carrying out legitimate trading activity; and in this respect, a number of licensing exemptions were incorporated into the CTA.\r\nLicensing exemptions under the CTA for spot commodity trading\r\nPersons engaging in spot commodity trading would in principle trigger a licensing requirement under the CTA.428 However, there are exemptions, in particular the following:\r\n■ persons who carry on trading on their own account and in doing so, do not solicit any funds from any member or section of the public; and\r\n■ persons who are not a party to any contract for the purchase or sale of the commodity, do not carry the customer’s position, margin or account in their own books, and do not accept money or assets from the customer as settlement, margin, guarantee or security for any such purchase or sale.429\r\nAs a result, energy traders managing their spot position on own account are not subject to a licensing requirement.\r\nRegulation of forward commodity trading (OTC and exchange traded)\r\nThe SFA applies to entities which provide financial advisory services regulated under the FAA and/or capital markets services conducted in relation to OTC commodity derivatives contracts and/or forwards contracts as, inter alia:\r\n■ dealing;\r\n■ fund management;\r\n■ operating an organised market; and\r\n■ operating a clearing facility.430\r\nEntities conducting any of the above activities in Singapore may trigger a licensing requirement unless another licensing exemption applies. In addition, the licensing regime under the SFA and FAA has extraterritorial effect; its application is therefore not limited to activities conducted within Singapore and may also capture activities with counterparties based in Singapore or even such having a substantial and reasonably foreseeable effect in Singapore.431\r\n428 See Section 13A (1) of the CTA.\r\n429 See Section 14A (1) in conjunction with the Schedule to the CTA.\r\n430 See SFA Part IV, Capital Markets Service Licence, Sec.82 et seqq., Regulated activities are specified in schedule Two.\r\n431 See Section 338 of the SFA.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 199\r\nLicensing exemptions under the SFA for forward commodity trading\r\nHistorically, the relevant exemptions for OTC-commodity derivatives on the one hand and exchange traded commodity futures on the other were stipulated in different legislations, the CTA and the SFA.\r\nRecently, the licensing exemptions for dealing in OTC commodity derivatives that were previously under the CTA were migrated into the SFA. In addition, with regard to dealing in commodity futures contracts, there have been licensing exemptions in the SFA all along to exempt from licensing any entity dealing in forwards contracts on their own account or for the account of a related corporation.\r\nUnder the SFA, the MAS is entitled to issue regulations, further defining such exemptions from the obligation to obtain a license.432 According to the current regulation433, several activities are exempt from the licensing requirement. This applies in particular to:\r\n■ dealing in OTC commodity contracts solely with persons qualifying as ‘accredited investors’, ‘institutional investors’ and/or ‘expert investors’ under the SFA;\r\n■ dealing in OTC derivatives contracts (of any type) on own account or for the account of related corporation and with a related corporation or another type of eligible counterparty, provided the person does not receive any spread or remuneration in connection with such dealing; and\r\n■ dealing in futures contracts (of any type) for any person carrying on such dealing on own account or for the account of a related corporation.\r\nIn light of the above, own account dealing in futures contracts of any type is entirely exempt. Own account trading in OTC commodity derivatives is possible, if conducted with an accredited investor, institutional investor and expert investor or any other type of eligible counterparty. Therefore, EMPs have effectively access to the whole spectrum of financial instruments traded at exchanges or OTC without undergoing a licensing procedure. The trading of physical and spot products is also license free.\r\nTo conclude, the regulatory regime in Singapore is narrower in terms of in-scope transactions and offers a sole qualitative exemption without the need to manage a regulatory threshold exposure.\r\n432 See in particular Section 337 (1) of the SFA.\r\n433 See Schedule Two of Securities and Futures (Licensing and Conduct of Business) Regulations, (Cap 289 Rg 10 2004 Rev Ed), https://sso.agc.gov.sg/SL/SFA2001-RG10. Exemptions from Sections 82(1) and 99B(1) of Act (Exemption from requirements to hold capital markets services license to deal in capital markets products that are OTC derivatives contracts, Section 3 A), https://sso.agc.gov.sg/SL/SFA2001-RG10?ProvIds=Sc2-#Sc2-.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 200\r\nRegulatory landscape for energy traders: UK\r\nThe UK regulatory landscape for energy trading is characterised by national particularities which were partly overruled or superseded by MiFID and MiFID II, and which may re-assume a more guiding role after the departure of the UK from the EU.\r\nOne of these particularities is the notion of energy market participant 434,which defines an entity active, inter alia, in the traded power and gas derivatives market. Such entity is subject to a number of rules of the Financial Conduct Authority (“FCA”)435, but not to prudential capital requirements.436 Another element is the with or through exemption, which we will not examine in further detail. In the international context, it is only relevant that UK market participants have this exemption at hand to access the traded market without capital requirements if and when trading with or through a licensed entity.437\r\nThis regulatory framework for energy traders in the UK, composed of legacy onboarded EU regulation and the national regime, is still undergoing changes post-Brexit.\r\nWhile most of the EU’s financial and energy market regulation has been retained up until now,438 UK legislators have incentivised establishing domestic regulations specific to the commodity trading sector, tailoring to meet the characteristics and needs of the UK market in an international environment.\r\nIn particular, as part of the Wholesale Markets Review (“WMR”),439 the UK legislator currently conducts a consultation process concerning position limits, the exemptions from those limits, position management controls, the reporting regime and the ancillary activities test.440\r\n434 Under UK law, an energy market participant is an entity which conducts energy market activity which is defined as any regulated activity other than bidding in emissions auctions in relation to an energy investment or to energy, or in relation to a biomass investment or biomass that is ancillary to activities related to energy investments or energy, which: (i) is the executing of own account transactions on any recognised investment exchange or designated investment exchange; or (ii) if it is not the executing of transactions on such exchanges, is performed in connection with or for persons who are not retail clients.\r\n435 See FCA (2024), “Energy Market Participants”, https://www.handbook.fca.org.uk/handbook/EMPS.pdf to guide energy market participant through the FCA-handbook.\r\n436 Energy market participants whose main business consists of the generation, production, storage, distribution and/or transmission of energy may be granted a waiver of Chapter 3 in the FCA's discretion: see SUP 21.\r\n437 See for the exclusions applicable to particular regulated activities FCA Handbook, PERG 2.8, https://www.handbook.fca.org.uk/handbook/PERG/2/8.html\r\n438 See for general information on the status of onshoring European legislation post Brexit on the homepage of the FCA, https://www.fca.org.uk/brexit.\r\n439 M Treasury (2022), “Wholesale Markets Review: Consultation Response”, https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/1057897/Wholesale_Markets_Review_Consultation_Response.pdf.\r\n440 For general information on the consultation process, see https://www.fca.org.uk/publications/consultation-papers/cp23-27-reforming-commodity-derivatives-regulatory-framework. The consultation process ran until 16 February 2024.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 201\r\nThe aim is to strengthen the commodity derivatives market and UK’s position in global wholesale markets. We outline the proposals brought forwards by the FCA in the next sub-section in more detail. We particularly highlight that the envisaged changes will move towards a less prescriptive and simpler regime that will significantly reduce the regulatory burden on market participants compared to EU standards. Apart therefrom, UK-REMIT will continue to apply as before.\r\n7.3 Policymakers need to consider regulatory trends outside the EU to prevent competitive disadvantages\r\nIn contrast to the EU’s focus on the AAE and position management systems, regulators in other jurisdictions focus on transparency and margining practice. This includes improving market transparency through implementing or extending position limits and accountability levels (e.g., US and UK) or establishing dynamic volatility levels (e.g., US). International organisations (like IOSCO) also call for extended transparency requirements and further suggest the broadening of collateral for margining beyond cash instruments.\r\nBelow, we summarise important regulatory trends across the globe which, in our view, will indeed contribute to more resilient energy market. We therefore suggest that policymakers follow these developments closely and adapt improvements where appropriate.\r\nTrends and developments: UK\r\nCurrent approach: position limits set and controlled by the FCA\r\nUnder the current regulatory regime, the FCA set position limits for applying to contracts traded on trading venues and their EEOTC contracts. The limits are set using the methodology in UK Regulatory Technical Standard (“RTS”) 21.441 Each commodity derivative contract has a separate limit for the spot month and other month periods. Besides determining and establishing position limits, FCA’s supervisory activity also comprises receiving daily position reports, implementing position limits, and overseeing the adherence to position limits, taking supervisory or enforcement measures when necessary, and evaluating and authorising requests for position limit exemptions.\r\nUnder review: position limits to be set and supervised by trading venues\r\nGoing forward, UK trading venues shall be responsible for setting position limits. The underlying reason brought forward by the FCA is that trading venues have a better understanding of the market, its liquidity and market participants’ ability to close positions in\r\n441 FCA (2024), “List of position limits”, https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.fca.org.uk%2Fpublication%2Fdata%2Fposition-limits-contract-names-vpc.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 202\r\nan orderly manner.442 Especially in times of market stress, position limits adaptable by the trading venues provide flexibility and the ability to apply discretion. In this view, the position limits methodology should allow trading venues to calibrate position limits according to the features of the market, the underlying commodity, and the prevailing market conditions.\r\nA criteria-based approach will provide for this type of outcome and UK RTS 21 already sets out various factors that are relevant for calibrating position limits. It would also provide the framework for regulatory expectations of how limits are set and form part of the supervisory approach.\r\nProspective accountability limits on UK trading venues\r\nWith regard to the ongoing consultation process, the FCA proposes the application of accountability levels to critical contracts and their related contracts.443 The proposed rules set out:\r\n■ the scope and method of application of accountability thresholds;\r\n■ the methodology for setting accountability thresholds and the supporting framework; and\r\n■ the notification requirements to the FCA.\r\nThis proposal is consistent with the approach to the scope of position limits as those contracts are the ones most susceptible to the risk of disorderly pricing and settlement conditions. Accountability thresholds would support and complement the operation of position limits by ensuring the monitoring and investigation of larger positions and reducing the risk that position limits are breached.\r\nSimilar to position limits, the proposed rules on accountability thresholds require trading venues to establish different thresholds for spot and other months. Where a position limit is set, an accountability threshold should apply. Trading venues shall also consider whether it is necessary to establish different thresholds within the spot month and/or other months depending on the features and risks of the relevant market.\r\nWe view these proposals as beneficial as, in a crisis situation, they allow for more flexible and faster action by the exchanges themselves as opposed to a run through of a legislative or regulatory process.\r\n442 FCA (2023), Consultation Paper CP23/27, “Reforming the commodity derivatives regulatory framework”, Chapter 4.18 et. seq., https://www.fca.org.uk/publication/consultation/cp23-27.pdf.\r\n443 See previous fn., Chapter 6.38 et. Seq.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 203\r\nTrends and developments: US\r\nIn the US, regulators and trading venues concentrate on surveillance measures at organised markets, which apply broader in scope and a more sophisticated manner than in the EU.\r\nPosition limits for energy contracts\r\nAs an amendment to the position limits provision of the CEA, the CFTC has established position limits for 25 physically settled core referenced futures contracts and those contracts that are either directly or indirectly related to them.444 The CFTC recognises that position limits are \"necessary to 'reduce, eliminate, or prevent' excessive speculation causing sudden or unreasonable fluctuations or unwarranted changes in the prices of such commodities.”445 CFTC limits apply to the following energy products446:\r\n■ NYMEX enry ub Natural Gas (“NG”);\r\n■ NYMEX Light Sweet Crude Oil (“CL”);\r\n■ NYMEX New York arbor ULSD eating Oil (“ O”); and\r\n■ NYMEX New York arbor RBOB Gasoline (“RB”)\r\nThe spot month position limit for NYMEX Henry Hub NG is set at 2,000 energy contracts.447 This position limit applies on a per-exchange basis for each exchange that lists one or more cash-settled NYMEX Henry Hub NG referenced contract(s), rather than on an aggregated basis across such exchanges and the OTC swaps market. An additional 2,000 contract limit applies across all cash-settled economically equivalent NYMEX Henry Hub NG OTC swaps.\r\nExemptions from the position limits can be granted, inter alia, for bona fide hedging transactions as defined by CFTC Regulation under paragraph 150.1.448 These include transactions or positions that represent a substitute for transactions made or to be made, or positions taken or to be taken, at a later time in a physical marketing channel and that are\r\n444 Commodity Futures Trading Commission (2021), “Final Rule on Position Limits for Derivatives”, Federal Register, Vol. 86, No. 9, pp. 3236-3493, https://www.govinfo.gov/content/pkg/FR-2021-01-14/pdf/2020-25332.pdf.\r\n445 Reference is made to 7 U.S. Code § 6a regarding Excessive Speculation. Legal text available at https://www.law.cornell.edu/uscode/text/7/6a.\r\n446 With the US power market less developed than the market for Natural Gas, a similar scheme for power derivatives does not exist.\r\n447 Commodity Futures Trading Commission (2021), Final Rule on Position Limits for Derivatives, Federal Register, Vol. 86, No. 9, p. 3242, https://www.govinfo.gov/content/pkg/FR-2021-01-14/pdf/2020-25332.pdf; NYMEX Position Limits (2024), https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.cmegroup.com%2Frulebook%2Ffiles%2Fposition-limits-nymex.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK. CFTC provided the following explanation for this: ”Currently, the cash-settled natural gas contracts are subject to an exchange-set spot month position limit level of 1,000 equivalent-sized contracts per exchange. As of publication of the Final Rule, there are three exchanges that list cash-settled natural gas contracts: NYMEX, IFUS, and Nodal. As a result, a market participant may hold up to 3,000 equivalent sized cash-settled natural gas contracts under existing exchange-set limits. The exchanges also have a conditional position limit framework for natural gas contracts. This exchange-set conditional spot month position limit permits up to 5,000 cash-settled NYMEX NG equivalent-sized referenced contracts per exchange that lists such contracts, provided that the market participant does not hold positions in the physically-settle NYMEX NG reference contract ”\r\n448 NYMEX Rulebook, Chapter 5, Rule 559A, https://www.cmegroup.com/content/dam/cmegroup/rulebook/NYMEX/1/5.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 204\r\neconomically appropriate to the reduction of price risks in the conduct and management of a commercial enterprise.\r\nFor the exemption to apply, these transactions or positions must arise from the potential change in the value of assets which a person:\r\n■ owns, produces, manufactures, processes or merchandises;\r\n■ or anticipates owning, producing, manufacturing, processing, or merchandising;\r\n■ or from liabilities or services that a person anticipates incurring or providing.449\r\nSpecial price fluctuation limits to mitigate volatility for Henry Hub NG Futures on NYMEX\r\nSpecial price fluctuation limits serve as a mechanism to prevent extreme price movements during a trading session. They are designed as an instrument to mitigate volatility and to ensure stability and integrity on the market. Price limits function by temporarily halting trading when a triggering event occurs450. The general process of implementing special price fluctuation limits involves several steps:\r\n■ Before the beginning of each trading day, the fluctuation limit is calculated based on the previous day's closing price, determining an upper and a lower limit of how far prices can move during trading day/session.\r\n■ During the trading session, if the price of a futures contract reaches the fluctuation limit (triggering event), trading is halted in the contract for a period of time (for example two minutes) in order to allow the market to cool off and resume trading within a reasonable range around the previous day's closing price.\r\n■ After the temporary trading halt, trading will resume. If the futures contract continues to trigger the limit set during the trading session, a wider fluctuation limit might be applied for a specified period. This provides more flexibility in trading and helps prevent rapid price fluctuations that could disrupt the market.\r\nUnder the NYMEX Rulebook, Henry Hub NG Futures are subject to so-called dynamic price fluctuation limits (or dynamic circuit breakers).451\r\n449 Code of Federal Regulations, Title 17, Chapter 150, https://www.ecfr.gov/current/title-17/chapter-I/part-150.\r\n450 Circuit breakers are a series of price limits above or below a reference price which, when reached, pause the market for a particular period of time to allow it to reset. Static circuit breakers set a fixed upper and lower limit for a trading session. Dynamic circuit breakers adjust the upper and lower limits according to the activity in the market, and therefore move throughout the day.\r\n451 NYMEX Rulebook, Chapter 220, Henry Hub Natural Gas Futures, Rule 220102.D, https://www.cmegroup.com/content/dam/cmegroup/rulebook/NYMEX/2/220.pdf; See also https://www.cmegroup.com/trading/price-limits.html#energy. For general information on the application of Special Price Fluctuation Limits see NYMEX Rulebook, Chapter 5, Rule 589, https://www.cmegroup.com/content/dam/cmegroup/rulebook/NYMEX/1/5.pdf. A list of products that Special Price\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 205\r\n■ Such dynamic price fluctuation limits basically follow the manner described above and define an upper and a lower limit of how far a price is allowed to move for a given product in a given time interval.\r\n■ Compared to a static price fluctuation limit, the price corridor of dynamic price fluctuation limits however moves with the market.\r\nDuring the open of the market, the underlying price range is therefore calculated according to the highest bid and lowest ask of the previous 60 minutes by using a so-called dynamic circuit breaker variant. When prices break through the set limits, the dynamic circuit breaker triggers and transitions the market automatically into the pre-open market state for two minutes. After that, the trading resumes and the dynamic circuit breakers are calculated accordingly.\r\nAccountability limits applied on NYMEX\r\nAccountability levels are designed to ensure that traders do not accumulate excessive positions in a particular commodity. According to the NYMEX Rulebook452, reaching the accountability limit obligates the person holding the position to provide information on the nature and size of the position, the trading strategy employed and the hedging information. Furthermore, the person is required to not further increase the positions, to comply with any prospective limit or to reduce any open position. Currently, neither spot month nor daily accountability levels are set for Henry Hub NG Futures on NYMEX.453\r\nAs an interim conclusion, we note that there is no discussion to revise the de minimis threshold under the Dodd-Frank Act or to change the concept of MSP, SD and Commercial End-User classification.\r\nTrends and developments: Financial Stability Board (“FSB”)\r\nThe FSB published a consultation report454 on liquidity preparedness for collateral and margin calls containing eight concrete policy recommendations to improve the liquidity preparedness of market participants.\r\nThese recommendations entail, inter alia, the incorporation of liquidity risk frameworks, contingency funding plans, liquidity stress testing, resilient and effective processes and collateral management practices.\r\nFluctuations apply to can be downloaded here https://www.cmegroup.com/content/dam/cmegroup/rulebook/NYMEX/1/5.pdf.\r\n452 NYMEX Rulebook, Chapter 5, Rule 560, https://www.cmegroup.com/content/dam/cmegroup/rulebook/NYMEX/1/5.pdf.\r\n453 NYMEX (2024), “Position Limits”, https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.cmegroup.com%2Frulebook%2Ffiles%2Fposition-limits-nymex.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK.\r\n454 FSB (2024), Consultation report, “Liquidity Preparedness for Margin and Collateral Calls”, https://www.fsb.org/wp-content/uploads/P170424.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 206\r\nTrends and developments: IOSCO\r\nAccording to IOSCO's recent review and policy proposals,455 there is no suggestion to introduce licensing requirements, investment firm status or prudential capital requirements to energy market participants.\r\nPosition on transparency and ease of margining\r\nIOSCO suggests that CMs shall comply with certain transparency requirements in relation to their clients, e.g., to make sure that their clients understand the margin requirements, especially if the method by which the client’s margin is determined differs from the margin set by the CCP. The aim is to help clients understand the impact on their portfolio and any additional margin requirements initiated by the CM over and above those set by the CCP.\r\nTransparency requirements also include disclosure of any planned adjustments to the methodology used to calibrate margin requirements, particularly where these differ from those set by the CCPs.\r\nPosition on IM requirements\r\nAccording to a survey conducted on margin dynamics in centrally cleared commodity markets in 2022, IOSCO observed that in times of market turmoil, CCPs have responded by expanding the types of collateral they accept. In particular, NFCs in the commodities space have needed adaptable requirements for eligible collateral types, as they often face challenges in obtaining cash and other liquid collateral.\r\nThe survey sets out that some CCPs have accepted European Union Emission Allowances (“EUA”) to settle short EUA futures, while other CCPs have opted for collateralised bank guarantees, gold warrants, short term US Treasury Exchange Traded Funds or securities denominated in a wider range of currencies.456\r\nEMIR 3.0 further considers changes in CCPs' non-cash collateral practices as observed during the energy market crisis (see section 3.3.7). Accordingly, CCPs may accept public guarantees, bank guarantees or commercial bank guarantees as collateral.457\r\n455 IOSCO, Board of the International Organization of Securities Commissions (2024), Consultative report, “Transparency and responsiveness of initial margins in centrally cleared markets – review and policy proposals”, p. 31 et seq., https://www.iosco.org/library/pubdocs/pdf/IOSCOPD757.pdf.\r\n456 IOSCO, Board of the International Organization of Securities Commission (2023), “Margin dynamics in centrally cleared commodities markets in 2022”, dated May 2023, p. 12 et seq., https://www.bis.org/bcbs/publ/d550.pdf.\r\n457 EMIR 3.0., Art. 46.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 207\r\nTrends and developments: EU\r\nAs already explained, the EU has endorsed a mandate to review the AAE by mid-2024, and the position management and position limit system until 2025.458 As set out before in section 3.1, the review is closely linked to the developments during the energy crisis, which led to unprecedentedly high market prices for gas and power in the EU.\r\nIn the context of our study, we have further assessed the appropriateness on the current regulatory regime for energy commodity derivatives (section 3.2).\r\nAs part of this chapter, we can also conclude that the EU regime is the most restrictive regime compared to those in the US, UK and Singapore. From the outset, it applies the widest understanding of in-scope products (inclusion of physically settled derivatives) and in-scope activities (full consideration of own account trading). The current scope of the AAE is therefore a necessary adjustment of the legal system to keep a level playing field in international comparison.\r\nAs a result, we recommend not to abandon or alter the AAE for the following main reasons. The consequence of applying investment firm regulation would:\r\n■ reduce market liquidity and restricts proper market functioning;\r\n■ limit hedging opportunities for proper risk management by EMPs; and\r\n■ ultimately contradict EU policy goals and put the delivery of the Green Deal at risk.\r\n■ Abandoning or narrowing the AAE would further result in a competitive disadvantage for EU markets and EU EMPs and is misaligned with the regulatory principles for financial and energy market regulation in the EU.\r\n458 Draft Revised MiFID II, Art. 90 para. 5 (a).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 208\r\nAnnex A – Key stakeholders in Europe acknowledge the benefits of energy trading\r\nThe benefits of energy trading for European consumers of energy are acknowledged by key regulatory stakeholders in Europe. In Figure 33 we summarise statements recently made by relevant European institutions, such as the EC, ECB, ESMA and ACER.\r\nFigure 33 Key EU stakeholders acknowledge the benefits of energy trading\r\nSource: Frontier Economics based on references provided in the figure\r\nThe statements by regulatory stakeholders broadly fall in two categories.\r\n■ Energy trading is a key pillar for efficient and well-functioning energy markets today and in the future enabling benefits of billions of Euros each year; and\r\n■ Energy trading mitigated the adverse impact of the energy crisis on the market which was caused by physical shortage of supply (see section 3.1.1 for a detailed explanation on the root cause).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 209\r\nA.1 Energy trading is a key pillar for efficient and well-functioning energy markets enabling benefits of billions of Euros each year\r\nEnergy trading is a key pillar for efficient and well-functioning energy markets today and in the future\r\nWith regard to the first point, ESMA, for instance considers that “open and well-functioning commodity derivatives markets play an essential role for price discovery” (emphasis added).459 As we have set out in section 2.1 on the benefits of energy trading, price discovery materially contributes to efficient market outcomes, thus improving overall market transparency. Accurate and reliable price signals provide valuable insights into recent market developments and expected trends (e.g., the transition from conventional power plants with steady outputs towards renewable energy production with intermittent generation patterns or structurally reduced gas supply volumes in Europe after the announcement to end of gas production in The Netherlands). This reduces uncertainty for EMPs on both the buy and sell side.\r\nSimilarly, ACER considers that the long-term trading of energy derivatives such as forwards “allo s market participants to stabilise and hedge their future cash flows and thereby secure their businesses against the risks of future price changes” (emphasis added).460 This holds, as set out in the previous section, for both sides of the market. Long-term trading of energy derivatives allows the sell-side to secure adequate financing for investments in new (renewable) generation assets. The buy side in turn benefits from security of supply at predictable prices.\r\nACER considers further room for improvement in the European derivatives market for electricity. The agency notes that the forward market is yet struggling with “ins fficient li i ity, accessibility, competition and transparency as well as concentrated market power”.461 ACER explicitly calls for better market integration, highlighting the importance of market liquidity and derivatives trading for efficient energy market outcomes: “For ar markets in smaller bidding zones suffer from poor liquidity, high bid-ask spread and the problem increases with longer maturities. This problem cannot be solved with just better hedging incentives or better market str ct re “462\r\nThe EC gathered similar views in the recent market consultation on electricity market design: “While the large majority of professional respondents (83%) consider forward hedging as an\r\n459 ESMA (2022), “Ref: Response regarding the current level of margins and of excessive volatility in energy derivatives markets”, page 2, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma24-436-1414_-_response_to_ec_commodity_markets.pdf\r\n460 ACER (2023), “ACER Policy paper on the Further development of the EU electricity forward market”, page 2, https://acer.europa.eu/Position%20Papers/Electricity_Forward_Market_PolicyPaper.pdf\r\n461 See previous fn., page 2.\r\n462 See previous fn., page 6.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 210\r\nefficient way to mitigate exposure to short-term volatility for consumers, only a minority (18%) consider that the liquidity in forward markets is currently sufficient to meet this objective” 463\r\nThe benefits are difficult to estimate, but the order of magnitude in the EU is expected to be in billions of euros annually\r\nAs discussed, in section 2.1, there is a wide range of benefits from energy trading to the EU economy and consumers. Due to the complexity and secondary effects (e.g., more affordable energy makes European industries more competitive, thus creating more jobs and employment, etc.), it is very difficult to put an exact value tag to the benefits.\r\nAnalogous considerations from a recent ACER analysis on cross-border trading in Europe (which is only feasible due to the existence of liquid and competitive power markets) illustrate that already direct effects from power trading on spot markets only can reach two-digit billion amounts. Indirect benefits of cross-border trading including those of lower power prices for the economy (e.g., at the benefit of aluminium or steel producers that can produce higher outputs under lower power prices), nor the benefits of trading other energy commodities such as gas are yet not taken into account.\r\nACER quantified the benefits of cross-border power trading on the spot (day-ahead) markets alone with EUR 34bn for the year 2021.464 In addition to these financial savings at the benefit of European (end) consumers ACER’s analysis further highlights that market integration and higher market liquidity materially reduced price volatility: “Price volatility would have been considerably higher (around seven times as high) if national markets ere isolate ”465\r\nACER as well as the EC further highlight the particular importance of energy trading in the context of the energy transition for the European economy as a whole. For instance, ACER notes that the in light of the increased renewables energy production and the need for security of supply “the integration of for ar markets is key”466 and that “long-term markets and\r\n463 European Commission (2023), “Commission Staff Working Document: Reform of Electricity Market Design”, page 34, https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-03/SWD_2023_58_1_EN_autre_document_travail_service_part1_v6.pdf\r\n464 The ACER analysis compared actual 2021 market results ('historical' scenario) with a scenario where all cross-border capacities were set to zero (the 'zero scenario', implying no electricity trade across Member State borders).\r\n465 ACER (2022), “Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, page 22, https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf\r\n466 ACER (2023), “ACER Policy paper on the Further development of the EU electricity forward market”, page 5, https://acer.europa.eu/Position%20Papers/Electricity_Forward_Market_PolicyPaper.pdf\r\nSpot market power trading benefits\r\n“ 202 -BORDER TRADE DELIVERED AN ESTIMATED 34 BILLION EUROS OF BENEFITS WHILE HELPING TO SMOOTHEN PRICE VOLATILITY”\r\nACER (2022), Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, p. 21\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 211\r\nimproved hedging instruments need more attention to drive the massive investments needed up ahead” (emphasis added).467\r\nSimilarly, the EC further indicates that in the context of its “Green Deal n strial Plan” power derivatives traded amongst EMPs such as PPAs or other “ … long-term price contracts could play an important role to enable all electricity users to benefit from more predictable and lower costs of rene able electricity ”468\r\nA.2 Energy trading mitigated the adverse impact of the energy crisis on the market which was caused by physical shortage of supply\r\nOn the second point stakeholders widely agree that physical shortage of supply triggered price and volatility movements for energy commodities in the recent crisis. For example, ESMA notes that “financial market developments appear to us to have been driven largely by the geopolitical situation and the associated spot market movements” 469 Similarly the EC states that “R ssia’s eaponisation of its gas exports ha a clear impact on p shing p gas prices … hich then passe on to the hole EU energy sector” 470\r\nAccording to the ECB, the extreme price and volatility movements for energy commodities on financial markets that followed from the physical shortage further “highlight the importance of energy derivatives markets for hedging risks in the energy sector” (emphasis added).471 The ECB further draws the conclusion that it “one of the main policy challenges ahead is to ensure that energy traders can continue to properly hedge their risks and guarantee continuity in the essential services they provi e to ho sehol s an corporates” 472\r\nSimilarly, the EC highlights the importance of financial energy trading in mitigating the adverse effects of the energy crisis: “Derivative markets are essential for energy companies to continue their activities Ho ever, price spikes an extreme volatility … have le to li idity issues for energy companies. It is of utmost importance to give our energy companies\r\n467 ACER (2022), “Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, page 4, https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf\r\n468 European Commission (2023), A Green Deal Industrial Plan for the Net-Zero Age, page 6, https://commission.europa.eu/system/files/2023-02/COM_2023_62_2_EN_ACT_A%20Green%20Deal%20Industrial%20Plan%20for%20the%20Net-Zero%20Age.pdf\r\n469 ESMA (2022), “Ref: Response regarding the current level of margins and of excessive volatility in energy derivatives markets”, page 1, https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/library/esma24-436-1414_-_response_to_ec_commodity_markets.pdf\r\n470 EC (2022), “New reports highlight 2nd quarter impact of gas supply cuts”, https://commission.europa.eu/news/new-reports-highlight-2nd-quarter-impact-gas-supply-cuts-2022-10-17_en\r\n471 ECB (2022), “Financial stability risks from energy derivatives markets”, https://www.ecb.europa.eu/pub/financial-stability/fsr/special/html/ecb.fsrart202211_01~173476301a.en.html#toc8\r\n472 See previous fn.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 212\r\nadditional margin of maneuver so that they can secure supplies and purchases of energy commo ities in the me i m term” (emphasis added).473\r\nACER’s recent assessment of the EU wholesale electricity market design further strengthens the EC’s conclusions on the importance of energy derivatives markets. In fact, according to ACER the current electricity market design (which relies on electricity trading), “is not to blame for the c rrent crisis”.474 ACER considers that the market rules in place have even helped to some extent mitigating the crisis, thus avoiding curtailments or even blackouts of power in certain quarters. In ACER’s view, any regulatory changes to the current electricity market design should therefore be carefully selected and “if pursued (…) tackle the root cause of the problem (currently gas prices) rather than the electricity market framework itself” (emphasis added).475\r\n473 European Commission (2022), “Energy Emergency – preparing, purchasing and protecting the EU together”, page 6, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52022DC0553\r\n474 ACER (2023), “ACER’s Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design”, https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf, page 2.\r\n475 See previous fn., page 5.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 213\r\nAnnex B – Price formation on gas and power wholesale markets\r\nB.1 Introduction\r\nThis note focusses on the empirical properties in relation to the following questions:\r\n■ What are key characteristics of spot, forward and future markets for gas and power?\r\n■ What is the relationship between spot and forward/future markets?\r\n■ What is the relationship between forward and future markets?\r\n■ How are gas and power markets interlinked?\r\n■ How are European energy markets interlinked geographically?\r\n■ Particularities during the crisis – what happened in August 2022?\r\nIn this context, RWE and the London Energy Brokers' Association (“LEBA”) have provided Frontier with market data for power and gas in the trading period January 2021 until December 2023. For our empirical analysis, we focus on the most liquid markets for gas (“TTF”) and power (“German power”).\r\nParticularities of commodities gas and power\r\nBefore we present the empirical results, we briefly summarise some particular characteristics of the commodities gas and power which influence energy trading (in particular: products and price formation).\r\n■ Limited storability – gas and particularly power can only be stored in limited volumes.476 This implies that carry-forward cost considerations (buying spot and storing the commodity for a future period as opposed to buying in the future/forward market for future delivery) break down and wholesale prices reflect the short-term scarcity, resulting in fluctuating short-term prices (in power even on an sub-hourly basis).\r\n■ Transport infrastructure – gas and power, as grid-bound commodities, are traded for delivery to a particular location, typically a national or sub-national market area. These geographic markets are interlinked through dedicated transport infrastructure (gas pipelines, LNG terminals and high-voltage transmission lines). Since cross-border capacities are limited477 and the construction of new transport infrastructure is costly and\r\n476 In a Frontier study in eight European countries, total power storage capacity only sufficed to cover demand for less than 4 hours while in gas, combined storages could coverage demand for more than 3 months, see https://www.frontier-economics.com/media/lqqlhwwr/value-of-gas-infrastructure-report.pdf, p. 23.\r\n477 This is why the EU has set an interconnection target of at least 15% by 2030 to encourage EU countries to interconnect their installed electricity production capacity, see https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/electricity-interconnection-targets_en.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 214\r\nrequires long lead times, prices between regional markets can materially differ (reflecting local difference in supply costs and scarcity) in periods where cross-border capacities are not available or already fully utilised.\r\n■ Inelastic demand – at least in the short-term, energy demand is inelastic, i.e., demand does not react significantly to price changes.478 Energy used as a key input (for example gas for heating or power in industrial processes) cannot easily be substituted, at least not short-term. In addition, the supply side is capacity-constrained and new production facilities take time to build. Therefore, minor changes in supply or demand can lead to relatively large fluctuations in commodity prices and price peaks in times of high demand.\r\nB.2 Key characteristics of spot, forward and future markets for gas and power\r\nSummary Commodities gas and power are traded on different venues (exchange and OTC) and as different products (spot, derivatives with different tenors). Price setting in power markets works according to the “merit order” principle where generation units (or more specifically supply offers) are ranked in ascending order of their short-run marginal cost and the most expensive plant that is required to cover demand sets the market clearing price. This results in a multitude of supply and demand side drivers on power prices. The main differences of gas compared to power are: ■ gas supply is more concentrated; ■ gas is better storable, and storages play a larger role for price setting; and ■ gas demand has a pronounced summer-winter seasonality for heating purposes.\r\nIn this section we briefly summarise:\r\n■ trading venues, products, and trading schedules; and\r\n■ price setting (merit order principle) and price drivers.\r\nTrading venues, products, and trading schedules\r\nEnergy commodities, traded on the relevant venues of regulated exchange and OTC markets, broadly fall in two categories (Figure 34).\r\n478 During the energy crisis, Europe has seen unprecedent levels of demand reduction as a reaction to energy price spikes, see https://www.iea.org/commentaries/europe-s-energy-crisis-understanding-the-drivers-of-the-fall-in-electricity-demand, https://www.iea.org/commentaries/europe-s-energy-crisis-what-factors-drove-the-record-fall-in-natural-gas-demand-in-2022.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 215\r\n■ Spot products – physical contracts for immediate settlement between the buyer and seller (payment and delivery). In energy markets, spot products can be traded very close to physical delivery, e.g., day-ahead (for delivery on the next day) and intraday (for same-day delivery). They are always linked to a physical flow of the underlying commodity, e.g., gas or hydrogen molecules and electric currents.479\r\n■ Derivatives – forward contracts (both physically or financially settled), where the time period between execution and settlement exceeds the spot delivery period and whose value is dependent on an underlying fixed or reference price of the commodity. The most relevant products are forwards, futures, swaps, and options.\r\nFigure 34 Wholesale energy venues and products\r\nSource: Frontier Economics\r\n■ Forward/future markets – market participants can hedge their exposure to the short-term (spot) price by trading forward. Large purchasers (retail companies, large industrial customers) may acquire forward/futures to hedge against the risk of increasing power and gas prices in the future. Generators and import companies, conversely, sell forward/futures to hedge against falling energy prices. Forward/future markets also serve a key role to signal expected future scarcities and thereby influence investment and divestment decisions.\r\nFutures and forwards are both contracts on the future transaction of an underlying asset at a price agreed today. The difference is that futures are standardised contract traded on central energy exchanges while forwards are customised480 contracts traded “over-the-counter” (OTC).\r\n479 Other energy spot markets, including those for coal and emission certificates, allow for longer periods between settlement and physical delivery.\r\n480 This included the standardised contracts traded on exchanges. Energy exchanges Bilateral trading (OTC)\r\nWholesale energy markets\r\nSpot market\r\n(e.g. EPEX, Nord Pool)\r\n Day-ahead auctions\r\n Intraday auctions (power)\r\n Intraday continuous\r\ntrading (power)\r\nDerivatives market\r\n(e.g. EEX, ICE)\r\n▪ Futures\r\n▪ Options\r\nSpot market\r\n Day-ahead products\r\n Intraday products (power)\r\nDerivatives market\r\n Forwards\r\n Indexed contracts\r\n Options\r\n …\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 216\r\nForward/future products are traded between several days and months and – for annual products – up to several years before the actual delivery. Settlement can take place either physically or financially.481\r\n■ Day-ahead market – on day-ahead markets, buyers and sellers sign contracts for the following day’s delivery. Day-ahead markets are typically the most liquid type of spot market482 and key to determining the optimised dispatch of the power plant park. Day-ahead markets are also the main marketing channel for intermittent renewables (wind and solar PV). Since their output cannot reliably be forecasted long-term, any future/forward hedge positions of those renewables need to be adjusted in the spot market, depending on the actual renewable output on that day. The day-ahead market also serves as a benchmark for renewable support schemes483 and acts as the reference price for the financial settlement of certain swaps/indexed contracts.\r\nDay-ahead auction bids are typically submitted around noon the day before delivery and auction results are published shortly after.\r\n■ Intraday market – intraday trading allows for the fine-tuning of contracted positions after the day-ahead market closes and before intra-day gate closure (for final nominations to system operators of injection and withdrawal by market parties). Intraday trading relies on the short-time optimisation of flexible assets. In power, the importance of intraday markets has grown in recent years,484 due to the renewable expansion (which require intraday markets to manage short-term weather variations) and the coupling of the intraday markets across different geographies. In gas, the intraday market is predominantly a balancing market, which is less important than in power since storages enable gas market participant to absorb unexpected short-term events.\r\nPrice setting (merit order principle) and price drivers\r\nIn the merit order, generation units (or more specifically supply offers) are ranked in ascending order of their short-run marginal cost (“SRMC”)485 to produce an incremental megawatt-hour\r\n481 Financial settlement requires bids to be placed on the spot market to ensure physical delivery and off-take.\r\n482 See ACER (2023). Progress of EU electricity wholesale market integration– 2023 Market Monitoring Report, Figure 13 (day-ahead) and Figure 16 (intraday), https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2023_MMR_Market_Integration.pdf. Day-ahead volumes are typically 5 to 10 times as high as intraday volumes.\r\n483 For example, to determine payments under contract-for-differences where payments are determined as the difference between the day-ahead price and the strike price of the subsidised plant. In market premium models, such as applied in Germany, the day-ahead price is the basis for calculating the monthly premium on top of market revenues for subsidised renewable plants.\r\n484 See ACER (2023), Progress of EU electricity wholesale market integration – 2023 Market Monitoring Report, p. 23, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2023_MMR_Market_Integration.pdf\r\n485 For thermal power plants, the SRMC largely depends on fuel prices, the cost of CO2-allowances and the efficiency of the power plant. There is a range of further complexities that affect the price formation in the electricity generation and wholesale supply market. These include, for instance, dynamic considerations (e.g., dispatching constraints, such as ramping constraints and minimum down times, and start-up costs of power plants) or the influence of imports and exports.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 217\r\n(MWh) of power (Figure 35).486 The market clearing price (uniform price) results from the point of intersection between the supply curve and the demand curve. Generation units with SRMC above the market clearing price remain idle while units with SRMC below the market clearing price are dispatched.\r\nFigure 35 Merit order principle\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: Illustrative example for a market where the technologies above are available. There might be power markets where, for example, nuclear is not part of the power mix. The order between conventional plants can change depending on fuel and CO₂ price developments, e.g., coal-fired power plants might have lower SRMC at times of low CO₂ and high gas prices and vice versa.\r\nThe typical ranking from low to high SRMC would be as follows.487\r\n■ Renewables (wind onshore / offshore, solar PV and run-of-river hydro plants): once installed, these plants do not have any significant variable cost and SRMC are at or close to zero.\r\n■ Nuclear power plants: without significant fuel tax, nuclear power plants have comparably low SRMC, determined by fuel costs and the efficiency of the power plant.\r\n486 In a competitive power market, in order to prevent the risk of being excluded from the market and not being able to generate at positive contribution margins, generators will offer electricity at the short run marginal costs (SRMC) of their power plants.\r\n487 Some conventional power plants are dispatched based on factors independent from the electricity price. For example, generation units which provide heat to industrial customers or district heating networks, will run depending on the heat demand. A further example includes plants that provide balancing reserve capacity to transmission system operators (TSOs) which are required to run at least in part load and technical ramping constraints. These external factors will cause the SRMC of electricity generation of such units to be low or even negative (e.g., depending on the value of heat produced compared to fuel costs). This “must run” capacity is omitted from Figure 35 for simplification.\r\nDemandDemand fluctuates short-term (e.g. between day/night hours and weekday/weekends)Renewable supply fluctuates with wind / solar conditionsSRMC of conventional plants fluctuatewithfuelandCO2pricesMarket clearing priceMarket clearing price fluctuate with changes in supply and demand\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 218\r\n■ Fossil thermal power plants: fossil thermal generation units which are fired by either lignite, hard coal or gas, have SRMC which are determined by the cost of fuel, the cost of CO₂-allowances and the respective efficiency of the power plant. The actual order depends mainly on fuel price relations (gas vs. coal) and prices for CO₂-allowances.488\r\n■ Open Cycle Gas turbines (OCGT) and oil-fired power plants: these power plants have rather low efficiency and therefore typically have high SRMC. They cover demand peaks and typically only run a few hundred hours or less per year.\r\n■ Power storages: pumped hydro storages and batteries require electric energy before they can generate power at a later point in time. Their SRMC are therefore largely driven by the power price itself (cost for power as input and opportunity cost of storing energy and producing at a later time) and the efficiency of power conversion.\r\nFigure 36 provides an overview over the multitude of drivers which influence the demand and/or supply side in the merit order and therefore have an impact on the short-term power price.\r\nFigure 36 Major fundamental drivers of short-term power prices\r\nSource: RWE Supply & Trading\r\nNote: All fundamental factors are determined in the settlement and reflect the supply-demand balance.\r\nPower prices are driven by a multitude of factors.\r\n488 Historically, lignite plants had the lowest fuel cost, but they are also the most CO2-intensive technology.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 219\r\n■ Power demand fluctuates in real time,489 driven by:\r\n□ systematic demand patterns, e.g., peaks during noon and evening hours and lower demand on weekends due to reduced industrial activities. There is also a seasonal pattern, with power demand being high during winter (summer) periods, in particular in countries where power is used for heating (cooling); and\r\n□ random patterns, i.e., demand driven by temperature (for heating/cooling) and light conditions.\r\n■ Power supply also fluctuates on an hourly basis, driven by:\r\n□ fuel markets (fossil fuels and CO₂-allowances) – these factors directly impact SRMC of thermal plants which often set the price;\r\n□ weather/climatic conditions – besides the influence on the demand side (see above), these factors directly affect the availability of renewables, both in the short-term (cloud cover on solar PV and wind speeds on wind turbines) and longer-term (low availability of hydro plants during drought periods).490\r\n□ outages and revisions – revisions rather take place periods or expected low prices, shortages mainly arise if the timing of revisions or outages are correlated, like the shut-down of parts of the nuclear fleet (like in Germany after the Fukushima incident or in France 2022 after corrosion problems were detected); and\r\n□ transmission constraints – the availability and capacity of transmission infrastructure can impact prices by affecting the flow of power between regions. Transmission constraints can lead to congestion, where power prices differ across different market areas.\r\nA similar merit order logic can be applied to gas. The main difference to power is that:\r\n■ supply is more concentrated – the EU imports 80% of its total gas needs and domestic production has halved in the last 10 years.491 EU gas imports come from a small number of countries supplying pipeline gas,492 and LNG. Before the Russian invasion of Ukraine in 2022, the majority of gas imports came from Russia. These have been widely replaced by LNG imports, meaning that the EU’s dependencies have shifted from Russia to LNG exporting countries such as the U.S., Qatar, and a few others.493 This implies that the gas market is strongly impacted both by the unavailability of import infrastructure (as illustrated\r\n489 The shortest products depend on the market time unit (MTU) typically ranges between 15 and 60 minutes.\r\n490 Hydro conditions also impact the availability via cooling water requirements, i.e., the availability of thermal plants tend to be lower during droughts and warm seasons.\r\n491 ACER, Gas factsheet, https://www.acer.europa.eu/gas-factsheet\r\n492 Russia, Norway, Algeria, Libya, UK, and Azerbaijan.\r\n493 See DG Energy, Quarterly report on European gas markets Q2 2023, Figure 12 and Figure 18.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 220\r\nby the energy crisis, see section B.7) and by the willingness of suppliers from other jurisdictions to export to the EU.\r\n■ larger role of storages – gas is better storable in large volumes than power. This has two implications on the pricing of gas compared to power:\r\n□ Gas spot (day-ahead) prices tend to be less volatile than power spot prices since short-term changes in the supply-demand balance can be balanced by storages;\r\n□ Expected future supply shocks have a greater impact on current spot prices via the intertemporal optimisation of storages.494\r\n■ seasonality – residential demand, where gas is mainly used for heating, accounts for approx. 40% of total gas demand in Europe.495 This implies that gas demand has a pronounced seasonal shape, with low demand in summer and high demand in winter. Pipeline gas supply tends to be relatively flat over the year (to maximise utilisation of the infrastructure) such that this seasonality is typically reflected in gas prices (dampened by storages).\r\nThe price drivers above are described from the perspective of short-term gas and power markets. The fundamental relationships – at the relevant time scales496 – also carry over to long-term forward/future prices which are basically a function of expected future spot prices over the delivery period. In contrast, long-term derivatives prices, which reflect expectation about the long-term demand-supply balance, do not influence spot prices (due to the limited storability of gas and power).\r\n494 For example, in the expected event of lower future gas supplies, storages would either not discharge today (if storage levels are full) or inject (if storage levels are low) and thereby increase demand/prices today.\r\n495 ACER, Gas factsheet, https://www.acer.europa.eu/gas-factsheet\r\n496 I.e., expectation about the long-term availability of supply sources, input costs and demand are relevant while short-term load patterns would not affect the year-head future/forward price.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 221\r\nB.3 Relationship between spot and forward/futures markets\r\nSummary In this section we show for the trading period 2021-2023 that: ■ spot and future prices followed similar price trends in gas and power, driven by common price drivers (loss of Russian gas suppliers, long-term unavailability of power generation capacity); ■ spot prices are with few exceptions significantly more volatile due to their reaction to short-term changes in the supply-demand balance which do not affect the expectation of future prices (to a similar extent); ■ The main notable differences between gas and power are: □ the price level on a per MWh basis power costs around 2-3 times as much as gas, partly reflecting the efficiency losses when converting gas to power; and □ gas day-ahead and month-ahead prices move closely together due to the better storability of gas while prices day- and month-ahead products can be materially different in power.\r\nIn this section we compare the properties for spot and futures prices for power and gas. Our findings are also applicable to forwards as prices are almost identical to futures for the same underlying (see section B.4).\r\nFor the empirical comparison in this section, we focus on the following products:\r\n■ spot: deliveries for the next day (“day ahead”)497; and\r\n■ futures: deliveries for the next calendar month (“month ahead”) and the next calendar year (“year ahead”).498 For example, in the trading period of March 2022 we would consider the delivery periods of April 2022 and the calendar year 2023.\r\nIn this section we analyse power and gas separately since we focus on the relationship between spot and future markets. See section B.5 for a cross-commodity comparison.\r\n497 We focus on day-ahead prices which are more liquid than intraday prices. Note that day-ahead prices are typically reported for a delivery day and futures for the respective trading day. We have shifted day-ahead prices by a day to report all price series for trading days.\r\n498 These products are often referred to as “front month” and “front calendar year” (or “Cal Y 1”). According to the definition in MiFID II/EMIR, products with delivery two days ahead and later constitute derivatives. Hence, day, week and weekend futures also qualify as derivatives. We focus on products with longer tenor to illustrate the different properties of shorter-term and longer-term prices.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 222\r\nIn this section, we compare price levels and price volatilities.\r\n■ We compare spot and future price levels in absolute terms (€/MWh) to identify co-movements and/or divergences;\r\n■ We compare price volatility, measured as the standard deviation of prices over a defined period of time. We primarily rely on standard deviation over the preceding 14 trading days, as is commonly used in the risk assessment of trading positions.499 We also report the standard deviation of daily price over each of the three calendar years.\r\nPower prices (German power)\r\nFigure 37 shows the price levels and 14-day standard deviation for German power (baseload500) for the three delivery periods DayAhead, MonthAhead and YearAhead for a given trading period (depicted on the horizontal axis). The corresponding descriptive statistics (mean and 14d-standard deviation) are presented in Table 5.\r\n499 alkos et al. (2019), “Using Value-at-Risk for effective energy portfolio risk management”, https://mpra.ub.uni-muenchen.de/91674/1/MPRA_paper_91674.pdf. The period might deviate and can be longer, e.g., 21 days or 30 days.\r\n500 Baseload is the constant delivery of 1 MWh over the delivery period (day, month, or year).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 223\r\nFigure 37 Spot vs. future prices – price levels and volatility in power as traded 2021-2023\r\nSource: Frontier Economics based on price data provided by RWE, Energate and LEBA\r\nNote: Time axis are trading days. Note that Power futures are only traded on weekdays, which explains the discontinuities in the future price series. The 14-day stan ar eviation “14 tDev” is calc late over aily prices of the last 14 ays for each tra ing ay\r\nTable 5 Spot vs. future prices (power, 2021-2023) – descriptive statistics\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: The 14- ay stan ar eviation “14 tDev” is calc late over aily prices of the last 14 ays for each tra ing ay; the ann al stan ar eviation “Ann al tDev” is calc late over all aily prices of a calen ar year\r\n202120222023202120222023202120222023Mean96.9235.595.2108.9286.2104.388.4298.9137.514d StDev35.190.841.99.129.76.04.821.35.2German PowerYearAheadDayAheadMonthAhead\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 224\r\nThe comparison of spot vs. different future products traded in 2021-2023 shows two prominent properties.\r\n■ Spot and future prices follow a common trend – prices rise gradually – with some intermediate peaks – until a sharp peak in August 2022 (see section B.7 for details) and decline afterwards. Following the August 2022 price peak, we observe a physical wedge between spot and future markets (futures are higher) reflecting limited storability of power.\r\nThe reason for the joint movement is common factors for short-term and long-term scarcity (i.e., steepness of the merit order curve) and level of SRMC (i.e., the height of the bars in the merit order).\r\n□ Gas prices, which are an input into gas-fired power plants, and which are frequently the price setting technology, are a main driver of power prices. This is reflected in the co-movement of power prices and gas prices (see Figure 40 in section B.5 where we analyse the relationship between the two commodities).\r\n□ The unavailability of a significant part of the French nuclear fleet (see also section B.7), which due to low variable generation costs set on the left in the merit order (Figure 35) and run most hours of the year (“baseload”), meant that plants with higher variable costs (coal and gas) became price setting in the short and longer run.\r\n■ Spot prices for power are significantly more volatile than future prices – spot prices for power show a pronounced variation around the common trend, with spot prices on individual days reaching zero or even becoming negative. The variation would be even larger for hourly prices instead of the daily baseload prices (which are the average over the 24-hourly prices per day). The large variation in spot prices results in a significantly higher price volatility, measured by the standard deviation, than the monthly and yearly future. This holds for the entire 3-year period, with the only exception of a brief period in August 2022, when the 14d-standard deviation of the yearly future reached the same – or even slightly higher – levels than the spot price, driven by a few extreme spikes in the German baseload future (almost reaching 1,000 €/MWh) while the spot prices peaked at around 750 €/MWh. The descriptive statistics of the 14d-standard-deviation (see Table 5) confirms this finding across all three products in each of the analysed years: The 14d-standard-deviation of power day-ahead prices between 2021 and 2023 is 3 to 7 times higher than month-ahead prices, while the 14d-standard-deviation of day-ahead prices in the same period is even 4 to more than 8 times higher than year-ahead prices.\r\nThe reasons for the systematically higher spot price volatility for power lies in a combination of the price drivers and the limited storability of power.\r\n□ The future price is basically a function of expected future spot prices over the delivery period: Futures are either financially settled against future spot prices or power is delivered physically and would then be valued against the future spot price (mark-to-market).\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 225\r\n□ Spot prices are influenced by a number of random drivers, such as power demand and renewable supply. The realisation of these drivers changes much more on a daily basis than their expected value for futures periods would. For example, a wind front (which would reduce prices) does not impact the expectations of wind feed-in next year.\r\n□ In addition, spot power prices are driven by the weekday/weekend pattern, which introduces a non-random volatility not reflected in monthly/yearly futures which represent a weighted average of weekend and weekday prices. So even with a perfect foresight, price fluctuations in the spot price would be higher than in the future price.\r\n□ Due to the limited storability501, short-term changes in fundamental price drivers (such as a strong wind front for a couple of days at very low spot prices) do not carry over into future periods (next month or year).\r\nGas prices (TTF)\r\nFigure 38 presents price levels and 14-day standard deviation for TTF gas prices. The corresponding descriptive statistics (mean, standard deviation) are presented in Table 6.\r\n501 In a Frontier study in eight European countries, total power storage capacity only sufficed to cover demand for less than 4 hours, see https://www.frontier-economics.com/media/lqqlhwwr/value-of-gas-infrastructure-report.pdf, p. 23.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 226\r\nFigure 38 Spot vs. future prices – price levels and volatility in gas as traded 2021-2023\r\nSource: Frontier Economics based on price data provided by RWE, Energate and LEBA\r\nNote: Time axis are trading days. Note that gas products are only traded on weekdays, which explains the discontinuities in the price series. The 14- ay stan ar eviation “14 tDev” is calc late over aily prices of the last 14 ays for each trading day; the ann al stan ar eviation “Ann al tDev” is calc late over all aily of a calen ar year\r\nTable 6 Spot vs. future prices (gas, 2021-2023) – descriptive statistics\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: The 14-day standard deviation “14 tDev” is calc late over aily prices of the last 14 ays for each tra ing ay; the ann al stan ar eviation “Ann al tDev” is calc late over all aily of a calen ar year\r\n202120222023202120222023202120222023Mean47.6123.140.747.8133.141.433.9114.052.114d StDev4.115.53.43.813.12.72.28.92.3Gas TTFYearAheadDayAheadMonthAhead\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 227\r\nThe overall findings are similar to power, with the notable differences of a lower price level (see section B.5) and that in gas, day-ahead and month-ahead price generally move very closely together due to the longer storability of gas which tends to balance out short-term difference in the demand-supply balance.502 The price difference for different gas products therefore mainly occur between short-term (day-ahead, month-ahead) and longer-term prices (year-ahead).\r\n■ Spot and future prices follow a common trend – similar to power, gas prices gradually rise – with some intermediate peaks – until a sharp peak in August 2022 (see section B.7 for details) and have since been declining. The main prices drivers, the loss of Russian gas supply, which was to a large extent replaced by LNG, was perceived as long-term (in particular after the explosions at Nord Stream 1 and 2 pipelines) and would be reflected both in short-term and long-term prices.\r\n■ Short-term prices are more volatile than longer-term future prices – similarly to power, future prices reflect the expected future short-term prices. Short-term gas prices are driven by annually recurring seasonality and short-term deviations from normal temperatures (e.g., the mild winter 2022/23) and infrastructure congestion (see example of drop in October 2022, see footnote 502). The 14d-standard-deviation of gas day-ahead prices between 2021 and 2023 is 9% to 24% higher than month-ahead prices, while the 14d-standard-deviation of day-ahead prices in the same period is even 47% to 89% higher than year-ahead prices.\r\nB.4 Relationship between forward and futures markets\r\nSummary Our empirical findings confirm that there is essentially a “no-arbitrage” condition between futures and forwards for the same underlying. Price differences between future and forward contracts are very small and only temporary and can be attributed to difference in price reporting and market volatility.\r\nIn this section we investigate the relationship between forward and future markets for gas and power in the trading period 2021-2023.\r\nTable 7 provides a comparison of future and forward contracts.\r\n502 There is notable exception of the close co-movement of day-ahead and month-ahead products: At the end of October and early November 2022, TTF day-ahead price briefly plummeted to 30 €/MWh as a number of LNG cargoes could not be unloaded at north-west European hubs, due to full gas storages and grid congestion in the region. The day-ahead rebounded to the level of the month-ahead price in early December.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 228\r\nTable 7 Comparison of future and forward contracts\r\nFutures\r\nForwards Venue Exchanges OTC\r\nProducts\r\nStandard products (week/month/quarter/year)\r\nStandard and negotiated products Settlement Physical / financial (power) Physical (gas) Physical\r\nCredit support\r\nMargining (mandatory)\r\nMargining (optional)\r\nThird party guarantees503\r\nMaster netting agreements\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: OTC contracts with a standardised set-up can be registered with the exchanges for clearing.\r\nThe main differences between the two are as follows.\r\n■ Futures – futures are standardised contracts traded on central exchanges, which allows anonymity (which can be important for market participants if they do not want to reveal their market expectation through deals) and create close to no credit risks for trading parties through central counterparties (CCP).\r\n■ Forwards – forwards are traded “over the counter” (OTC), either through brokers or bilaterally. OTC offers greater product flexibility, lower trading fees, does not require an exchange membership and offer alternative credit support measures to collateral (in particular at times of cash liquidity shortages).\r\nFor a like-for-like comparison of forwards and futures, we chose contracts with the same underlying, i.e., gas and power with the:\r\n■ same gas quality (power is homogenous);\r\n■ same location (delivery point); and\r\n■ same delivery time (calendar month/year).\r\nFigure 39 shows a comparison of forward and future contracts for German power month-ahead (traded on EEX and published by LEBA) and the TTF year-ahead gas product (traded on ICE and OTC published by LEBA). The green line (“delta”) represents the difference between the future and forward on the same trading day. Table 8 presents the corresponding descriptive charts.\r\n503 Such as parent company guarantees and bank guarantees/letters of credit.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 229\r\nFigure 39 Future vs. forward prices as traded 2021-2023\r\nSource: Frontier Economics based on price data provided by RWE, Energate and LEBA.\r\nNote: Time axis are trading days. Note that futures are only traded on weekdays, which explains the discontinuities in the price series. The delta is defined as exchange price minus OTC price.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 230\r\nTable 8 Future vs. forward prices (2021-2023) – descriptive statistics\r\nSource: Frontier Economics\r\nNote: “Delta” is efine as the ifference bet een f t re an for ar on the same tra ing ay A elta can only be reporte on a trading day if price data is available for both time series. The descriptive statistics for the price delta are calculated on the level of this delta price series and, thus, cannot be derived from the descriptive statistics of the price times series. The first quartile (Q1) is defined as the 25th percentile where lowest 25% price data is below this point. The second quartile (Q2) is the median of the price data; thus 50% of the data lies above and below this point. The third quartile (Q3) is the 75th percentile where lowest 75% price data is below this point (i.e., 25% is above). The extreme outliers of the German Power Delta (min -46.7 €/MWh, max +52 9 €/MWh occ rre on 26-08-2022 and 07-03-2022 respectively, while the extreme outliers of the TTF Gas Delta (min -16.7 €/MWh, max +27 4 €/MWh occurred on 06-09-2022 and 05-09-2022 respectively.\r\nThese empirical findings confirm that there is essentially a “no-arbitrage”504 condition between futures and forwards for the same underlying. The historical price comparison shows that price differences between future and forward contracts are very small and only temporary.\r\n■ Average price levels and volatility (measured by the standard deviation over the period 2021-2023) are very close; and\r\n■ The mean difference505 (“delta” in Table 8) is <1 €/MWh for both products.\r\nIf there was a significant price difference between forwards and futures for the same underlying, arbitrageurs could buy the cheaper contract and at the same time sell the more expensive contract which would result in a premium while contracts cancel each other out at settlement.\r\nThe observed minor differences can be explained by the following.\r\n■ Different settlement conditions – a physical future is paid daily after delivery (t+1). A forward delivery is paid later (in general 20th of the following calendar month). As the difference is quite small, this could only be detected in the price data if forward and future trades for the identical underlying would be traded at the same time.\r\n504 This is not a strict “no arbitrage” condition since a trader cannot ensure to sell / buy at exactly the same time which creates a small temporary price risk.\r\n505 As note below Table 8, the mean difference cannot be calculated from the mean future and forward price since price data does not exist on for both venues on all trading days (as illustrated by “count” in the table).\r\nGerman Power MonthAhead (EEX)German Power MonthAhead (OTC)DeltaTTF Gas YearAhead (ICE)TTF Gas YearAhead (OTC)Deltacount768758756772727727mean166.7166.50.466.765.5-0.1std112.0112.06.148.047.22.6min42.042.1-46.715.615.7-16.9Q1 (25%)88.888.2-1.239.037.1-0.5Q2 (50%)117.8116.80.152.952.10.0Q3 (75%)220.0221.01.678.176.20.5max670.0623.352.9312.2304.527.4\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 231\r\n■ Difference in price reporting – exchanges reported the closing price for futures while LEBA published a volume weighted average price (“VWAP”) for forwards which accounts for all trades over the whole trading day.\r\n■ Volatile markets – forwards and futures are traded continuously on each trading day. Therefore, small timing differences can have a significant impact on the average trading prices. This also explains why the difference in price reporting leads to more pronounced price differences at the price peaks in December 2021, February 2022, and August 2022.\r\n■ Other factors, such as cash costs for margining (futures) and bid-ask costs (forwards), which can work in opposite direction.\r\nUltimately, in their decision between forwards and futures (or no hedging transaction), EMPs need to balance three types of commercial risks: market, cash liquidity and credit risk (the so-called “risk triangle”). Generally speaking, futures offer a lower credit risk but higher cash liquidity risk (due to margining) while forwards (unless centrally cleared) carry lower cash liquidity and higher credit risk (which can be reduced by credit support instruments, see Table 7).\r\nB.5 Interlinkage between gas and power markets\r\nSummary Gas and power markets are interlinked since gas is an important input into power generation (20% volume share) and the power sector accounts for more than one third of gas demand in Europe. We observe power-to-gas price ratios of 2-3, which are consistent with the typical efficiency of gas-fired power plants (33%-50%). The ratio is very volatile for day-head products, reaching values of close to zero, due to different short-term price drivers and degrees of storability between gas and power.\r\nIn this section we analyse the relationship between prices for gas and power for different exchange-traded products (day-ahead, month-ahead, and year-ahead).\r\nGas and power are interlinked through the following.\r\n■ Gas as input in power generation – gas is an important input into power generation. In 2022, gas-fired generation accounted for almost 20% of power generation in the EU.506 This in turn makes the power sector an important demand source for gas (second only to\r\n506 Consilium (2023), “Infographic – ow is EU electricity produced and sold?”, https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/how-is-eu-electricity-produced-and-sold\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 232\r\nthe residential sector). In 2022, gas is estimated to account for more than one third of European gas demand.507\r\n■ Substitutability between gas and power as inputs – gas and power can be substituted to some degree (in the medium and long term), in particular for heating (e.g., heat pumps vs. gas boilers in the residential sector or high-current electric arc vs. gas furnaces in industrial applications).\r\nHowever, this relationship has mainly a very long-term effect, in line with amortisation periods and technical lifetimes of the applications and should therefore have no significant impact within the 3-year period we analyse below.\r\nFigure 40 displays the ratios between power and gas prices for the equivalent exchange-traded products, for the period between Jan 2021 and Dec 2023. Additionally, Table 9 shows the descriptive statistics of these time series. A ratio of 3 means that the price for the power product with the same delivery period was three times as high as the corresponding gas product.\r\nFigure 40 Power-to-gas price ratios 2021-2023\r\nSource: Frontier Economics based on price data provided by RWE, Energate and LEBA\r\nNote: Time axis are trading days. Note that gas products and power futures are only traded on weekdays, which explains the discontinuities in the price series.\r\n507 Honoré (2023), “European gas demand fundamentals – H1 2023 review and short-term outlook”, Figure 4, https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2023/07/Insight-134-European-gas-demand-fundamentals.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 233\r\nTable 9 Ratios between Power and Gas for DayAhead, MonthAhead and YearAhead products – descriptive statistics\r\nSource: Frontier Economics, based on price data provided by RWE, Energate and LEBA\r\nNote: Negative ratios (as observed here as the minimum ratio for day-ahead), stem from negative power prices that can occur in some hours of the year. The first quartile (Q1) is defined as the 25th percentile where lowest 25% price data is below this point. The second quartile (Q2) is the median of the price data; thus 50% of the data lies above and below this point. The third quartile (Q3) is the 75th percentile where lowest 75% price data is below this point (i.e., 25% is above).\r\nWe observe the following relationship between gas and power prices.\r\n■ The ratios between power and gas for month-ahead and year-ahead futures range most of the time between values of 2-3, well reflecting typical thermal conversion efficiencies of 33-50% (depending on the power plant technology (OCGT, CCGT, CHP) and age (which is related to the efficiency of the plant)) of the marginal gas-fired power plant.\r\n□ Take for example a relatively inefficient OCGT with an efficiency of 33%, i.e., 3 MWh of gas are needed to generate 1 MWh of power. Ignoring other variable costs (in particular for CO₂ allowances), this would mean that the power price needs to be at least 3 times as high as the gas price for the plant to run profitably.\r\n□ Means and standard deviations confirm this (month-ahead 2.4±0.3, year-ahead 2.7±0.2)\r\n■ The ratios between the day-ahead products are on average also in the range of 2-3 (2.4±0.7). However, there is a significant volatility of the ratios which can be explained by different short-term drivers and different degrees of storability.\r\n□ As illustrated in section B.3, the day-ahead power price exhibits high volatility due to the limited storability and the impact of random drivers. This is also the case for gas day-ahead prices, but to a lesser extent due to the better storability of gas.508 This implies that the ratio (of power and gas prices) fluctuates more for day-ahead products than for longer tenors.\r\n□ For example, on a sunny summer day with little power demand, there will be lots of solar power in the system, reducing the need for gas fired power generation and the power price significantly (prices might even become negative in individual hours),\r\n508 This is true also in terms of coefficient of variance which corrects for the different price levels. The coefficient of variance can be calculated by dividing the standard deviation by the mean in Table 5 and Table 6.\r\nDayAhead MonthAheadYearAheadcount763732763mean2.42.42.7std0.70.30.2min-0.91.72.0Q1 (25%)1.92.12.5Q2 (50%)2.42.42.7Q3 (75%)2.92.62.8max4.73.43.2\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 234\r\nwhile the gas price will not be impacted. This can, at times, lead to extremely low or even negative ratios.\r\n□ On the other hand, if renewable power supply is low and demand is high, inefficient gas-fired plants with a very low efficiency (or power storages) might set the power price, resulting in a ratio significantly above the range 2-3.\r\nB.6 Interlinkage between different geographic energy markets in Europe\r\nSummary Gas and power are traded on regional European markets that are connect through power transmission lines and gas pipelines which facilitate cross-border trading. The availability of transmission capacity determines the relationship of prices on neighbouring markets. During the height of the energy crisis in 2022, power and gas wholesale prices diverged significantly due to congestion in transport infrastructure.\r\nCross-border transport infrastructure (interconnectors) plays a key role for the price formation on gas and power markets. In this section we summarise how different geographic markets were linked during the energy crisis.\r\nGas and power are typically traded on markets that are generally national in geographic scope.509 These markets are connected through power transmission lines and gas pipelines which facilitate cross-border trading.\r\nThere are two ways how transmission/transport rights are allocated.\r\n■ Explicit allocation of transmission right – transmission rights are bought and sold through an auction or other market mechanism. Market participants have to buy transmission rights if they want to buy or sell in a neighbouring market. This type of allocation is used for gas.\r\n■ Implicit allocation of transmission rights – transmission rights are not directly bought and sold by market participants. Instead, they are implicitly bundled with transactions on wholesale markets. The transmission system operator ensures that the energy transactions comply with the available transmission capacity and network constraints. This type of allocation is widely used in electricity where markets are coupled.510 Implicit\r\n509 Markets can be wider (e.g., the joint bidding zone Germany/Luxemburg (DE/LU) in power) or smaller (e.g., the split of the French hub in PEG Nord and PEG Sud and different subnational bidding zones in Italy and the Nordic countries). Geographic markets are generally the same for spot and derivatives, but there are exceptions where subnational bidding zones for spot markets are pooled for derivatives markets (e.g., the Nordics and Italy).\r\n510 See https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/implementation/sdac/. In the case of market coupling, no separate acquisition of transport rights is required for cross-border trade (this is therefore also referred to as an implicit allocation of transmission capacities) or a conscious export decision by generation companies. The allocation of transport rights is done\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 235\r\ncapacity allocation leads to a much more efficient capacity allocation as energy and transport markets are cleared simultaneously and in an optimised manner.\r\nThe availability of physical transmission capacity in the short term determines the relationship of prices on neighbouring markets.\r\n■ If transmission capacity is available on the spot market, prices between neighbouring markets converge and are (almost) identical.\r\n■ If transmission capacity is congested, and congestions cannot be solved by TSOs (e.g., via redispatching, countertrading), prices between neighbouring markets diverge.\r\nFigure 41 presents the evolution of weekly average spot wholesale power prices in nine selected European markets during the period January 2019 – August 2023.\r\n■ All European prices follow a similar trend, with prices increasing significantly in the second half of 2021, peaking in August 2022 and trending downwards – apart from another peak end of 2022 – in the remainder of the period.\r\n■ Despite this co-movement, prices between different European markets diverged significantly: the range of prices exceeded 300 €/MWh at the peak in August 2022.\r\n□ Italy (due to high dependency on gas in power generation) and France (low availability of nuclear, the dominant generation technology) range at the top of the sample, while Nord Pool prices (“NP”) are lowest, due to their low dependency on fossil fuels and higher reliance on hydro power.\r\n□ Sweden is the most striking example for these discrepancies, with day-ahead prices in 2022 remaining at 50 €/MWh on average while central Western European markets closed at around 250 €/MWh, i.e., five times as high.511\r\n■ These massive price differences during the energy crisis can only be explained by grid congestion.512 ACER estimates that congestion income across Europe, which correlates with the available interconnector capacity and location price spreads, reached EUR 16bn in 2022, an increased by more than three times compared to the previous year.513\r\nautomatically by the market coupling algorithm, taking into account the price differences between the participating markets and technical restrictions.\r\n511 ACER (2023), Wholesale Electricity Market Monitoring 2022 - Key Developments, p. 14, https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/Electricity_MMR_2022-Key_Developments.pdf.\r\n512 Grid congestion might necessarily occur at the interconnector itself but can stem from internal congestion in the domestic power grid before or behind the interconnector.\r\n513 ACER (2023), Progress of EU electricity wholesale market integration – 2023 Market Monitoring Report, p. 20, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2023_MMR_Market_Integration.pdf.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 236\r\nFigure 41 Weekly average power prices in nine European markets (2019-2023)\r\nSource: DG Energy, Quarterly Report on European Electricity Markets, Q2 2023, Figure 10\r\nNote: Lower prices in Spain in the summer of 2022 were supported by strong solar PV generation. The fossil-f el cost a j stment mechanism ‘ berian exception’ meas re as not activate ring 2 2023 EPB = European Benchmark Price 9 hubs from Platts, NP = Nord Pool Spot\r\nFigure 42 shows day-ahead gas price for six European hubs in January 2022 - August 2023 and the difference TTF (the most liquid gas hub in Europe) to the lowest priced hub.\r\nFigure 42 Day-ahead gas prices of six selected European hubs (2022 - 2023)\r\nSource: ACER (2023), European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report, Figure 4\r\nThe development of gas prices shows a similar pattern like the development in power (Figure 41). According to ACER, the significant price spreads of up to 150 €/MWh between TTF\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 237\r\n(Netherlands) and other European hubs in the summer of 2022 were largely driven by infrastructure constraints514. These spreads have reverted to close to pre-crisis levels (i.e., from 1 to 3 €/MWh) by 2023, due to reduced gas demand, increased availability of LNG import capacity and a less congestion in transit pipelines.\r\nACER reports that congestion revenues amounted to EUR 3.4bn in 2022, of which nearly 90% were attributed to Belgium, France, Germany, and the Netherlands. For comparison, the EU’s total gas congestion revenues in 2021 only reached EUR 55m.\r\nACER provides further details on Infrastructure congestion during the summer 2022 in their 2023 Market Monitoring.515\r\nB.7 Particularities during the crisis – August 2022\r\nSummary In August 2022, market prices for power and gas reached unprecedented levels, caused a “perfect storm”: a massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe that coincided with a significant reduction in available power generation capacity (outage of French nuclear reactors, depleted hydro resources, coal phase-out). The cut in Russian gas supplies then triggered reactions on the demand and supply side. ■ Lost physical supply from Russian pipeline flows caused large short positions for gas wholesalers. Additionally, gas demand from gas storage operators (to meet gas storage obligation) and the power sector increased in response to a reduced availability of power generation capacity. ■ Europe increased its reliance on LNG supplies that are subject to intense global competition. Market participants (gas-fired power generators and retailers), priced-in the considerable risk of gas supply interruptions. In parallel, congestions from re-routing gas flows in Europe contributed to the upward price pressure.\r\nIn August 2022, market prices for power and gas reached unprecedented levels. Stakeholders, including market participants and regulators, widely agree that the massive drop in Russian pipeline gas supplies to Europe has been the primary driver of this development.516\r\n514 ACER, European gas market trends and price drivers - 2023 Market Monitoring Report, p. 15, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2023_MMR_Market_Integration.pdf.\r\n515 See previous fn., section 2.5.\r\n516 See for example ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.8ff., https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 238\r\nAs we set out in Figure 43 below, the disruption of Russian supplies is closely linked to the August 2022 price spikes on gas and power markets.\r\n■ On 16th June, Gazprom curtailed Nord Stream 1’s gas supply to Germany to 40% of the pipeline capacity. As an immediate consequence, TTF gas prices (month-ahead, “MA”) materially increased.\r\n■ On 11th July, Nord Stream 1 was taken out for annual maintenance with limited impact on TTF MA prices since this unavailability was scheduled ahead. However, after the maintenance, Gazprom continued to deliver only 40 of the pipeline’s capacity in late July, further reducing supply to only 20% of the capacity in August. TTF MA prices reacted with a sharp increase, reaching price levels up to 300 €/MWh by the end of August.517\r\n■ In early September 2022, Gazprom eventually stopped delivering gas through Nord Stream 1. While the TTF spot gas price increased for a brief period, the market reaction was less severe than previously. Continuous LNG supplies, high storage levels and mild weather conditions further contributed to a downward-trending TTF gas spot price.\r\nFigure 43 Disruption in Russian supply linked to price spikes in August 2022, example TTF front-month gas prices\r\nSource: ACER 2023 , “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, Fig re 22\r\nNote: Russian supply into the EU in bcm/day; evolution of TTF front-month prices in €/ MWh\r\n517 Bundesnetzagentur (2024), „Rückblick: Gasversorgung im Jahr 2022“, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/a_Gasversorgung_2022/start.html#:~:text=Gassfl%C3%BCsse%20%C3%BCber%20Nord%20Stream%201%20nach%20Deutschland%2C%20in%20GWh&text=Die%20Liefermenge%20wurde%20Ende%20Juni,Gas%20mehr%20aus%20Russland%20importiert.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 239\r\nThe cut in Russian gas supplies then triggered reactions on the demand and supply side, as well as policymakers (see Figure 44 below).\r\nFigure 44 Disruption of Russian supplies triggered August 2022 unprecedented price spikes for gas and power\r\nSource: Frontier Economics\r\n■ Demand side drivers: Lost physical supply from Russian pipeline flows caused large short positions for gas wholesalers in the short- and medium term. Additionally, gas demand remained relatively price-insensitive in August 2022, including demand from storages filling up their inventories ahead of the winter 2022/2023 which was re-enforced by the newly introduced storage obligation.518,519 Additionally, the short-term need for gas-fired power generation in response to a reduced availability of power generation capacity contributed to increased spot market prices (shut-down of 10 French nuclear reactors for\r\n518 80% minimum storage level for the winter 2022/23, introduced in June 2022, see https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/06/27/council-adopts-regulation-gas-storage/. In particular the German regulation presumably led to the inelastic demand by storages as it imposed a storage injection obligation regardless of prices and seasonal price spreads in the market - and it contained no clear rule on how the stored gas under the regulation would be released back to the market.\r\n519 In the short-term, gas demand is relatively inelastic (e.g., industrial users or households cannot easily switch between fuels). Demand reduction has therefore played a more prominent role in the medium- to long-term, including the winter 2022/2023, see ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.36, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n2022 202 x\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 240\r\nrepairs, depleted hydroelectric reserves across Europe and reduced availability of coal plants and renewable energies).520\r\n■ Supply side drivers: In a brief period of time, the loss in Russian gas materially increased Europe’s reliance on the global LNG market in which suppliers deliver to the region of the world offering the highest return. Intense global competition on LNG deliveries further increased European price levels in August 2022 on both spot and derivatives markets. Given the tight supply situation in August 2022, gas-fired power generator and gas retailers further faced a risk of gas supply interruptions. This required them to either price-in the risk of supply interruptions or stop supplying the market. In parallel, the restructuring of gas supply routes away from Russia and congestion on physical gas (import) infrastructure in North-Western Europe reinforced the upward price pressure in the market, as the underlying physical flows remained strongly limited by the transport capacity available, at least in the short-term.521\r\n520 ACER (2023), “European gas market trends and price drivers – 2023 Market Monitoring Report”, p.37, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf\r\n521 In the medium-term, derivatives markets benefitted from the expansion of physical import capacities, such as the additional LNG terminals installed across Europe.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 241\r\nAnnex C – Investment Firms Regulation prudential calculations for energy traders\r\nC.1 Introduction\r\nBackground and purpose of the Survey\r\nEnergy Traders Europe has undertaken a survey of its members to consider the impact of potential changes to European Union financial markets regulation, specifically MiFID II 522 and its “AAE523. Survey participants trade in commodity derivatives and emissions allowances as part of their business activities, which is prima-facie an activity that requires authorisation from a European financial regulator under MiFID unless the participant can rely on a MiFID exemption such as the AAE.\r\nFirms that do not qualify for a MiFID exemption must seek authorisation from financial regulators under MiFID, and such authorised firms must comply with prudential capital requirements under the Investment Firms Regulation (“IFR”)524. The IFR requires an authorised firm to have ‘Capital Resources’ that are larger than its ‘Capital Requirement’. The Survey explores the risk that a firm who is no longer eligible for the AAE, may have Capital Resources (by way of shareholders equity and high-ranking debt) that is insufficient to meet its IFR Capital Requirement. This would imply that either additional Capital Resources would be required to continue business activities, or those activities of trading in commodity derivatives would need to be curtailed. The Survey also considers the IFR Liquidity Requirement, which addresses minimum levels of cash or near-cash instruments an authorised firm must hold to meet requirements from ongoing business.\r\nFor the Survey, firms calculated their Capital Resources and Capital Requirement using the IFR approach to assess the quantum of any potential additional Capital Resources that they may require. They also considered how well the capital requirements approach in the IFR captures the commercial risks of Survey Participants given that their business activities as energy firms are different from those of the majority of authorised MiFID II investment firms today.\r\nPlease note that because of timing and calculation capacity constraints of the Survey it was not possible to perform a full IFR calculation which is very complex, and some simplifying assumptions and limitations were applied by Survey Participants; these are set out in the\r\n522 The Markets in Financial Instruments Directive (“MiFID II”) Directive 2014/65/EU of the European Parliament and of the Council of 15 May 2014 on markets in financial instruments and amending Directive 2002/92/EC and Directive 2011/61/EU (recast)\r\n523 MiFID II Article 2.1.j, the Ancillary Activities Exemption\r\n524 IFR, Regulation (EU) 2019/2033 of the European Parliament and of the Council of 27 November 2019 on the prudential requirements of investment firms and amending Regulations (EU) No 1093/2010, (EU) No 575/2013, (EU) No 600/2014 and (EU) No 806/2014.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 242\r\nAppendices. The calculations performed by Survey Participants have not been audited, and the simplifications and assumptions made mean they are not represented as IFR compliant.\r\nTiming and approach\r\nThe Survey was undertaken between June and November 2023. Survey participants were provided with guidance on how to perform the IFR prudential capital calculations (the “IFR Calculations”). They each modelled the IFR impact of portfolios of transactions chosen by the contributors themselves to be representative of their recent wholesale energy market participation, including the use of MiFID Financial Instruments525 and other wholesale energy products. For the purposes of this report, “Participants” refers both to the contributors to the survey, and to the entities or portfolios of trades that they chose to model. The survey also analysed the impact on survey participants’ existing capital funding arrangements expressed as a surplus or deficit relationship between existing capital resources (calculated according to IFR rules) and the IFR capital requirement estimated under the scenario. Contributors chose calculation periods for their portfolios consistent with the availability of their most recently published annual accounts, where balance sheet is the basis of the IFR capital resources metric.\r\nSurvey participation\r\nSurvey participation was voluntary, and nine contributors took part and one contributor submitted calculations for two entities, making ten entities in total. The survey participants are all wholesale market facing entities belonging to (and sometimes heading) groups of firms that are amongst the largest wholesale energy-generation, trading, and retail supply groups active in the European Union.\r\nFour broad categories of survey participant can be discerned according to the characteristics of their business model, relevant to the survey results as set out in the table below.\r\n525 “Financial Instrument”: as defined in MiFID Annex II Section C\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 243\r\nTable 10 Key activities of survey participants\r\nusiness activities Entity’s role in the group\r\nCategory of survey participant\r\nTop-cos\r\nPhysical trader\r\nFinancial trader\r\nOther firms\r\nGroup Holding Company\r\n✓\r\nHolds physical generation assets in same entity\r\n✓\r\n(some)\r\n✓\r\n(some)\r\nTrading in wholesale physical energy is the major focus of the business model\r\n✓\r\n✓\r\nTrading in MiFID Financial Instruments is a main focus of the business model\r\n✓\r\nIntercompany exposures arising from ‘route to market’ or ‘hedging services’ provision to group affiliates.\r\n✓\r\n✓\r\n✓\r\n✓\r\nNumber of participants\r\n2\r\n5\r\n1\r\n2\r\nSource: Energy Traders Europe\r\nThe profiles of these four categories of participant are described in Appendix 2.\r\nThe reader’s attention is drawn to the following limitations of analysis in this Survey Result document.\r\n■ Category 3 – Financial trader: To preserve the confidentiality of the financial trader’s survey contribution quantitative results are not reported for this Category. The quantitative result of Category 3 is included in the aggregate (mean, max, min) results.\r\n■ Category 4 – Other firms: These firms did not submit a consistent combination of Capital Resources and Capital Requirement. Their quantitative results have been excluded from aggregate (mean, max, min) results in this report, however their qualitative insight is represented.\r\nC.2 Survey insights\r\nThe key insights arising from the survey are set out below.\r\nQuantitative results of capital Resources, capital Requirement and liquidity requirement\r\nSurvey participants reported a mean EUR910m deficit per firm of IFR Capital Resources over IFR Capital Requirement suggesting they are on average inadequately capitalised under the\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 244\r\nIFR rules. However, the mean result hides a wide variance in Capital Resources, Capital Requirement, and net surplus/deficit overall.\r\nTable 11 Summary of the range of capital resources and capital requirements across eight entities526\r\nData point\r\nCapital resources (EUR bn)\r\nCapital requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn)527\r\nSurvey participants reported a mean EUR910m deficit of IFR Capital Resources over IFR Capital Requirement suggesting they are on average inadequately capitalised under the IFR rules\r\nMean\r\n2.57\r\n3.48\r\n-0.91\r\nMedian\r\n2.14\r\n2.33\r\n0.71\r\nMax\r\n6.20\r\n8.55\r\n2.39\r\nMin\r\n0.29\r\n1.15\r\n-7.46\r\nSource: Energy Traders Europe\r\nTable 12 Summary of the range of Capital Resources and Capital Requirements across Top-cos\r\nData point\r\nCapital resources (EUR bn)\r\nCapital requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn) 528\r\nThe class physical traders showed the greatest variance in overall surplus/deficit. This variance is driven by the wide range of both Capital Resources (EUR0.29bn to EUR2.57bn) and Capital Requirement EUR1.15bn to EUR8.55bn) reported.\r\nMean\r\n5.01\r\n3.32\r\n1.69\r\nMedian\r\n5.01\r\n3.32\r\n1.69\r\nMax\r\n6.20\r\n4.30\r\n529\r\nMin\r\n3.83\r\n2.35\r\n530\r\nSource: Energy Traders Europe\r\n526 The 2 “Other firms” are excluded from quantitative results as noted under Survey participation above.\r\n527 Please note that the calculation of Maximum and Minimum Surplus/Deficit is performed at the firm level, so cannot be compared with the Maximum and Minimum Capital Resources and Capital Requirement in this table.\r\n528 See previous fn.\r\n529 The Maximum and Minimum Surplus/Deficit values are not disclosed by Category\r\n530 See previous fn.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 245\r\nTable 13 Summary of the range of capital resources and capital requirements across physical traders\r\nData point\r\nCapital resources (EUR bn)\r\nCapital requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn) 531\r\nThe class physical traders showed the greatest variance in overall surplus/deficit. This variance is driven by the wide range of both Capital Resources (EUR0.29bn to EUR2.57bn) and Capital Requirement EUR1.15bn to EUR8.55bn) reported.\r\nMean\r\n1.31\r\n3.92\r\n-2.61\r\nMedian\r\n1.09\r\n2.31\r\n-1.43\r\nMax\r\n2.57\r\n8.55\r\n532\r\nMin\r\n0.29\r\n1.15\r\n533\r\nSource: Energy Traders Europe\r\nNB: Category 3: Financial trader reported a surplus of Capital Resources over Capital Requirement, consistent with the compliant IFR status expected of an authorised firm.\r\nSurvey participants reported a mean Liquidity surplus of EUR1.88bn, and no material deficit. This implies that firms hold sufficient cash reserves under IFR rules.\r\nTable 14 Summary of the range of Liquid assets and Liquidity requirements across eight534 entities.\r\nData point\r\nLiquid assets (EUR bn)\r\nLiquidity requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn)535\r\nAll Top-cos held substantially higher Liquid asset balances than required under IFR rules.\r\nMean\r\n1.95\r\n0.07\r\n1.88\r\nMedian\r\n1.20\r\n0.05\r\n1.15\r\nMax\r\n5.81\r\n0.22\r\n5.73\r\nMin\r\n0.00\r\n0.00\r\n-0.01\r\nSource: Energy Traders Europe\r\n531 See fn. 527.\r\n532 See fn. 529.\r\n533 See fn. 529.\r\n534 The 2 “Other firms” are excluded from quantitative results as noted under Survey participation above.\r\n535 Please note that the maximum and minimum Liquidity Surplus/Deficit is calculated at firm level so cannot be derived from the Liquid assets and Liquidity requirements in this table.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 246\r\nTable 15 Summary of the range of Liquid assets and Liquidity requirements across Top-cos\r\nData point\r\nLiquid assets (EUR bn)\r\nLiquidity requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn) 536\r\nAll Top-cos held substantially higher Liquid asset balances than required under IFR rules.\r\nMean\r\n2.42\r\n0.15\r\n2.26\r\nMedian\r\n2.42\r\n0.15\r\n2.26\r\nMax\r\n3.12\r\n0.22\r\n537\r\nMin\r\n1.71\r\n0.09\r\n538\r\nSource: Energy Traders Europe\r\nTable 16 Summary of the range of Liquid assets and Liquidity requirements across physical traders\r\nData point\r\nLiquid assets (EUR bn)\r\nLiquidity requirements (EUR bn)\r\nSurplus/ Deficit (EUR bn) 539\r\nPhysical traders mostly held substantially more Liquid assets than required under IFR rules.\r\nMean\r\n0.98\r\n0.03\r\n0.95\r\nMedian\r\n0.66\r\n0.03\r\n0.63\r\nMax\r\n3.33\r\n0.07\r\n540\r\nMin\r\n0.00\r\n0.00\r\n541\r\nSource: Energy Traders Europe\r\nNB: Category 3: Financial trader reported a surplus Liquidity Requirement, consistent with the compliant IFR status expected of an authorised firm.\r\nObservations on the main drivers of the quantitative results\r\nThe Capital Resources and Liquid assets of each firm depend largely on their group funding models and ownership.\r\n536 See previous fn.\r\n537 The Maximum and Minimum Surplus/Deficit values are not disclosed by Category.\r\n538 See previous fn.\r\n539 See fn. 535.\r\n540 See fn. 537.\r\n541 See fn. 537.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 247\r\n■ Top-cos tend to hold high Capital Resources because of their function in financing the energy industry activities of their entire groups, including holdings of power generation assets such as wind farms, solar farms, thermal and hydro generation assets.\r\n■ The Capital Resource of Physical traders is either high or low. This appears to be the result of a funding choice made by their groups. Physical traders with high Capital Resources appear to maintain external credit ratings or are party to dedicated external financing relationships. Firms with a low IFR Capital Resources appear to rely on parent company guarantees (“PCGs”) to maintain their creditworthiness with market counterparties, however PCGs are not valued as Capital Resources under IFR.\r\n■ Some Survey participants are state owned which may also be relevant to market assessments of their commercial creditworthiness.\r\nFirms explained that the IFR Liquidity Requirement substantially understated their commercial operating cash needs, because the IFR rules do not consider the amount of cash required to post collateral margin for their centrally cleared transactions.\r\n■ Firms reported surprise at the levels of Liquidity requirement arising from their calculations, which were low in comparison with the amounts of cash collateral that had been posted to meet clearing margin calls in recent market conditions.\r\nCommodity price risk metric (K-NPR) is the most influential driver of Capital Requirement, however the requirement under K-NPR rules may overstate the commercial commodity market price risk faced by Survey Participants.\r\n■ Some Survey Participants hold physical power generation assets directly on the balance sheet of their market facing trading entities. K-NPR recognises the market risk profile arising from forward transactions to sell the power generated, but it does not recognise the market risk profile of the underlying asset. This means that under the formulation of K-NPR, hedging transactions create a net short exposure to electric power under K-NPR which does not exist commercially. In contrast where other Participants hold their generation assets in a separate entity K-NPR correctly recognises the compensating effect of intercompany and market facing transactions within the market facing (trading) entity.\r\n■ For those Participants that hold thermal generation assets, their hedging activity means they buy (for example) gas and emissions allowances and sell electric power generated through their gas-fired power plant. The 90% correlation requirement set by IFR to allow netting/offset between commodity exposures is not met between gas and power across all tenors, so a gross K-NPR exposure was reported in both gas and power commodities, despite the optionality afforded to these firms by their holding of thermal generation assets, to convert gas into power.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 248\r\nCounterparty credit risk metric K-TCD is also influential in driving the Capital Requirement, however firms reported that K-TCD probably understates their true commercial counterparty credit exposure.\r\n■ Survey Participants all trade in physically delivered energy instruments. Many of these transactions are not MiFID Commodity Derivatives. Under IFR, K-TCD offers a choice of two treatments to estimate the credit risk exposure of these transactions. The ‘derivatives treatment’ considers the ‘replacement cost’ of future commodity flows should the counterparty default and fail to deliver, on a mark-to-market basis. The ‘long term settlement transactions’ (LST) approach may also be applied to transactions where there is a delay between physical delivery and cash payment (which is almost always the case in the monthly delivery/billing cycles of the energy industry). In the Survey, Participants using the LTS approach approximated K-TCD as two months on physical energy delivered but not yet paid for, considering economic reality. Survey Participants explained that neither approach adequately represents the commercial credit risk on these transactions, and indeed it was argued that to approximate commercial reality both these exposures should be aggregated because, in the event of counterparty default, a firm may suffer both a loss of accrued receivables and the cost of replacing future deliveries.\r\nObservations on the implementation challenges for Survey Participants\r\nBased on the experience of Survey Participants, there are several areas where current systems would need to be significantly changed to perform ongoing capital and liquidity calculations on an IFR basis. Specialist resource would also be required. An implementation programme would likely require the building of a bespoke calculation engine or implementation of an external vendor solution, development of underlying data and documentation of extensive regulatory interpretations. It is likely this would require a significant regulatory change programme that Participants estimated would take more than a year to deliver, and thereafter would require constant maintenance to reflect business change over time.\r\n■ Throughout the Survey process, challenges were identified in performing the calculations. These challenges reflect the difficulty of performing capital and liquidity calculations under the IFR regime for firms who have not previously been subject to prudential regulation and difficulties in implementation for energy market participants.\r\n■ Examples included the interpretation of the IFR definition of “individual commodities,” the application of IFR principles to transactions varying from long term ship chartering agreements, ownership of wind farms, and sourcing data in a format that is tractable to K-Factor calculations (some firms do not measure intragroup credit exposures).\r\nObservations on the applicability of IFR calculations for Survey Participant business risks\r\nThe most significant requirements for Survey Participants are K-NPR and K-TCD (for market and counterparty credit risk respectively). Survey Participants reported several difficulties in\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 249\r\napplying IFR concepts and rules to their industry. These were discussed and common treatments were selected to achieve consistency of approach.\r\nExample 1: The IFR relies heavily on the concept of the “Trading Book”.\r\n■ The IFR rules require that an investment firm include all ‘trading book’ positions in K-factor calculations for K-NPR, K-TCD and K-CON. Under the IFR, trading book is defined as “all positions in financial instruments and commodities held by an IF, either with trading intent or in order to hedge positions held with trading intent.”\r\n■ Survey Participants followed the letter of the IFR rule and included all positions in the calculations (i.e., assumed that all positions were held in the ‘trading book’), even though their business models of acting as a route to market for physical energy flows from other entities in the group, and marketing physical energy to customers might conceptually be closer to a ‘banking book’ principle.\r\nExample 2: Survey Participants agreed to use the forward commodity price to evaluate K-NPR in their Survey contributions, rather than the spot price specified by the IFR, thus deviating from the IFR specification.\r\n■ This approach was easier to implement because it is natively supported by the risk management systems of Survey Participants. It was also felt to give a result much closer to the commercial commodity price risk of Participants. Several related reasonings were presented:\r\n■ For most commodities in general, and electric power in particular, the volatility of spot prices is usually greater than that of forward prices, so applying a volatile spot price reflecting price conditions that in reality only last a few hours or days may dramatically under- or over-estimate the commercial market risk of the full tenor of a firm’s position that lasts years into the future.\r\n■ Participants considered that the survey result could be misleading if one firm submitted calculations using spot prices on a Friday night in the summer using low weekend spot prices, while another submitted a calculation on a mid-weekday in the winter when spot power prices were much higher.\r\n■ Other examples are the K-NPR treatment of generation assets and the K-TCD treatment of energy supply deals as either LSTs or derivatives as discussed above.\r\n■ Overall, the IFR capital calculations are very complex and are not designed to capture the range and variety of business undertaken by Survey Participants. Performance of a fully compliant calculation was not possible despite the concentration of significant resource over several months of the Survey timeline.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 250\r\nC.3 Overall conclusions\r\nThere was a wide range of both Capital Resources and Capital Requirements, and some firms in the physical trader category face a significant potential capital shortfall under IFR rules.\r\nCapital Resources is greatest amongst the Top-co Survey Participants; however, it is unlikely that an energy group would not consider opportunities to restructure its trading activities rather than apply for authorisation of its Top-co as an IF, not least to avoid obligations of MiFID authorisation other than IFR prudential capital. This means that the commercial efficiency and agility of a current centralised Top-co capital structure would through restructuring be diluted to the extent that capital could be ringfenced in an authorised subsidiary (although other potentially compensating financing opportunities present themselves to a well-capitalised subsidiary that can sustain its own credit rating).\r\nThe incentive to restructure seems likely to reduce the diversity of business activities amongst market participants in comparison with that seen amongst today’s Survey Participants, because groups would be optimising their operating models against the same regulatory constraint. The Category 4 financial trader may be representative of the most capital efficient investment firm in this kind of energy group, however some Survey Participants suggested they would seek to avoid an authorisation obligation entirely by ceasing all activities that do not benefit from a MiFID exemption.\r\nThe Capital Requirement is mainly driven by the K-Factors for market risk, and for credit risk. K-NPR may overstate the commercially realistic commodity market risk and K-TCD may understate counterparty credit risk arising from the diverse transaction types of Survey Participants.\r\nThe IFR Liquidity requirements do not capture the true cash liquidity risk faced by Survey Participants which arises from the need to post margin collateral on their cleared commodity futures positions, which is not measured by the IFR Liquidity requirements.\r\nPerforming the IFR calculations is a complex undertaking, requiring a combination of skills, calculation capability, and data that is new for Survey Participants. There is considerable uncertainty as to the correct treatment for certain common physical energy market transaction types and risks under the IFR. The IFR uncertainty is such that significantly improved calculation rules and guidance more suited to the physical energy markets would be required to result consistently in an IFR Capital Requirement that is representative of real business risks.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 251\r\nAnnex D – Impact of Investment Firm Regulation under MiFID II on wider regulatory requirements for energy traders\r\nIntroducing investment firm regulation would result in regulatory spillover effects and wider regulatory requirements for EMPs under MiFID II, EMIR and MiFIR.\r\n■ In section D.1 we describe organisational and legal consequences from investment firm authorisation under MiFID II which go beyond prudential capital requirements.\r\n■ In section D.2 we then show that investment firm authorisation under MiFID II would have a detrimental knock-on effect on EMIR.\r\n■ In section D.3 we lastly explain spillover effects with respect to MiFIR.\r\nD.1 Organisational and legal consequences from investment firm status under MiFID II\r\nApart from regulatory capital requirements set out in detail in Annex C, the successful application for and maintaining of an investment firm license presents significant effort and would lead to material organisational and legal consequences for EMPs.\r\nLicensing procedure and recurrent requirements\r\nTo get licensed as investment firm requires an individual application procedure under national banking regulation which, based on MiFID II, entails the following mandatory preconditions:\r\n■ the resources needed for business operations, in particular sufficient initial capital, must be available in the home state;\r\n■ the initial capital is calculated in accordance with Article 4 (1) number 51 of the CRR (mainly paid-up capital, reserves as well as retained earnings) less any withdrawals and partners’ loans or less the total nominal amount of the shares that are entitled to cumulative preferential profit distributions;\r\n■ the capital must be freely available and may not be derived from borrowing;\r\n■ the principles for solvency supervision of investment firms regulate, among other things, the following aspects of solvency supervision:\r\n□ regulations on internal capital;\r\n□ requirements for outsourcing;\r\n□ governance structure;\r\n□ requirements for risk management and risk-bearing capacity accounting; and\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 252\r\n□ regulations relating to administrative bodies.\r\n■ All securities trading firms must cover their liabilities arising from securities transactions through membership in the compensation scheme for securities trading firms. The contributions to be paid depend on the scale of a firm’s business activities.\r\n■ The institution must have trustworthy senior managers who have the necessary professional qualifications:\r\n□ “Professional qualifications” requires that the senior managers have adequate theoretical and practical knowledge of the business concerned, managerial experience and sufficient time to perform their functions. A person is normally assumed to have the professional qualifications needed to manage a financial services institution if he/she can demonstrate three years' managerial experience at an institution of comparable size and type of business542;\r\n□ The institution must be prepared and/or in a position to make the organisational arrangements543 necessary for the proper operation of the business for which it is seeking authorisation.\r\nSuch application procedure requires significant time and effort and business transactions requiring the license cannot commence before such license is granted. Performing services without license constitutes a criminal offense544.\r\nA mandatory conversion into investment firms might therefore present a market disruptive event, even if a certain number of EMPs would follow the route of getting licensed.\r\nSecondly, organisational processes and controls are largely designed to protect clients and their investments under MiFID. Absent clients and the management of client funds, for own account trading these requirements545 do not serve a meaningful purpose.\r\nDirect consequence of licensed status\r\nAbsent a formal equivalence decision546, investment firms from outside the EEA are not allowed to perform their activities on a cross border basis within the EU547. They are required\r\n542 Which would lead to the effect that EMPs needed to find and appoint persons qualified in the financial sector to their board.\r\n543 According to Art. 16 MiFID II\r\n544 In any case under German law, see § 54 para 1 no. 2 KWG.\r\n545 In particular target market determination and product development.\r\n546 In particular target market determination and product development.\r\n547 See title VIII MiFIR, Art. 46, 47 and chapter IV MiFID II, Provision of investment services and activities by third country firms, in particular Art. 39, 41 MiFID II, which have to be read in conjunction with the respective national implementation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 253\r\nto set up either a subsidiary or at least a branch within the EU which then applies for and operates under such license according to the procedures outlined above.\r\nNon-financial trading firms which currently operate, for example from London or from Switzerland, would either need to restructure their business and corporate structure or may leave the market548.\r\nA viable option in this respect would be to trade similar energy derivatives at trading venue including exchanges based outside of the EU, for example ICE Futures Europe, London. It has to be noted, that derivative trading of products with financial settlement can occur anywhere and is not bound to the geographic region where the underlying of this derivative is produced or consumed. Examples are the markets for agricultural commodities549 or crude oil550.\r\nD.2 Authorisation under MiFID II would have a detrimental knock-on effect on EMIR\r\nRemoving the AAE under MiFID II would turn EMPs from non-financial counterparties551 (“NFC”) to financial counterparties552 (“FCs”) under EMIR. Financial counterparties are subject to stricter regulatory requirements compared to non-financial counterparties.\r\nBeing treated as an FC under EMIR implies significant burden, in particular regarding collateralisation requirements.\r\nA previous study by Frontier/Luther553 found that due to this burden, NFCs would rather limit their trading activities as opposed to accept the financial burden associated with passing the NFC+554 threshold.\r\n548 In the absence of an equivalence decision by the Commission under Article 47 para. 1 of MiFIR, the MiFIR third-country regime has, so far, not been triggered. However, due to an agreement between BaFin and FINMA (the Swiss NRA), Swiss companies gain easier access to the German market, as BaFin waives the submission of company-related documents; see “Notes regarding the licensing for conducting cross-border banking business and/or providing cross-border financial services” provided by BaFin as of 11 March 2019 (only available in German under the following link: https://www.bafin.de/SharedDocs/Veroeffentlichungen/DE/Merkblatt/mb_050401_grenzueberschreitend.html;jsessionid=C52EC93F399EF879C716617EB4748DD5.1_cid503?nn=9450978#O2).\r\n549 ICE Futures Europe provides for example trading for London’s softs markets, including futures and options contracts on cocoa, Robusta coffee, white sugar, and feed wheat.\r\n550 E.g., the crude oils West Texas Intermediate or Dubai Crude traded at ICE Futures Europe.\r\n551 As defined in Article 2 (9) of EMIR, meaning all undertakings established in the EU other than Central Counterparties (“CCP”) as defined in Article 2 (1) of EMIR and FCs.\r\n552 As defined in Article 2 (8) of EMIR, meaning inter alia investment firms.\r\n553 Frontier/Luther (2022), “Review of the EMIR Clearing Thresholds for Commodities (CCT)”, available to Energy Traders Europe\r\n554 NFC above the clearing threshold\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 254\r\nAs far as the status quo is concerned, in line with our results of the previous study, our conclusions regarding EMIR are twofold.\r\n■ EMPs would even more likely withdraw from regulated activities if continuing to perform such would not only pose additional cost under EMIR but lead to regulatory capital requirements under MiFID II; and\r\n■ the review task of the AAE under MiFID II by the EC (see section 3.2.1) would also need to take into account the implications from a different treatment under EMIR as a financial counterparty different status under MiFID II would automatically lead to the different status of under EMIR.\r\nWe base our conclusion on the effects that would apply if EMPs turn into FCs which were previous NFC- firms set out below.\r\n■ Extended clearing obligation\r\nThe clearing obligation in Art. 4 para 1 EMIR applies, if both of the contractual counterparties fall under the clearing regime as either FC or NFC above the clearing threshold (NFC+) or its equivalents. Otherwise, they would be out of scope of the clearing mandate. In particular due to Art. 4 para 1 (a) (i) EMIR, the clearing obligation applied to a significantly larger extent if EMPs were on a broad basis forced to convert into investment firms. Unlike today, contracts between these firms would as a rule require clearing whereas currently, they do not555. Quantitative results: Survey by Energy Traders Europe highlights additional margining requirements under EMIR following from investment firm status under MiFID II The investment firm authorisation under MiFID II would have a detrimental knock-on effect on EMIR. In a separate survey, Energy Traders Europe have therefore quantified knock-on effects of an investment firm status under EMIR.\r\n555 Within the EU, the mandatory clearing obligation under Commission Delegated Regulation (EU) 2015/2205 applies to the products referred to in this Regulation and ESMA (2024), \"Public register for the clearing obligation under EMIR\", ESMA70-151-2218 Public Register for the Clearing Obligation under EMIR (europa.eu). Currently, none of the OTC commodity derivative contracts are subject to mandatory clearing. According to Section 1.1. and 1.2. of the register, only OTC interest rate derivatives and OTC credit derivatives are subject to the clearing obligation.\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 255\r\nThe EMIR survey consists of submissions by eight members of Energy Traders Europe, which in some cases overlap with those participating in the MiFID survey presented in in Annex C.556 The participants of the EMIR survey are all wholesale market facing entities belonging to (and sometimes heading) groups of firms that are amongst the largest wholesale energy-generation, trading, and retail supply groups active in the EU.557 Quantitative results ■ As we set out in Table 17, the investment firm status under MiFID II would result in additional collateralisation requirements for individual market participants of mean EUR 181m for IM and EUR -155m for VM (net margin inflow for VM) for OTC trading under EMIR.558 ■ The survey further shows that additional margining requirements widely differ. In the case of one survey participant, IM requirements reach up to EUR 1bn. ■ IM requirements under EMIR are of particular importance for EMPs. Financial regulation requires that IM positions “may not be rehypothecate , reple ge nor other ise re se ”559. The cash required for IM is therefore “trapped” and can neither be used for other business purposes, nor netted against an inflow of IM from opposite trade positions. Table 17 IM and VM requirements under EMIR knock-on effect IM requirements in mEUR VM requirements in mEUR Mean 181 -155 Median 66 -47 Minimum -12 -700 Maximum 1,000 43 Source: Frontier Economics based on information received from Energy Note: All calculations as per December 2022. Positive values refer to an outflow of margins, negative values refer to an inflow of margins.\r\n556 The survey on knock-on effects under EMIR (“EMIR survey”) is separate from the previously described survey on the prudential capital requirements under investment firm status with MiFID (“MiFID survey”) in Annex C. For the EMIR survey, Frontier has received individual submissions by member firms of Energy Traders Europe to preserve confidentiality. For transparency, we note that Frontier has neither audited nor verified independently the results of the individual submissions.\r\n557 In the context of the EMIR survey, survey participants considered margining for all of their respective trades with sophisticated counterparties, as well as with current FC/NFC+. For simplicity, survey participants considered other members of Energy Traders Europe as sophisticated counterparties as they would be likely to require MiFID-licensing in case of an adverse change to the AAE.\r\n558 The survey indicates that the subsample of eight survey participants in the market would receive a net inflow of EUR 155m for VM, given their current trading portfolio underlying the calculations. It is worth noting that this cash would have to be raised by their respective trading partners. For the market as a whole, additional cash requirement could therefore follow from the EMIR knock-on effect.\r\n559 BaFin (2022), Collateralisation of OTC derivatives, https://www.bafin.de/EN/Aufsicht/BoersenMaerkte/Derivate/EMIR/Besicherung/besicherung_otc_node_en.html\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 256\r\n■ Separate threshold calculation requirements, Art. 4a EMIR\r\nAs consequence of EMIR REFIT, also investment firms are subject to a clearing threshold calculation. However, with one decisive distinction regarding the calculation of the threshold. The relevant Art. 4a para 3 EMIR reads:\r\n“ 3 n calc lating the positions referred to in paragraph 1, the financial counterparty shall include all OTC derivative contracts entered into by that financial counterparty or entered into by other entities ithin the gro p to hich that financial co nterparty belongs … ”\r\nIn contrast, Art. 10 para 3 EMIR outlining the clearing threshold calculation for EMPs560 and providing in principle similar requirements, reads in its relevant section as follows:\r\n“ 3 n calc lating the positions referre to in paragraph 1, the non-financial counterparty shall include all the OTC derivative contracts entered into by the non-financial counterparty or by other non-financial entities within the group to which the non-financial counterparty belongs, which are not objectively measurable as reducing risks directly relating to the commercial activity or treasury financing activity [“hedging561”] of the non-financial co nterparty or of that gro p “562 (emphasis added in bold)\r\nOTC derivative contracts entered into by EMPs for hedging purposes therefore do not count against the clearing thresholds. investment firms, on the other hand, cannot make use of this exemption and must include all OTC derivative contracts in their calculation. As a result, investment firms are far more likely to exceed the clearing threshold than NFC-EMPs, particularly as a high proportion of OTC derivative contracts are expected to be entered into by EMPs for hedging purposes.563\r\n■ More transactions subject to clearing\r\nAdditionally, the clearing obligation applies more broadly to investment firms. Art. 4a para 1 (c) EMIR stipulates that investment firms shall become subject to the clearing obligation\r\n“ … for all OTC erivative contracts pertaining to any class of OTC derivatives which is s bject to the clearing obligation entere into … ” (emphasis added in bold)\r\nConversely, the parallel provision for EMPs in Art. 10 para 1 (c) EMIR states that those entities shall become subject to the clearing obligation\r\n560 Assuming they can be considered as NFCs under EMIR.\r\n561 ESMA Q&As, OTC answer 10 (c) p. 29.\r\n562 See also the respective Delegated Regulation (DR (EU) No 149/2013) specifying criteria for establishing which OTC derivative contracts can be considered as hedging: The relevant Art. 10 is referring to NFCs only.\r\n563 Frontier/Luther (2022), “Review of the EMIR Clearing Thresholds for Commodities (CCT)”, available to Energy Traders Europe\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 257\r\n“ … for the OTC erivative contracts entere into … that pertain to those asset classes in respect of which the result of the calculation exceeds the clearing threshol s … ” (emphasis added in bold)\r\nThus, if the clearing threshold is exceeded, investment firms are subject to the clearing obligation not only for the class of derivatives in which the clearing threshold was exceeded, but also for all classes of OTC derivatives564.\r\n■ Extended reporting obligation\r\nAs a consequence of EMIR-REFIT, investment firms are solely responsible and legally liable for EMIR-transaction reporting. The relevant provision of Art. 9 para 1a reads:\r\n“ 1a Financial co nterparties shall be solely responsible, and legally liable, for reporting on behalf of both counterparties, the details of OTC derivative contracts concluded with a non-financial counterparty that does not meet the conditions referred to in the second subparagraph of Article 10(1), as well as for ensuring the correctness of the details reporte … ” (emphasis added in bold)\r\nAs a consequence, EMPs would, after becoming investment firms, unlike today, have to report significantly more derivatives because the former legal delegation to potential financial counterparties would fall apart and, in addition, they had to overtake this responsibility towards any remaining residual non-regulated counterparty.\r\n■ Extended risk mitigation techniques, Art 11 EMIR565\r\nApart from the general requirements outlined in Art. 11 para 1, a set of stricter requirements apply according to para 2 et seq. of Art. 11. It reads:\r\n“ 2 Financial co nterparties an non-financial counterparties referred to in Article 10 shall mark-to-market on a daily basis the value of outstanding contracts. Where market conditions prevent marking-to-market, reliable and prudent marking-to-model shall be used.\r\n(3) Financial counterparties shall have risk-management procedures that require the timely, accurate and appropriately segregated exchange of collateral with respect to OTC derivative contracts that are entered into on or after 16 August 2012. Non-financial counterparties referred to in Article 10 shall have risk-management procedures that require the timely, accurate and appropriately segregated exchange of collateral with respect to OTC derivative contracts that are entered into on or after the clearing threshold is exceeded.\r\n(4) Financial counterparties shall hold an appropriate and proportionate amount of capital to manage the risk not covere by appropriate exchange of collateral ”\r\n564 See fn. 555.\r\n565 As specified in Commission delegated regulation (EU) 2016/2251 of 4 October 2016\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 258\r\nThese requirements are further specified and detailed in DR 2016/2251. The entire set of obligations applies to all “counterparties”, unless, by way of derogation, it is explicitly provided that this requirement does not apply. Art. 24 DR 2016/2251 explicitly exempts non-financial counterparties from specific collateralisation requirements.\r\nAs this exemption would fall apart as consequence of a conversion of EMPs into investment firms, the entire set of obligations regarding collateralisation of counterparty risk would apply. These entail inter alia the following.\r\n□ Exchange of collateral agreements, Art, 3\r\n□ Provisions on eligible collateral, Art. 4\r\n□ Provisions regarding credit quality assessments, Art. 6\r\n□ Concentration limits for initial margin, Art. 8\r\n□ Provisions on variation margin, Art. 12\r\n□ Provisions on initial margin, Art. 13,\r\n□ General requirements on initial margin models, art. 14\r\n□ Qualitative requirements, Art. 18\r\n□ Collateral management and segregation, Art. 19\r\n□ Treatment of collateral initial margins, Art. 20\r\n□ Calculation of the adjusted value of collateral, Art. 21\r\nApart from the operational burden to introduce calculation and evaluation processes regarding the collateral, the funds required in order to raise and pose such collateral in the first place, will represent significant additional liquidity constraints to EMPs, in particular in times of volatile market conditions. As a consequence, rather than limiting volatility, such expansion of regulation is likely to sharpen the detrimental effects of high volatility as it will, in stress scenarios, put unreasonably high collateralisation requirements on such market participants.\r\nD.3 Authorisation under MiFID II would have further spillover effects under MiFIR\r\nTogether with MiFID II, MiFIR forms the legal framework governing the requirements applicable to investment firms, regulated markets, and data reporting services providers. Like EMIR, MiFIR imposes stricter requirements on investment firms. Art. 1 para 2 MiFIR, stipulating the scope of MiFIR, read:\r\n(2) This Regulation applies to investment firms, authorised under Directive 2014/65/EU and credit institutions authorised under Directive 2013/36/EU of the European Parliament and of the Council ( 1 ) when providing investment services and/or performing investment activities and to market operators including any trading venues they operate.\r\nThis would impact the following areas:\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 259\r\n■ Post-trade disclosure\r\nAmongst the stricter rules applying to investment firms, of particular importance is Art. 21 MiFIR, setting up a post-trade disclosure obligation as the provision states:\r\n“ 1 nvestment firms hich, either on o n acco nt or on behalf of clients, concl e transactions in bonds, structured finance products, emission allowances and derivatives traded on a trading venue shall make public the volume and price of those transactions and the time at which they were concluded. That information shall be made public through an APA … ”\r\n■ Maintaining records\r\nMiFIR also puts the obligation on investment firms to maintain records of all orders and transactions in financial instruments that they have executed as stipulated in Art. 25 MiFIR:\r\n“ 1 nvestment firms shall keep at the disposal of the competent authority, for five years, the relevant data relating to all orders and all transactions in financial instruments which they have carried out, whether on own account or on behalf of a client. In the case of transactions carried out on behalf of clients, the records shall contain all the information and details of the identity of the client, and the information required under Directive 2005/60/EC of the European Parliament and of the Council. ESMA may request access to that information in accordance with the procedure and under the conditions set out in Article 35 of Reg lation EU No 1095/2010 … ”\r\n■ Reporting obligation\r\nBeside the disclosure and record storage requirements, Art. 26 MiFIR stipulates reporting obligations which apply to investment firms:\r\n“ 1 nvestment firms hich exec te transactions in financial instr ments shall report complete and accurate details of such transactions to the competent authority as quickly as possible, and no later than the close of the follo ing orking ay ”\r\n■ Obligation to trade on trading venues\r\nOf particular importance for the energy market would be the trading mandate according to Art. 28 MiFIR. The provision reads:\r\n“ 1 Financial co nterparties as efine in Article 2 8 of Regulation (EU) No 648/2012 and non-financial counterparties that meet the conditions referred to in Article 10(1)(b) thereof shall conclude transactions which are neither intragroup transactions as defined in Article 3 of that Regulation nor transactions covered by the transitional provisions in Article 89 of that Regulation with other such financial counterparties or other such non-financial counterparties that meet the conditions referred to in Article 10(1)(b) of Regulation (EU) No 648/2012 in derivatives pertaining to a class of derivatives that has been declared subject to the trading obligation in accordance with the procedure set out in Article 32 and listed in the register referred to in Article 34 only on:\r\nPRINCIPLES OF ENERGY MARKET REGULATION – SECURING EFFICIENT & RESILIENT ENERGY TRADING\r\nfrontier economics 260\r\n(a) regulated markets;\r\n(b) MTFs;\r\n(c) OTFs; or\r\n(d) third-country trading venues, provided that the Commission has adopted a decision in accordance with paragraph 4 and provided that the third country provides for an effective equivalent system for the recognition of trading venues authorised under Directive 2014/65/EU to admit to trading or trade derivatives declared subject to a trading obligation in that third country on a non-excl sive basis ”\r\nAs a consequence, if the trading obligation applied to EMPs after their conversion into investment firms, the classical bilateral OTC-trading would be severely impacted.\r\nWWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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V.\r\nStresemannallee 30\r\n60596 Frankfurt am Main\r\nwww.agfw.de\r\n8KU GmbH\r\nSchumannstraße 2\r\n10117 Berlin\r\nwww.8ku.de\r\nBundesverband Kraft-Wärme-\r\nKopplung e. V. (B.KWK)\r\nRobert-Koch-Platz 4\r\n10115 Berlin\r\nwww.bkwk.de\r\nSeite 1 von 5\r\nPositionspapier zu notwendigen Mindestanpassungen\r\ndes Kraft-Wärme-Kopplungs-\r\nGesetzes (KWKG) im Jahr 2024\r\nDie Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist ein zentraler Baustein zur Verringerung\r\nund für den Abbau von Treibhausgasemissionen sowie die Förderung\r\nder Energieeffizienz. Gleichzeitig ist sie eine wichtige Säule der gesicherten\r\nStrom- und Wärmeerzeugung eines auf erneuerbaren Energien basierenden\r\nEnergieversorgungssystems in Deutschland.\r\nWeil das KWKG beihilferechtlich bislang nur bis Ende 2026 genehmigt ist,\r\nkönnen größere Anlagen schon jetzt nicht mehr realisiert werden. Auch\r\nfür bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Genehmigungsrahmen\r\nkeine hinreichende Investitionssicherheit mehr. Aufgrund\r\nvon nicht zuletzt durch die Krisen der letzten Jahre bedingten anhaltenden\r\nVerzögerungen und Lieferschwierigkeiten können die Anlagen nicht\r\nrechtzeitig vor dem 31.12.2026 in Betrieb gehen, so dass das Risiko von\r\nFehlinvestitionen besteht. Neben der Förderung von KWK-Anlagen und\r\nder Förderung von Großwärmepumpen, Geothermie und Solarthermie in\r\nForm der iKWK betrifft das auch die Infrastrukturförderung, die neben\r\nWärmespeichern auch für Wärmenetze enorm wichtig ist, um die im\r\nWärmeplanungsgesetz und dem BMWK-Fernwärmegipfel gesetzten Ziele1\r\nüberhaupt erreichen zu können. Die Ungewissheit über eine Förderung\r\nder KWK über 2026 hinaus stellt bereits heute für viele Fernwärmenetzbetreiber\r\neine große Unsicherheit in ihrer Netzausbauplanung dar.\r\n1 Gemeinsame Erklärung zum Fernwärmegipfel: „Für Investitionen in zukunftsfähige Kraft-Wärme-Kopplung\r\n(KWK) wird das BMWK mit der Kraftwerksstrategie einen klaren Rahmen setzen, der auch den Übergang auf\r\nWasserstoff für den KWK-Betrieb ab 2030 umfasst und so die Versorgungssicherheit gewährleistet. Dazu gehört\r\nauch das Ziel, auf der Grundlage des KWKG und der BEW einen einheitlichen und sicheren Rechts- und\r\nFörderrahmen für klimaneutrale Wärmenetze zu schaffen.“\r\nBerlin, 10. Mai 2024\r\nSeite 2 von 5\r\nStrategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nUm die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen, muss\r\ndie KWK-Förderung langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig\r\nausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung\r\nauf klimaneutrale Brennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche\r\ndurch die KWK besonders effizient genutzt werden. Eine inhaltliche\r\nWeiterentwicklung sollte spätestens 2025 erfolgen. Dabei werden sich die\r\nAnforderungen an H2-Readiness und die Förderung des Einsatzes von\r\nWasserstoff an den derzeit in Erarbeitung befindlichen Vorgaben zur\r\nKraftwerkstrategie orientieren müssen. Als umlagefinanziertes Instrument\r\nflankiert das KWKG darüber hinaus die Kraftwerksstrategie beim notwendigen\r\nAufbau von gesicherter Kraftwerkskapazität, ohne KTF und Bundeshaushalt\r\nzu belasten. Um die KWK zukunftsfähig weiterzuentwickeln,\r\nbraucht es jedoch auch zeitnah die Vorlage der gesetzlich für das Jahr\r\n2022 fixierten KWK-Evaluierung.\r\nWas 2024 mindestens passieren muss\r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern als auch die laufenden\r\n(insbesondere iKWK-)Ausschreibungen vor massiven Unterzeichnungen zu\r\nbewahren, muss die Bundesregierung bereits jetzt – vor der politischen\r\nSommerpause – eine Verlängerung des KWKG beschließen und damit die\r\nbislang noch unter Vorbehalt stehende Vorbescheid-Regelung für derzeit\r\nim Bau befindliche KWK-Projekte in Abstimmung mit Brüssel auf rechtssichere\r\nFüße stellen. Gleichermaßen erforderlich sind Anpassungen der\r\nFristen aufgrund der zunehmenden Komplexität für die Errichtung und\r\nInbetriebnahme von KWK-Anlagen und Wärme-/Kältenetzen. Nur so\r\nkönnen Investitionssicherheit für die laufenden KWK-Projekte gewährleistet,\r\nInvestitionsruinen vermieden und die Basis für eine dringend notwendige\r\nund umfassende Weiterentwicklung des KWKG bereitet werden.\r\nEntsprechende Vorschläge für die notwendigen gesetzlichen Klarstellungen\r\nfür eine Instandhaltung des KWKG finden sich nachfolgend.\r\nSeite 3 von 5\r\nRechtliche Sicherheit für Anlagenbetreiber durch Anpassung der zeitlichen Geltung für Inbetriebnahmen\r\nder KWK-Anlagen, Wärme- und Kältenetze bzw. Wärme- und Kältespeicher bis 2030\r\nGesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-\r\nKopplungsgesetz - KWKG 20234)\r\n§ 6 Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen\r\n(1) Betreiber von neuen, modernisierten oder nachgerüsteten KWK-Anlagen […], einen Anspruch auf Zahlung\r\neines Zuschlags für KWK-Strom […], wenn\r\n1. die Anlagen\r\na) bis zum 31. Dezember 202629 in Dauerbetrieb genommen worden sind,\r\nb) über einen in einem Zuschlagsverfahren […] erteilten Zuschlag verfügen […], oder\r\nc) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030 in Dauerbetrieb genommen worden\r\nsind, […]\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Betreiber eines neuen oder ausgebauten Wärmenetzes haben […] Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags\r\nnach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und des § 19, wenn\r\n1. die Inbetriebnahme des neuen oder ausgebauten Wärmenetzes erfolgt\r\na) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe a und b bis zum 31. Dezember 2029\r\naa) bis zum 31. Dezember 2026 oder\r\nbb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030 oder\r\nb) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe c bis zum 31. Dezember 2022, […]\r\n§ 22 Zuschlagberechtigter Neubau von Wärmespeichern\r\n(1) Betreiber von Wärmespeichern haben … einen Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags nach Maßgabe der\r\nAbsätze 2 bis 4 und des § 23, wenn\r\n1. die Inbetriebnahme des neuen Wärmespeichers bis zum 31. Dezember 2029 erfolgt\r\na) bis zum 31. Dezember 2026 oder\r\nb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2030, […]\r\n§ 35 Übergangsbestimmungen:\r\n(19) Die Bestimmungen nach § 6 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c, § 7b, § 18 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe\r\na Doppelbuchstabe bb und § 22 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe b dürfen erst nach der beihilferechtlichen\r\nGenehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe der Genehmigung angewandt werden.\r\nRedaktionelle Anpassung der Höchstsätze für EU-Einzelfallnotifizierung auf neue Obergrenze der\r\nAllgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) von 50 Mio. Euro\r\n§ 19 Höhe des Zuschlags für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle legt den Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nmit der Zulassung fest. […]\r\nDer Zuschlag darf insgesamt 250 Millionen Euro je Projekt nicht überschreiten.\r\n§ 20 Zulassung für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, Vorbescheid\r\n(6) Die Zulassung für Zuschlagszahlungen nach § 18, die einen Betrag von 145 Millionen Euro je Unternehmen\r\nüberschreiten, darf von dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle erst nach beihilferechtlicher\r\nGenehmigung durch die Europäische Kommission erteilt werden.\r\n§ 23 Höhe des Zuschlags für den Neubau von Wärmespeichern\r\n(1) Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle legt den Zuschlag für den Neubau von Wärmespeichern\r\nmit der Zulassung fest. […].\r\nDer Zuschlag nach Satz 1 darf insgesamt 150 Millionen Euro je Projekt nicht überschreiten.\r\nSeite 4 von 5\r\nAnpassungen der Fristen an die zunehmende Komplexität für Errichtung und Inbetriebnahme\r\nvon KWK-Anlagen und Wärme-/Kältenetzen\r\n§ 12 Vorbescheid für neue KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 50 Megawatt\r\n(4) Der Vorbescheid erlischt, wenn der Antragsteller […]\r\n2. nicht innerhalb von drei vier Jahren ab Baubeginn die Anlage in Dauerbetrieb genommen hat. Die Frist zur\r\nInbetriebnahme der Anlage kann auf Antrag bei dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle\r\ninnerhalb der ab Baubeginn laufenden Frist von drei vier Jahren einmalig um bis zu einem drei Jahre\r\nverlängert werden.\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\n(1) Betreiber eines neuen oder ausgebauten Wärmenetzes haben gegenüber dem\r\nÜbertragungsnetzbetreiber Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und des\r\n§ 19, wenn […]\r\n2. die Versorgung der Abnehmenden, die an das neue oder ausgebaute Wärmenetz angeschlossen sind, bei\r\neinem Wärmenetz, das nach dem 31. Dezember 2019 und vor dem 1. Juli 2021 in Betrieb genommen\r\nworden ist, innerhalb von 4860 Monaten ab Inbetriebnahme des neuen oder ausgebauten Wärmenetzes\r\nund bei einem sonstigen Wärmenetz innerhalb von 3648 Monaten ab Inbetriebnahme des neuen oder\r\nausgebauten Wärmenetzes […]\r\n§ 20 Zulassung für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, Vorbescheid\r\n(2) Die Angaben nach § 18 Absatz 1 Nummer 2 sind anhand von gemessenen Werten nachzuweisen. Liegen\r\nim Zeitpunkt der Antragstellung noch keine gemessenen Werte vor, so genügen vorläufig prognostizierte\r\nWerte, sofern der Nachweis nach Ablauf von 3648 Monaten oder bei einem Wärmenetz, das nach dem 31.\r\nDezember 2019 und vor dem 1. Juli 2021 in Betrieb genommen worden ist, innerhalb von 4860 Monaten\r\nanhand von gemessenen Werten nachgereicht wird.\r\nKWKAusV: § 18 Erlöschen und Rückgabe von Zuschlägen\r\n(1) Zuschläge erlöschen 54 78 Monate nach ihrer Bekanntgabe nach § 15 Absatz 2, soweit nicht die KWKAnlage\r\noder das innovative KWK-System an dem Standort, der dem Zuschlag zugeordnet worden ist, bis zu\r\ndiesem Zeitpunkt den Dauerbetrieb aufgenommen oder im Fall einer Modernisierung wiederaufgenommen\r\nhat.\r\nKWKAusV: § 21 Pönalen\r\n(1) Bieter müssen an den Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn […]\r\n2. die KWK-Anlage oder das innovative KWK-System mehr als 4872 Monate nach der Bekanntgabe des\r\nZuschlags nach § 15 Absatz 2 den Dauerbetrieb aufgenommen oder im Fall einer Modernisierung\r\nwiederaufgenommen hat, […]"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nVersion: 1.0\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ..................................................................................................... 3\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 4\r\n2 Herausforderungen bei der Realisierung von Importprojekten ................... 5\r\n3 Aufbau und Umstellung der Importinfrastruktur ........................................ 6\r\n4 Prioritäten bei der Zertifizierung ................................................................ 8\r\n5 Importkriterien: Diversifizierung und Priorisierung ................................... 10\r\n6 Midstreamer als entscheidender Faktor im Importprozess ....................... 11\r\n7 Absicherung und Förderinstrumente ........................................................ 12\r\n8 Fazit ........................................................................................................ 13\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\nExecutive Summary\r\nDie deutsche Wasserstoff-Importstrategie muss ein wichtiges Signal an die Wirtschaft und potenzielle\r\nPartnerländer senden. Die ersten Phasen des Hochlaufs müssen strategisch fokussiert,\r\nzügig und mit dem notwendigen Spielraum insbesondere zu Beginn der Transformation angegangen\r\nwerden. Die Importstrategie sollte reflektieren, dass sich Deutschland und die EU in\r\neiner Konkurrenzsituation mit anderen Importländern befinden. In der Initial- und Aufbauphase\r\nmüssen sowohl dekarbonisierter wie auch erneuerbarer Wasserstoff sowie deren Derivate in\r\nder Importstrategie berücksichtigt werden, um in dieser kritischen Zeit die absehbare Knappheit\r\nzügig zu überwinden. Die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ist von besonderer Bedeutung.\r\nGrundsätzlich gilt, dass sich der Import von Wasserstoff und Derivaten an den zukünftigen\r\nBedarfen orientieren muss. Aus Sicht des BDEW sind folgende Punkte für die Realisierung von\r\nImporten und damit die nationale Wasserstoff-Importstrategie wichtig:\r\n› Um Importe zu realisieren, muss die Aufnahmebereitschaft der Infrastruktur in Deutschland\r\ngegeben bzw. absehbar sein. Das H2-Kernnetz mit den Importpunkten, aber auch die Hafeninfrastruktur\r\n(inkl. der Anlandeterminals, Flächen für Tanklager, oberirdische Speicher sowie\r\nAmmoniak-Cracker) sind die wichtigsten Voraussetzungen.\r\n› Es braucht langfristig absehbare Liefermengen, um den Bau und die Auslastung der Importinfrastrukturen\r\nzu realisieren. Deswegen ist neben der Diversifizierung auch die Priorisierung\r\nerster Importkorridore in der Aufbauphase zu prüfen. Die Diversifizierung von Importen\r\nist Funktion eines international liberalisierten Marktes. Dieser muss stets Leitbild sein.\r\n› Importe und Lieferbeziehungen setzen international anschlussfähige Qualitätsstandards sowie\r\nHerkunftsnachweis- und Zertifizierungssysteme voraus. Sie sind auch für einen funktionierenden\r\ninternationalen Handel unabdingbar. Für die langfristigen Lieferverträge ist außerdem\r\ndie Sicherheit notwendig, dass diese Standards nicht für bestehende Projekte verschärft\r\nwerden (Grandfathering).\r\n› Die Rolle der Importeure (Midstreamer) ist von zentraler Bedeutung für alle Phasen des\r\nHochlaufs. Die bestehenden Risiken (u. a. Auslastung der Ammoniak-Cracker, Mengen- und\r\nPreisrisiko zwischen langfristigen Importverträgen und der eher kurzfristigen Weitervermarktung)\r\nmüssen über verschiedene Maßnahmen minimiert werden. Eine Förderung sollte\r\nentsprechend gegeben sein.\r\n› Die Nachfrage muss dem Hochlauf dienend gefördert und abgesichert werden.\r\n› Wasserstoffimporte dürfen politisch nicht mit anderen Zielen überfrachtet werden. Offenheit\r\nbei Produkten und Geografie muss sichergestellt sein.\r\n› Kurzfristig mögliche Maßnahmen sollten dabei priorisiert betrachtet werden, um rasch in\r\npraktisches Handeln zu kommen.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\n1 Einleitung\r\nUm die Dekarbonisierung aller Bereiche der deutschen Wirtschaft und damit auch die ambitionierte\r\nKlimaziele zu erreichen, ist ein rasches Hochfahren einer Wasserstoffwirtschaft notwendig.\r\nDie erforderlichen Bedarfe können sowohl kurz- als auch langfristig nicht durch Eigenproduktion\r\nabgedeckt werden, daher ergibt sich ein beträchtlicher Importbedarf von stofflichen\r\nEnergieträgern, insbesondere für erneuerbaren und dekarbonisierten Wasserstoff1 aus Ländern\r\nmit einem hohen Produktionspotenzial bei vergleichsweise günstigen Gestehungskosten.\r\nDeutschland war und wird Energieimportland bleiben.2 Um die erforderlichen Mengen zur Verfügung\r\nzu stellen, muss an einem internationalen Markt mit einheitlichen Standards und wechselseitigen\r\nAnerkennungsmechanismen gearbeitet werden. Die Initialisierung und der Aufbau\r\neines Wasserstoffmarktes in Deutschland und der EU muss stets im Blick behalten und parallel\r\nvorangetrieben werden. Im Rahmen des Phasenmodells sieht der BDEW einen eingeschwungenen,\r\nsich selbsttragenden Wasserstoffmarkt als das Zielbild für den H2-Hochlauf an.3 Wichtig ist\r\ndabei, dass der Hochlauf gleichzeitig und aufeinander abgestimmt über die gesamte Wertschöpfungskette\r\nerfolgt, um den Wirtschafts- und Industriestandort Deutschland zu stärken.\r\nFür die Realisierung von Wasserstoffimporten sowie Derivaten nach Deutschland sollte das\r\nLeitbild einer Importstrategie aus Sicht des BDEW auf Schnelligkeit, der Verfügbarkeit von\r\nausreichenden Mengen sowie wettbewerbsfähigen Preisen von Wasserstoff am Importpunkt\r\nbasieren. Nur mit einer konsistenten Importstrategie lassen sich die erforderlichen Mengen sowie\r\ndie notwendige Geschwindigkeit erreichen. Beides ist wichtig, da Deutschland mit anderen\r\npotenziellen Importländern auf dem internationalen Markt um zunächst begrenzte Mengen\r\nkonkurriert. Bereits in der Initial- und Aufbauphase muss auf das Ziel eines eingeschwungenen\r\nWasserstoffmarktes mit Wasserstoff als breit handelbarer Commodity hingearbeitet werden:\r\nJe schneller Angebot und Nachfrage für Wasserstoff und Derivate angereizt werden, desto\r\n1 Der Begriff Wasserstoff soll im Folgenden stets erneuerbaren und dekarbonisierten Wasserstoff (durch CCS/ CCU)\r\nsowie Derivate miteinschließen.\r\n2 Die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) nennt einen Importbedarf von 45 bis 90 TWh bzw.\r\n50 bis 70 Prozent des Gesamtbedarfs in 2030 und verweist darauf, dass der Importanteil nach 2030 weiter ansteigen\r\nwird.\r\n3 Das Phasenmodell des BDEW Diskussionspapiers für ein Marktdesign für Wasserstoff zielt auf einen wertschöpfungsübergreifend\r\nabgestimmten H2-Hochlauf ab, welcher die Merkmale und Prioritäten in einzelnen Phasen und\r\ninnerhalb der Wertschöpfungsstufen betont. Die idealtypischen Phasen der Entwicklung eines Wasserstoffmarktes\r\nsind im Zeitablauf die Initial-, Aufbau- und Ausprägungsphase sowie der eingeschwungene Markt als Zielbild.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nsicherer gelingt der Hochlauf und langfristige Erfolg des Wasserstoffmarktes und damit die gesamte\r\nEnergiewende und wirtschaftliche Transformation.\r\nFolgende Elemente sind dabei wichtig:\r\n› Infrastruktur (Pipelines, Speicher, Terminals und Häfen inkl. Ammoniak-Cracker)\r\n› Hochlauf der Liefermengen, um die Infrastruktur auszulasten. Diversifizierung und funktionierender\r\ninternationaler Handel\r\n› Transparente, integre und international anschlussfähige Qualitätsstandards sowie Nachweis-\r\nund Zertifizierungssysteme (inkl. Garantien für bestehende Standards (Grandfathering))\r\n› Rolle der Importeure (Midstreamer) ist von zentraler Bedeutung für alle Phasen des Hochlaufs\r\n› Die Nachfrage muss dem Hochlauf dienend gefördert und abgesichert werden\r\n› Bei den Wasserstoffimporten muss Offenheit bei Produkten und Geografie gelten\r\n2 Herausforderungen bei der Realisierung von Importprojekten\r\nDie Entwicklung von Importprojekten erfolgt unter sehr hohen marktlichen, regulatorischen,\r\ninfrastrukturellen und projektbasierten Herausforderungen. Bisher fehlt es seitens der Endkunden\r\nan verbindlichen Zusagen zu einem „offtake“, das heißt an Verträgen für die Abnahme von\r\nMengen zu bestimmten Preisen und Risikokonditionen.\r\nImporteure stehen vor der Herausforderung, wesentliche Risiken entlang der Lieferkette zu\r\nübernehmen. Konkret bedeutet das, dass sie Abnahmeverpflichtungen gegenüber dem Produzenten\r\nund Lieferverpflichtungen gegenüber dem Kunden eingehen sowie das Risiko einer verfügbaren,\r\nd.h. buchbaren Anlandungs-, Konvertierungs- und Transport-Infrastruktur tragen.\r\nKommt es bei einem der Glieder der Lieferkette zu Verzögerungen oder Ausfällen, können erhebliche\r\nfinanzielle Auswirkungen für den einzelnen Importeur drohen. Absicherungsinstrumente\r\nzur Risikomitigation, wie es sie in ausgeprägten, liquiden Commodity-Märkten (z. B. Gas\r\nund Strom) gibt, werden im Wasserstoffmarkthochlauf nicht in vollem Umfang zur Verfügung\r\nstehen. Beispielsweise wird es keine Ersatzbeschaffungsmöglichkeiten geben, solange Mengen\r\nknapp und vollständig back-to-back vertraglich gebunden sind. Es ist unklar, wie Unternehmen\r\nunter diesen Voraussetzungen Dienstleistungen wie Versorgung, Beschaffung, Portfolioaufbau\r\nund Produktstrukturierung entwickeln können.\r\nDa der Wasserstoffmarkt noch im Aufbau ist und sowohl die Errichtung der Infrastruktur als\r\nauch der Produktionsstätten mit hohen Kosten verbunden ist, sind die initialen Risiken für die\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nbeteiligten Investoren immens. Darüber hinaus bestehen erhebliche Risiken bei der Anerkennung\r\nund Zertifizierung der nachhaltigen Eigenschaft, da diese international nicht einheitlich\r\ngeregelt ist. Hierzu bedarf es Vorgaben, unter welchen Voraussetzungen (u.a. Bilanzierung,\r\nCO2-Allokationsverfahren bzw. -Berechnungsmethoden, anerkannte Standardwerte für Einsatzstoffe\r\nund Verfahren) eine Anerkennung ermöglicht wird. Nicht zuletzt besteht ein erhebliches\r\nPreisrisiko durch die sich von den Angebotspreisen deutlich unterscheidenden Zahlungsbereitschaften\r\nder Nachfrageseite. Dies ist ein essenzieller Punkt, welcher das Abschließen von\r\nEndkundenverträgen aktuell verzögert.\r\nTabelle 1: Auswahl entscheidender Herausforderungen beim Wasserstoffimport\r\nEbene Herausforderung\r\nZertifizierung, Normen\r\nund Standards\r\nKeine einheitliche Zertifizierung und Normung bzw. Anerkennung der jeweiligen Systeme.\r\nFür „First Mover“ besteht die Gefahr, dass sich Kriterien verändern.\r\nMarkt Preis- und Mengenrisiko durch unsichere Nachfrageentwicklung sowie\r\nAbsicherungsinstrumente.\r\nInfrastruktur Verfügbarkeit und Bereitstellung der notwendigen Importinfrastruktur als\r\nGrundvoraussetzung.\r\nProjekt „First Mover Disadvantage“ durch multiple Abnahme- und Absatzrisiken sowie\r\nProduktionsrisiken.\r\nAbsehbar ist, dass zum Aufbau der internationalen Lieferkette Langfristverträge auf der Importebene\r\nvon mind. 15 Jahren zu einem festgelegten Preissystem eingegangen werden müssen.\r\nDiese müssen abnahmeseitig in den Markt in kürzere Fristen und abweichende Preismechanismen\r\ntransferiert werden. Daraus ergeben sich erhebliche Mengen- und Preisrisiken für den Importeur.\r\nDieses so genannte Fristentransformationsrisiko verhindert den schnellen Hochlauf.\r\nGerade die wichtigen „First Mover“ stehen vor besonders hohen finanziellen Risiken. Da in der\r\nAnfangsphase die Risiken in den einzelnen Stufen des Importprozesses zwischen den Vertragsparteien\r\nnicht lösbar sind, müssen diese durch adäquate Regulierung und staatliche Absicherung\r\nadressiert werden, um den Hochlauf in Anbetracht des Phasenmodells zu ermöglichen.\r\n3 Aufbau und Umstellung der Importinfrastruktur\r\nDie Verfügbarkeit geeigneter Infrastruktur wird sowohl auf Angebots- als auch Nachfrageseite\r\nals Grundvoraussetzung identifiziert. Beim Transport gibt es keine universellen Lösungen.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nVielmehr müssen unterschiedliche Optionen (Transportvektoren) genutzt werden, um dem\r\nZiel des Hochlaufs phasengerecht zu dienen und zügig sowohl näher als auch weiter entfernte\r\nProduktionsstandorte zu nutzen. Umstellung und Neubau von Pipelines und Importterminals\r\nsowie der Anschluss an die jeweiligen Infrastrukturen sollten daher schnellstmöglich und zeitgleich\r\nangegangen werden.\r\nDie Anwendung des europäischen und nationalen Regulierungsrahmens in den ausschließlichen\r\nWirtschaftszonen der Mitgliedstaaten sowie die Schaffung von angemessenen Investitionsbedingungen\r\nfür die Finanzierung der Wasserstoffinfrastruktur in internationalen Gewässern ist\r\nwichtig. Das ist nicht nur eine Voraussetzung für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft, sondern\r\nbeeinflusst das Tempo entscheidend.\r\nBereits für den Gastransport ist Deutschland jahrzehntelang die Drehscheibe innerhalb der EU\r\ngewesen. Auch zukünftig kann Deutschland nicht nur als Verbrauchs- sondern auch als Transitland\r\nfür Wasserstoffimporte fungieren. Infrastrukturseitig sind Wasserstoffimporte immer europäisch\r\nzu denken, d. h. es bedarf der gleichzeitigen (schnellen) Errichtung der Importinfrastruktur\r\nin europäischen Partnerländern. Durch die Anbindung an den European Hydrogen\r\nBackbone kann der importierte Wasserstoff effizient und vergleichsweise kostengünstig in\r\nDeutschland und im europäischen Raum verteilt werden.4 Dies erhöht die Resilienz und Versorgungssicherheit\r\nder Energieversorgung in Deutschland und Europa und kann gleichzeitig dafür\r\nsorgen, einseitige Abhängigkeiten zu vermeiden.\r\nDer zügige und verzögerungsfreie Aufbau eines deutschlandweiten leistungsfähigen Wasserstoffnetzes\r\nist für den Hochlauf des Wasserstoffmarktes und eine resiliente, klimaneutrale Energieversorgung\r\ngrundlegend. Die Entscheidung zu einem H2-Kernnetz in Deutschland war ein\r\nwichtiger Schritt, ein solches Wasserstoffnetz zu initialisieren. An das überregionale Transportnetz\r\nmüssen sowohl das Verteilnetz als auch Wasserstoffspeicher angeschlossen sein, um eine\r\nVerteilung und Versorgung in der Fläche, wo diese notwendig und wirtschaftlich sinnvoll ist, zu\r\n4 Projekte wie „AquaDuctus“, der „Baltic Sea Hydrogen Collector“, die Anbindung an Wasserstoff-Importprojekte\r\nin Belgien über die Vorhaben „Belgian Hydrogen Backbone“ und „H2ercules“, der„Central European Hydrogen Corridor“,\r\n„CHE“, der „Czech German Hydrogen Interconnector“, der „Delta Rhine Corridor“ sowie weitere Anbindung\r\ndes niederländischen Backbones an das deutsche Kernnetz, „Flow - making hydrogen happen”, das „German-\r\nDanish Hydrogen Network“, „Hyperlink“, „H2MED“, der „Nordic Baltic Hydrogen Corridor”, „sunsHyne”, oder der\r\n„SoutH2 Corridor“ wie auch aktuelle Projektansätze zum Wasserstoffimport über Italien und die Schweiz sind dabei\r\nzu unterstützen.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nermöglichen. Der Zugang zu Netzen und Speichern muss dabei diskriminierungsfrei ausgestaltet\r\nund der Zubau finanziell incentiviert werden.\r\nZugleich sind auch Terminalinfrastrukturen für den Import von Wasserstoff und Derivaten aufzubauen.\r\nWasserstoffderivate stellen – insbesondere im Fall von Ammoniak – eine wettbewerbsfähige\r\nund vergleichsweise zügig verfügbare Alternative dar, insbesondere bei Importen\r\naus dem außereuropäischen Ausland. Entsprechend ist es wichtig, parallel zum Ausbau der\r\nPipeline-Infrastruktur den Auf- und Umbau der Hafeninfrastruktur zu beschleunigen (inkl. der\r\nAnlandeterminals und der Bereitstellung von Flächen für Tanklager, oberirdische Speicher sowie\r\nAmmoniak-Cracker). Hier spielen vor allem Investitionskosten und (langfristige) Refinanzierungszeiträume\r\neine große Rolle, daher muss die Importstrategie adressieren, wie diese adäquat\r\nverteilt und abgesichert werden können.\r\nDarüber hinaus ist die Übernahme von Ausfall- und Auslastungsrisiken notwendig.\r\nEine Transportinfrastruktur, etwa mittels LPG-Schiffen für den Ammoniaktransport, ist bereits\r\nteilweise vorhanden. Um die schiffseitigen Transportkapazitäten auch für Wasserstoff auszubauen\r\nund aktuelle Engpässe zu überwinden, muss die Importstrategie ein Signal für entsprechende\r\nInnovationen senden. Eine enge Verzahnung mit der Nationalen Hafenstrategie5 erscheint\r\nhier aus Sicht des BDEW sinnvoll, um Energieimporte und Versorgungssicherheit im\r\nTransformationsprozess zu gewährleisten.\r\nDie Importstrategie sollte unterstreichen, dass die Vorgaben aus dem EU Gas- und H2-Paket\r\nzum Zugang für Dritte bei Anlandeterminals zügig umsetzt werden. Dieser muss diskriminierungsfrei\r\nund effizient für alle Marktteilnehmer gewährleistet werden. Um dabei die Interessen\r\naller beteiligten Parteien zu berücksichtigen, muss ein entsprechender Konsultationsprozess\r\nüber die Verbände gewährleistet werden.\r\n4 Prioritäten bei der Zertifizierung\r\nUm die Thematik einordnen zu können, ist es wichtig, zwischen den Begriffen Herkunftsnachweis\r\nund Zertifizierung zu unterscheiden. Beide zielen darauf ab zusätzliche Informationen z. B.\r\nzur Herkunft, Technologie, THG-Intensität und Ähnliches bereitzustellen. In Art. 19 RED II/ RED\r\nIII ist der Begriff Herkunftsnachweis so angelegt, dass die Handelbarkeit dieser Nachweise\r\n5 Vgl. Die Nationale Hafenstrategie für See- und Binnenhäfen (Bundesregierung, 2024).\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nunabhängig von der Commodity möglich ist.6 Allerdings ist für die Anerkennung auf Ziele der\r\nRED III, wie beispielsweise Wasserstoffquoten in Verkehr und Industrie, oder für staatliche Förderungen,\r\nein Nachhaltigkeitszertifikat („Proof of Sustainability”) notwendig. Dieses Zertifikat\r\nkann wiederum nicht von der physischen Commodity getrennt werden. Es muss entlang der\r\nLieferkette massenbilanziert werden. Mit der Union Database wird nun ein Massenbilanzierungssystem\r\nfür Nachhaltigkeitszertifikate angelegt, das den separaten Handel von Herkunftsnachweisen\r\nso bisher nicht vorsieht. Somit führen die geschaffenen gesetzlichen Rahmenbedingungen\r\ndes EU Gas- und H2-Pakets sowie RED II und RED III dazu, dass der Handel von Zertifikaten\r\nunabhängig vom Handel mit der Commodity („Book and Claim“) de facto aufgrund der\r\nregulatorischen Vorgaben heute keine Relevanz mehr hat. Für einen „Book and Claim Mechanismus“,\r\nalso ein einheitliches europäisches System für Nachweise von Herkunft und der erzielten\r\nTHG-Intensität von erneuerbaren und dekarbonisierten Gasen wie Wasserstoff (idealerweise\r\nunabhängig vom Handel mit der Commodity), setzt sich der BDEW bereits seit langer Zeit\r\nein, um den Wasserstoffhochlauf verbrauchsunabhängig zu fördern.\r\nDie Bundesregierung sollte im Rahmen der EU auf den Aufbau eines europäischen Wasserstoffbinnenmarktes\r\ninklusive „Book and Claim Mechanismus“ hinwirken. Hierfür ist der Aufbau\r\neines Handelssystems von Zertifikaten, die grenzüberschreitend in Europa gehandelt werden\r\nkönnen notwendig. International ist eine Anschlussfähigkeit der Zertifizierungssysteme und\r\nwechselseitige Anerkennung der Datenbanken wichtig. Die Anschlussfähigkeit an den noch aufzubauenden\r\naußereuropäischen Import von Wasserstoff ist dabei von hoher Wichtigkeit. Dort\r\nwo nun ein Massenbilanzierungssystem durch aktuell bestehende EU-Regelungen unabdingbar\r\neinzuführen ist, sollte die Bundesregierung dafür sorgen, dass die nationale Umsetzung so weit\r\nwie möglich flexibel gestaltet wird.\r\nDie Anrechenbarkeit auf EE-Ziele und Quoten ist derzeit der Treiber für die Erzeugung der notwendigen\r\nMengen an Wasserstoff. Dementsprechend zentral ist der Aufbau der Zertifizierung\r\nfür RFNBO und dekarbonisierten H2, insbesondere die Akkreditierung von freiwilligen internationalen\r\nSystemen zur Nachweisführung (Art. 30, RED II), durch die EU-Kommission. Die aktuellen\r\nVerzögerungen bedeuten, dass Produzenten weltweit nach wie vor gesicherte Details fehlen,\r\nwie sie den Nachweis für ihre Produktion zu erbringen haben. Die Bundesregierung sollte\r\nsich mit Hochdruck für eine schnellstmögliche Ausgestaltung und Akkreditierung von Zertifizierungssystemen\r\neinsetzen, um für Investoren und Projektentwickler weltweit\r\n6 Folglich wird in diesem Positionspapier der Begriff Herkunftsnachweis nur dann genutzt, wenn diese Voraussetzung\r\ngegeben ist.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nRechtssicherheit zu schaffen und eine Anrechnung auf definierte EU-Ziele und Quoten zu ermöglichen.\r\nUm Verwerfungen im H2-Markthochlauf durch zukünftige regulatorische Anpassungen\r\nzu verhindern und aufgrund von zumeist langfristigen Lieferverträgen, ist außerdem zwingend\r\nnotwendig, dass Bestandsgarantien für Zertifizierungsregelungen bestehen (Grandfathering-\r\nSystem) und damit Planungssicherheit gegeben wird.\r\nAußerdem fehlt eine Einigung über die Reinheit des Wasserstoffs. Derzeit gibt es weder nationale\r\nnoch europäische Standards für die technische Normung für die Reinheit und Qualität für\r\nWasserstoff. Standardisierung und technische Normung leisten einen wichtigen Beitrag für den\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die künftige Marktausgestaltung. Folglich müssen sie\r\nin der Importstrategie entsprechend adressiert werden. Hierzu gehören auch Sicherheitskriterien.\r\nLangfristig stellt ein internationaler H2-Qualitätsstandard ein technisch-wirtschaftliches\r\nOptimum dar.\r\n5 Importkriterien: Diversifizierung und Priorisierung\r\nAus Sicht des BDEW müssen die Importkriterien für Wasserstoff und Derivate ermöglichenden\r\nund keinen prohibitiven Charakter zur Beschleunigung des Hochlaufs haben. Gerade zu\r\nBeginn des Markthochlaufs bedarf es sowohl erneuerbaren als auch dekarbonisierten Wasserstoffs.\r\nDekarbonisierter Wasserstoff sollte in der Importstrategie derart einbezogen werden,\r\ndass Projekten ausreichende Investitionsanreize im Sinne von langfristiger regulatorischer Sicherheit\r\nund vor allem hinsichtlich der notwendigen Amortisationszeit gegeben werden.\r\nIm Sinne der Versorgungssicherheit muss es auch das Ziel sein, stabile und langanhaltende\r\n„strategische“ Partnerschaften zu etablieren. Da die Interessen der potenziellen Partnerländer\r\nnicht zwangsläufig auf den Export von Wasserstoff und somit deckungsgleich mit deutschen\r\nInteressen sein müssen, sollte die Importstrategie einen klaren Nutzen für die Partnerländer\r\naufzeigen. Folglich muss eine Importstrategie eine Antwort darauf liefern, wie sich Deutschland,\r\nauch im Zusammenspiel mit der EU, in Zukunft als verlässlicher Partner im Ausland positionieren\r\nkann. Da für die Realisierung von Importen der Bau von Infrastrukturen und Aufbau von\r\nLogistikketten notwendig ist, bedarf es dafür langfristig absehbare Liefermengen, um eine Auslastung\r\nsicherzustellen. Deswegen ist neben der Diversifizierung auch die Priorisierung erster\r\nImportkorridore in der Aufbauphase zu prüfen. Das Ziel des Hochlaufs der Importe muss im\r\nVordergrund stehen und eine Überfrachtung mit weiteren Themen vermieden werden.\r\nIm globalen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sollten alle potenziellen Importoptionen betrachtet\r\nwerden. Strategische bilaterale Partnerschaften zwischen Regierungen können insbesondere\r\nin der Aufbauphase einen wichtigen Beitrag zur Investitionssicherheit und folglich zur\r\nSkalierung der Mengen liefern. Der Fokus muss auf Partnerländern weltweit liegen, die\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\nzuverlässig und im Rahmen stabiler politischer Zusammenarbeit in der Lage sind, schnell große\r\nMengen an Wasserstoff zu wettbewerbsfähigen Preisen zu liefern. Die Importstrategie sollte\r\ndarüber hinaus die Potenziale der einzelnen Importkorridore prüfen und klar aufzeigen.\r\nFür außereuropäische Importe von Wasserstoff sollten die gleichen Kriterien wie für innereuropäische\r\nProduktion gelten. Die Rahmenbedingungen für Importe sind bereits in der Initialphase\r\nso auszugestalten, dass sich ein fairer Wettbewerb unter gleichen Bedingungen entfalten kann.\r\nDer Marktzugang darf nicht durch zu hohe bürokratische Hürden erschwert werden. Eine Fragmentierung\r\ndes Wasserstoffmarktes in einzelne, kleinere Märkte muss dabei verhindert werden.\r\n6 Midstreamer als entscheidender Faktor im Importprozess\r\nFür eine höhere Investitionssicherheit und bessere Auslastung der Infrastruktur sollte es das\r\nZiel sein, Langfristverträge für Wasserstoff aus der nationalen Produktion und für Wasserstoffimporte\r\nzu etablieren. Für wettbewerbsfähige Preise müssen jedoch auch kurzfristige Lieferungen,\r\nMehrlieferantenstrategien und der Weiterverkauf von Wasserstoff aus langfristigen\r\nVerträgen ermöglicht werden. Midstreamer können das System effizient optimieren sowie Kunden\r\nund Produzenten dabei unterstützen, sich preislich abzusichern.\r\nUm den Markthochlauf im Sinne des Phasenmodells zu beschleunigen, ist die Rolle von Midstreamern\r\nzentral. Der Midstreamer fungiert beim Importprozess als Aggregator auf der Nachfrageseite.\r\nAuf der Angebotsseite sichert der Midstreamer die Versorgungssicherheit durch eine\r\ndiversifizierte Beschaffung. Operativ kümmert sich der Midstreamer um die physische Abwicklung\r\nder importierten Warenflüsse von der Quelle bis zum Kunden, die Vorratshaltung, den\r\nMengenausgleich von Schwankungen auf Angebots- und Nachfrageseite, sowie die Qualitätskontrolle\r\nbei der Molekülbeschaffung und bei der Zertifizierung. Dies ist insbesondere beim Import\r\nvon größeren Mengen entscheidend.\r\nDie Rolle des Midstreamers ist unbedingt marktlich auszuprägen. Im Markt stehen genügend\r\nUnternehmen bereit, die analog zum Gasmarkt bereit sind, auch im Wasserstoffmarkt diese\r\nFunktion zu übernehmen. Aktuell bestehen jedoch konkrete Herausforderungen wie die Absicherung\r\nvon langfristigen Verträgen mit Produzenten, Infrastrukturbetreibern und Abnehmern\r\nsowie die große Förderlücke zwischen den hohen Erzeugungspreisen auf der einen und der geringen\r\nZahlungsbereitschaft auf der anderen Seite. Eine Zentralisierung dieser Rolle auf nur einen\r\nAkteur oder eine staatlich kontrollierte Institution wäre nicht zielführend, da nur Wettbewerb\r\nund Akteursvielfalt diese Leistungen effizient erbringen können. Folglich sollten Politik\r\nund Regulierung darauf achten, dass die Maßnahmen zur Unterstützung des Wasserstoffhochlaufs\r\neine unternehmerische Ausgestaltung der Midstreamer-Rolle ermöglicht.\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n7 Absicherung und Förderinstrumente\r\nFür einen zügigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sind staatliche Fördermechanismen entlang\r\nder gesamten Wertschöpfungskette unerlässlich, um langfristig das Zielbild eines eingeschwungenen\r\nMarktes erreichen zu können. Zur Schaffung von Investitionssicherheit auf Produzenten-\r\nund Abnehmerseite sind die europäischen wie nationalen Förderinstrumente\r\nschnell, einfach und rechtsicher umzusetzen sowie miteinander zu verzahnen. Das Ziel muss\r\neine möglichst vereinfachte und aufeinander abgestimmte Förderlandschaft sein, welche in der\r\nLage ist, einen H2-Markt zu kreieren.\r\nDer BDEW begrüßt die Initiative des BMWK mit dem Instrument H2Global internationale Wertschöpfungsketten\r\nfür Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten aufzubauen. Wünschenswert\r\nfür die Weiterentwicklung und Vereinfachung von H2Global sind insbesondere die Förderung\r\nbilateraler Verträge durch die Anwendung eines direkten CfD-Mechanismus, Zugang zu\r\nden Auktionen für einen großen Teilnehmerkreis inklusive Midstream-Unternehmen, die Anwendung\r\ndes Instrumentes auch für die internationale Säule der EU Hydrogen Bank. Um den\r\nWasserstoff-Hochlauf zu gewährleisten, sollten die Ausschreibungsrunden über H2Global auch\r\nfür dekarbonisierten Wasserstoff geöffnet und auch die Vorlaufzeiten für den Bau der Infrastruktur\r\nberücksichtigt werden. Eine ausreichende Ausstattung mit Mitteln zur Durchführung\r\nder operativen Tätigkeiten muss zudem gewährleistet sein.\r\nNeben der Förderung der Angebotsseite ist es ebenso wichtig, die inländische Nachfrage zu\r\nstärken und mit den Klimaschutzverträgen erste Nachfrage nach Wasserstoff bzw. -derivaten\r\nzu ermöglichen, auch wenn diese im Ausland erzeugt und in Folge importiert werden. Eine\r\nwachsende Nachfrage reizt an, in Angebote, auch aus Importen, zu investieren. Folglich müssen\r\ndie Klimaschutzverträge zügig umgesetzt werden.\r\nImportprojekte müssen über eine lange, komplexe Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette\r\nmit unterschiedlichen Schnittstellen realisiert werden. Aktuell bestehen u. a. hohe Preis- und\r\nMengenrisiken, welche wesentlich zu den ausbleibenden Commodity-Verträgen beitragen. Die\r\nImportrisiken benötigen staatliche Absicherung, um die Midstream-Funktion für den Markt\r\nauszugestalten. Es bedarf neuer Instrumente, um Ausfall- und Auslastungsrisiken zu adressieren.\r\nDiese könnten auch analog zu Hermesdeckungen bzw. Finanzierungs- oder Kapitalzuschussmechanismen\r\nder KfW IPEX-Bank ausgestaltet werden.\r\nWeiterhin ist zu betonen, dass nicht nur direkte finanzielle Förderung von staatlicher Seite dieses\r\n„funding gap“ schließen kann. Auch eine smarte Regelsetzung kann die Lücke durch eine\r\nerhöhte Zahlungsbereitschaft der Abnehmer schließen. Folglich ist aus Sicht des BDEW entscheidend,\r\ndass aktuelle Legislativverfahren im nationalen sowie europäischen Kontext zügig\r\numgesetzt werden, um Planungssicherheit für die Energiewirtschaft zu erreichen und den\r\nWasserstoff-Importstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nMarkthochlauf zu forcieren. Eine intelligente und schnelle Umsetzung europäischer Richtlinien\r\n– insbesondere der RED III Wasserstoff-Ziele – in nationales Recht ist daher unerlässlich,\r\ngerade auch um den direkten Förderbedarf, der dennoch nach wie vor notwendig ist, nicht weiter\r\nzu erhöhen. Der Erfolg der konkreten regulatorischen Umsetzung auf nationaler und europäischer\r\nEbene wird maßgeblich dafür sein, ob Investitionsentscheidungen im In- und Ausland\r\nin Produktionsanlagen getätigt werden.\r\n8 Fazit\r\nDer Hochlauf und der Erfolg einer Wasserstoffwirtschaft ist neben dem zügigen Ausbau der Erneuerbaren\r\nEnergien und der Energienetze eine energiewirtschaftliche und industriepolitische\r\nNotwendigkeit. Neben unbestreitbaren Herausforderungen ergeben sich immense Chancen,\r\n(noch bestehende) Technologieführerschaft auszubauen und neue Wertschöpfungsketten und\r\n-tiefen zu etablieren. Die NWS formuliert daher zurecht ehrgeizige Ziele für und hohe Erwartungen\r\nan den Hochlaufpfad. Diese Ambitionen gilt es nun auch mit Blick auf eine Importstrategie\r\nmit Maßnahmen zu hinterlegen.\r\nDie deutsche Wasserstoff-Importstrategie muss ein wichtiges Signal an die Wirtschaft und potenzielle\r\nPartnerländer senden. Die ersten Phasen des Hochlaufs (Initial- und Aufbauphase)\r\nmüssen strategisch fokussiert, zügig und mit dem notwendigen Spielraum insbesondere zu Beginn\r\nder Transformation angegangen werden. Angesichts der Knappheit in diesen kritischen\r\nPhasen müssen sowohl dekarbonisierter wie auch erneuerbarer Wasserstoff sowie deren Derivate\r\nin der Importstrategie berücksichtigt werden. Die Gewährleistung der Versorgungssicherheit\r\nist, auch im Hinblick auf Lehren aus den geopolitischen Umwälzungen in Folge des russischen\r\nAngriffskriegs auf die Ukraine, von besonderer Bedeutung."},"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"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nEinführung von ökologischen Mindeststandards für Solar-anlagen auf der Freifläche\r\nVersion: 1.0\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 18\r\nInhalt\r\nEinleitung .................................................................................................................. 3\r\n1 Allgemeine Anmerkungen .......................................................................... 3\r\n2 Gesetzliche Grundlagen ............................................................................. 4\r\n2.1 Ökologische Vorgaben ........................................................................... 4\r\n2.2 Gesetzliche Nachweispflichten der Anlagenbetreiber sowie Kontrolle der Nachweise ....................................................................................... 5\r\n2.2.1 Anlagen mit einem Ausschreibungszuschlag ........................................ 5\r\n2.2.2 Anlagen in der gesetzlichen Förderung ................................................. 7\r\n2.2.3 Netzbetreiber-Prüfung .......................................................................... 8\r\n2.2.4 Sanktionierung eines Verstoßes durch den Netzbetreiber ................. 10\r\n3 Kriterium 1: Maximale Bedeckung der Grundfläche mit Solarmodulen ..... 11\r\n4 Kriterium 2: Biodiversitätsförderndes Pflegekonzept ................................ 13\r\n5 Kriterium 3: Durchgängigkeit für Tierarten ............................................... 13\r\n6 Kriterium 4: standortangepasste Typen von Biotopelementen ................. 14\r\n7 Nachweisführung der Kriterien und Vollzugskontrolle durch den Netzbetreiber .......................................................................................... 15\r\n7.1 Automatische Erfassungsmethoden ................................................... 17\r\n8 BMWK-Leitfaden versus BNetzA-Festlegung ............................................. 17\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 18\r\nEinleitung\r\nIm Rahmen der Umsetzung des Solarpakets I plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, in einem Leitfaden Hinweise für die Praxis zu näheren Einzelheiten der verschie-denen ökologischen Mindestkriterien für Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FAA) sowie zu geeigneten Nachweisen zu geben. Der BDEW möchte diese Gelegenheit nutzen, um Vor-schläge zur Gestaltung der Kriterien sowie zur Vollzugskontrolle einzubringen.\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Bundestag noch zahlreiche Punkte im Regierungsentwurf zum „Solarpaket I“ geändert und ergänzt hat, die die Branche im Rahmen der Verbändebeteiligung zum Gesetzentwurf eingefordert hatte. Der BDEW begrüßt auch die Einführung von Mindest-kriterien für Solaranlagen auf der Freifläche (ausgenommen: besondere Solaranlagen) zur Stärkung der Biodiversität, da sich der Ausbau der Solarenergie ideal dazu eignet, Klimaschutz und die Stärkung der Artenvielfalt gemeinsam voranzutreiben. Die Branche möchte hierzu ei-nen Beitrag leisten.\r\nIm nächsten Schritt ist es wichtig anzuerkennen, dass es sich bei Photovoltaik-Freiflächenanla-gen auf landwirtschaftlichen Flächen, die gezielt biodiversitätsfördernd von Landwirten und Landwirtinnen gepflegt werden, auch weiterhin um Landwirtschaft handelt. Denn gemäß der gemeinsamen Agrarpolitik (GAP) sind die landwirtschaftlichen Betriebe aufgefordert, zuneh-mend Ökosystemleistungen auf den landwirtschaftlichen Flächen für eine Steigerung der Ar-tenvielfalt und des Klimaschutzes zu erbringen. Dieses Ziel ließe sich ideal auf Photovoltaik-Freiflächen verwirklichen. Es bedarf dafür allerdings einer Klarstellung in der GAP-Direktzah-lungsverordnung, dass es sich auch bei biodiversitätsfördernder Flächenpflege in Solaranlagen um Landwirtschaft handelt.\r\n1 Allgemeine Anmerkungen\r\nNach der vom Bundestag beschlossenen und mittlerweile in Kraft getretenen Fassung des So-larpakets I müssen sowohl die Solaranlagen des ersten Segments (als Ausschreibungsanlagen) als auch Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung nach § 48 Abs. 1 EEG ökologische Min-deststandards einhalten, verbunden mit Übergangsvorschriften. Beide Anlagensegmente müs-sen mindestens drei der fünf gesetzlich vorgesehenen Kriterien nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 erfüllen. Die Einhaltung der Standards soll teilweise von der Bundesnetzagen-tur (BNetzA), überwiegend aber von den Netzbetreibern kontrolliert, und die Nichteinhaltung nach § 52 EEG 2023 sanktioniert werden.\r\nIn diesem Positionspapier gibt der BDEW eine sowohl praxis- als auch rechtsbezogene Bewer-tung zu den jeweiligen Kriterien zur Prüfung der ökologischen Mindeststandards sowie zur Vollzugskontrolle durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) und den Netzbetreiber. Ein\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 18\r\nwesentlicher Punkt ist es im Folgenden klarzustellen, was ein Stromnetzbetreiber überhaupt und in welchem Umfang kontrollieren kann. Stromnetzbetreiber (nachfolgend „Netzbetrei-ber“) betreiben Stromnetze und sind keine Experten für Biodiversität.\r\nDieses Positionspapier enthält neben Hinweisen zur Ausgestaltung des Leitfadens - auch ge-rade hinsichtlich der Nachweispflichten der Anlagenbetreiber - Forderungen des BDEW zur weiteren Ausgestaltung der entsprechenden gesetzlichen Regelungen, die im Rahmen des anstehenden Solarpakets II/EnWG-Artikelgesetz berücksichtigt werden sollten.\r\n2 Gesetzliche Grundlagen\r\n§ 37 Abs. 1a EEG 2023 und § 48 Abs. 6 EEG 2023 führen gleichlautend ökologische Mindest-standards für Solaranlagen des ersten Segments (Ausschreibungen) und nach § 48 Abs. 1 EEG (gesetzliche Förderung) ein. Die Einhaltung dieser Vorgaben wird teilweise von der BNetzA, überwiegend aber von den Netzbetreibern kontrolliert, und die Nichteinhaltung nach § 52 EEG durch den Netzbetreiber sanktioniert.\r\n2.1 Ökologische Vorgaben\r\nGemäß § 37 Abs. 1a EEG 2023 dürfen Gebote für Anlagen nach § 37 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG 2023 nur abgegeben werden, wenn die Anlagen mindestens drei der folgenden Kriterien erfül-len sollen:\r\n1. Die von den Modulen maximal in Anspruch genommene Grundfläche beträgt höchs-tens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens,\r\n2. Auf dem Boden unter der Anlage wird ein biodiversitätsförderndes Pflegekonzept angewandt, indem\r\na) die Mahd zur Förderung der Biodiversität maximal zweischürig erfolgt und das Mahdgut abgeräumt wird oder\r\nb) die Fläche als Portionsweide mit biodiversitätsfördernd an den Flächenertrag an-gepasster Besatzdichte beweidet wird.\r\n3. Die Durchgängigkeit für Tierarten gewährleistet wird, indem\r\na) bei Anlagen, die an mindestens einer Seite eine Seitenlänge von mehr als 500 Metern aufweisen, Wanderkorridore für Großsäuger angelegt werden, deren Breite und Bepflanzung die örtlichen Gegebenheiten berücksichtigen und\r\nb) die Durchgängigkeit für kleinere Tierarten gewährleistet wird.\r\n4. Auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage werden standortangepasste Typen von Biotopelementen angelegt.\r\n5. Die Anlage wird bodenschonend betrieben, indem\r\na) auf der Fläche keine Pflanzenschutz- oder Düngemittel verwendet werden und\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 18\r\nb) die Anlage nur mit Reinigungsmitteln gereinigt wird, wenn diese biologisch ab-baubar sind und die Reinigung ohne die Verwendung der Reinigungsmittel nicht möglich ist.\r\nDiese Vorgaben sind gleichlautend für Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung in § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 übernommen worden.\r\n2.2 Gesetzliche Nachweispflichten der Anlagenbetreiber sowie Kontrolle der Nachweise\r\n2.2.1 Anlagen mit einem Ausschreibungszuschlag\r\nBei Anlagen nach § 37 Abs. 1 Nr. 1 oder 2 EEG, die einen Ausschreibungszuschlag erhalten sol-len, muss der Bieter bei Abgabe des Gebots eine Eigenerklärung abgeben, dass die Anlage die Voraussetzungen des § 37 Abs. 1a EEG 2023 erfüllen soll (§ 37 Abs. 2 Nr. 6 EEG 2023). Dies be-dingt, dass der Bieter auch im Rahmen dieser Eigenerklärung angibt, welche drei von den fünf Kriterien die Anlage erfüllen soll. Mangels Errichtung bzw. Betriebs der Anlage ist allerdings die Erfüllung keines der § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 EEG 2023 genannten Kriterien bereits bei Ge-botsabgabe für die BNetzA prüfbar. Dementsprechend kann die BNetzA hier nur die Vorlage der Bestätigung des Bieters kontrollieren.\r\nBei Antragstellung auf Zahlungsberechtigung muss der Bieter bestätigten, dass die Anforde-rungen nach § 37 Absatz 1a EEG 2023 erfüllt werden, sofern der Antrag für Gebote für Anla-gen nach § 37 Absatz 1 Nr. 1 oder Nr. 2 gestellt wird (§ 38 Abs. 2 Nr. 7 i. V. mit § 38a Abs. 1 Nr. 7 EEG). Voraussetzung für die Antragstellung auf Zahlungsberechtigung ist, dass die Anlage bereits errichtet und in Betrieb genommen worden ist (§ 38 Abs. 2 Nr. 5 i. V. mit § 38a Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023).\r\nDie BNetzA hat insoweit erst einmal nur die Vorlage eines entsprechenden Nachweises nach § 38 Abs. 2 Nr. 7 EEG zu prüfen (§ 38a Abs. 1 Nr. 7 EEG 2023). Eine weitergehende Prüfung der Einhaltung der Voraussetzungen ist nur im Falle von § 37 Abs. 1a Nr. 1, 3 und 4 EEG 2023 mög-lich, weil nur die Einhaltung dieser Voraussetzungen bereits bei Inbetriebnahme der Anlage kontrolliert werden kann, jedoch nicht diejenigen Kriterien, die erst im Laufe des Betriebs der Anlage greifen.\r\nHingegen kann die Einhaltung dieser Kriterien\r\n- Nr. 1, dass die von den Modulen maximal in Anspruch genommene Grundfläche höchs-tens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens beträgt,\r\n- Nr. 3, dass die Durchgängigkeit für Tierarten gewährleistet wird und\r\n- Nr. 4, dass auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage standortangepasste Typen von Biotopelementen angelegt werden,\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 18\r\nnachträglich verändert werden. Die Prüfung der Einhaltung der Kriterien durch die BNetzA kann daher nur für den Moment der Antragstellung auf Zahlungsberechtigung stattfinden, aber nicht für die Folgezeit.\r\nDie übrigen, in § 37 Abs. 1a Nr. 2 und 5 EEG 2023 genannten Voraussetzungen sowie die fort-dauernde Einhaltung der Voraussetzungen unter Nr. 1, 3 und 4 der Regelung können erst im Laufe des Betriebs der Anlage geprüft werden und nicht durch die BNetzA im Rahmen des An-trags auf Zahlungsberechtigung.\r\nNachweispflichten nach Inbetriebnahme: Wählt der Anlagenbetreiber die Kriterien aus § 37 Abs. 1a Nr. 2 oder Nr. 5 EEG, muss er gegenüber dem Netzbetreiber die Einhaltung dieser Kri-terien auch zum Ablauf jedes fünften Jahres nach der Ausstellung der Zahlungsberechtigung nachweisen (§ 38a Abs. 3 Satz 5 EEG 2023).\r\nHierbei bleibt allerdings vollkommen offen, welches Nachweismittel der Anlagenbetreiber in diesem Rahmen verwenden muss. Eine Regelung wie in § 48 Abs. 6 Satz 2 und 3 EEG 2023 („Ei-generklärung“ sowie „weitere Nachweise“) fehlt bei ausschreibungsbasiert geförderten Solar-anlagen des ersten Segments.\r\nEs fehlt außerdem eine ausdrückliche Nachweispflicht für die (fortdauernde) Einhaltung der Voraussetzungen\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023, z. B. hinsichtlich einer Versetzung der Anlage bzw. eines Zubaus von weiteren Modulen auf der Vorhabensfläche,\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 3 EEG 2023 hinsichtlich der fortdauernden Gewährleistung der Durchgängigkeit,\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 4 EEG 2023 hinsichtlich der Anlegung von standortangepassten Typen von Biotopelementen auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage und de-ren Beibehaltung.\r\nDie Beschlussempfehlung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie1 weist in der Begründung der entsprechenden Regelungen folgende Nachweismöglichkeiten aus:\r\n- Nr. 1: Nachweis auf Verlangen durch die Vorlage der Baugenehmigung,\r\n- Nr. 2: Nachweis auf Verlangen beispielsweise durch entsprechende Verträge über die Lieferung des Mahdgutes oder die Beweidung der Fläche,\r\n1 BT-Drs. 20/11180, S. 134 f. (unlektoriert).\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 18\r\n- Nr. 3: Nachweis für die Möglichkeit, dass kleinere Tierarten auf die Anlagenfläche ge-langen können, beispielsweise durch eine Lücke zwischen Oberboden und Zaununter-kante, sofern die Anlage eingezäunt ist; genereller Nachweis auf Verlangen beispiels-weise durch eine Umweltbaubegleitung während der Errichtungsphase der Freiflä-chenanlage,\r\n- Nr. 4: „standortangepasste Typen von Biotopelementen“ werden in der Beschlussemp-fehlung beschrieben als „beispielsweise (…) Anpflanzungen heimischer Sträucher und Hecken oder die Einsaat der Flächen mit artenreichem regionalem Saatgut“; Nachweis auf Verlangen beispielsweise durch die Bestätigung einer Umweltbaubegleitung wäh-rend der Errichtungsphase der Freiflächenanlage,\r\n- Nr. 5: Nachweismöglichkeiten für die Verwendung von biologisch abbaubaren Reini-gungsmöglichkeiten werden in der Beschlussempfehlung nicht dargestellt; eine Reini-gung unter Verwendung von Reinigungsmitteln dürfte nach der Beschlussempfehlung insbesondere bei Verunreinigungen notwendig sein, die ohne den Zusatz von biolo-gisch abbaubaren Reinigungsmitteln nicht von den Modulen entfernt werden können.\r\n2.2.2 Anlagen in der gesetzlichen Förderung\r\nBei Anlagen in der gesetzlichen Förderung nach § 48 Abs. 1 Nr. 1 bis 3 und 6 EEG 2023 müssen die entsprechenden Anlagenbetreiber sicherstellen, dass die Anlagen mindestens drei von den fünf Kriterien erfüllen (§ 48 Abs. 6 EEG 2023). Unklar bleibt hier allerdings, wann der Anlagen-betreiber auswählen darf und muss, welche drei der fünf Kriterien er für seine Anlage erfüllen möchte und ob er diese Auswahl später ändern darf.\r\n§ 48 Abs. 6 Satz 2 EEG 2023 bestimmt zudem, dass Anlagenbetreiber die Erfüllung der Anfor-derung nach Satz 1 der Regelung gegenüber dem Netzbetreiber durch Eigenerklärungen nach-weisen können, wobei\r\n- die Anforderungen nach Satz 1 Nr. 1, 3 und 4 der Regelung einmalig zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme und\r\n- die Anforderungen nach Satz 1 Nr. 2 und 5 der Regelung zum Zeitpunkt der Inbetrieb-nahme und danach zum Ablauf jedes fünften Jahres gegenüber dem Netzbetreiber nachzuweisen sind.\r\nHieraus ergibt sich folgende Reihung der Nachweispflichten mit Rücksicht auf die entspre-chenden Anforderungen:\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 18\r\nNachweis einmalig zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme:\r\n- die von den Modulen maximal in Anspruch genommene Grundfläche beträgt höchs-tens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens,\r\n- die Durchgängigkeit für Tierarten wird gewährleistet und\r\n- auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage werden standortangepasste Typen von Biotopelementen angelegt.\r\nDiese einmalige Nachweispflicht lässt jedoch außer Betracht, dass sich die ersten beiden Krite-rien nach Inbetriebnahme der Installation durch Zubau anderer Module verändert werden können und dass die Biotopelemente während der Betriebsdauer der Anlage auch gepflegt werden müssen. Bei diesen drei Kriterien ist daher nicht sichergestellt, dass diese während der gesamten Betriebsdauer der Anlage auch tatsächlich eingehalten werden. Theoretisch denkbar ist auch, dass die Anlagenbetreiber während der Betriebsdauer der Anlage zwischen den verschiedenen Punkten von § 48 Abs. 6 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 wechseln, solange mindes-tens drei dieser fünf Anforderungen eingehalten werden.\r\nNachweis zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme und danach zum Ablauf jedes fünften Jahres:\r\n- auf den Boden unter der Anlage wird ein biodiversitätsförderndes Pflegekonzept ange-wandt und\r\n- die Anlage wird bodenschonend betrieben.\r\nArt des Nachweises des Anlagenbetreibers:\r\nDie Art der vom Anlagenbetreiber bei Inbetriebnahme der Anlage sowie zum Ablauf jedes fünften Jahres vorzulegenden Nachweise wird in § 48 Abs. 6 Satz 2 EEG 2023 als „Eigenerklä-rungen“ festgelegt. Darüber hinaus regelt § 48 Abs. 6 Satz 3 EEG 2023, dass Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber auf Verlangen geeignete Nachweise zur Überprüfung der abgegebenen Ei-generklärungen vorlegen müssen. Ergänzend hierzu können die vorstehend unter Nr. 2.2.1 an-geführten Nachweise aus der Begründung der Beschlussempfehlung des Bundestagsausschus-ses für Klimaschutz und Energie herangezogen werden.\r\n2.2.3 Netzbetreiber-Prüfung\r\nNachfolgend wird dargestellt, wie weit überhaupt die gesetzlich vorgesehene Netzbetreiber-Prüfung der Einhaltung der Anforderungen nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 gehen kann:\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 18\r\nAusschreibungsanlagen:\r\nStellt die BNetzA eine Zahlungsberechtigung zugunsten einer bezuschlagten Solaranlage des ersten Segments aus, obliegt dem Netzbetreiber nach § 38a Abs. 2 und 3 EEG 2023 die Prü-fung der dort genannten Voraussetzungen für die Förderfähigkeit der Anlage. Dementspre-chend muss der Netzbetreiber im Rahmen der Netzbetreiber-Prüfung nach § 38a Abs. 3 EEG 2023 die Korrektheit des Nachweises über die Einhaltung der ökologischen Kriterien nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 EEG 2023 prüfen.\r\nDiese Prüfung kann aber nur so weit gehen, wie sie zu diesem Zeitpunkt faktisch möglich ist, d. h. nur hinsichtlich der Fragen,\r\n- ob die von den Modulen maximal in Anspruch genommene Grundfläche höchstens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens beträgt,\r\n- ob die Durchgängigkeit für Tierarten (durch entsprechende Korridore) gewährleistet wird bzw.\r\n- ob auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage standortangepasste Typen von Bi-otopelementen angelegt worden sind.\r\nBei den ersten beiden Punkten ist bereits mehr als fraglich, ob der Netzbetreiber entspre-chende, ggf. als Nachweis vorgelegte Kameraaufnahmen auszuwerten hat oder nicht.\r\nDie übrigen, in § 37 Abs. 1a Nr. 2 und 5 EEG 2023 genannten Voraussetzungen können erst im Laufe des Betriebs der Anlage eingehalten werden, weshalb der Netzbetreiber sie auch erst zu einem entsprechend späteren Zeitpunkt prüfen kann. Daher ist eine Prüfung dieser Vorausset-zungen im Rahmen von § 38a Abs. 3 EEG 2023 faktisch nicht möglich.\r\nZu beachten ist sowohl bei den im Rahmen der Netzbetreiber-Prüfung nach § 38a Abs. 3 EEG 2023 als auch im Rahmen der Folgeprüfungen des Netzbetreibers, dass dieser nur die Einhal-tung der Kriterien prüfen kann, zu der er fachlich in der Lage ist. Eine weitergehende Prüfung, insbesondere der fachlichen Richtigkeit der Anlagenbetreiber-Eigenerklärungen, ist jenseits von offensichtlichen Unrichtigkeiten nicht möglich, weil dem Netzbetreiber eine entspre-chende ökologische Fachkunde fehlt.\r\nDaher sollte die primäre Nachweisführung bei Ausschreibungsanlagen durch Eigenerklärun-gen gegenüber dem Netzbetreiber als hinreichend gelten und dies auch im Leitfaden des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) entsprechend so dokumentiert werden. Sollte der Netzbetreiber anlassbezogen begründete Zweifel an der Richtigkeit der Ei-generklärungen haben, müsste der Anlagenbetreiber verpflichtet werden, die ergänzende Nachweisführung über Gutachten von Umweltgutachtern nach § 3 Nr. 46 EEG zu\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 18\r\ngewährleisten, denn Netzbetreiber sind nicht in der Lage zu entscheiden, welche Nachweise zur Überprüfung der abgegebenen Eigenerklärungen geeignet sind.\r\nAnlagen in der gesetzlichen Förderung:\r\nHier ergibt sich letztlich aus den Vorlage- und Nachweispflichten der Anlagenbetreiber nach § 48 Abs. 6 EEG 2023 (s. vorstehend unter 2.2.2) eine entsprechende Netzbetreiber-Prüf-pflicht. Auch diese kann aber nur so weit gehen, wie der Netzbetreiber eine entsprechende Fachkunde hat bzw. wie letztlich die vom Anlagenbetreiber vorgelegten Nachweise in sich schlüssig und plausibel sind. Legt der Anlagenbetreiber gesetzeswidrig keinerlei Eigenerklärun-gen zu den entsprechenden Zeitpunkten vor, hat der Netzbetreiber diesem durch entspre-chende Aufforderung zur Vorlage der Nachweise nachzugehen.\r\n2.2.4 Sanktionierung eines Verstoßes durch den Netzbetreiber\r\nSchließlich hat der Netzbetreiber Verstöße des Anlagenbetreibers nach dem neuen § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 wie folgt zu sanktionieren:\r\n„Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie (…)\r\n9a. nach der Inbetriebnahme gegen die Vorgabe aus § 37 Absatz 1a oder § 48 Absatz 6 ver-stoßen,“.\r\nEin Verstoß im Sinne dieser Regelung liegt dementsprechend vor, wenn der Anlagenbetreiber weniger als drei der in § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 genannten fünf Kriterien ein-hält.2 Diese Sanktionierung der Nichteinhaltung der Vorgaben nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 ist allerdings nicht kompatibel mit den Nachweispflichten und -fristen der An-lagenbetreiber:\r\n§ 52 EEG 2023 sanktioniert Pflichtverstöße der Anlagenbetreiber für alle der dort genannten Fälle, vor allem im Rahmen des laufenden Betriebs der Anlagen, was nun auch nach der neuen Nr. 9a für Solaranlagen gilt. Nach § 52 Abs. 2 EEG 2023 tritt die Sanktion und damit auch der Zahlungsanspruch mit Pflichtverstoß des Anlagenbetreibers ein, also unterjährig.\r\nDies ist aber mit der unzureichenden bzw. nicht vorhandenen Nachweispflicht des Anlagenbe-treibers unverträglich: Der Anlagenbetreiber ist nach § 38a Abs. 3 bzw. § 48 Abs. 6 EEG für die im laufenden Betrieb der Anlage einzuhaltenden Anforderungen nur im Fünfjahresturnus ver-pflichtet, dem Netzbetreiber Nachweise für die Einhaltung von § 37a Nr. 2 und 5 bzw. § 48\r\n2 „Weniger als drei“: Siehe auch Begründung der Beschlussempfehlung des Bundestagsausschusses für Klima-schutz und Energie, BT-Drs. 20/11180, S. 138 (unlektoriert).\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 18\r\nAbs. 6 Satz 1 Nr. 2 und 5 EEG 2023 vorzulegen, nicht fortlaufend. Die Einhaltung der Anforde-rungen nach § 37a Nr. 1, 3 und 4 sowie § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1, 3 und 4 EEG 2023 soll der Anla-genbetreiber hingegen gegenüber dem Netzbetreiber nach Inbetriebnahme der Anlage nicht mehr nachweisen. Das würde in der Logik der Nachweispflichten des § 37a bzw. § 48 Abs. 6 Satz 1 EEG 2023 bedeuten, dass der Netzbetreiber nur sanktionieren muss, und auch nur ab dem Zeitpunkt, zu dem der Anlagenbetreiber keine Nachweise vorlegt, und auch nur in den Fällen des § 37a Nr. 2 und 5 bzw. § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und 5 EEG 2023, in denen überhaupt eine Folge-Nachweispflicht besteht. Mangels Folge-Nachweispflicht müsste dann der Netzbe-treiber einen Verstoß gegen § 37a Nr. 1, 3 und 4 sowie § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1, 3 und 4 EEG 2023 gar nicht mehr sanktionieren.\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass der Netzbetreiber von sich aus die Einhaltung der Anforderungen nach § 37a Nr. 1 bis 5 bzw. § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 gar nicht kontrollieren kann, weil ihm die ökologischen Vorgänge rund um die betreffenden Solaranla-gen nicht bekannt sind und kraft seiner Tätigkeiten auch nicht bekannt sein können. Dies gilt speziell dafür,\r\n- wie häufig der Boden um die Solaranlage gemäht wird,\r\n- wie breit die Wanderkorridore nach diesen Regelungen sein müssen, zumal die Rege-lungen die wesentlichen Parameter für diese Korridore weder für den Anlagen- noch den Netzbetreiber konkret vorgeben,\r\n- dass auf mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage standortangepasste Typen von Biotopelementen angelegt werden und\r\n- dass auf der Fläche keine Pflanzenschutz- oder Düngemittel verwendet werden bzw. dass die Anlage nur mit biologisch abbaubaren Reinigungsmitteln gereinigt wird, wenn die Reinigung ohne die Verwendung der Reinigungsmittel nicht möglich ist.\r\nWenn der Anlagenbetreiber folglich gegen diese Vorgaben verstößt, wird der Netzbetreiber hiervon nichts erfahren und kann auch die Sanktionierung nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 nicht durchführen. Nach den vorstehenden Darstellungen müsste er mangels Nachweispflicht des Anlagenbetreibers aber auch gar keine Sanktion ergreifen.\r\n3 Kriterium 1: Maximale Bedeckung der Grundfläche mit Solarmodulen\r\nDas erste Kriterium gilt als erfüllt, wenn die von den Modulen maximal in Anspruch genom-mene Grundfläche höchstens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens beträgt.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 18\r\nBewertung\r\nWerden die Kriterien nicht eingehalten, dann muss der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber nach dem neuen § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG sanktionieren. Dem Netzbetreiber allerdings ist der Anteil der Aufstellfläche am Gesamtvorhaben nicht bekannt, da er keine Informationen über die Fläche des Gesamtvorhabens hat. Die in der Begründung der Beschlussempfehlung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie genannte Nachweismöglichkeit der Vor-lage des Bebauungsplans bzw. der Baugenehmigung ist hingegen nach dem Gesetzeswortlaut weder für die Gebotsabgabe (Eigenerklärung), noch für die Beantragung der Zahlungsberechti-gung (Bestätigung des Bieters) noch für die Netzbetreiberprüfung nach § 38a Abs. 2 und 3 EEG 2023 (Eigenerklärung) verpflichtend. Insbesondere kontrolliert die BNetzA gar nicht, ob der Bebauungsplan bzw. die Baugenehmigung entsprechende Vorgaben enthalten, obwohl dies wegen Vorlage dieser Unterlagen im Rahmen der Gebotsabgabe bzw. der Erteilung der Zah-lungsberechtigung möglich ist. Dementsprechend regt der BDEW an, dass diese Vorgaben im Rahmen des Solarpaketes II in den Gesetzestext übernommen werden.\r\nAnderenfalls muss der Netzbetreiber vom Anlagenbetreiber für die Einhaltung dieses Kriteri-ums die Vorlage des Bebauungsplans bzw. der Baugenehmigung, wenn diese entsprechende Auflagen enthalten und die Bestätigung des Anlagenbetreibers verlangen, dass die Anlage nach Errichtung und Inbetriebnahme die Vorgaben einhält.\r\nAnsonsten erfährt der Netzbetreiber die Nichteinhaltung des ersten Kriteriums nicht, weshalb die Sanktion ins Leere laufen wird.\r\nDer BDEW weist zudem darauf hin, dass eine solche Begrenzung der maximalen Bedeckung der Grundfläche die Flächeneffizienz (kWp/m²) von Photovoltaik-Freiflächenanlagen senkt. Je weniger Bedeckungsgrad pro Photovoltaik-Freiflächenanlage zulässig ist, desto mehr Gesamt-fläche muss zur Erreichung der festgesetzten Ausbauziele umgewandelt werden. Dennoch ist das Kriterium sinnvoll, da dadurch nutzbarer Lebensraum für unterschiedlichste Arten ge-schaffen und die biodiversitätsfördernde Flächenpflege mit herkömmlichen Methoden durch die daraus resultierenden breiteren Reihenabstände erleichtert wird.\r\nForderung\r\nDer BDEW fordert neben den vorstehenden Darstellungen eine Klarstellung, was die „Grund-fläche“ ist, die als Referenz heranzuziehen ist.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 18\r\n4 Kriterium 2: Biodiversitätsförderndes Pflegekonzept\r\nDie Einhaltung eines biodiversitätsförderndes Pflegekonzeptes ist das zweite Kriterium nach § 37 Abs. 1a Nr. 2 bzw. § 48 Abs. 6 Nr. 2 EEG 2023. Wir begrüßen die Aufnahme dieses Kriteri-ums. Wichtig ist hier zu betonen, dass das biodiversitätsfördernde Pflegekonzept in den aller-meisten Fällen von landwirtschaftlichen Betrieben auf landwirtschaftlichen Flächen umgesetzt wird. Da die Fläche jedoch aktuell als Gewerbefläche gilt, sobald eine Photovoltaik-Nutzung stattfindet, ist die Fläche de facto keine landwirtschaftliche Fläche mehr, wodurch ver-schiedenste Folgeprobleme entstehen. Dies hat auch erbrechtliche Konsequenzen, die vom Gesetzgeber weiterhin nicht gelöst worden sind.\r\nForderung\r\nDie Problematik der Geltung als Gewerbefläche muss im Rahmen einer Anpassung der GAP-Direktzahlungsverordnung behoben werden.\r\nAlle PV-Freiflächenanlagen sind beim Erbrecht analog zu Agri-PV zu begünstigen, denn die dro-hende Erbschaftsteuerlast ist ein wesentliches Hemmnis für den PV-Ausbau auf Freiflächen. Daher plädiert der BDEW dafür, die mit PV-Anlagen bebauten landwirtschaftlichen Flächen dem land- und forstwirtschaftlichen Betrieb zuzuordnen.\r\nEs sollte zudem zuerst im BMWK-Leitfaden und darauffolgend im Rahmen des anstehenden Solarpaketes II im Gesetzestext klargestellt werden, dass die Abräumung des Mahdgutes zwi-schen den Modulen erfolgt.\r\n5 Kriterium 3: Durchgängigkeit für Tierarten\r\nMit dem dritten Kriterium wird die Anforderung einer Möglichkeit der Durchgängigkeit für Großsäuger und kleinere Tierarten im EEG verankert. Dabei sollen bei Anlagen, die an mindes-tens einer Seite eine Seitenlänge von mehr als 500 Metern aufweisen, Wanderkorridore für Großsäuger angelegt werden, deren Breite und Bepflanzung die örtlichen Gegebenheiten be-rücksichtigen.\r\nForderung\r\nEs ist zu beachten, dass die Begriffe „Großsäuger“, „deren Breite und Bepflanzung die örtli-chen Gegebenheiten berücksichtigen“ sowie „kleinere Tierarten“ im Gesetzeswortlaut nicht präzisiert werden und daher auslegungsbedürftig sind. Auch in der Beschlussempfehlung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie3 sind keine weitergehenden,\r\n3 BT-Drs. 20/11180, S. 134 f.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 18\r\nauslegungsleitenden Darstellungen enthalten. Dies ist nicht vereinbar damit, dass die Nicht-einhaltung dieser Vorgaben letztlich nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 vom Netzbetreiber sanktioniert wird. Ein Netzbetreiber verfügt nicht über die Fachkenntnis zur Ausfüllung dieser Begriffe und zur Prüfung ihrer Einhaltung.\r\nAus Sicht des BDEW sollte das Kriterium der Durchgängigkeit für Tierarten zudem daran knüp-fen, ob es tatsächlich Wanderungsbewegungen gibt. Sollte es Wanderungsbewegungen ge-ben, sollte der Korridor räumlich in Anlehnung der tatsächlichen Wanderungsbewegungen und nicht nach einer fixen Maßgabe angelegt werden.\r\nIn Gebieten, in denen Großsäuger bis Rehgröße vorkommen, könnte eine Alternative zum Wanderkorridor für Großsäuger auch das Thema Rehschlupf sein. Der BDEW verweist auf die Praxisbeispiele aus Bayern. Mit dieser Alternative hat sich das Bundesland erfolgreich für die Vereinbarkeit von Energiewende und Artenschutz eingesetzt. Dabei handelt es sich um ge-schweißte Metallrahmen mit einer maximalen Höhe von 90 cm und einer Breite von etwa ei-nem Meter, in die Metallstäbe im Abstand von 20 cm eingeschweißt sind. Auf diese Weise können Wildtiere bis zur Größe eines Rehs in das ansonsten eingezäunte Gebiet hinein- und wieder herausschlüpfen und die Fläche weiterhin als Lebensraum nutzen. Die Einführung von Rehschlüpfe würde aber wiederum erfordern, die Vorkommen der Wildtiere eindeutig bestim-men zu können.\r\nHinsichtlich des Nachweises begrüßt der BDEW die Darstellungen in der Begründung zur Be-schlussempfehlung (s. vorstehend unter Nr. 2.2.1), dass ein genereller Nachweis auf Verlan-gen, beispielsweise durch eine Umweltbaubegleitung während der Errichtungsphase der Frei-flächenanlage, geführt werden kann, wenn eine solche im konkreten Fall durchgeführt werden musste. Wenn der relevante Bebauungsplan (für nicht privilegierte Flächen) bzw. die betref-fende Baugenehmigung für die Anlage entsprechende Festlegungen enthält, sollten diese vor-behaltlich deren Einhaltung in der Praxis als grundsätzlicher Nachweis verwendet werden kön-nen.\r\n6 Kriterium 4: standortangepasste Typen von Biotopelementen\r\nGebote für Anlagen nach § 37 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG 2023 dürfen nur abgegeben werden, wenn mindestens 10 Prozent der Fläche der Anlage mit standortangepassten Biotoptypen be-pflanzt werden. Bei Anlagen in der gesetzlichen Förderung gilt eine entsprechende Vorgabe.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 18\r\nBewertung\r\nNach der Beschlussempfehlung des Bundestags-Ausschusses für Klimaschutz und Energie4 sol-len dies „beispielsweise (…) Anpflanzungen heimischer Sträucher und Hecken oder die Einsaat der Flächen mit artenreichem regionalem Saatgut“ sein. Diese Aufzählung ist allerdings nicht abschließend („beispielsweise“) und eignet sich auch nicht zur Generalisierung. Unklar bleibt insbesondere, wie weit der „Standort“ zu definieren ist.\r\nZudem dürfen sich die gesetzlichen Vorgaben nicht mit Auflagen aus der Baugenehmigung wi-dersprechen. Unklar ist, ob diese Anforderung zusätzlich zu etwaigen naturschutzrechtlichen Ausgleichsmaßnahmen auf der Fläche zu berücksichtigen ist.\r\nForderung\r\nHier sollten die Begriffe „standortangepasst“ und „Biotopelement“ definiert und rechtlich ver-ankert werden. Zudem sollte aus Sicht des BDEW die Einsaat von regionalem Saatgut ausrei-chend sein.\r\n7 Nachweisführung der Kriterien und Vollzugskontrolle durch den Netzbetreiber\r\nDie gesetzlichen Vorgaben zur Nachweisführung des Bieters bei Gebotsabgabe bzw. bei Bean-tragung der Zahlungsberechtigung sowie des Anlagenbetreibers im Rahmen des laufenden Be-triebs der Anlage sind vorstehend unter Nr. 2.2 dargestellt. Hierbei ist festzustellen,\r\n- dass die Einhaltung der meisten Vorgaben § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 nicht durch die BNetzA kontrolliert werden kann oder soll, sondern stattdessen durch den Netzbetreiber kontrolliert werden muss,\r\n- dass die Vorgaben in § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 nicht hinreichend konkret dargestellt sind, damit der Anlagenbetreiber sicherstellen kann, dass er die Vorgaben auch gesetzeskonform erfüllen kann,\r\n- dass die gesetzlichen Nachweispflichten der Anlagenbetreiber nach Inbetriebnahme der Anlage mit dem gesetzlichen Fünfjahresturnus zu lang sind, um die Einhaltung der Vorgaben durch die Sanktion nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 sicherzustel-len, da der Netzbetreiber nicht von sich aus bemerken kann, ob der Anlagenbetreiber die gesetzlichen Vorgaben einhält, oder nicht, und\r\n4 BT-Drs. 20/11180, S. 134 f.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 18\r\n- dass der Netzbetreiber die Einhaltung der umwelt- und naturschutzbezogenen Vorga-ben rein fachlich auch nicht beurteilen kann.\r\nBewertung\r\nDie Prüfung von ökologischen Mindeststandards gehört nicht zu den Aufgaben des Netzbetrei-bers. Der Netzbetreiber hat nicht die notwendigen Fachkenntnisse und ist kein Umweltgutach-ter bzw. -prüfer. Der BDEW erachtet aufgrund dieser Umstände die Regelungen als im EEG sachfremd. Sie müssten hinsichtlich der Errichtung der Solaranlagen im Baugesetzbuch (BauGB) enthalten sein und hinsichtlich Errichtung und Betrieb der Anlagen im Bundesnatur-schutzgesetzes (BNatSchG). Die Kontrolle der Umweltstandards obliegt den zuständigen Bau- und Naturschutzbehörden.\r\nDie fünf gesetzlichen Kriterien sind zudem allesamt Umstände, die die Gemeinde im Rahmen des Bebauungsplansverfahrens als Auflagen für das entsprechende Projekt festlegen kann, was in der Vergangenheit auch häufig genug geschehen ist, denn jede Kommune und jede un-tere Naturschutzbehörde weiß am besten, was sie in ihrem Gemeindegebiet in Sachen Natur-und Artenschutz tun möchte. Die Einhaltung dieser Kriterien kann dann die untere Bau- bzw. die untere Naturschutzbehörde kontrollieren. Die gesetzliche Anordnung der Einhaltung die-ser Kriterien durch den Netzbetreiber widerspricht vielmehr dem Kriterium der kommunalen Planungshoheit und ist demzufolge ein überflüssiges Mikromanagement.\r\nZudem weist der BDEW darauf hin, dass es bereits zahlreiche Vorgaben für den Erhalt der Bio-diversität auf Photovoltaik-Freiflächen gibt. Sollten noch strengere Maßnahme im Sinne des Artenschutzes getroffen werden, werden die damit verbundenen höheren Kosten zu Lasten der Anlagenbetreiber gehen.\r\nForderung\r\nDer BDEW fordert neben den vorstehenden Darstellungen eine Klarstellung, dass die Abgabe eigener Dokumentationen bzw. einer eidesstattlichen Versicherung des Anlagenbetreibers über die Einhaltung der gesetzlichen Voraussetzungen ausreichend ist.\r\nSchließlich sieht der BDEW jenseits des vom BMWK zu erstellenden Leitfadens eine gesetzli-che Präzisierung\r\n- der Pflichten der Anlagenbetreiber nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 und § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1 bis 5 EEG 2023,\r\n- der Nachweispflichten der Anlagenbetreiber im Sinne dieser Regelungen,\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 18\r\n- der Prüfpflichten der BNetzA im Rahmen der bei Gebotsabgabe bzw. des Antrags auf Zahlungsberechtigung bereits vorliegenden Unterlagen (Bebauungsplan, Baugenehmi-gung) und\r\n- der Prüfpflichten der Netzbetreiber\r\nim Sinne der vorstehenden Ausführungen im Rahmen des anstehenden Solarpakets II als zwin-gend erforderlich an. Nur dann können Anlagenbetreiber rechtssicher die gesetzlichen Anfor-derungen einhalten und die Netzbetreiber werden nicht über Gebühr bei der Prüfung der Ein-haltungen der Anforderungen belastet und können die Nichteinhaltung der Anforderungen wirksam kontrollieren.\r\n7.1 Automatische Erfassungsmethoden\r\nDer BDEW plädiert für die Zulassung von automatisierten Erfassungssystemen für die Nach-weisführung der Kriterien aus § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG 2023. Diese automatisierten Nachweisverfahren ermöglichen nicht nur eine verlässlichere, sondern auch eine umfangrei-chere Datenerfassung für die konkreten Photovoltaik-Projekte.\r\n8 BMWK-Leitfaden versus BNetzA-Festlegung\r\nDas BMWK beabsichtigt einen Leitfaden zur Ausfüllung der Vorgaben nach § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG 2023 sowie zu den entsprechenden Nachweispflichten zu erstellen und zu ver-öffentlichen. Der BDEW sieht dieses Vorhaben angesichts der Festlegungskompetenz der BNetzA nach § 85 Abs. 2 Nr. 6a EEG 2023 kritisch. Die BNetzA ist hiernach berechtigt, Festle-gungen nach § 29 Abs. 1 EnWG zu treffen\r\n„zu den Nachweisen zur Erfüllung der Anforderung nach § 37 Absatz 1a und § 48 Absatz 6, wobei sie hinsichtlich der Art der geeigneten Nachweise und der Häufigkeit der Nachweis-führung von § 38a Absatz 3 Satz 4 und § 48 Absatz 6 abweichende Vorgaben bestimmen kann“.\r\nDie BNetzA würde daher genau diejenigen Lücken, die vorstehend unter Nr. 2 dargestellt wor-den sind, rechtsverbindlich ausfüllen können, nämlich\r\n- die Präzisierung der gesetzlichen Umweltanforderungen,\r\n- die Arten der entsprechenden Nachweise und\r\n- den Turnus der Nachweisführung, insoweit auch in Abänderung der gesetzlichen Vor-gaben.\r\nZudem muss einer entsprechenden BNetzA-Festlegung eine Anhörung vorausgehen.\r\nBDEW-Positionspapier Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 18\r\nEin Leitfaden des BMWK hingegen vermag nur die ersten beiden Punkte zu erfüllen, kann aber vom – wie dargestellt – nicht ausreichenden, gesetzlichen Nachweisturnus nicht abweichen. Zudem ist er anders als eine BNetzA-Festlegung für die betroffenen Anlagenbetreiber nicht verbindlich. Die Sicherstellung der gesetzlichen Anforderungen, so wie sie in einem entspre-chenden Leitfaden zu konkretisieren sind, würde folglich das Risiko einer Sanktionierung des Anlagenbetreibers nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 nicht beseitigen.\r\nDementsprechend befürwortet der BDEW, dass die BNetzA anstelle eines BMWK-Leitfadens ein Festlegungsverfahren nach § 85 Abs. 2 Nr. 6a EEG 2023 eröffnet, um die Inhalte der ge-setzlichen Vorgaben, die Nachweispflichten sowie den Nachweisturnus verbindlich festzule-gen.\r\nZur Vermeidung von Rechtsunsicherheiten und -streitigkeiten sollte mindestens der Entwurf des BMWK-Leitfadens vor Veröffentlichung mit den von der praktischen Umsetzung Betroffe-nen konsultiert werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"Diskussionspapier\r\nEckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nVorschläge zur Weiterentwicklung des nationalen Treibhausgasquotenhandels für den Verkehr\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 15\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Zusammenfassung ..................................................................................... 4\r\n3 Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der RED III im Verkehr und Weiterentwicklung des Treibhausgasquotenhandels .................................. 6\r\n3.1 Ambitionierte Weiterentwicklung des nationalen THG-Quotenhandels mit perspektivischer Fortschreibung über das Jahr 2030 hinaus ......... 6\r\n3.2 Sicherstellung des Minderungsbeitrages zur Einhaltung der Sektorziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes durch einen ambitionierten Quotenpfad (§ 37a Abs. 4 BImSchG) ............................ 7\r\n3.3 Ausweitung des Kreises der Verpflichteten des Quotenhandels auf weitere fossile Kraft- und Treibstoffe ................................................... 8\r\n3.4 Ausweitung der Erfüllungsoptionen um bestimmte erneuerbare Kraftstoffe sowie weitere in der RED III genannten neuen Erfüllungsoptionen ................................................................................ 9\r\n3.5 Weiterentwicklung des Mechanismus zur Anpassung der Treibhausgasminderungsquote (§ 37h BImSchG) ................................. 9\r\n3.6 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Anrechnung von Fahrstrom ............................................................................................................. 10\r\n3.7 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen ........................................................................... 11\r\n3.8 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe (38. BImSchV) und strombasierte Kraftstoffe (37. BImSchV) .................................................................... 12\r\n3.9 Umsetzung der Anforderungen von RED III und ReFuelAviation-Verordnung für den Flugverkehr ......................................................... 13\r\n3.10 Umsetzung der Anforderungen von RED III und FuelEU-Maritime-Verordnung für den Seeverkehr .......................................................... 14\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 15\r\n1 Einleitung\r\nDie Änderung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 (sog. RED III) ist am 31. Ok-tober 2023 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht worden. Den Mitgliedstaaten wird eine allgemeine Umsetzungsfrist bis zum 21. Mai 2025 gewährt. Mit der Richtlinie wer-den u. a. die Vorgaben der RED II zur Nutzung erneuerbarer Energien im Verkehr und zur Min-derung der Treibhausgasemissionen bei Kraftstoffen weiter angehoben und fortgeschrieben. Für den Bereich Verkehr sind insbesondere die Artikel 25 bis 29 sowie Artikel 20a von Bedeu-tung. Darüber hinaus sind bei der Umsetzung auch die im Herbst 2023 veröffentlichten EU-Verordnungen zu den Initiativen „ReFuelEU Aviation“ und „FuelEU Maritime“ zu beachten.\r\nIn Deutschland werden die Bestimmungen der Erneuerbare-Energien-Richtlinie für den Ver-kehr über das Bundes-Immissionsschutzgesetz (Zweiter Abschnitt: Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen - §§ 37a-h) sowie in mehreren nachgelagerten Verordnungen (36., 37. und 38. BImSchV) umgesetzt. Das Schlüsselinstrument für die Erreichung von Mindestanteilen an Er-neuerbarer Energie und zur Reduktion der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen ist in Deutschland die Treibhausgasminderungsquote.\r\nDer Verkehrssektor hat den größten Nachholbedarf beim Klimaschutz. Die Treibhausgasre-duktionen stagnieren und überschreiten das dritte Jahr in Folge die Sektorziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes. Die Projektionsberichte 2023 und 2024 der Bundesregierung zeigen auf, dass ohne entschlossenes Nachsteuern trotz des im Oktober 2023 beschlossenen Klimaschutz-programmes 2023 der Bundesregierung und des Sofortprogrammes des BMDV eine dauer-hafte Verfehlung der sektoralen Jahresemissionsmengen bis 2030 und darüber hinaus abseh-bar sind. Bei Verfehlen der Vorgaben der europäischen Klimaschutzverordnung drohen zu-dem hohe Belastungen für den Bundeshaushalt durch Zukauf von Emissionszuweisungen aus anderen Mitgliedstaaten und ggf. Strafzahlungen aus Vertragsverletzungsverfahren.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen der Energiewirtschaft, die Strom für den Verkehr, klimaneut-rale Kraftstoffe einschließlich Wasserstoff sowie Biomethan und verflüssigtes Biomethan (Bio-LNG) für Erdgasfahrzeuge erzeugen und für den Endverbrauch bereitstellen. Die vom BDEW vertretenen Unternehmen nehmen regelmäßig als Dritte und in einigen Fällen auch als Ver-pflichtete am Treibhausgasquotenhandel teil.\r\nDer BDEW tritt für einen technologieoffenen und marktbasierten Ansatz bei der Erfüllung der europäischen Vorgaben und nationalen Klimaschutzziele für den Verkehr unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe ein, da jede alternative An-triebsform spezifische Vorteile aufweist und alle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutz-ziele im Verkehrssektor erforderlich sein werden.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 15\r\nVor diesem Hintergrund spricht sich der BDEW für eine zielgerichtete und ambitionierte Wei-terentwicklung des bestehenden Treibhausgasquotenhandels aus. Bei der Fortschreibung des Systems sollte ein erheblicher zusätzlicher Treibhausgasminderungsbeitrag aus dem Kraftstoff-bereich erreicht werden, der im Zusammenwirken mit europäischen Vorgaben an die Fahrzeug-hersteller, Förderanreizen für die Kunden und dem nationalen bzw. künftig europaweiten Brennstoffemissionshandel die Zielerreichung beim Klimaschutz und beim Ausbau Erneuerba-ren Energien gewährleistet.\r\nGrundvoraussetzung dafür ist ein funktionierender Markt mit entsprechenden Vollzugsmecha-nismen. Der derzeit zu beobachtende starke Preisverfall der CO2-Zertifikate im Rahmen der THG-Minderungsquote, u. a. in Folge von gestiegenen Biodiesel-Importen aus China, wirkt sich negativ auf bestehende und zukünftige Projekte bei der Reduktion der THG-Emissionen im Ver-kehrssektor aus. Der BDEW bittet die Bundesregierung, die Ursache des Preisverfalls genauer zu untersuchen und bei begründetem Verdacht entsprechende Gegenmaßnahmen zu ergreifen, um das Vertrauen der Akteure in das Instrument sicherzustellen.\r\nIm vorliegenden Eckpunktepapier werden die wesentlichen Leitplanken für die Umsetzung der RED III im Verkehrssektor und die notwendige Weiterentwicklung des nationalen Treib-hausgasquotenhandels aus Sicht der Energiewirtschaft formuliert.\r\n2 Zusammenfassung\r\n›\r\nDas bestehende THG-Quotenhandelssystem für den Straßen- und Schienenverkehr sollte fortgeführt und punktuell weiterentwickelt werden. Dabei sollte auch das Zusam-menspiel von Effizienzfaktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfül-lungsoptionen mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden.\r\n›\r\nBei der Umsetzung der RED III sollte die Bundesregierung nicht nur eine Fortschreibung der Regelungen bis zum Jahr 2030 vornehmen, sondern auch die Zeit nach 2030 min-destens bis zum Jahr 2040 in den Blick nehmen.\r\n›\r\nIm Markt herrscht zurzeit ein erhebliches Überangebot an Erfüllungsoptionen. Um dem damit einhergehenden Preisverfall bei den Quotenerlösen entgegenzuwirken, sollte die Nachfrageseite durch einen ambitionierten Quotenpfad, der den Beitrag der THG-Min-derungsquote zum Erreichen der Klimaschutzziele im Verkehr sichert, gestärkt werden. Konkret sollte die THG-Quote von 10,5 % in 2025 auf 14,5 % angehoben werden. In den folgenden Jahren sollte das Mandat linear auf 25 % in 2030 ansteigen.\r\n›\r\nEs sollte ein weiterer kontinuierlicher Quotenaufwuchs auf mindestens 35 % Treibhaus-reduktion bis zum Jahr 2035 angestrebt und anschließend ambitioniert fortgesetzt\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 15\r\nwerden, um den Beitrag der THG-Minderungsquote zum nationalen Minderungsziel des Klimaschutzgesetzes für 2040 von 88 % gegenüber 1990 sicherzustellen.\r\n›\r\nNeben Straßenverkehr sollte auch der Flugverkehr, der Schienenverkehr und die Schiff-fahrt einer Quotenregelung unterliegen. Die verschiedenen Verkehrsträger sollten hier-bei separat adressiert werden, d. h. insbesondere, dass die bestehende THG-Quote wei-ter, auf die für den Straßen- und Schienenverkehr in Verkehr gebrachten Otto- und Die-selkraftstoffe und die europäischen Ziele der ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime für Luftfahrt und Schifffahrt angewendet werden sollten.\r\n›\r\nDie Möglichkeit für Fahrstromlieferungen, entweder den Emissionsfaktor für den Durch-schnitt des deutschen Strommix zu verwenden oder einen Direktbezug von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen nachzuweisen, sollte beibehalten und um die Erfül-lungsoption erweitert werden, einen EE-Strombezug aus dem Netz anzurechnen, soweit die Einhaltung der Strombezugskriterien der 37. BImSchV nachgewiesen wird.\r\n›\r\nDie Abrechnung tatsächlich verwendeter energetischer Mengen an Fahrstrom sollte auch für nicht-öffentlich zugängliche Ladepunkte zugelassen werden, sofern die Anfor-derungen an die Nachweisführung in analoger Weise erfüllt werden.\r\n›\r\nDie erhöhte Anrechenbarkeit von EE-Strom für Ladevorgänge bei Direktbezug sollte künftig auch angewendet werden, wenn Stromspeicher zwischengeschaltet werden.\r\n›\r\nMehr Umweltqualität und Klimaschutzwirkung von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittel lässt sich durch eine Anhebung der Treibhausminderungsvorgaben für den Nachweis der Nachhaltigkeit auf einheitlich 70 Prozent für alle biogenen und stromba-sierten Kraftstoffe effizienter und zielgerichteter erreichen als durch eine pauschale wei-tere Reduktion der quantitativen Obergrenze nach § 13 der 38. BImSchV.\r\n›\r\nEs sollte eine gemeinsame technologie-offene Mindestquote für alle fortschrittlichen Bio-Kraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe für den Straßen- und Schienenverkehr ge-setzt werden.\r\n›\r\nDie in der ReFuelEU Aviation-Verordnung vorgeschriebenen Anteile von nachhaltigen Flugkraftstoffen (Sustainable Aviation Fuels — SAF) sollten die im BImSchG für den Flug-verkehr festgelegten Mindestanteile an strombasierten Flugkraftstoffen ergänzen, wo-bei die Anrechenbarkeit aller „nachhaltigen Flugkraftstoffe“ zu ermöglichen ist.\r\n›\r\nUm Verwaltungsaufwand und Doppelregulierung zu vermeiden, sollten Schiffskraft-stoffe, die unter seefahrtspezifische Quotenregelungen und THG-Reduktionsvorgaben fallen, nicht zusätzlich unter den Anwendungsbereich des Quotenhandels für den Ver-kehr fallen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 15\r\n3 Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der RED III im Verkehr und Weiterentwicklung des Treibhausgasquotenhandels\r\n3.1 Ambitionierte Weiterentwicklung des nationalen THG-Quotenhandels mit perspektivi-scher Fortschreibung über das Jahr 2030 hinaus\r\nDie Richtlinie enthält in Artikel 25 (1) eine Wahlmöglichkeit hinsichtlich der Steigerung des An-teils Erneuerbarer Energien im Verkehr: Die Mitgliedstaaten können entweder einen Mindes-tanteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Endenergieverbrauch im Verkehr von 29 % (Option 1), oder eine Verringerung der Treibhausgasintensität um mindestens 14,5 % gegen-über einem Ausgangswert (Option 2) bis zum Jahr 2030 anstreben. Diese Zielwerte richten sich an die Mitgliedstaaten, die für den Nachweis der Einhaltung gegenüber der EU-Kommis-sion die jeweiligen Vorgaben und Berechnungsmethoden der Richtlinie für die Erfüllung der Verpflichtung beachten müssen. Für die Ausgestaltung der Verpflichtungen für die Kraftstoff-anbieter über nationale Instrumente besteht jedoch ein hoher Freiheitsgrad. Insbesondere können der Kreis der Verpflichteten, die derzeitige Berechnungsmethodik unter Berücksichti-gung von Mehrfachanrechnungen sowie das System aus verschiedenen Ober- und Untergren-zen für bestimmte Erfüllungsoptionen beibehalten werden.\r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, das bestehende System so weit wie möglich fortzu-führen und punktuell weiterzuentwickeln. Dabei soll auch das Zusammenspiel von Effizienz-faktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden. Die Mehrfachanrechnung stellt ein wichtiges Instrument für die Unterstützung des Hochlaufs von bestimmten, besonders förderwürdigen Erfüllungsoptio-nen wie die Elektromobilität und dem Einsatz fortschrittlicher Biokraftstoffe oder strombasier-ter Kraftstoffe dar.\r\nLangfristige Planungssicherheit ist die Grundlage für weitere verstärkte Investitionen in Erneu-erbare Energien. Daher ist es wichtig, die Multiplikatoren langfristig bis und nach 2030 weiter zu nutzen, um diese Planungssicherheit für E-Mobilität und die Erzeugung fortschrittlicher Bi-okraftstoffe und Biogas sowie strombasierte Kraftstoffe herzustellen.\r\nBei der Umsetzung sollte die Bundesregierung nicht nur eine Fortschreibung der Regelungen bis zum Jahr 2030 vornehmen, sondern auch die Zeit nach 2030 mindestens bis zum Jahr 2040 in den Blick nehmen. Über eine Prüfklausel – beispielsweise für das Jahr 2028 – könnte zudem der Beitrag des Instrumentes zum Erreichen der Ziele des Klimaschutzgesetzes und der Klimaneutralität bis spätestens 2045 untersucht werden.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 15\r\n3.2 Sicherstellung des Minderungsbeitrages zur Einhaltung der Sektorziele des Bundes-Kli-maschutzgesetzes durch einen ambitionierten Quotenpfad (§ 37a Abs. 4 BImSchG)\r\nZurzeit herrscht im Markt, aufgrund verschiedener Faktoren, u. a. unerwartet hohe Importe von Biokraftstoffen aus Asien, ein erhebliches Überangebot an Erfüllungsoptionen. Der damit einhergehende Preisverfall bei den Quotenerlösen hat bereits zu Investitionsstopps europäi-scher Projekte zur Erzeugung fortschrittlicher Biokraftstoffe geführt. Auch für die Betreiber von Ladeinfrastruktur sind die Einnahmen aus dem THG-Quotenhandel von immer größerer Bedeutung für die Finanzierung des Ausbaus von Ladesäulen. Es sollten darum geeignete Maßnahmen entwickelt werden, um dem Preisverfall entgegenzuwirken. Die Nachfrageseite sollte durch einen ambitionierten Quotenpfad gestärkt werden, der den Beitrag der THG-Min-derungsquote zum Erreichen der Klimaschutzziele im Verkehr sichert. Konkret sollte die THG-Quote von 10,5 % in 2025 auf 14,5 % angehoben werden. In den folgenden Jahren sollte das Mandat linear auf 25 % in 2030 ansteigen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass bereits im Jahr 2022 im Sofortprogramm für den Sektor Ver-kehr aufgrund einer Überschreitung der zulässigen Jahresemissionsmenge für das Jahr 2021 auf Grundlage von § 8 Absatz 1 KSG eine Erhöhung der bestehenden THG-Minderungsquote ansteigend auf +1,0 % bis 2030 zur Stärkung der Erfüllungsoptionen und Erhöhung des Klima-schutzbeitrages angekündigt wurde. Diese Anpassung ist bisher nicht umgesetzt worden.\r\nIm Rahmen einer Marktanalyse sollte geklärt werden, welche Potenziale und Spielräume für einen noch ambitionierteren Quotenpfad kurz-, mittel- und langfristig bestehen. In diesem Zu-sammenhang sollte auch überprüft werden, ob die derzeit angewendete Mehrfachanrech-nung für verschiedene Erfüllungsoptionen ausreichend und zielführend sind, um die politi-schen Ziele zum Hochlauf der Ladeinfrastruktur für lokal emissionsfreie Elektromobilität sowie der fortschrittlichen Biokraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe zu erreichen. Speziell für die E-Mobilität sollte in der Marktanalyse geprüft werden, ob eine Mehrfachanrechnung mit dem Faktor 4 unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf die weiteren Erfüllungsoptionen und das Ambitionsniveau angewandt werden könnte.\r\nUm einen verlässlichen Rahmen für Planung und Investitionen für die Zeit nach 2030 zu set-zen, sollten in das Bundes-Immissionsschutzgesetz perspektivische Vorgaben an die Treib-hausgasreduktion für die Jahre 2035 und 2040 vorgesehen werden. Es sollte ein weiterer kon-tinuierlichen Quotenaufwuchs auf mindestens 35 % Treibhausreduktion bis zum Jahr 2035 an-gestrebt werden und anschließend ambitioniert fortgesetzt werden, um den Beitrag der THG-Minderungsquote zum nationalen Minderungsziel des Klimaschutzgesetzes für 2040 von 88 % gegenüber 1990 sicherzustellen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 15\r\n3.3 Ausweitung des Kreises der Verpflichteten des Quotenhandels auf weitere fossile Kraft- und Treibstoffe\r\nDie Verpflichtungen für Kraftstoffanbieter nach Artikel 25 RED III richten sich künftig an alle Kraftstoffanbieter, einschließlich Flug- und Schiffsverkehr, und nicht nur an die Inverkehrbrin-ger von Otto- und Dieselkraftstoffen.\r\nBei der Ausgestaltung des Anwendungsbereiches des nationalen Quotenhandels und der Fest-legung der Rollen der Marktteilnehmer sollte an den Grundprinzipien des nationalen Quoten-handels festgehalten werden. Die bestehende Systematik aus verpflichteten Inverkehrbrin-gern fossiler Kraftstoffe und freiwilligen Dritten, die Fahrstrom und erneuerbare Energien als Erfüllungsoptionen bereitstellen können, sollte beibehalten werden.\r\nVor diesem Hintergrund sollte eine Ausweitung des Kreises der Verpflichteten unter Berück-sichtigung von einzelnen sektoralen Zielen für Straße, Marine und Luftfahrt auf Inverkehrbrin-ger der folgenden fossilstämmigen Kraftstoffe- und Treibstoffe vorgesehen werden:\r\n-\r\nFlugbenzin und Flugturbinenkraftstoff, soweit nicht von der Umsetzung der ReFuelEU Aviation-Verordnung erfasst\r\n-\r\nKraftstoffe für die Binnen- und Küstenschifffahrt sowie\r\n-\r\nKraftstoffe für die Hochseeschifffahrt, soweit nicht bereits von einem separaten System zur Verringerung der Treibhausgasintensität in Umsetzung der FuelEU-Maritime-Ver-ordnung erfasst.\r\nAuf eine Einbeziehung von Flüssiggas und Erdgas sollte aufgrund der geringen Mengenrele-vanz im Vergleich zu Otto- und Dieselkraftstoffen sowie zur Vermeidung von unverhältnismä-ßigem Verwaltungsaufwand weiterhin verzichtet werden.\r\nWichtig ist in diesem Zuge, dass die verschiedenen Verkehrsträger separat adressiert werden. Die bestehende THG-Quote sollte sich auf in Verkehr gebrachte Otto- und Dieselkraftstoffe des Straßen- und Schienenverkehrs sowie der Binnenschifffahrt beziehen. Die europäischen Ziele der ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime sind entsprechend für die Luftfahrt und die Hoch-seeschifffahrt zu erfüllen. Ansonsten besteht die Gefahr, dass die jeweiligen Sektoren um die erneuerbaren Kraftstoffe zu stark im Wettbewerb stehen und somit nicht alle Sektoren zur De-karbonisierung des Verkehrs adäquat beitragen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 15\r\n3.4 Ausweitung der Erfüllungsoptionen um bestimmte erneuerbare Kraftstoffe sowie wei-tere in der RED III genannten neuen Erfüllungsoptionen\r\nIn Umsetzung der Vorgaben von Art. 25 (2) und Art. 27 (2) RED III sollte – auch vor dem Hinter-grund der erforderlichen Ausweitung des Kreises der Verpflichteten (siehe Eckpunkt Nr. 3) – für die folgenden Erfüllungsoptionen die Anrechenbarkeit auf die Treibhausgasquote und, so-weit anwendbar, auf die Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe bzw. strombasierte Kraftstoffe zusätzlich zu den bereits bestehenden Erfüllungsoptionen ermöglicht werden:\r\n-\r\nStrombasierte Kraftstoffe, Biokraftstoffe und Biogas einschließlich Biomethan und Bio-LNG sowie biogener Wasserstoff zur Verwendung im Schienenverkehr, Binnen- und Küstenschifffahrt sowie Flug- und Seeverkehr\r\n-\r\nSynthetisches Methan aus biologischer Methanisierung\r\nUm die Integration des Verkehrs- und Energiesystems weiter zu stärken, sollten die Kriterien für die Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen erweitert werden. Die derzeit eingeräumte Möglichkeit für Fahrstromlieferungen, entweder den Emissionsfaktor für den Durchschnitt des deutschen Strommix zu verwenden oder einen Direktbezug von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen nachzuweisen, sollte beibehalten werden. Außerdem sollte zu-sätzlich ermöglicht werden, einen EE-Strombezug aus dem Netz anzurechnen, sofern für die-sen die Einhaltung der Strombezugskriterien der 37. BImSchV nachgewiesen wird. Dies be-deutet, dass die geografischen Kriterien auf die Gebotszone ausgeweitet und die zeitliche Kor-relation an die Anforderungen und Übergangsbestimmungen für strombasierte Kraftstoffe (RFNBOs) angeglichen werden sollte (d. h. eine monatliche Anpassung sollte in der Hochlauf-phase möglich sein).\r\nIm Einklang mit Art. 25 (3) sollten Kraftstoffanbieter, die Elektrizität oder erneuerbare Kraft-stoffe nicht biogenen Ursprungs bereitstellen, weiterhin von der Verpflichtung ausgenommen werden, bei diesen Kraftstoffen die geforderten Mindestanteile an fortschrittlichen Biokraft-stoffen, die aus den in Anhang IX Teil A aufgeführten Rohstoffen hergestellt wurden, bzw. künftig auch strombasierten Kraftstoffen zu erreichen.\r\n3.5 Weiterentwicklung des Mechanismus zur Anpassung der Treibhausgasminderungsquote (§ 37h BImSchG)\r\nUm eine kontinuierliche Nachfrage nach allen Erfüllungsoptionen sicherzustellen, wurde ein Mechanismus zur Anhebung der THG-Quote in § 37h BImSchG geschaffen. Der Mechanismus wird ausgelöst, wenn in einem Berichtsjahr eine Strommenge zur Anrechnung auf die THG-Quote gebracht wird, die die „Planmenge“ nach § 37h Abs. 2 übersteigt. Der BDEW unter-stützt diesen Mechanismus ausdrücklich, um ein hohes Ambitionsniveau und langfristig\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 15\r\nInvestitionsanreize für weitere fortschrittliche Erfüllungsoptionen (fortschrittliche Biokraft-stoffe, strombasierte Kraftstoffe) zu sichern.\r\nGemäß Artikel 25 (1) Unterabsatz 4 müssen die Mitgliedstaaten in ihren integrierten nationa-len energie- und klimabezogenen Fortschrittsberichten gemäß Artikel 17 der Verordnung (EU) 2018/1999 den Anteil erneuerbarer Energie am Endenergieverbrauch im Verkehr, darunter im Seeverkehrssektor, sowie die Verringerung ihrer Treibhausgasintensität melden.\r\nHierzu ist anzumerken, dass das nationale Quotensystem aufgrund abweichender Berech-nungsmethoden (insbesondere Mehrfachanrechnungen) und Spielräumen bei der Umsetzung kein „automatisches“ Erreichen aller europäischen Vorgaben gewährleistet. Wenn im Rahmen der Berichterstattung und der zugehörigen Projektionen der Bundesregierung eine Verfehlung von europäischen Vorgaben der RED III festgestellt wird, sollte eine entsprechende Erhöhung der Treibhausgasquote, die die Erreichung der europäischen Zielvorgaben sicherstellt, über den Mechanismus nach § 37h BImSchG mit Wirkung auf die Folgejahre der Berichterstattung erfolgen.\r\n3.6 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Anrechnung von Fahrstrom\r\nIm Rahmen der Fortschreibung der 38. BImSchV sollte die Abrechnung tatsächlich verwende-ter energetischen Mengen an Fahrstrom im Quotenhandel auch für nicht-öffentlich zugängli-che Ladepunkte zugelassen werden, sofern die Anforderungen an die Nachweisführung in gleichwertiger Weise erfüllt werden. Es ist davon auszugehen, dass im ÖPNV, bei kommunalen und gewerblichen Fahrzeugflotten und in zunehmendem Maße auch bei Einzelfahrzeugen an nicht-öffentlichen Ladepunkten eine entsprechende Abrechnung oder Auslesung mit verhält-nismäßigem Aufwand erfolgen kann. Die Betrugsprävention muss dasselbe Niveau wie bei öf-fentlichen Ladepunkten erreichen.\r\nDie eichrechtskonforme Auslesung und Abrechnung von tatsächlich verwendeten Fahrstrom-mengen wird perspektivisch für immer mehr Anwendungsfälle möglich werden (vgl. BDEW-Stellungnahme zu weiteren notwendigen Änderungen im Mess- und Eichgesetz und in der Mess- und Eichverordnung (bdew.de). Zu beachten ist, dass auch batterieelektrische Ver-kehrsträger, die nicht straßenzugelassen (bspw. Busverkehr, Werkslogistik und -verkehr hinter geschlossenen Werksschranken) sind, erhebliche Ladevorgänge und Fahrstrommengen auf-weisen können. Wo belegbare Aufzeichnungen für in Verkehr gebrachten Fahrstrom erfolgen können, sollte dieser ungeachtet des Zugangs (Streichung der Unterscheidung zwischen öf-fentlich zugänglich oder nicht) oder Verkehrsträgers (Öffnung für alle batterieelektrischen Fahrzeuge mit und ohne Zulassung) zur Anrechnung im Quotenhandel gebracht werden kön-nen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 15\r\nZudem muss die erhöhte Anrechenbarkeit von EE-Strom für Ladevorgänge bei Direktbezug künftig ebenfalls angewendet werden, wenn Speicher zwischengeschaltet werden. Die Nut-zung von Speichern ist zielführend für eine effektive Integration von eigenerzeugtem EE-Strom in das Gesamtsystem und sollte deshalb in das THG-System integriert werden.\r\n3.7 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Bio-Kraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen\r\nArtikel 26 enthält verschiedene Bestimmungen zur Begrenzung des Anteils von Biokraftstof-fen, die aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen gewonnen werden. Nach Einschätzung des BDEW lösen die Festlegungen der RED III keinen wesentlichen über die bestehenden Regelun-gen des BImSchG und § 13 der 38. BImSchV hinausgehenden Umsetzungsbedarf aus.\r\nDem Vernehmen nach werden im Rahmen der Diskussionen um die Ausgestaltung der Natio-nalen Biomassestrategie allerdings verschiedene über eine 1:1-Umsetzung der europäischen Anforderungen hinausgehende Maßnahmen diskutiert, um die Beimischung von Biokraftstof-fen der ersten Generation zu fossilen Kraftstoffen zur Erfüllung der Treibhausgasquote weiter zu verringern oder sogar gänzlich auslaufen zu lassen.\r\nVon den Vorschlägen zum Absenken und Auslaufen der Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen sind vor allem flüssige Biokraftstoffe betroffen, da derzeit Bioethanol zu mehr als 95 % und Biodiesel zu ca. 45 % aus Nahrungs- und Futtermit-teln stammen, während der Anteil bei Biomethan und Bio-LNG für Verkehrszwecke bei unter 3 % liegt [BLE: Evaluations- und Erfahrungsbericht 2022].\r\nDas abrupte Zurückführen des Einsatzes von Nahrungs- und Futtermitteln auf null droht nach Auffassung des BDEW etablierte Geschäftsmodelle und Verwertungsketten zu zerschlagen, und entwertet bestehende europäische Produktionsanlagen im Kraftstoffbereich, ohne ausrei-chend Zeit für eine Umstellung auf fortschrittliche Einsatzstoffe zu ermöglichen. Neben natür-lichen Kohlenstoffsenken und einer breiten Biodiversität sieht der BDEW die Nutzung von An-baubiomasse sowohl zur Nahrungs- und Futtermittelerzeugung als auch für die energetische und stoffliche Anwendung. Beide Verwendungspfade schließen sich überdies nicht aus, son-dern ergänzen einander bereits heute wirksam.\r\nDer nachhaltige Anbau nachwachsender Rohstoffe zur energetischen Nutzung auf den beste-henden Flächen kann durch verschiedene Pflanzen und Fruchtfolgen – unter Berücksichtigung des Anbaus von Zwischenfrüchten und Dauerkulturen – zur Biodiversität im Agrarraum und zur Humusbildung der landwirtschaftlichen Flächen beitragen. Dies kann auch zur Erhöhung der Vielfalt im Landschaftsbild beitragen, verhindert darüber hinaus bei Einhaltung der guten landwirtschaftlichen Praxis die Bodenerosion und erhöht die regionale Wertschöpfung und\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 15\r\nschafft Arbeitsplätze im ländlichen Raum. Dabei müssen die Anforderungen an den Grundwas-serschutz Berücksichtigung finden.\r\nNach Einschätzung des BDEW lassen sich mehr Umweltqualität und Klimaschutzwirkung von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittel durch eine Anhebung der Treibhausminde-rungsvorgaben für den Nachweis der Nachhaltigkeit auf einheitlich 70 % unabhängig vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Produktionsanlage für alle biogenen und strombasierten Kraftstoffe effizienter und zielgerichteter erreichen als durch eine pauschale weitere Reduk-tion der quantitativen Obergrenze nach § 13 der 38. BImSchV.\r\nSollte dennoch eine (moderate) schrittweise Absenkung der Obergrenze vorgesehen werden, so sollte diese im Gleichschritt mit einer gleichwertigen Anhebung der Obergrenze für fort-schrittliche Biokraftstoffe und strombasierte Kraftstoffe erfolgen.\r\n3.8 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Mindestanteile für fortschrittliche Biokraft-stoffe (38. BImSchV) und strombasierte Kraftstoffe (37. BImSchV)\r\nArtikel 25 (1) Unterabsatz 1 Buchstabe b legt fest, dass der kombinierte Anteil von fortschrittli-chen Biokraftstoffen und Biogas, die aus den in Anhang IX Teil A genannten Rohstoffen und aus erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs hergestellt wurden, an der Energie-versorgung des Verkehrs 2025 mindestens 1 % und 2030 mindestens 5,5 % betragen soll, wo-von der Anteil erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs 2030 mindestens einem Prozentpunkt entspricht.\r\nDer BDEW spricht sich für die Einführung einer gemeinsamen technologieoffenen Mindest-quote für alle fortschrittlichen Biokraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe aus. Die derzeit in 38. BImSchV und 37. BImSchV vorgesehenen Mehrfachanrechnungen sollten nur für den Zweck der Erfüllung der Treibhausgasminderungsvorgabe und bei Übererfüllung der energeti-schen Mindestanteile angewendet werden.\r\nDer BDEW schlägt vor, die in § 14 38. BImSchV vorgesehenen Mindestanteile für fortschrittli-che Biokraftstoffe im Straßen- und Schienenverkehr für weitere Verkehrsträger, soweit nicht bereits von vergleichbaren sektoralen Mindestquoten erfasst, zu öffnen und strombasierte Kraftstoffe gleichwertig einzubeziehen. Die Mindestanteile sollten wie folgt angehoben wer-den:\r\n1,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2025\r\n2,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2026\r\n2,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2027\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 15\r\n3,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2028, wobei mindestens 0,5 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\n4,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2029, wobei mindestens 0,75 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\n5,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2030, wobei mindestens 1 Prozentpunkt durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen ist.\r\n10,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2035, wobei mindestens 2,5 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\nBei der Umsetzung der RED III sollte der Einsatz fortschrittlicher Biokraftstoffe auf Basis von Rest- und Abfallstoffen in den schwer dekarbonisierbaren Bereichen Luft- und Seeverkehr in gleicher Weise wie im Straßenverkehr besonders angereizt werden. Die Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe sollten demzufolge grundsätzlich auch für Flugturbinenkraft-stoffe und Kraftstoffe für den Seeverkehr angewendet werden, und es sollten die gleichen Pönalen bei Nichteinhaltung gelten. Andererseits sollte durch die Umsetzung der Quotenrege-lungen der Initiativen „ReFuelEU Aviation“ und „FuelEU Maritime“ keine Doppelregulierung entstehen. Kraftstoffe für den Luftverkehr, die unter die neu einzuführende SAF-Quote (siehe Eckpunkt Nr. 8) fallen, sollten vom Mindestanteil für fortschrittliche Kraftstoffe der 38. BIm-SchV ausgenommen werden. Gleiches gilt für Kraftstoffe für den Seeverkehr, soweit dieser ei-ner vergleichbaren verkehrsträgerspezifischen Quotenregelung unter Umsetzung der FuelEU-Maritime-Initiative unterliegen (siehe Eckpunkt Nr. 9).\r\nAnnex IX A der RED enthält eine abschließende Liste von Rohstoffen für fortschrittliche Bio-kraftstoffe, die u. a. auch Abwasser aus Palmölmühlen und leere Palmfruchtbündel (Palm Oil Mill Effluents - POME), die Reststoffe aus der Palmölgewinnung darstellen, enthalten. Im Rah-men der Nationalen Biomassestrategie sollte überprüft werden, wie sichergestellt werden kann, dass die Anrechenbarkeit von POME nicht zu einem Umgehen des Phase-outs von Palmöl oder zu Verlagerungen und Ausweicheffekten bei der Erzeugung oder beim Absatz von Palmölprodukten führt.\r\n3.9 Umsetzung der Anforderungen von RED III und ReFuelEU Aviation-Verordnung für den Flugverkehr\r\nGemäß § 37a (4a) BImSchG haben Flugkraftstoffanbieter als Verpflichtete einen Mindestanteil an Kraftstoff, der Flugturbinenkraftstoff ersetzt, aus erneuerbaren Energien nicht-biogenen Ursprungs sicherzustellen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 15\r\nDemgegenüber legt die Verordnung (EU) 2023/2405 vom 18. Oktober 2023 zur Gewährleis-tung gleicher Wettbewerbsbedingungen für einen nachhaltigen Luftverkehr (Initiative „ReFuelEU Aviation“) eine Reihe von harmonisierten Vorschriften für den Markthochlauf und die Bereitstellung nachhaltiger Flugkraftstoffe (Sustainable Aviation Fuels — SAF) fest.\r\n„Nachhaltige Flugkraftstoffe“ umfassen hierbei:\r\na)\r\nsynthetische (strombasierte) Flugkraftstoffe,\r\nb)\r\nBiokraftstoffe für die Luftfahrt (mit Ausnahme von Biokraftstoffen, die aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen hergestellt werden) oder\r\nc)\r\nwiederverwertete kohlenstoffhaltige Flugkraftstoffe.\r\nDie in Anhang 1 der Verordnung vorgeschriebenen Anteile von SAF sollten die in § 37a (4a) BImSchG festgelegten Mindestanteile ersetzen, wobei die Anrechenbarkeit aller „nachhaltigen Flugkraftstoffe“ zu ermöglichen ist.\r\nFlugkraftstoffanbieter können die Einhaltung der Verpflichtung nachweisen, indem sie ein Massenbilanzsystem gemäß Artikel 30 der Richtlinie (EU) 2018/2001 anwenden.\r\n3.10 Umsetzung der Anforderungen von RED III und FuelEU-Maritime-Verordnung für den Seeverkehr\r\nArtikel 25 (1) Unterabsatz 3 legt fest, dass die Mitgliedstaaten mit Seehäfen darauf hinwirken sollen, dass der Anteil erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs an der Gesamt-menge der dem Seeverkehrssektor gelieferten Energie ab 2030 mindestens 1,2 % beträgt.\r\nIn Ergänzung hierzu gilt die EU-Verordnung „FuelEU Maritime“ ab dem 1. Januar 2025 für alle Schiffe mit einer Bruttoraumzahl über 5.000, die einen Hafen in der EU nutzen.\r\nMit dieser Verordnung werden einheitliche Vorschriften eingeführt für eine Begrenzung der Treibhausgasintensität von Energie, die an Bord eines Schiffs verbraucht wird, das Häfen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats anläuft, dort liegt oder aus diesen ausläuft. Außerdem wird eine Verpflichtung, in Häfen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats die Landstromversorgung zu nutzen oder emissionsfreie Technologien einzusetzen, eingeführt. Ziel dieser Vorschriften ist es, die Nutzung von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Kraftstoffen und Ersatzenergie-quellen systematisch im Seeverkehr in der gesamten Union zu steigern.\r\nZu diesem Zweck sind verschiedene, sich ergänzende politische Instrumente erforderlich, um die Nutzung nachhaltig erzeugter erneuerbarer und kohlenstoffarmer Kraftstoffe, auch im Seeverkehrssektor, zu fördern und zu beschleunigen und dabei dem Grundsatz der Technolo-gieneutralität Rechnung zu tragen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 15\r\nDie Instrumente und Vorgaben umfassen insbesondere die Einführung eines Grenzwertes für die jährliche durchschnittliche Treibhausgasintensität der Energie, die an Bord eines Schiffs in einem Berichtszeitraum verbraucht wird. Das System ähnelt dem deutschen Quotenhandels-system, enthält jedoch eine Vielzahl sektorspezifischer Berechnungsregeln und Besonderhei-ten. Verpflichtete sind zudem nicht die Inverkehrbringer der Schiffskraftstoffe, sondern die je-weiligen Schifffahrtsunternehmen.\r\nDarüber hinaus sieht die Verordnung auch eine sektorspezifische Quotenregelung für die Ver-wendung erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs vor, die sich allerdings nicht auf das allgemeine Inverkehrbringen als steuerlichen Tatbestand, sondern auf die an Bord eines Schiffes verbrauchte Energie bezieht. Um unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand und Doppelregulierung zu vermeiden, sollten Schiffskraftstoffe, die unter die entsprechenden seefahrtspezifischen Quotenregelungen und THG-Reduktionsvorgaben fallen, nicht zusätzlich unter den Anwendungsbereich des nationa-len Quotenhandels für den Verkehr fallen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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April 2024\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Zusammenfassung ..................................................................................... 4\r\n3 Eckpunkte und Leitplanken des BDEW für die Umsetzung der IED .............. 5\r\n3.1 Zu Artikel 9 (2): Energieeffizienzanforderungen ................................... 5\r\n3.2 Zu Artikel 14a: Umweltmanagementsystem ......................................... 5\r\n3.3 Zu Artikel 15 (3): Festlegung von Emissionsgrenzwerten ..................... 6\r\n3.4 Zu Artikel 15 (4): Umweltleistungsgrenzwerte ..................................... 8\r\n3.5 Zu Artikel 15 (6): Zulassung von Ausnahmen von Umweltleistungsgrenzwerten ............................................................. 10\r\n3.6 Zu Artikel 15 (7): Ausnahmen im Fall einer Krise aufgrund außergewöhnlicher Umstände ............................................................ 11\r\n3.7 Zu Artikel 27d: Transformationspläne (Übergang zu einer sauberen, kreislauforientierten und klimaneutralen Wirtschaft) ........................ 11\r\n3.8 Zu Artikel 27e: „Tiefgreifender industrieller Wandel“ ........................ 12\r\n3.9 Zu Artikel 79 (Sanktionen) und 79a (Schadensersatz)......................... 13\r\n3.10 Zu Anhang I: Anlagen unter der Industrie-Emissionsrichtlinie ............ 13\r\n3.11 Zu Anhang I, Nummer 6.6: Wasser-Elektrolyse ................................... 13\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 14\r\n1 Einleitung\r\nDie europäischen Institutionen haben sich Ende 2023 im Trilogverfahren auf Änderungen an der Industrieemissionsrichtlinie 2010/75/EU („Industrial Emission Directive“ - IED) mit einer vorläufigen Einigung verständigt. Der Beschlusstext wurde anschließend von Europäischem Parlament (12. März 2024) und Rat (12. April 2024) angenommen, so dass die IED noch vor dem Sommer 2024 in Kraft treten kann. Anschließend müssen die neuen Anforderungen bin-nen 22 Monaten in nationales Recht umgesetzt werden.\r\nDie Industrieemissions-Richtlinie regelt die Zulassung und den Betrieb von großen Industriean-lagen in Europa. Mit der überarbeiteten Richtlinie werden systematisch strengere Genehmi-gungsauflagen für IED-pflichtige Anlagen eingeführt. Außerdem sollen künftig in Genehmigun-gen Umweltleistungsgrenzwerte festgeschrieben werden. In verpflichtenden Umweltmanage-mentsystemen soll ein stärkerer Fokus auf Ressourceneffizienz, Gewässerschutz sowie Ver-wendung von nicht-toxischen Chemikalien gelegt werden. Als neue Betreiberpflicht tritt die Anfertigung von Transformationsplänen hinzu, in denen darzulegen ist, wie die Anlagen zum Null-Schadstoff-Ziel, den Zielen der Kreislaufwirtschaft und dem Klimaneutralitätsziel der EU bis 2050 beitragen werden.\r\nAls Spitzenverband der Energie- und Wasserwirtschaft vertritt der Bundesverband der Ener-gie und Wasserwirtschaft – BDEW e. V. die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen, die von der IED betroffene Großfeuerungs- und Abfallverbrennungsanlagen mit essenzieller Sys-temrelevanz für die Strom-, Fernwärme- und Gasversorgung sowie die Abwasserentsorgung betreiben. Darüber hinaus sind auch von Mitgliedsunternehmen des BDEW verfolgte Zu-kunftstechniken wie die Herstellung von erneuerbarem Wasserstoff und klimaneutralen Ener-gieträgern von den neuen Regelungen erheblich betroffen, soweit diese die jeweils maßgebli-chen Schwellenwerte des Anhangs I der IED überschreiten.\r\nDer BDEW unterstützt grundsätzlich den Ansatz der Europäischen Kommission, die Schadstoff-emissionen von Industrieanlagen in Luft, Wasser und Boden im Rahmen bestehender Regel-werke weiter zu verringern und damit den angemessenen Beitrag aller IED-Aktivitäten zur Ver-besserung der Umwelt- und Lebensqualität zu leisten. Die Emissionen der großen Energie- und Industrieanlagen sind nachweislich in den letzten Jahren deutlich zurückgegangen und werden im Zuge der laufenden Umsetzung von BVT-Schlussfolgerungen und als Folge der in der Richt-linie angelegten dynamischen Fortschreibung des Standes der Technik im Rahmen des nächs-ten BREF-Revisions-Zyklus weiter deutlich sinken. Für große Energie- und Industrieanlagen be-deutet dieser Ansatz die Anwendung bester verfügbarer Techniken in Verbindung mit effizien-ten Betriebsstrukturen und rechtssicheren Genehmigungsprozessen sowie angemessener be-hördlicher Überwachung und transparenter Emissionsberichterstattung.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 14\r\n2 Zusammenfassung\r\nDie Umsetzung der neuen Regelungen der IED in Deutschland sollte darauf abzielen, das be-währte Regelwerk schrittweise und behutsam weiterzuentwickeln, rechtssichere, schnell durchführbare Genehmigungsverfahren zu ermöglichen sowie den Verwaltungsaufwand er-heblich zu verringern und nicht auszuweiten.\r\nFür die im Rahmen des europäischen „Green Deals“ erforderliche Energiewende und industri-elle Transformation sind Unternehmen auf die zügige und unbürokratische Genehmigung ih-rer Energie- und Industrieanlagen angewiesen. Die novellierte IED enthält bedauerlicherweise keine nennenswerten Vorschläge zur Beschleunigung oder effizienteren Durchführung von Genehmigungsverfahren. Im Gegenteil ist festzustellen, dass die beschlossenen weitreichen-den Änderungen zu Verunsicherung, Überforderung von Behörden und Anlagenbetreibern so-wie signifikanten Verzögerungen von Genehmigungsverfahren beitragen können.\r\nWeitere Verschärfungen, Doppelregulierung und Überlappungen mit anderen Rechtsvorschrif-ten sind im anstehenden Umsetzungsprozess unbedingt zu vermeiden. Behörden und Anla-genbetreiber drohen von Komplexität und Reichweite der geplanten neuen Betreiberpflichten und Anforderungen im Alltag überwältigt zu werden.\r\nDie Umsetzung darf nicht dazu führen, dass die Genehmigungs- und Wettbewerbsfähigkeit von Energie- und Industrieanlagen in Deutschland gefährdet werden. Dies würde auch zu ei-ner Verzögerung des Erreichens der maßgeblichen Ziele des „EU-Green-Deals“ führen. Es soll-ten deshalb keine überzogenen Anforderungen an die nationale Festlegung von Grenzwerten gestellt werden. Viele bestehende Anlagen würden ansonsten aufgrund solcher Anforderun-gen aus dem Markt gedrängt, neue Anlagen wären kaum noch genehmigungsfähig.\r\nDer BDEW setzt sich vor diesem Hintergrund für eine echte 1:1 Umsetzung der neuen Vorga-ben ein:\r\n› Ausnahmetatbestände und Flexibilisierungsinstrumente nach Artikel 15 (5): Emissions-grenzwerte, Artikel 15 (6): Umweltleistungsgrenzwerte, sowie Artikel 15 (7) und Artikel 27d und e sind vollständig umzusetzen.\r\n› Keine Anwendung der neuen Anforderungen auf Nicht-IED-Anlagen.\r\n› Ausreichende und verhältnismäßige Übergangsfristen sind gemäß Artikel 3 für alle be-troffenen Anlagenarten vorzusehen: keine vorzeitige Inkraftsetzung der neuen Regeln nach Artikel 15 (3).\r\n› Umweltleistungswerte sind, wie in der Richtlinie vorgesehen, als ausschließlich indikative Bandbreiten umzusetzen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 14\r\n› Anforderungen an das Umweltmanagementsystem und die Erstellung von Transformati-onsplänen sind mit einem besonderen Blick auf eine bürokratiearme Umsetzung mit Au-genmaß und unter Vermeiden von Doppelaufwand und Berücksichtigung bestehender Strukturen umzusetzen.\r\n› Vollständige Ausschöpfung und Umsetzung der möglichen Sonderregelungen für Anlagen, die sich in einem „tiefgreifenden industriellen Wandel“ befinden.\r\n3 Eckpunkte und Leitplanken des BDEW für die Umsetzung der IED\r\n3.1 Zu Artikel 9 (2): Energieeffizienzanforderungen\r\nDen Mitgliedstaaten steht es weiterhin frei, für die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG auf-geführten Tätigkeiten keine Umweltleistungsgrenzwerte oder andere Anforderungen in Bezug auf die Energieeffizienz festzulegen. Es besteht demzufolge kein Änderungsbedarf an den Vor-gaben des BImSchG. § 5 Abs. 2 BImSchG sollte unverändert fortgelten.\r\nDas Emissionshandelssystem setzt nach Auffassung des BDEW über die CO2-Bepreisung be-reits ausreichende Anreize zur Steigerung der Energieeffizienz. Die Funktionsweise und Wirk-samkeit des EU-Emissionshandels sollten nicht durch ordnungsrechtliche Anforderungen an die Energieeffizienz beeinträchtigt werden. Zusätzliche ordnungsrechtliche Anforderungen an die Energieeffizienz würden eine Doppelregulierung darstellen und die Flexibilität der Anla-genbetreiber bei der Planung von Investitionen und Betriebsregimen, die zur Besicherung der Energieversorgung notwendig sind, beeinträchtigen.\r\n3.2 Zu Artikel 14a: Umweltmanagementsystem\r\nIn Artikel 14a wird festgelegt, dass Betreiber von IED-Anlagen ein Umweltmanagementsystem (UMS-IED) für jede Anlage erstellen, regelmäßig fortschreiben und anwenden müssen. Das UMS-IED muss die in Artikel 14a (2) aufgeführten Elemente als allgemeine Mindestanforde-rung enthalten und die branchenspezifischen Vorgaben der jeweiligen BVT-Schlussfolgerun-gen an das UMS-IED erfüllen.\r\nDem Vernehmen nach plant das BMUV für die Umsetzung der neuen Anforderungen die Vor-lage einer neuen eigenständigen Verordnung für die Einführung und Weiterentwicklung von Umweltmanagementsystemen. Bei der Ausgestaltung der geplanten Verordnung ist zu beach-ten, dass nach Art. 14a (4), die EU-Kommission bis zum 31. Dezember 2025 einen Durchfüh-rungsrechtsakt erlässt, welche Informationen für die Veröffentlichung relevant sind.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 14\r\nIn der geplanten Umsetzungsverordnung ist aus Sicht des BDEW unbedingt sicherzustellen, dass nicht über die Anforderungen des Artikel 14a hinaus zusätzliche Anforderungen an ein UMS-IED gestellt werden, die über die Strukturen und Prozesse der gängigen UMS hinausge-hen oder anderweitig zu Doppelregelungen, unverhältnismäßigem Erfüllungsaufwand oder zu-sätzlichen Berichtspflichten für die betroffenen Unternehmen führen.\r\nUnternehmen, die bereits auf freiwilliger Basis UMS für ihre Standorte eingeführt haben (z. B. nach EMAS, ISO 14001 oder ISO 50001) müssen in die Lage versetzt werden, bestehende Ma-nagementstrukturen und Dokumentationen zum Nachweis der Anforderungen nutzen zu kön-nen. Anforderungen an das Chemikalien- oder Ressourcenmanagement sollten in die beste-henden Strukturen integriert und bereits existierende Chemikalienverzeichnisse und -inven-tare (z. B. Gefahrstoffverzeichnis gemäß GefStoffV, Sicherheitsbericht nach StörfallVO) so weit wie möglich genutzt werden dürfen.\r\nDer Detaillierungsgrad des UMS soll gemäß Artikel 14a (3) von Umfang und der Komplexität der Anlage sowie ihren potenziellen Umweltauswirkungen abhängig sein. Für Anlagen mit ge-ringfügigen Emissionen und geringen Umweltrisiken sollten deshalb passgenaue Erleichterun-gen beim Aufbau und Weiterentwicklung des UMS zugelassen werden. Wenn Elemente des UMS bereits an anderer Stelle erfüllt wurden, muss darauf verwiesen bzw. zurückgegriffen werden dürfen.\r\nFür die betriebliche Einführung und Auditierung eines UMS nach der IED ist ein Zeitraum von 34 Monaten ab dem Inkrafttreten der IED in der nationalen Umsetzungsvorschrift vorzusehen.\r\nIn Rahmen von Genehmigungen und Inspektionen muss es ausreichend sein, nachzuweisen, dass die betroffene IED-Anlage über ein mit der geplanten UMS-Verordnung konformes und auditiertes UMS verfügt.\r\n3.3 Zu Artikel 15 (3): Festlegung von Emissionsgrenzwerten\r\nIn Deutschland erfolgt die Umsetzung von Emissionsanforderungen der BVT-Schlussfolgerun-gen für Großfeuerungsanlagen bzw. Abfallverbrennungsanlagen und Abfallmitverbrennung üblicherweise in Form „allgemein verbindlicher Vorschriften“ (13. bzw. 17. BImSchV).\r\nDie Richtlinie ermöglich gemäß Artikel 15 (3) ein solches Vorgehen auch weiterhin ausdrück-lich:\r\n„Werden allgemeine bindende Vorschriften erlassen, so sind für Anlagenkategorien mit ähnli-chen für die Bestimmung der niedrigsten erreichbaren Emissionswerte relevanten Merkmalen die strengsten durch die Anwendung von BVT erreichbaren Emissionsgrenzwerte unter Berück-sichtigung der gesamten Spanne der BVT-assoziierten Emissionswerte festzulegen“.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 14\r\nUnd weiter:\r\n„Die allgemeinen bindenden Vorschriften […] basieren auf den Angaben in den BVT-Schlussfol-gerungen, in denen analysiert wird, ob die Werte am strengsten Ende der Spanne der BVT-as-soziierten Emissionswerte erreicht werden können, und die bestmögliche Leistung dieser Anla-genkategorien bei Anwendung der in den BVT-Schlussfolgerungen beschriebenen besten ver-fügbaren Techniken dargelegt wird“.\r\nDie novellierte IED enthält einige punktuelle Anpassungen in Kapitel III (Sondervorschriften für Feuerungsanlagen) bzw. Kapitel IV (Sondervorschriften für Abfallverbrennungs- und -mitver-brennungsanlagen), aus denen sich kein unmittelbarer Handlungsbedarf im Hinblick auf eine Anpassung der 13. BImSchV oder der 17. BImSchV ableiten lässt.\r\nErst wenn im Rahmen des beginnenden neuen BVT-Zyklus neue BVT-Schlussfolgerungen für Großfeuerungsanlagen (einschließlich Abfallmitverbrennung) oder Abfallverbrennungsanlagen veröffentlicht werden, sind diese durch allgemeine verbindliche Vorschriften umzusetzen. Die ggf. erforderliche Anpassung von 13. oder 17. BImSchV ist für Anlagenkategorien mit ähnli-chen Merkmalen unter Berücksichtigung der gesamten Spanne der BVT-Emissionsbandbreiten und von möglichen medienübergreifenden Auswirkungen vorzunehmen.\r\nDie gesamte Emissionsbandbreite beschreibt jeweils den Bereich, in dem die Emissionen der Energie- und Industrieanlagen bei Anwendung der für die jeweilige Anlage besten verfügbaren Techniken und unter Beachtung von Cross-Media-Effekten liegen sollten, um ein hohes Um-weltschutzniveau zu erreichen und gleichzeitig Wettbewerbsfähigkeit und Wirtschaftlichkeit der Anlagen gewährleisten zu können.\r\nBei der Anwendung von Artikel 15 (3) zur Festlegung von Emissionsgrenzwerten sind daher nicht automatisch die strengsten Werte anzusetzen. Die BVT-Emissionsbandbreiten müssen unter normalen Betriebsbedingungen „erreichbar“ sein. Die BVT-Schlussfolgerungen differen-zieren zudem regelmäßig zwischen bestehenden Anlagen und Neuanlagen sowie nach Anla-gengröße, Anlagentechnik, Brennstoff und Feuerungstechnik.\r\nBei der Festlegung von Grenzwerten nach Artikel 15 (3) ist eine transparente Betrachtung und Bewertung der gesamten BVT-Emissionsbandbreite vorzunehmen. Hier muss zwingend auch die Verhältnismäßigkeit von möglichen nachträglichen Investitionen oder erhöhten Betriebs-kosten berücksichtigt werden, selbst wenn die Investitionen nur mittelbar auf den konkreten Grenzwert zurückführen sind oder die erhöhten Betriebskosten bei anderen Stoffen oder durch geänderte Fahrweisen entstehen (Wechselwirkungen). Diesbezüglich sollte ausdrücklich gesetzlich geregelt werden (z. B. im BImSchG und WHG), dass bei der nationalen Festlegung von Emissionsgrenzwerten nach Artikel 15 (3) und deren Vollzug durch die zuständigen Behör-den der Verhältnismäßigkeitsgrundsatz anzuwenden ist.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 14\r\nDie oberen Ränder der Bandbreiten stellen europarechtlich gebotene Anforderungen des Standes der Technik dar, die vor dem Hintergrund der zwingend zu berücksichtigenden Stand-ortbedingungen für neue und insbesondere für ältere Anlagen bereits sehr erhebliche wirt-schaftliche und zum Teil im Hinblick auf den zu erwartenden Umweltnutzen unverhältnismä-ßige Nachrüstungen auslösen können. Die unteren Ränder der Bandbreiten sind nicht flächen-deckend einhaltbar, sondern werden nur im Einzelfall und für einzelne Schadstoffe, aber nie-mals für die gesamte Schadstoffpalette, von einigen wenigen neueren Anlagen unter günsti-gen Bedingungen erreicht. Des Weiteren sind in der Anwendung der Emissionsbandbreiten die verfahrenstechnisch bedingten Wechselwirkungen der einzelnen Schadstoffkomponenten und die Auswirkungen auf Umweltleistungskenngrößen wie Energieeffizienz oder Wasserver-brauch zu berücksichtigen.\r\nEin weiteres Problem stellen die verfahrensbedingt unterschiedlichen Möglichkeiten der ein-zelnen Hersteller gerade im Bereich der unteren Emissionsbandbreiten dar. Hier besteht Sorge, dass dies die Freiheiten bei der Herstellerauswahl einschränkt und die damit verbunde-nen Wettbewerbseinschränkungen zu Anlagenverteuerungen sowie in Folge auch zu längeren Lieferzeiten aufgrund der beschränkten Fertigungskapazitäten des bevorzugten Herstellers führen.\r\nAußerdem ist darauf zu achten, dass es nicht zu einer Umkehrung des Regel-Ausnahme-Ver-hältnisses kommt. Die unteren Ränder der Bandbreiten werden für einzelne Schadstoffe nur von wenigen Anlagen unter günstigen Bedingungen erreicht. Das Erfordernis einer Ausnahme von Emissionsgrenzwerten darf durch zu strenge Grenzwertfestsetzung in allgemein verbindli-chen Verordnungen am unteren Rand der Bandbreite nicht die Regel werden, sondern muss auf Einzelfälle begrenzt bleiben. Die Prüfung solcher Ausnahmen in einer Vielzahl von Geneh-migungsverfahren würde einen enormen zusätzlichen Verwaltungsaufwand für Behörden und Betreiber bedeuten und die Dauer von Genehmigungsverfahren unnötig in die Länge ziehen. Es wäre zudem der betroffenen Öffentlichkeit schwer vermittelbar, dass so gut wie jede An-lage – einschließlich Neuanlagen – einer oder mehrerer Ausnahmeregelungen zwingend be-darf. Beides kann politisch nicht gewollt sein und würde das Erreichen der mit dem Green Deal auferlegten Ziele behindern und der geplanten industriellen Transformation entgegenstehen.\r\n3.4 Zu Artikel 15 (4): Umweltleistungsgrenzwerte\r\nUnbeschadet des Artikels 9 (2) legt die zuständige Behörde für normale Betriebsbedingungen aus einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen hervorgehende bindende Spannen für die Umwelt-leistung fest. Hierbei sind in Bezug auf wasserrelevante Aspekte verbindliche Grenzwerte für die Umweltleistung unter normalen Betriebsbedingungen und unter Berücksichtigung\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 14\r\nmöglicher medienübergreifender Auswirkungen zu setzen. Für die Umweltleistung von Abfäl-len und anderen Ressourcen als Wasser sind Richtwerte festzulegen, die unter normalen Be-triebsbedingungen eingehalten werden können und die nicht weniger streng sind als die in den BVT-Schlussfolgerungen genannten verbindlichen Spannen.\r\nDie Festlegung derartiger indikativer Umweltleistungsniveaus in Genehmigungen bildet keinen rechtsverbindlichen Genehmigungsinhalt.\r\nAus Sicht des BDEW besteht für Großfeuerungs-, Abfallmitverbrennungs- und Abfallverbren-nungsanlagen vorbehaltlich künftiger konkreter anderweitiger Festlegungen in den einschlägi-gen BVT-Schlussfolgerungen kein unmittelbarer Umsetzungsbedarf für die Festlegung verbind-licher Umweltleistungsgrenzwerte bezüglich Wasser, da anlagenspezifische Gewässerbenut-zungen durch wasserrechtliche Erlaubnisse mit entsprechenden Leistungswerten bereits aus-reichend geregelt sind.\r\nArtikel 15 (4) Unterabsatz 2 Buchstabe b) verlangt u. a. die Festlegung von „indikativen“ Um-weltleistungsniveaus für Abfall und Ressourcen. Es besteht für Großfeuerungs-, Abfallmitver-brennungs- und Abfallverbrennungsanlagen derzeit kein Umsetzungsbedarf für die Festlegung von allgemeinen Richtwerten für die Umweltleistung in Bezug auf Abfälle und andere Ressour-cen als Wasser, da diese Sachverhalte bereits unter dem Kreislaufwirtschaftsgesetz und sei-nem untergesetzlichen Regelwerk umfassend geregelt sind.\r\nSoweit in künftigen BVT-Schlussfolgerungen mit den besten verfügbaren Techniken assoziierte Umweltleistungswerte nach Artikel 15 (4) festgeschrieben werden, sind diese indikativ und mit Augenmaß in die allgemein verbindlichen Vorschriften oder Einzelgenehmigungen aufzu-nehmen. Viele der nach Artikel 3 (13a) IED denkbaren Vergleichswerte und Umweltleistungs-kennwerte sind nicht per se oder proportional mit einer Verbesserung des Schutzniveaus für die Umwelt im Rahmen einer integrierten Bewertung verbunden. Die in BVT-Schlussfolgerun-gen genannten und beschriebenen Techniken sind grundsätzlich weder normativ noch er-schöpfend. Es können immer auch andere Techniken eingesetzt werden, die mindestens ein gleiches Umweltschutzniveau gewährleisten. Die mit verschiedenen Techniken verbundenen Einsätze von Energie, Ressourcen und Betriebsstoffen müssen im Rahmen einer integrierten und medienübergreifenden Sicht bewertet werden.\r\nSo kann beispielsweise das „Efficiency-first-Principle“ die Anwendung von wirksameren, aber energieintensiveren Abwasser- oder Abluftreinigungstechniken beeinträchtigen oder einer fle-xiblen systemdienlichen Fahrweise eines konventionellen Kraftwerkes als Back-up für die fluk-tuierende Erzeugung Erneuerbarer-Energien-Anlagen entgegenstehen. Auch Verbräuche von Betriebsstoffen oder von Wasser für Kühl- und Prozesszwecke lassen sich nicht in einfache Bandbreiten der „Umweltleistung“ oder Recyclingquoten pressen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 14\r\nWenn im Rahmen der Genehmigung auf Umweltleistungswerte Bezug genommen werden soll, sollten diese nicht als aufwändig zu ermittelnde jahres-, tages- oder stundenbezogene Grenzwerte, sondern als Auslegungswerte unter normalen Betriebsbedingungen festgelegt werden. Die Einhaltung sollte in diesen Fällen einmalig bei der Inbetriebnahme oder wesentli-chen Änderung unter branchenüblichen Standardbedingungen nachgewiesen werden. Ihre Nichteinhaltung stellt keinen Verstoß gegen die Genehmigung dar.\r\n3.5 Zu Artikel 15 (6): Zulassung von Ausnahmen von Umweltleistungsgrenzwerten\r\nNach Artikel 15 (4) sind durch die zuständige Behörde Umweltleistungsgrenzwerte bei ent-sprechender Vorgabe aus BVT-Schlussfolgerungen festzulegen. Nach Artikel 15 (6) soll aber eine Ausnahmemöglichkeit von den Umweltleistungsgrenzwerten geschaffen werden.\r\nDie Ausnahmetatbestände für Umweltleistungsgrenzwerte nach Artikel 15 (6) sollten vollstän-dig und unbefristet in deutsches Recht umgesetzt und auch angewendet werden.\r\nNeben Ausnahmen im Einzelfall muss es auch weiter möglich sein, abstrakt-generelle Ausnah-men in Rechtsverordnungen und Verwaltungsvorschriften festzulegen. Insbesondere sind die in § 7 Abs. 1b BImSchG vorgesehenen Ausnahmemöglichkeiten für Emissionsgrenzwerte, Emissionsbegrenzungen und Fristenregelungen, um Abweichungsmöglichkeiten von den in BVT-Schlussfolgerungen gesetzten Umweltleistungsgrenzwerten zu ergänzen.\r\nIm Rahmen der Umsetzung muss außerdem ermöglicht werden, dass die zuständige Behörde in bestimmten Fällen weniger strenge verbindliche Spannen für die Umweltleistung oder Um-weltleistungsgrenzwerte festlegen darf. Solche Ausnahmeregelungen sollten – wie in Artikel 15 (6) vorgesehen – nicht nur aufgrund der technische Merkmale der betreffenden Anlage, sondern auch aufgrund des geografischen Standorts und lokaler Umweltbedingungen der be-treffenden Anlage angewandt werden dürfen, wenn eine Bewertung ergibt, dass die Errei-chung der Leistungswerte, die mit den in den BVT-Schlussfolgerungen beschriebenen besten verfügbaren Techniken assoziiert sind, zu erheblichen negativen Umweltauswirkungen, ein-schließlich medienübergreifender Auswirkungen, oder erheblichen wirtschaftlichen Auswir-kungen führen würde.\r\nIn diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass die zuständige Behörde, soweit in den ein-schlägigen BVT-Schlussfolgerungen vorgesehen, künftig in bestimmten Fällen Grenzwerte für die Umweltleistung in Bezug auf Wasser festzulegen hat. Im Wasserrecht sollte deshalb in Um-setzung von Artikel 15 (4) und (6) IED eine Ergänzung entsprechender Ausnahmemöglichkei-ten vorgesehen werden, soweit bisher nicht vorhanden.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 14\r\n3.6 Zu Artikel 15 (7): Ausnahmen im Fall einer Krise aufgrund außergewöhnlicher Umstände\r\nMit Artikel 15 (7) wird eine neue Abweichungsmöglichkeit von Emissionsgrenzwerten und Um-weltleistungsgrenzwerten in bestimmten Krisensituationen geschaffen (z. B. bei Gasmangel-lage oder Ressourcenknappheit).\r\nDie in Artikel 15 (7) vorgesehenen Erleichterungen bzgl. Emissionsgrenzwerten oder Umwelt-leistungsgrenzwerten im Falle außergewöhnlicher Umstände, die sich der Kontrolle des Betrei-bers und der Mitgliedstaaten entziehen und die zu einer schwerwiegenden Störung oder ei-nem Engpass führen, sollten auf Bundesebene in vollem Umfang durch eine Ergänzung des Vierten Abschnitts des BImSchG umgesetzt werden, um nach den Erfahrungen der Gasman-gellage in den Wintern 2021/22 und 2022/23 zukünftig noch schneller handlungsfähig zu sein.\r\n3.7 Zu Artikel 27d: Transformationspläne (Übergang zu einer sauberen, kreislauforientier-ten und klimaneutralen Wirtschaft)\r\nArtikel 27d enthält als neue Betreiberpflicht für IED-Anlagen der Energiewirtschaft die Anfor-derung, bis zum 30. Juni 2030 in ihre Umweltmanagementsysteme einen als Orientierung die-nenden Transformationsplan aufzunehmen. Der Transformationsplan enthält Informationen zu den Maßnahmen, die der Betreiber im Zeitraum 2030 - 2050 in der Anlage bzw. für einen Standort ergreifen wird, um bis zum Jahr 2050 zur Entwicklung einer nachhaltigen, sauberen, kreislauforientierten, ressourceneffizienten und klimaneutralen Wirtschaft beizutragen.\r\nDer Transformationsplan sollte – wie in Artikel 27d angelegt – vornehmlich der Orientierung dienen und demzufolge im Hinblick auf die einzeln beschriebenen Aufgaben und Maßnahmen nicht verbindlich, aber auch nicht abschließend sein.\r\nDie Ausgestaltung des Transformationsplans muss im Einklang mit europäischem und nationa-lem Wettbewerbsrecht stehen. Zudem muss der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheim-nissen bei der Veröffentlichung als Teil des Umweltmanagementsystems gewährleistet sein. Nicht zuletzt ist in besonderem Maße auf eine bürokratiearme Umsetzung zu achten.\r\nBei der Umsetzung der neuen Betreiberpflicht sind die in Absatz 3 vorgesehenen Erleichterun-gen und Vorkehrungen zur Vermeidung doppelter Informationspflichten (mehrere betroffene Anlagen, Verweis auf andere Berichte) aufzugreifen.\r\nDie anlagenspezifischen Transformationspläne überlappen in vielen Fällen insbesondere mit den bestehenden Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen gemäß der Richtlinien 2014/95/EU und 2013/34/EU sowie der Richtlinie (EU) 2022/2464 hin-sichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen („Corporate Sustainability\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 14\r\nReporting Directive - CSRD“). Bei der Umsetzung ist darauf zu achten, dass entsprechende In-formationen und Berichte für alle genannten Pflichten gleichermaßen ohne Doppelarbeit ge-nutzt werden können.\r\n3.8 Zu Artikel 27e: „Tiefgreifender industrieller Wandel“\r\nArtikel 27e sieht Sonderregelungen für Anlagen vor, die sich in einem „tiefgreifenden industri-ellen Wandel“ befinden. Diese Regelungen sollten vor dem Hintergrund der Energiewende und der laufenden Transformationsprozesse in Energiewirtschaft und Industrie so schnell wie möglich anwendbar gemacht werden. Es würde dem Transformationsprozess schaden, wenn die Unternehmen bis zum Jahr 2030 warten müssten, um die Regelungen anzuwenden. Die Umsetzung in deutsches Recht muss daher zeitnah erfolgen und rechtssicher anwendbar sein.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft sind hier insbesondere alle Anlagen, deren Stilllegung gesetz-lich bereits konkret und anlagenscharf geregelt ist, Anlagen, die sich in einem tiefgreifenden industriellen Wandel im Sinne von Artikel 27e (2) befinden. In Deutschland gilt dies unstrittig für alle Kohle-Kraftwerksblöcke, deren Stilllegung nach dem Kohleverstromungsbeendigungs-gesetz (KVBG) verbindlich geregelt ist. Bei der Umsetzung von Artikel 27e sind daher die Koh-lekraftwerke durch einen Verweis auf die Regelungen des KVBG als Regelbeispiel für eine An-lage im „tiefgreifenden industriellen Wandel“ aufzunehmen.\r\nEin weiteres Beispiel aus der Energiewirtschaft sind Anlagen zur Erzeugung von Fernwärme für die leitungsgebundene Wärmeversorgung, die im Rahmen eines verpflichtenden Wärmenetz-ausbau- und -dekarbonisierungsfahrplans nach § 32 des Gesetzes für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze (Wärmeplanungsgesetz - WPG) über einen bestimm-ten Zeitraum auf erneuerbare Energieträger umzurüsten oder durch andere klimaschonende Erzeugungs- oder Speichertechnologien zu ersetzen sind.\r\nBei der Anwendung von Artikel 27e (2) muss der räumliche, sachliche, gesellschaftsrechtliche sowie zeitliche Zusammenhang zwischen Stilllegung und Ersatz der Anlage weit ausgelegt wer-den. Über die bereits genannten allgemeinen Tatbestände hinaus ist zusätzlich eine Einzelfall-bewertung unter Würdigung der jeweils gegebenen Umstände für die sach- und zweckgemäße Anwendung von Artikel 27e (2) unabdingbar.\r\nEin Ersatz der Anlage im Sinne des Artikels 27e ist immer dann anzunehmen, wenn die be-troffene Anlage durch eine neue Anlage (z. B. wasserstofffähiges Kraftwerk oder Heizkraft-werk, Elektrolyseur, Speicher, Rückverstromungseinheit, EE-Anlage) im räumlichen oder lei-tungsgebundenen Zusammenhang zu dem bisherigen Anlagen-Standort ersetzt wird. Im\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 14\r\nspeziellen Fall der Braunkohle-Verstromung ist dabei immer der Gesamt-Standort aus allen Feuerungsanlagen (Kraftwerksblöcken) und versorgenden Tagebauen in den Blick zu nehmen.\r\n3.9 Zu Artikel 79 (Sanktionen) und 79a (Schadensersatz)\r\nDas im deutschen Ordnungswidrigkeiten- und Strafrecht angelegte Sanktionsregime ist grund-sätzlich ausreichend, um die Anforderungen der IED zu erfüllen. Insbesondere die in Arti-kel 79 (2) eingeräumte Möglichkeit der Einführung umsatzbasierter Sanktionen sollte nicht in das deutsche Recht eingeführt werden. Es sollte auch keine Umkehrung der Beweislast oder eine erhebliche Ausweitung der Verbandsklagerechte erfolgen.\r\nEine Ausweitung des Schadensersatzregimes des Umwelthaftungsgesetzes (UmweltHG) durch die neue IED ist nicht erforderlich. Die derzeit vorgesehenen Schadensersatzansprüche im Um-weltHG sind ausreichend. Voraussichtlich muss aber der Anhang des UmweltHG an den über-arbeiteten IED-Anlagenkatalog angepasst werden.\r\n3.10 Zu Anhang I: Anlagen unter der Industrie-Emissionsrichtlinie\r\nEs muss durch eindeutige Regelungen sichergestellt werden, dass die Anforderungen der IED in Deutschland nicht für Anlagen gelten, die nicht unter den Anwendungsbereich der IED nach Anhang I fallen. Dies gilt insbesondere für Emissionsgrenzwerte, Umweltleistungsniveaus, Um-weltleistungsgrenzwerte und sonstige betriebliche Anforderungen, die aus den BVT-Schluss-folgerungen abgeleitet werden. Dies ist auch in den jeweils einschlägigen branchenspezifi-schen Rechtsverordnungen oder Verwaltungsvorschriften eindeutig festzulegen.\r\n3.11 Zu Anhang I, Nummer 6.6: Wasser-Elektrolyse\r\nGemäß den geltenden europarechtlichen Vorgaben unterliegen Elektrolyseure, die Wasser-stoff im industriellen Umfang herstellen, der IED. Die novellierte Richtlinie führt nunmehr eine neue Tätigkeit Nummer 6.6 in Anhang I ein, der zufolge nur noch Elektrolyseanlagen zur Was-serstofferzeugung mit einer Produktionskapazität von über 50 Tonnen pro Tag dem Anwen-dungsbereich der IED unterliegen.\r\nDas BMUV hat am 22. November 2023 den Referentenentwurf für die Dritte Verordnung zur Änderung der Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV) vorgelegt. Ziel der Änderung ist es, Genehmigungsverfahren für Elektrolyseure zur Herstellung von\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der Novelle der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen\r\n(IED)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 14\r\nWasserstoff unmittelbar im Anschluss an das Inkrafttreten der novellierten IED zu erleichtern und zu vereinfachen.\r\nIn seiner Stellungnahme für die Verbändeanhörung begrüßt der BDEW nachdrücklich die Initi-ative der Bundesregierung, die darauf abzielt, rasch Erleichterungen für die Genehmigung von Elektrolyseuren auf den Weg zu bringen. Ein schneller und zügiger Hochlauf der Wasserstoffin-frastruktur ist ein entscheidendes Element für das Gelingen der Energiewende und das Errei-chen der nationalen Klimaschutzziele.\r\nDie geplante Novelle der 4. BImSchV sollte so schnell wie möglich abgeschlossen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006413","regulatoryProjectTitle":"Ergänzung § 6 EEG um eine Transparenzregelung zur EEG Gemeindebeteiligung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ef/13/315288/Stellungnahme-Gutachten-SG2406050024.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nGemeindebeteiligung -\r\nSicherung der Akzeptanzwir-\r\nkung durch Transparenzrege-\r\nlung\r\nGemeindebeteiligung -\r\nSicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nGemeindebeteiligung - Sicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung\r\nGemeinden werden in der Regel durch die Regelung in § 6 EEG mit 0,2 ct/kWh an den erzeug-\r\nten Strommengen von Wind- und PV-Projekten finanziell beteiligt. Diese Zahlungen dienen der\r\nAkzeptanzförderung vor Ort. Damit die akzeptanzfördernde Wirkung eintritt, müssen die Bür-\r\ngerinnen und Bürger wissen, dass diese Zahlungen von den Windparkbetreibern an die Ge-\r\nmeinde geleistet werden. Sinnvollerweise erhalten die Bürger auch die Information, wohin die\r\nzusätzlichen Einnahmen geflossen sind, um nachvollziehen zu können, wie sie konkret vom\r\nAusbau der Erneuerbaren Energien in ihrer Region profitieren.\r\nAkzeptanzwirkung stärken\r\nNach geltender Rechtslage können die Anlagenbetreiber eine akzeptanzfördernde Veröffentli-\r\nchung durch die Gemeinden zu den § 6 EEG-Zahlungen rechtlich nicht einfordern. Die Zahlun-\r\ngen müssen nach § 6 Abs. 1 EEG „ohne Gegenleistung“ erfolgen. Es ist daher unsicher, ob An-\r\nlagenbetreiber individuell vertraglich eine Pflicht der Gemeinde zur Offenlegung der Zahlun-\r\ngen vereinbaren dürfen.\r\nZwar könnten die Anlagenbetreiber schon jetzt selbst die Zahlungen veröffentlichen. Aller-\r\ndings verfehlen eigene Veröffentlichungen die Akzeptanzwirkung in mehrfacher Hinsicht: Es\r\nwerden auf dem Gemeindegebiet in aller Regel mehrere Anlagen durch verschiedene Unter-\r\nnehmen betrieben. Ohne zentrale Veröffentlichung durch die Gemeinde ist nicht oder nur\r\nschwer erkennbar, wie viel finanzielle Unterstützung die Gemeinde insgesamt durch Wind-\r\nund Solarenergie erhält. Außerdem sind Angaben der Unternehmen für skeptische Bürgerin-\r\nnen und Bürger meist weniger glaubwürdig als offizielle Nachrichten der Gemeinde.\r\nErgänzung von § 6 EEG um eine Transparenzregelung\r\nDamit § 6 EEG die bezweckte Akzeptanz vor Ort schafft, sollen Bürgerinnen und Bürger nach-\r\nvollziehen können, wie viel Geld für welchen Zweck durch Windenergie- und Solaranlagen der\r\nGemeinde insgesamt zugutegekommen ist. Der BDEW schlägt vor, § 6 EEG um eine Transpa-\r\nrenzregelung zu ergänzen:\r\nFormulierungsvorschlag für einen § 6 Abs. 6 EEG\r\n(6) Die Gemeinden machen bis zum 30. Juni eines Jahres den Umfang, der in dem vorange-\r\ngangenen Kalenderjahr nach diesem Paragrafen erhaltenen Zahlungen, aggregiert in ge-\r\neigneter Form öffentlich bekannt. Sie können auch den Verwendungszweck der erhalte-\r\nnen Zahlungen mitteilen. Die Länder können durch Rechtsverordnung bestimmen, dass\r\ndie Veröffentlichung auf einem zentralen Veröffentlichungsportal des Landes für alle Ge-\r\nmeinden erfolgt; dabei müssen mindestens der Gemeindename, die Höhe der jeweils er-\r\nhaltenen Zahlung und das betroffene Kalenderjahr genannt werden.\r\nGemeindebeteiligung -\r\nSicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMit der Transparenzregelung werden die Gemeinden zur Veröffentlichung der nach § 6 EEG\r\nempfangenen Zahlungen in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite\r\nangehalten. Damit kann die Akzeptanzwirkung wesentlich erhöht werden. Für die Bürgerin-\r\nnen und Bürger wird verlässlich erkennbar, in welchem Gesamtumfang die Gemeinde von der\r\nStromerzeugung aus Wind- und Solarenergie finanziell profitiert. Durch die Angabe des vorge-\r\nsehenen Verwendungszwecks können die Bürgerinnen und Bürger zudem nachvollziehen, wel-\r\nche Vorteile sie konkret dadurch haben.\r\nDie gesetzliche Regelung schafft praxistauglich klare Verhältnisse für Anlagenbetreiber und\r\nGemeinden. Die Veröffentlichung durch die Gemeinden ist durch das schlanke Verfahren un-\r\nbürokratisch sichergestellt, ohne dass die auf Grundlage von § 6 EEG geschlossenen Verträge\r\ngeändert werden müssen. Auch den Netzbetreiber treffen keine zusätzlichen Prüfpflichten.\r\nGemeindevertreter, die den Ausbau befürworten, können nun mit „offiziellen Zahlen“ bele-\r\ngen, dass der Ausbau Erneuerbarer Energien für die Gemeinde vor Ort sehr vorteilhaft und ein\r\nweiterer Ausbau sinnvoll ist. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008179","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende  - Ziel ist die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cd/f3/321016/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270224.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":"Fakten und Argumente\r\nDie Breite des Wärmemark-tes und die Rolle von Was-serstoff\r\nAbteilungen: TGV und Wärme\r\nVersion: 1.0\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Kernpunkte................................................................................................ 3\r\n3 Aktuelle Energieträger im Wärmemarkt ..................................................... 4\r\n4 Optionen für Wasserstoff im Wärmemarkt ................................................ 5\r\n4.1 H2-ready ................................................................................................ 6\r\n4.2 Prozesswärme/Industrie ....................................................................... 7\r\n4.3 Gewerbe ................................................................................................ 7\r\n4.4 KWK/Nah- und Fernwärme/Quartierslösung ........................................ 8\r\n4.5 Einzelheizungen ..................................................................................... 8\r\n5 Kommunale Wärmeplanung ...................................................................... 9\r\n6 Entwicklung des Energieträgers Wasserstoff ............................................ 10\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie Wärmewende ist eine Mammutaufgabe. Um sie erfolgreich zu bewältigen, braucht es aus Sicht des BDEW die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen, die klimafreundlich Wärme in die Wohnungen bringen können. Dabei stehen Wärmepumpen und Fernwärme künftig im Zentrum der Wärmeversorgung. Allerdings werden in Teilen von Industrie, Verkehr sowie der Strom- und Wärmeversorgung Wasserstoff und seine Derivate sowie Biomethan für ein klimaneutrales Energiesystem unverzichtbar sein. Der Anteil von Erneuerbaren Energien (EE) an der Bruttostromerzeugung steigt seit Jahren an und erreichte mit 53 % in 2023 einen neuen Höchstwert. Gleichzeitig bleibt der EE-Anteil am Energieverbrauch im Bereich Wärme mit rund 20 % im Jahr 2022 weiterhin deutlich geringer. Ebenso bleiben auf absehbare Zeit Herausforderungen, wie die langfristige (übersaisonale) Speicherung von Strom aus Erneuer-baren Energien, bestehen. Vor diesem Hintergrund kommt erneuerbaren und dekarbonisier-ten Gasen, wie Wasserstoff, der auf Basis von Erneuerbaren Energien erzeugt wurde oder des-sen klimaschädliche Wirkung durch technische Verfahren wie „carbon capture utilization and storage“ (CCUS) reduziert worden ist, eine zentrale Bedeutung für die Erreichung der Kli-maneutralität in Deutschland bis zum Jahr 2045 zu.\r\nNahezu alle aktuellen Studien und Langfristszenarien gehen bereits 2030 von einem relevan-ten Anteil an Wasserstoff in den verschiedenen Sektoren – Strom, Wärme, Verkehr, Industrie – aus.\r\nDer Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft ist deswegen ein zentraler Baustein zum Gelingen der Energiewende. Der Großteil des heute produzierten Wasserstoffs (42 TWh) ist grau. Herstel-lungsarten wie die Wasserelektrolyse oder die Abspaltung und Speicherung der anfallenden Emissionen machen weiterhin nur einen geringen Anteil von zusammen 6,3 % aus. Um die Energiewende erfolgreich realisieren zu können, ist eine konsequente Transition von grauem hin zu blauem, türkisem und grünem Wasserstoff essenziell.\r\n2 Kernpunkte\r\n› Zum gesamten Wärmemarkt zählen neben der Raumwärme (inkl. Klimakälte) auch Warm-wasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte. Erdgas macht derzeit einen Anteil von 47,8% am Endenergieverbrauch Wärme aus.\r\n› Nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) müssen alle Kommunen bis spätestens Mitte 2028 mittels eines Wärmeplanes Versorgungsoptionen für ihre Gemeindegebiete identifizieren und ausweisen. In den Wärmeplänen soll es vier Arten von Gebietskulissen geben: Wärme-netzausbaugebiete, Wasserstoffausbaugebiete, Gebiete für die dezentrale Wärmeversor-gung und Prüfgebiete. Diese letzte Kategorie bezieht sich auf Teilgebiete, die langfristig mit\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\ngrünem Methan versorgt werden sollen sowie jene, für die eine Gebietseinteilung zum Zeitpunkt der Wärmeplanung noch nicht verlässlich möglich ist.\r\n› Die Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnologien und Energieträger ermöglicht werden. Dazu gehört auch der Energieträger Wasserstoff.\r\n› Während für niedrige und mittlere Temperaturbereiche eine Elektrifizierung der Wärmebe-reitstellung wahrscheinlich ist, ist eine vollständige Elektrifizierung der Prozesswärme in be-stimmten Produktionsprozessen schon aufgrund technischer Voraussetzungen nicht zu er-warten. Für diesen Teil stellt Wasserstoff eine Option der Dekarbonisierung dar.\r\n› Analog zur Deckung der Residuallast eines volatilen Stromsystems wird zukünftig auch im Wärmebereich – wo ein Großteil der Wärmenachfrage (z.B. in den Wärmenetzen) durch erneuerbare oder strombasierte Alternativen wie Solar- und Geothermie oder Großwärme-pumpen gedeckt wird – gleichzeitig ein gewisser Anteil an Wärmenachfrage übrigbleiben, der flexibel durch jederzeit verfügbare KWK-Anlagen oder Spitzenlastheizkessel gedeckt werden muss. Auch hier kommt neben anderen klimaneutralen Brennstoffen insbesondere der Einsatz von Wasserstoff in Frage.\r\n› Auch in Quartieren und kleineren Nahwärmekonzepten, welche beispielsweise durch räum-liche Zwänge keinen Zugang zu Großwärmepumpen, Geothermie oder Solarthermie haben, bzw. realisieren können, ist die Wasserstoff-KWK neben der Biomasse eine Option (zur Un-terstützung) der klimaneutralen Wärmeversorgung.\r\n› Wasserstoff gilt als pauschale Erfüllungsoption der 65%-EE-Anforderung aus dem GEG. Ins-besondere für Gebäudeeigentümer, in deren (unmittelbarer) Nähe eine Wasserstoffleitung vorhanden oder geplant ist, kann Wasserstoff eine Option für die Wärmebereitstellung sein.\r\n› H₂-ready-Brennwertgeräte, die sich einfach auf den Betrieb mit 100 Vol.-% Wasserstoff um-stellen lassen, sind im Markt von mehreren Herstellern bereits verfügbar.\r\n3 Aktuelle Energieträger im Wärmemarkt\r\nErdgas macht derzeit einen Anteil von 47,8 % am Endenergieverbrauch Wärme aus (s. Abbil-dung 1). Dazu zählen neben der Raumwärme (inkl. Klimakälte) auch Warmwasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte. Als Raumwärme werden die zur Beheizung von Wohn- und Nichtwohngebäuden eingesetzte Wärme und Klimakälte bezeichnet. Die Warmwasserberei-tung ist die Erwärmung von Trinkwasser. Als Prozesswärme bzw. -kälte werden die Wärme und Kälte verstanden, welche in industriellen und gewerblichen Prozessen für technische Ver-fahren benötigt wird.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nAbbildung 1: Der Energieträger Erdgas im Wärmemarkt 2022\r\n4 Optionen für Wasserstoff im Wärmemarkt\r\nEine effiziente Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnolo-gien und Energieträger ermöglicht werden. Dazu gehört auch der Energieträger Wasserstoff.\r\nWasserstoff kann schon heute dem Erdgasnetz beigemischt werden. Der Einsatz von bis zu 20 Vol.-% Wasserstoff als Zumischung zum Erdgas ist technisch möglich und hat nur geringen Ein-fluss auf Leistung sowie Abgas- und Vorlauftemperatur der aktuellen häuslichen Gasgeräte. Der Leistungsabfall ist minimal und wird im Alltagsbereich nicht wahrgenommen. Zudem sinkt der Anteil an Stickoxiden (NOx) im Abgas.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nVerschiedene Untersuchun-gen, Forschungs- und Pra-xisprojekte mit der Zumi-schung von Wasserstoff im Bestand zeigen, dass eine H₂-Beimischung von bis zu 20 Vol.-% im Erdgas für Lei-tungsanlagen im Geltungsbe-reich der TRGI (Technische Regel für Gasinstallationen) uneingeschränkt möglich ist. Eine Anpassung der Regeln in der TRGI ist für Leitungs-anlagen an keiner Stelle er-forderlich. In einigen Pilot-projekten wird die Zumi-schung von bis zu 30 Vol.-% im Erdgas unter Praxisbedingungen – auch in Bestandgebäuden – getestet. Dabei ist die CO2-Einsparung mit 11,4 % allerdings überschaubar (s. Abbildung 2).\r\nBei Beimischung von Wasserstoff ins Erdgasnetz oder dessen Umstellung auf 100 Prozent Wasserstoff bleibt die Aufgabe alle Verbrauchsgeräte hinter den Hausanschlüssen auf ihre Eig-nung für die teilweise oder vollständige Nutzung von Wasserstoff zu prüfen und notwendige Umrüstungen vorzunehmen.\r\n4.1 H2-ready\r\nMit „H₂-ready“ werden Geräte oder Technologien bezeichnet, die auf Grund ihrer Ausstattung in der Lage sind, sicher und effizient mit Wasserstoff als Energiequelle zu arbeiten. Ein gasbe-triebener Wärmeerzeuger oder Heizkessel gilt als H₂-ready (wasserstofffähig), sobald er tech-nisch in der Lage ist – während seiner Lebensdauer und mit nur geringem Umstellungsauf-wand – mit 100 Vol.-% Wasserstoff betrieben zu werden. Derzeit sind Geräte von verschiede-nen Herstellern auf dem Markt verfügbar, die für einen Betrieb bis 20 Vol.-% Wasserstoff ge-eignet sind. Einzelne Geräte, die mit 100 % Wasserstoff arbeiten, befinden sich in der prakti-schen Testphase.\r\nInnovative H₂-ready-Brennwertgeräte für die Nutzung im privaten Wohnumfeld, die sich mit wenigen Handgriffen von einem Heizungsfachmann vom Betrieb mit Erdgas bzw. Erdgas/Was-serstoff-Gemischen auf den Betrieb mit 100 Vol.-% Wasserstoff umstellen lassen, sind im\r\nAbbildung 2: CO2-Reduktion für verschiedene H2-Zumischungen\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nMarkt von mehreren Herstellern bereits verfügbar. Erforderliche Umstellsets befinden sich von den Herstellern in der Entwicklung und sind bereits für die kommenden Jahre als verfüg-bar angekündigt. Sie sollen mit geringem Arbeitsaufwand die Umstellung auf den Betrieb mit reinem Wasserstoff ermöglichen.\r\n4.2 Prozesswärme/Industrie\r\nWasserstoff wird zunächst vor allem in industriellen Anwendungen zum Einsatz kommen. In Deutschland werden pro Jahr 370 TWh Erdgas in der Industrie eingesetzt. Beim Einsatz von Gasen durch industriell-gewerbliche Endverbraucher ist zwischen einer energetischen Nut-zung von Gasen, etwa zur Bereitstellung von Prozesswärme, Strom, Raumwärme und Warm-wasser, und einer nicht-energetischen bzw. stofflichen Nutzung von Gasen zu unterscheiden.\r\nWährend für niedrige und mittlere Temperaturbereiche eine Elektrifizierung der Wärmebe-reitstellung wahrscheinlich ist, ist eine vollständige Elektrifizierung der Prozesswärme in be-stimmten Produktionsprozessen schon aufgrund technischer Voraussetzungen nicht zu erwar-ten. Für diese Prozesse stellt Wasserstoff eine Option der Dekarbonisierung dar. Der Großteil der Wasserstoffmengen im Bereich der industriell-gewerblichen Endverbraucher wird aller-dings für eine stoffliche Verwertung benötigt werden.\r\nZukünftig wird auch im Wärmebereich ein Großteil der Wärmenachfrage (z.B. in den Wärme-netzen) durch erneuerbare oder strombasierte Alternativen wie Solar- und Geothermie oder Großwärmepumpen gedeckt werden. Gleichzeitig bleibt ein gewisser Anteil an Wärmenach-frage übrig, der flexibel durch jederzeit verfügbare KWK-Anlagen oder Spitzenlastheizkessel gedeckt werden muss. Auch hier kommt neben anderen klimaneutralen Brennstoffen insbe-sondere der Einsatz von Wasserstoff in Frage. Damit kommt der Transformation von gasba-sierten Erzeugungsanlagen – also der Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff – bzw. generell der H2-Readiness in der Strom- und Wärmeerzeugung, eine entscheidende Rolle für das Gelin-gen der Energiewende zu.\r\n4.3 Gewerbe\r\nIm gewerblichen Bereich ist bis heute der Gas-Brennwertkessel das am weitesten verbreitete Heizsystem in Deutschland. Auch künftig werden Gas-Heizsysteme verwendet werden, welche mit klimaneutralen Gasen, wie Biogas, Biomethan und Wasserstoff, betrieben werden. Auch dezentrale Blockheizkraftwerke, die gleichzeitig Wärme und Strom erzeugen, werden zuneh-mend an Bedeutung gewinnen.\r\nErgänzend wird auch die Nutzung von Hybridsystemen (elektrische Wärmepumpe und Gashei-zung) für die Wärmewende notwendig sein. Die Gas-Hybridlösung besteht aus drei Kompo-nenten: einer Gas-Brennwerttherme, einer Luft-/Wasser-Wärmepumpe und einer\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nintelligenten Steuerungseinheit. Hybridheizungen werden als Kombigerät oder in getrennten Modulen angeboten. Das Brennwertgerät nutzt Erdgas als Energieträger und kann zukünftig auch mit erneuerbaren und dekarbonisierten Gasen, wie zum Beispiel Wasserstoff, betrieben werden. Es arbeitet aufgrund der zusätzlichen Nutzung der in den Abgasen sowie im Wasser-dampf enthaltenen Kondensationswärme sehr effizient und lässt sich vor allem im gewerbli-chen Bereich anwenden.\r\n4.4 KWK/Nah- und Fernwärme/Quartierslösung\r\nErgänzend wird insbesondere in hochverdichteten städtischen Räumen (je nach sonstigen Vo-raussetzungen, wie z. B. Geothermie- und Abwärmepotenziale) die Wärmebereitstellung aus mit Wasserstoff betriebenen Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen wichtig, um die Fern-wärmeversorgung insbesondere in Spitzenlastzeiten abzusichern.\r\nIn wasserstofffähigen KWK-Anlagen wird neben Strom auch Wärme erzeugt werden, wodurch der Brennstoffausnutzungsgrad bei der Verwendung des Wasserstoffs deutlich steigt und so-mit gleichzeitig ein Beitrag zur Dekarbonisierung von Strom und Fernwärme geleistet wird.\r\nKleinere, dezentrale KWK-Anlagen – wie Blockheizkraftwerke oder Brennstoffzellen – sind überwiegend für die objektbezogene Versorgung konzipiert. Insbesondere als Ersatz für alte Wärmeerzeuger weisen sie aufgrund des Effizienzprinzips der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) grundsätzlich ein CO2- und Energieeinsparpotential auf.\r\nAuch in Quartieren und kleineren Nahwärmekonzepten, welche beispielsweise durch räumli-che Zwänge keinen Zugang zu Großwärmepumpen, Geothermie oder Solarthermie haben, bzw. realisieren können, ist die Wasserstoff-KWK neben der Biomasse eine Option zur (Unter-stützung) der klimaneutralen Wärmeversorgung.\r\n4.5 Einzelheizungen\r\nSeit dem 1. Januar 2024 darf eine neue Heizungsanlage nur eingebaut und betrieben werden, wenn mindestens 65 % der mit der Anlage bereitgestellten Wärme aus Erneuerbaren Energien oder aus unvermeidbarer Abwärme erzeugt wird. Dies gilt für nahezu alle neu eingebauten Heizungen im Neubau. Für den Heizungstausch in Bestandsgebäuden gelten noch Übergangs-fristen bis dort die Nutzungspflicht von 65 % Erneuerbare Energien gilt.\r\nAls pauschale Erfüllungsoption – einzeln oder in Kombination – gilt auch die Nutzung von grü-nem oder blauem Wasserstoff einschließlich daraus hergestellter Derivate, ohne dass weitere rechnerische Nachweise erforderlich sind.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nGleiches gilt für den Einsatz von Wasserstoff im Rahmen von Kombinationen mit anderen Heiztechnologien, wie beispielsweise als Spitzenlast-Wärmeerzeuger in (teilsanierten) Mehrfa-milienhäusern.\r\nVoraussetzung ist der vom Lieferanten zu bestätigende Nachweis zum Massebilanzsystem. Zu-dem gelten entsprechende Übergangsfristen für Wasserstoffnetzausbaugebiete nach der Kommunalen Wärmeplanung.\r\nFür Gebäudeeigentümer in deren (unmittelbarer) Nähe eine Wasserstoffleitung vorhanden oder geplant ist, kann Wasserstoff eine Option für die Wärmebereitstellung sein.\r\n5 Kommunale Wärmeplanung\r\nMit dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) hat der Bund Länder und Kommunen (planungsverant-wortliche Stellen) verpflichtet, die Wärmeversorgung vor Ort zu organisieren und nach den örtlichen Gegebenheiten (Verfügbarkeit von EE-Quellen, Siedlungsstruktur, etc.) zu gestalten. Auf dem Weg zur Klimaneutralität bis zum Jahr 2045 werden mittels eines Wärmeplans zu Be-ginn des Prozesses die Versorgungsoptionen identifiziert, die Ausweisung von vier verschiede-nen Arten von Gebietskulissen ist möglich: Wärmenetzausbaugebiete, Wasserstoffausbauge-biete, Gebiete für die dezentrale Wärmeversorgung und Prüfgebiete. Während an die lei-tungsgebundene Wärme (Wärmenetzausbaugebiete) klare Anforderungen gestellt werden zum Nachweis der Dekarbonisierungsschritte und damit wie die Erreichung der Ziele des WPG sichergestellt werden, fehlt dieser Rahmen für Gebiete die zukünftig mit Wasserstoff versorgt werden könnten. Das heißt, für die Transformation der Gasnetze hin zu Wasserstoffnetzen gibt das WPG keine Anforderungen vor und verweist auf den § 71k Gebäudeenergiegesetz (GEG), der wiederum die Bundesnetzagentur (BNetzA) auffordert Festlegungen zu treffen für Fahrpläne zur Umstellung von Gasnetzen auf Wasserstoff. Die Bundesnetzagentur soll dies bis zum Ende des Jahres 2024 umsetzen. Es müssen jedoch noch weitere Rahmenbedingungen angepasst werden, die das Energiewirtschaftsgesetz adressieren, damit im Rahmen der kom-munalen Wärmeplanung eine Gebietsausweisung für Wasserstoffnetze auch einen hohen Grad an Verbindlichkeit hat. Dieser Prozess wurde zum einen mit der “Green Paper” Konsulta-tion und zum anderen mit der informellen Konsultation der BNetzA zu Wasserstoffplänen nach § 71k GEG angestoßen. Jedoch ist nicht sichergestellt, dass die Rahmenbedingungen zü-gig umgesetzt werden, damit die Kommunen zeitnah eine verbindliche Grundlage für die Aus-weisung von Gebieten haben, in denen in Zukunft mittels Wasserstoffs die Wärmeversorgung erfolgt.\r\nIm Rahmen der Wärmeplanung gemäß WPG teilt die planungsverantwortliche Stelle (in der Regel die Kommune) das beplante Gebiet, sofern es nicht einer verkürzten Wärmeplanung\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nunterliegt, in voraussichtliche Wärmeversorgungsgebiete ein. Laut Begriffsbestimmung des WPG sind „voraussichtliches Wärmeversorgungsgebiet“ ein Wärmenetzgebiet, ein Wasser-stoffnetzgebiet, ein Gebiet für die dezentrale Wärmeversorgung oder ein Prüfgebiet. Mit der Ausweisung von Prüfgebieten besteht die Möglichkeit, die Wärmeversorgungsart zu einem späteren Zeitpunkt festzulegen. Dazu müssen sogenannte Eignungsstufen beachtet werden (eine Wärmeversorgungsart ist sehr wahrscheinlich bis wahrscheinlich ungeeignet). Insbeson-dere betrifft diese Regelung die Transformation von Gasverteilnetzen hinzu einer Versorgung mit grünem Methan. Grünes Methan kann gemäß Begriffsbestimmung des WPG auch Methan aus grünem Wasserstoff und biogenem oder atmosphärischem Kohlendioxid hergestellt sein, oder Kombinationen hiervon auch mit Beimischung von grünem Wasserstoff.\r\n6 Entwicklung des Energieträgers Wasserstoff\r\nDie Entwicklung einer klimaneutralen und dekarbonisierten Wasserstoffwirtschaft in Deutsch-land befindet sich noch in einem Anfangsstadium. Durch den hohen Anteil grauer Wasserstoff-produktion sind die Erzeugungsmengen vom Gaspreis abhängig. Um die Energiewende erfolg-reich realisieren zu können, ist eine konsequente Transition von grauem hin zu blauem und grünem Wasserstoff essenziell.\r\nDie Zielerreichung von 10 GW Elektrolysekapazität ist noch in weiter Ferne. Die Elektrolyseka-pazität für grünen Wasserstoff hat sich im vergangenen Jahr um 0,09 GW gesteigert und damit verdoppelt – 2024 ist ein Zubau von ca. 1,3 GW geplant. Zwar prognostizieren aktuelle Planun-gen eine Inbetriebnahme von rund 12 GW Elektrolysekapazität bis 2030, doch eine differen-zierte Betrachtung offenbart eine dynamische Marktsituation mit erheblichen Unsicherheiten. Während sich 94 % der Projekte noch in der Phase der Konzepterstellung oder Machbarkeits-prüfung befinden, haben nur 4 % die Bauphase oder die finale Finanzierungsentscheidung (FID) erreicht. In Betrieb sind lediglich 0,6 % der Anlagen.\r\nDerzeit sind der Import und Export von Wasserstoff nach und aus Deutschland praktisch nicht existent. Der Import konzentriert sich größtenteils auf Wasserstoffderivate wie Methanol und Ammoniak.\r\nHerstellungskosten\r\nDie Prognosen für die Gestehungskosten von grünem Wasserstoff haben eine sehr große Spannbreite und hängen insbesondere von der Entwicklung des Strompreises ab.\r\nDie Herstellung von grünem Wasserstoff bleibt im Vergleich zu fossilem Erdgas teuer, wird aber wettbewerbsfähiger. Ein Kostenvergleich der Wasserstoffarten zeigt: Zwischen 2020 und\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n2023 bleibt die Herstellung grünen Wasserstoffs deutlich teurer als die von blauem und grauem. Für alle Wasserstoffarten sind die Herstellungskosten seit dem Krisenjahr 2022 ge-stiegen.\r\nDie zukünftigen Kosten von Wasser-stoff hängen von verschiedenen Fak-toren ab. So könnten beispielsweise Fortschritte bei der Elektrolysetech-nologie die Kosten zur Herstellung von grünem Wasserstoff senken. Ver-schiedene Studien, zusammengefasst im EY/BDEW-Fortschrittsmonitor 2024, gehen derzeit davon aus, dass grüner Wasserstoff bis 2030 für etwa 5 €/kg (entspricht 150 €/MWh), ver-fügbar sein wird (s. Abbildung 3). Blauer Wasserstoff wird mittelfristig jedoch seinen Preisvorteil erhalten, wobei der Preisunterschied zum grü-nen Wasserstoff sukzessive schmilzt.\r\nInfrastruktur\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur, die dann klimaneutrale Gase transportiert sowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann. Der Einsatz von Wasserstoff als erneuerbarem Energieträger ist ein Baustein auf dem Weg zu einer Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.\r\nDie Infrastruktur für den Wasserstoffimport, wie z. B. Terminals oder Pipelines, muss ebenso wie die Erzeugungskapazitäten in potenziellen Exportländern in den kommenden Jahren auf-gebaut werden.\r\nDie bestehenden Erdgastransportsysteme können mit leicht eingeschränkter Kapazität auch für den Transport von Wasserstoff genutzt werden. Allerdings erfordert die Verdichtung beim Transport von Wasserstoff eine etwa dreimal so große Antriebsleistung, da ein etwa dreifa-cher Volumenstrom verdichtet werden muss und eine andere Konfiguration der Kompression stattfindet.\r\nDie verbindlichen Fahrpläne für eine Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff nach § 71k GEG sollen die Betreiber der\r\nAbbildung 3: Indikative Wasserstoffgestehungskosten\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nGasverteilernetze und die planungsverantwortliche Stelle einvernehmlich beschließen und veröffentlichen.\r\nAuch wenn bezüglich klarer Regeln, die die Verfügbarkeit von Wasserstoff ermöglichen, als auch zur Entwicklung und zu den konkreten Konditionen von Wasserstoffnetzen derzeit ein hohes Maß an Unsicherheit besteht, sind wirtschaftlich sinnvolle und effiziente Lösungen vor Ort abzuwägen. Letztlich werden neben der Wärmeplanung auch die Standortbedingungen und -möglichkeiten zu bedenken sein. So können regionale Wasserstoff-Cluster dazu dienen, die komplexen Technologien entlang der Wertschöpfungskette – von der Elektrolyse/ Wasser-stoffproduktion bis hin zu den Anwendungen z.B. in Industrie- und Gewerbeparks - zu erpro-ben und zu skalieren und Wertschöpfung vor Ort zu generieren. Regionale Cluster können auch dazu dienen, die erzeugten Stoffströme optimal zu nutzen. Insofern wird das Spektrum von Entscheidungskriterien vor Ort auch durch die gewerbliche und industrielle Struktur, die beteiligten Nutzer und jeweiligen lokalen Infrastrukturen und die Gebäudestrukturen be-stimmt werden.\r\nEine effiziente Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnolo-gien und Energieträger ermöglicht werden. Wasserstoff wird, zumindest in Teilen des Wärme-marktes, eine wesentliche Rolle bei der Dekarbonisierung einnehmen:\r\n› Für die Umstellung des Wohngebäudebestands in seiner Gesamtheit auf klimaneutrale Heiztechnologien und Energieträger sollte Wasserstoff als eine Option in Betracht gezogen werden.\r\n› Die Bereitstellung der im Wohngebäudebereich benötigten Wärmemenge und -leistung er-fordert die gesamte Bandbreite der netzgebundenen Energieversorgung einschließlich Nah- und Fernwärme, Strom und der Option von Wasserstoff zum Heizen.\r\n› Jede Kilowattstunde klimaneutralen Wasserstoffs bewirkt beim Ersetzen von Erdgas in allen Segmenten, egal ob Mobilität, Wärmemarkt oder Industrie, die gleiche CO2-Minderung. Auch eine Beimischung in Verteilnetzen führt bereits zu einem CO2-Minderungseffekt.\r\nWeiterführende Informationen finden Sie unter:\r\n Wasserstoff: kleines Molekül mit großem Potenzial\r\n H2-ready: Gut vorbereitet für die Zukunft\r\n Übersicht zum Kern der 65 %-EE-Anteil-Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG)\r\n EY/BDEW-Fortschrittsmonitor 2024 – Energiewende\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\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 Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008179","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende  - Ziel ist die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/99/f7/321018/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270225.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":"\r\n \r\nKurzfassung\r\nStatusreport: Wärme\r\nBasisdaten und Einflussfaktoren auf die Entwicklung des Wärmeverbrauchs in Deutschland Stand 19.6.2024\r\nDie Langfassung des Statusreport: Wärme immer aktuell unter Statusreport: Wärme | BDEW .\r\n\t© BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\t19.06.2024\r\nWieviel Energie wird als Wärme genutzt?\r\nEndenergieverbrauch nach Anwendungsbereichen 2022\r\nBeleuchtung 3%\r\n \r\nAbweichungen in Summen durch Rundungen\r\nQuelle: AG Energiebilanzen, eigene Berechnungen; Stand 11/2023\t* vorläufig\r\nDer Wärmemarkt im Detail: Endenergieverbrauch \r\n Warmwasser 122 Mrd. kWh \r\nVorgaben des Klimaschutzgesetzes für den Gebäudesektor\r\nEmissionsminderungspflichten im Gebäudesektor nach Klimaschutzgesetz\r\n \r\nQuellen: BDEW, UBA, Bundes-Klimaschutzgesetz 2021\r\nBeitrag Erneuerbaren Energien: Wärme und Kälte\r\n \r\n\t0%\t \r\n* direkt in den Sektoren vor Ort für Anwendungszwecke Wärme und Kälte eingesetzte Energieträger, ohne Strom, inklusive Fernwärmeverbrauch\r\n** direkt in den Sektoren vor Ort für Anwendungszwecke Wärme und Kälte eingesetzte Energieträger, ohne Sekundärenergieträger Strom und Fernwärme\r\nQuellen: AGEE Stat, Stand 02/2024\r\nStruktur des Wohnungsbestandes in Deutschland\r\nnach Typ als Zeitreihe\r\n19, 5 Mio. \r\nWohngebäude\r\n41,9 Mio. \r\nWohnungen\r\n0\r\nQuellen: Destatis; Stand: 08/2023\tjeweils zum 31.12.\r\nEntwicklung der Beheizungsstruktur des Wohnungsbestandes1 in Deutschland\r\n \r\n\t0%\t10%\t20%\t30%\t40%\t50%\t60%\t70%\t80%\t90%\t100%\r\n \r\n\t  Gas²\t  Heizöl\t \r\nQuelle: BDEW, Stand 04/2024\r\nFernwärme\t  Strom\t  Elektro-Wärmepumpen\t  Sonstige³\r\n1\tAnzahl der Wohnungen in Gebäuden mit Wohnraum; Heizung vorhanden; teilweise geschätzt                \r\n2\teinschließlich Biomethan und Flüssiggas; 3 Sonstige (u.a. Holzpellets, Solarthermie, Koks/Kohle)\r\n \r\nBeheizung des Wohnungsbestandes in Deutschland 2022\r\nAnteile der genutzten Energieträger bezogen auf:\r\nWohnungsbestand nach Heizung\tWärmeverbrauch für Heizung\r\nSonstige³ Elektro-Wärmepumpen\tKohle\r\n0,7%\r\nErneuerbare\r\nFernwärme 9,7%\r\n1 Anzahl der Wohnungen in Gebäuden mit Wohnraum; Heizung vorhanden; 2 einschl. Biome-\r\nQuellen: BDEW, AGEB; eigene Berechnungen; Stand 11/2023\tthan und Flüssiggas;  3 Sonstige (u.a. Holzpellets, Solarthermie, Koks/Kohle); 4 vorläufig\r\nEntwicklung der Beheizungsstruktur im Wohnungsneubau  in Deutschland (Baufertigstellungen) \r\n \r\nEntwicklung der Fernwärmeverwendung* nach Abnehmern in Deutschland\r\n \r\n* einschl. Fernkälte; ohne Wärmebetriebsverbrauch, Netzverluste, stat. Diff.\r\nQuellen: Destatis, BDEW; Stand 04/2024\t** vorläufig\r\nEntwicklung des Erdgasabsatzes  nach Abnehmern in Deutschland\r\n \r\n\t2013\t2014\t2015\t2016\t2017\t2018\t2019\t2020\t2021\t2022\t2023**\t* einschl. BHKW <1 MWel\r\n** vorläufig\r\nQuellen: Destatis, AGEB, BDEW; Stand 04/2024\tDer Erdgasabsatz enthält nicht den Eigenverbrauch der Gaswirtschaft.\r\n \r\nInsgesamt hat \r\nErdgas einen \r\nAnteil von \r\n47,8 % am Energie-\r\nverbrauch \tErdgas\r\nWärme. Dazu \tErneuerbare zählen \tStrom\r\nÖl\r\nRaumwärme, \tKohlen\r\nWarmwasser-\tFernwärme\r\nProzesswärme \tAbwärme und -kälte.\tSonstige\r\nNettowärmeerzeugung in Wärmenetzen* nach Energieträgern\r\nzur leitungsgebundenen Wärmeversorgung 2023: 129 Mrd. kWh**\r\nAbfall (nicht biogen)\r\n9,1% \r\nEntwicklung der Fernwärmenetze in Deutschland \r\n* vorläufig, teilweise geschätzt\r\nQuellen: AGFW, Destatis, BDEW; Stand 01/2024\tDifferenzierung von Wasser- und Dampfnetzen ab 2018\r\nStrom für Wärmezwecke\r\nNutzung des Energieträgers Strom für \r\ndie einzelnen Wärmezwecke\tRaumwärme\r\n10%\r\nInsgesamt wurden 2022 in Deutschland nach vorläufigen Zahlen 177 Mrd. kWh Strom für Wärmezwecke eingesetzt.\r\nQuelle: AG Energiebilanzen, Stand 11/2023\t* vorläufig\r\nErneuerbare Energien im Wärmebereich\r\nEntwicklung des Endenergieverbrauchs aus Erneuerbaren Energien für Wärme/Kälte in Deutschland\r\n \r\n 250\t \r\n \r\n1)\tinkl. Klärschlamm und \r\nHolzkohle; \r\n2)\tinkl. Biokraftstoffverbrauch für Land- und Forstwirtschaft, Baugewerbe und Militär, ab 2010 inkl. Bioethanol;\r\n3)\tBiogas, Biomethan, Klär- und Deponiegas; \r\n4)\tin Verbrennungsanlagen mit 50 % angesetzt, ab 2008 nur Siedlungsabfälle.\r\nQuelle: Arbeitsgruppe \r\nErneuerbare-EnergienStatistik (AGEE-Stat), Stand \r\n09/2023\r\nBiogene Brennstoffe: \r\nWichtige erneuerbare Energiequelle im Wärmemarkt\r\nEndenergieverbrauch Erneuerbare Energien für Wärme und Kälte 2022  Gesamt: 211,7 Mrd. kWh\r\n \r\n1\tGHD = Gewerbe, Handel, Dienstleistungen;\r\n2\tinkl. Klärschlamm und \r\nHolzkohle; \r\n3\tinkl. Biokraftstoffverbrauch für Land- und Forstwirtschaft, Baugewerbe und Militär; \r\n4\tbiogener Anteil des Abfalls in Abfallverbrennungsanlagen mit 50 % angesetzt.\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare-EnergienStatistik (AGEE-Stat);\r\nStand 09/2023\r\nLeistung und Wärmebereitstellung von Wärmepumpen\r\nEntwicklung des Endenergieverbrauchs von oberflächennaher Geothermie/Umweltwärme für \r\nWärme und Kälte und der thermischen Leistung von Wärmepumpen in Deutschland\r\n20,0\r\n\t2005\t2006\t2007\t2008\t2009\t2010\t2011\t2012\t2013\t2014\t2015\t2016\t2017\t2018\t2019\t2020\t2021\t2022\t2023\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare-Energien-Statistik (AGEE-Stat), Stand 04/2024\r\n \r\nBevölkerung und Wohnungen\r\nBevölkerungsdichte 2022\tDurchschnittliche Wohnungsgröße 2022 \r\n(Deutschland gesamt: 236 Einw./km²)\t(Deutschland gesamt: 92,2 m²)\r\n \r\nSelbstbewohnte Eigentümerwohnungen in Wohngebäuden 2022 \r\n \r\nStand 08/2023\tZur Berechnung der Bevölkerungsdichte wurden \t die Gebietsflächen zum Stichtag 31.12.2022 herangezogen. \r\n \r\n(Deutschland gesamt: 42,0 %)\r\n \r\nWeitere Informationen\r\nDaten und Analysen\r\nhttps://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/\r\nImpressionen verschiedener Hersteller auf der ISH-Leitmesse \r\nhttps://www.youtube.com/playlist?list=PLVBIFfSnoIIwUgkFUbBFciEWXroZVmW4s \r\nTool für Online-Heizkostenvergleich https://bdew-heizkostenvergleich.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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008179","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende  - Ziel ist die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/52/e7/490408/Stellungnahme-Gutachten-SG2503130013.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":"Zukunft Wärme\r\nStrategien, Kontinuität und Wandel\r\nGemeinsamer Appell\r\nBerlin, 20. Februar 2025\r\nAufruf an die Parteien im Bundestag und die zukünftige Bundesregierung:\r\n› Treiben Sie die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung entschlossen voran.\r\n› Vereinfachen Sie die Wärmewende für alle Beteiligten und sorgen Sie für die Kohärenz\r\nzwischen den Regelwerken.\r\n› Schaffen Sie Klarheit und sorgen Sie so für Vertrauen.\r\nWir brauchen Klarheit bei den gesetzlichen Rahmenbedingungen und keinen vollständigen Systemwechsel.\r\n› Schaffen Sie Verlässlichkeit und eine schlüssige Strategie für eine nachhaltige Wärmeversorgung.\r\nMenschen, Handwerk, Gewerbe, Handel, Industrie und die Energieversorgungsunternehmen brauchen Planungs- und Investitionssicherheit.\r\n› Sorgen Sie für Kontinuität und Zuverlässigkeit für eine klimaneutrale Wärmeversorgung.\r\nZiel muss ein ausgereiftes und realistisches Gesamtkonzept für eine klimaneutrale Wärmeversorgung sein.\r\n› Nutzen Sie die Chance der notwendigen Überarbeitung des GEG bis 2026.\r\nDabei fordern wir eine realistische und praxisgerechte Gestaltung der Rahmenbedingungen, zugleich Kontinuität bei den wesentlichen Eckpfeilern.\r\nWarum die Wärmewende entscheidend ist:\r\nMehr als die Hälfte der Endenergie in Deutschland wird für das Beheizen von Gebäuden sowie für Wärme und Kälte für Gewerbe und Industrie genutzt. Eine klimaneutrale Wärmeversorgung ist daher Grundvoraussetzung für das Erreichen der Klimaziele und das Gelingen der\r\nEnergiewende insgesamt. Der Anteil erneuerbarer Energien am Wärmeverbrauch liegt bislang nur bei etwa 20 Prozent. Die Umstellung auf eine klimaneutrale Wärmeversorgung und\r\ndie damit verbundene CO2-Reduktion stellen eine der größten gesellschaftlichen und volkswirtschaftlichen Herausforderungen unserer Zeit dar. Ohne Wärmewende gibt es keine\r\nEnergiewende.\r\nUnser Ziel:\r\nIm Mittelpunkt einer modernen, sicheren und klimaneutralen Wärmeversorgung stehen erneuerbare und klimaneutrale Energien. Die Unterzeichner unterstützen eine sozialverträgliche und praxistaugliche Wärmewende, die alle verfügbaren Dekarbonisierungsoptionen,\r\nTechnologien und klimaneutralen Energieträger einbezieht. Dazu zählt auch der Aus-, Umund Neubau der notwendigen Infrastrukturen für Strom, leitungsgebundene Wärme sowie\r\nklimaneutrale Gase bzw. Wasserstoff.\r\nKommunale Wärmepläne sollen sozialverträglich und unbürokratisch Orientierung bieten\r\nund Lösungen fördern, die sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch sinnvoll sind und sich an\r\nlokale Gegebenheiten sowie individuelle Bedürfnisse anpassen. Die Infrastruktur und deren\r\nAus- und Umbau bilden das Rückgrat der Wärmewende. Die Erstellung von Wärmeplänen\r\nund deren längerfristige Umsetzung darf jedoch individuelle Modernisierungsabsichten nicht\r\nausbremsen.\r\nHerausforderungen und Notwendigkeiten:\r\nEine hohe gesellschaftliche Akzeptanz der Wärmewende ist essenziell. Die Transformationskosten müssen für Bürgerinnen und Bürger erschwinglich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich optimales Niveau gefunden werden muss. Die weitere kosteneffiziente energetische Sanierung und technische Modernisierung des Gebäudebestandes ist\r\nwesentlich für Verbrauchssenkung und eine Nutzung erneuerbarer und klimaneutraler Energien. Die Systemeffizienz sollte im Fokus bleiben.\r\nGezielte Fördermaßnahmen sind essenziell, um die Klimaziele zu erreichen und künftig teure\r\nStrafzahlungen durch verfehlte Klimaziele zu vermeiden.\r\nHarmonisierung und Bürokratieabbau im gesetzlichen Rahmen:\r\nDie Komplexität der gesetzlichen Vorgaben hat in den vergangenen Jahren leider erheblich\r\nzugenommen. Die Vielzahl an europäischen und nationalen Vorgaben – Ergänzungen zu Landes- und Kommunalrecht – erhöht den bürokratischen Aufwand der wirtschaftlich tätigen\r\nUnternehmen massiv. Neben der Vielzahl an Regelungen kommt hinzu, dass Berichts- und\r\nVeröffentlichungspflichten zwischen den einzelnen Richtlinien, Gesetzen und Verordnungen\r\nwenig abgestimmt sind.\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG):\r\nDas GEG setzt die EU-Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht um. Die\r\nAnforderung an den Anteil erneuerbarer Energien bei neu eingebauten Heizungsanlagen in\r\nder Novelle zum 1. Januar 2024 ist zusammen mit der Anlageneffizienz ein wichtiger Schritt,\r\num Emissionen im Wärmebereich zu reduzieren.\r\nJedoch bedarf es einer deutlichen Vereinfachung, Praxistauglichkeit und realistischer Zeithorizonte. Die bis Mai 2026 ohnehin zu erfolgende nationale Umsetzung der EPBD im GEG bietet die Chance, das Gesetz ganzheitlich zu überarbeiten und schnell Planungssicherheit zu\r\nschaffen, insbesondere hinsichtlich der Regelungen in den §§ 71 ff. Ziel ist eine Entbürokratisierung und die Schaffung verständlicher Vorgaben für Gebäudeeigentümer.\r\nDie Verzahnung von GEG und WPG ist transparenter auszugestalten und besser zu kommunizieren, um die aktuelle Investitionszurückhaltung aufzulösen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung,\r\nkosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Prozess einzubringen.\r\nUnterzeichner\r\nKerstin Andreae BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nMarkus Staudt Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e.V.\r\nDr. Simone Peter Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nStefan Liesner Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V.\r\nDr. Martin Sabel Bundesverband Wärmepumpe e.V.\r\nProf. Dr. Gerald Linke Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.\r\nIngeborg Esser Bundesverband deutscher Wohnungs- und\r\nImmobilienunternehmen e.V.\r\nIngbert Liebing Verband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nDr. Joachim Lohse Zentraler Immobilien Ausschuss e.V.\r\nDr. Timm Kehler Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V.\r\nHelmut Bramann Zentralverband Sanitär Heizung Klima"},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 14\r\nInhalt\r\nAllgemeines ................................................................................................................ 3\r\nAnkerpunkte ............................................................................................................... 5\r\nEnergienachfrage ........................................................................................................ 5\r\nEnergieeffizienz ................................................................................................. 5\r\nIndustrie ............................................................................................................ 6\r\nGebäude ............................................................................................................ 6\r\nVerkehr.............................................................................................................. 7\r\nEnergieangebot ........................................................................................................... 8\r\nErneuerbare Energien: ...................................................................................... 8\r\nSteuerbare Kraftwerke, einschließlich Wasserstoffkraftwerke ........................ 8\r\nElektrolyseure ................................................................................................... 9\r\nEnergiehandel ................................................................................................. 10\r\nInterkonnektoren ............................................................................................ 10\r\nWasserstoff-Importrouten .............................................................................. 10\r\nTransformationspfad Erdgas ........................................................................... 11\r\nSystembetrieb ........................................................................................................... 12\r\nLastseitige Flexibilität ...................................................................................... 12\r\nBatteriespeicher .............................................................................................. 12\r\nWasserstoffspeicher ....................................................................................... 12\r\nSystemstabilität .............................................................................................. 13\r\nWeiteres .......................................................................................................... 13\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 14\r\nAllgemeines\r\nDas BMWK hat am 16. Mai 2024 die vorläufigen Ankerpunkte für die Systementwicklungsstra-tegie (SES), die in einer Arbeitsgruppe bestehend aus Fernleitungs- und Übertragungsnetzbetrei-bern, BMWK, Bundesnetzagentur sowie dem Konsortium der Langfristszenarien erarbeitet wurde, an die Mitglieder des Plenums der SES versandt. Die Ankerpunkte sollen Orientierung bzgl. der aus Gesamtsystemsicht anzustrebenden Entwicklung bei den Infrastrukturen geben und eine sektorenübergreifend kohärente Netzplanung ermöglichen. Die Festlegungen der Systement-wicklungsstrategie sind deshalb in den Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne sowohl für Strom als auch für Gas/Wasserstoff angemessen zu berücksichtigen. Die Systementwick-lungsstrategie selbst umfasst eine Bewertung des Energiesystems im Rahmen des Zieldreiecks des Energiewirtschaftsgesetzes, einer Systemkostenplanung einschließlich Szenarien und einer strategischen Planung zur optimalen Nutzung aller sinnvoll verfügbaren Energieträger; sie for-muliert Ziele zur Weiterentwicklung der Energieversorgung und der Netze für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren (§§ 12a, 15b EnWG).\r\nDie Szenariorahmen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) sollen die Erreichung der Ankerpunkte ermöglichen, um gesamtsystemisch sinnvolle Entwicklungspfade offen zu halten. Mit der Übersendung hat das BMWK die Möglichkeit gege-ben, Rückmeldungen zu den Ankerpunkten bis zum 14. Juni 2024 einzureichen. Dem kommt der BDEW hiermit gerne nach.\r\nEine gesamtheitliche Sicht auf die Nutzung von Strom und Wasserstoff bzw. von klimaneutra-len Gasen als wesentliche Energieträger der klimaneutralen Zukunft ist notwendig, um über-greifend effiziente Infrastrukturen entwickeln zu können. Der BDEW unterstützt daher aus-drücklich die integrierte und systemische Betrachtung von Strom, Gas und Wasserstoff im Rahmen der Systementwicklungsstrategie (SES). Es ist relevant, dass die Bereiche Strom, kli-maneutrale Mobilität, Gebäude, steuerbare Kraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Industrie gemeinsam gedacht werden, da in den Netzgebieten gegenseitige technische Abhän-gigkeiten zwischen Endkunden und Netzbetreibern, insbesondere bei der Transformation der Gasversorgung, bestehen. Der sektorübergreifende Transformationsansatz wird daher als ziel-führend erachtet.\r\nAuch die generelle Stoßrichtung der Annahmen und Zielpfade unterstützt und teilt der BDEW. Im Folgenden adressiert der BDEW Punkte, die aus seiner Sicht in den vorläufigen Ankerpunk-ten bisher zu kurz kommen oder anders betrachtet werden sollten.\r\nSo begrüßt der BDEW auf der einen Seite den Ansatz, die vorläufigen Ankerpunkte zusammen-fassend darzustellen. Hierdurch ist ein effizienter Abgleich der SES-Annahmen mit den Szenari-orahmen des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom und NEP Gas/Wasserstoff möglich. Damit\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 14\r\nkönnen konsistente Unternehmensentscheidungen getroffen werden, um langfristig ein resili-entes Energiesystems sicherzustellen. Auf der anderen Seite ist es zur Gewährleistung eines solchen Abgleichs zielführend, wenn die Ankerpunkte der SES und die Szenariorahmen der Netzentwicklungspläne Strom sowie Gas/Wasserstoff auch vergleichbare Zwischenjahre auf-weisen. Neben einheitlichen Ziel- und Zwischenjahren sollte die Systementwicklungsstrategie zukünftig zudem vor Veröffentlichung bzw. Erstellung der Szenariorahmen der FNB und ÜNB erfolgen.\r\nWeiterhin erscheinen die dargestellten Ankerpunkte insbesondere für das Zwischenjahr 2030 sehr ambitioniert. Außerdem müssen, um die Klimaneutralität erreichen zu können, alle De-karbonisierungsstrategien in der Systementwicklung berücksichtigt und dargestellt werden. Dabei sollten auch die Potenziale von Carbon Capture and Storage (CCS)-Technologien sowie von Biomasse in der Systementwicklungsstrategie berücksichtigt werden.\r\nZwar sollen die Ankerpunkte primär in den Szenariorahmen der Übertragungs- und Fernlei-tungsnetzbetreiber berücksichtigt werden, weshalb die Erarbeitung der Ankerpunkte in die-sem Kreis zunächst nachvollziehbar erscheint. Für eine Systemplanung ist jedoch die inte-grierte Planung, die wertschöpfungsstufen- und sektorübergreifend durchgeführt werden sollte, eine wesentliche Voraussetzung, damit die Transformation gelingt. Vor diesem Hinter-grund sollten Verteilnetzbetreiber, Kraftwerksbetreiber, Speicherbetreiber, Energiehändler, Energievertriebe und alle anderen Wertschöpfungsstufen bei der regelmäßigen Aktualisierung der SES stärker einbezogen werden. Dies ist wichtig, um hinsichtlich der gesetzlich vorgesehe-nen Einbindung bei der Erarbeitung des Szenariorahmens konsistent zu bleiben. Hierbei sollte in Sensitivitätsanalysen betrachtet werden, welche Auswirkung die Erreichung der Anker-punkte, die für die Realisierung der angestrebten Transformationspfade erforderlich sind, auch auf die Verteilnetze haben. Zusammenhänge der Sektorkopplung sind dabei besonders zu beachten. Die zunehmende Digitalisierung, inklusive KI, wird sich in dem Aufbau von Re-chenzentren niederschlagen. Auch dies sollte berücksichtigt werden.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass eine Risikoanalyse auch für ein mögliches Nicht-Erreichen der Ziele erforderlich ist. Insbesondere, da der Prognosezeitraum der SES sehr weit und die Entwicklung bis zu den Zwischen- und Zieljahren sehr ambitioniert sind. Bei einer solchen Risi-koanalyse sollten auch mögliche Auswirkungen auf das Marktdesign und die Resilienz des Energiesystems betrachtet und Maßnahmen dargestellt werden, die den Risiken entgegnet werden können.\r\nSo kann der BDEW die Verwendung dieser Ankerpunkte als Grundlage für die Szenarien- und Netzentwicklungsplanung befürworten, wenn sie und die zu Grunde liegenden Annahmen im weiteren Verlauf einer regelmäßigen Überprüfung im Rahmen der Durchführung des SES-Pro-zesses unterliegen. In der Weiterentwicklung der SES sollten zukünftig auch bottom-up\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 14\r\nErkenntnisse aus den Netzausbauplänen der Stromverteilnetzbetreiber, den Transformations-plänen der Gasverteilnetzbetreiber sowie den kommunalen Wärmeplänen berücksichtigt wer-den, um eine Konsistenz zwischen den regionalen Planungen inklusive regionaler Besonder-heiten und der Systementwicklungsstrategie zu gewährleisten.\r\nAnkerpunkte\r\nDie Ankerpunkte und die Entwicklungen der Stromnachfrage und Nachfrage nach Wasserstoff befinden sich tendenziell am oberen Rand der Prognose. Vor diesem Hintergrund ist es wich-tig, die Entwicklung von Engpässen im Stromnetz mit abzubilden, um die Auswirkungen der Ankerpunkte auf den Netzausbau fassbar zu machen. Richtigerweise spielt hier auch die Ver-ortung der Elektrolyseure für den Netzausbaubedarf eine wichtige Rolle. Hierbei ist zu berück-sichtigen, dass eine Allokation von Elektrolyseuren insbesondere in der Nähe der erneuerba-ren Stromerzeugung entsprechende regulatorische Signale erfordert. Eine Unterscheidung der Elektrolyseleistung zwischen onshore und offshore sollte für das Zwischenjahr 2030 ergänzt werden. Außerdem sollte die erwartete Wasserstoffnachfrage für 2030 ergänzt werden.\r\nEs ist unklar, welchen Anteil Biomethan am Energiesystem einnehmen soll. Biogas und Biome-than stellen erneuerbare Energieträger dar, sie sind unter Beachtung der Gasbeschaffenheit übersaisonal speicherbar und somit flexibel einsetzbar. Sie bilden einen wichtigen Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Unter anderem ist Bio-methan heute schon ein erneuerbarer Bestandteil in der Gasversorgung. Biomethan bietet die Möglichkeit zur zeitlichen und örtlichen Verschiebung bzw. Entkopplung von Energie-Erzeu-gung und Verbrauch. Der BDEW teilt die Einschätzung, dass ein überregionaler Transport von Biogas unwahrscheinlich ist, geht aber davon aus, dass Biomethan im zukünftigen Energiesys-tem regional eine relevante Rolle einnehmen wird.\r\nDarüber hinaus sollte beim Verkehr auch die Schifffahrt und der Luftverkehr mitberücksichtigt werden, da diese Sektoren voraussichtlich weitere Verbraucher von Wasserstoff und anderen Bio-Kraftstoffen sein werden.\r\nEnergienachfrage\r\nEnergieeffizienz\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Energieeffizienz wesentlich von den Sanierungsquoten der Gebäude abhängig sein wird, womit sich Rückwirkungen auf die Planungen der anderen Wärmesparten ergeben. In der Aktualisierung der SES sollten daher auch die Erkenntnisse aus\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 14\r\nden Regionalszenarien und Netzausbauplänen der Stromverteilnetzbetreiber berücksichtigt werden.\r\nDie Feststellung, dass sich geringere Effizienzfortschritte beim Stromverbrauch auch auf den Einsatz von Wasserstoffkraftwerken auswirken könnten, anders als bei Stromnetzen dies aber auf die Dimensionierung der Wasserstoffnetze nur eine relativ geringe Auswirkung haben sollte ist zwar richtig, jedoch hätte der ggf. höhere Wasserstoffeinsatz in H2-Kraftwerken Aus-wirkungen auf die Dimensionierung der Wasserstoffspeicher.\r\nIndustrie\r\nBei der Darstellung der Energienachfrage der Industrie scheint lediglich der Bedarf der Großin-dustrie und chemischen Industrie berücksichtigt worden zu sein. Ein Großteil der deutschen Wirtschaft ist jedoch der Mittelstand, dessen Bedarfe in der SES zusätzlich abgebildet werden sollten.\r\nGemäß dem Monitoring-Bericht 2023 der Bundesnetzagentur werden derzeit ca. 500 Indust-rie- und Gewerbekunden über das Fernleitungsnetz versorgt. Im Vergleich dazu versorgen die Gasverteilernetze ca. 1,6 Millionen Industrie- und Gewerbekunden. Zur Erhaltung der Indust-riestandorte ist die Möglichkeit zur Umwidmung der Gasnetze essenziell und sollten daher in den Transformationsvorhaben für die Industrie entsprechende Berücksichtigung finden.\r\nDarüber hinaus spielt auch das Thema Carbon Management eine große Rolle für die Industrie. Für viele Industrien ist die Abscheidung und Speicherung von CO2 die einzige Möglichkeit zur Dekarbonisierung ihrer Prozesse und das CO2 kann ein wichtiger Grundstoff für die chemische Industrie darstellen. Insofern sollte hier der Zusammenhang mit Carbon Management be-trachtet werden. Um die anfallenden Mengen an CO2 transportieren zu können, wird auch der Bau von CO2-Pipelines notwendig sein. Der Bau dieser Pipelines darf jedoch nicht zulasten des Wasserstoffhochlaufs gehen. Auch der Energiebedarf für die Abscheidung des CO2 muss in die Betrachtung mit einfließen.\r\nGebäude\r\nDie Ankerpunkte sehen 6 Mio. Wärmepumpen in 2030 und 15-18 Mio. Wärmepumpen in 2045 vor. Die Zahl der Wärmepumpen - und damit Elektrifizierung - hängt jedoch stark mit den Sanierungsquoten, dem erforderlichen Stromverteilnetzausbau, der kommunalen Wär-meplanung und am Ende natürlich der Kundenentscheidung zusammen. Hier müssen auch die wasserstofffähigen bzw. mit anderen erneuerbaren Gasen betriebenen Blockheizkraftwerke, die heute schon in der Wärme laufen, berücksichtigt werden. Dezentrale Wärme kann auch Arealversorgung mit Blockheizkraftwerken, sogenannten Nahwärmenetzen, sein.\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 14\r\nEs wird als zielführend erachtet, den Ankerpunkt Gebäude so technologieoffen zu halten, dass die Wärmeversorgung von Gebäuden sowie die Festlegung geeigneter Systemkonzepte an-hand von Bottom-Up-Ansätzen unter Einbeziehung relevanter Planungsinstrumente erfolgen kann. Diese können perspektivisch auch dekarbonisierte Gase (wie Wasserstoff) in der Gebäu-deenergieversorgung insbesondere durch Nah-/Fernwärme und Hybridlösungen beinhalten. Durch ein entsprechendes Vorgehen kann sichergestellt werden, dass lokale Synergieeffekte zwischen den Bereichen Prozesswärme- und Wärmeversorgung von Industrie und GHD er-schlossen werden. Für die Berücksichtigung der kommunalen Wärmeplanung in der SES ist eine regionale Bündelung, ähnlich wie beim Strom gemäß §14d Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wichtig, da sonst eine Koordinierung aus Sicht des BDEW nicht möglich ist.\r\nVerkehr\r\nPositiv zu bewerten ist der Fokus auf die Elektrifizierung des Straßenverkehrs, insbesondere im PKW-Bereich. Der dafür erforderliche Ausbau des Ladeangebotes läuft bereits erfolgreich und wird insbesondere durch die Privatwirtschaft weiter vorangetrieben. Das zeigen auch die Zahlen des BDEW-Elektromobilitätsmonitors. Allerdings werden nach derzeitigem Stand die vorgesehenen 15 Mio. BEV nicht erreicht. Im Hinblick auf eine auch über 2030 hinausgehende Netzplanung sollte auf den Leistungsbedarf abgestellt werden.\r\nEine detailliertere Betrachtung des Lastverkehrs in der Systementwicklungsstrategie ist aus Sicht des BDEW dringend erforderlich. Last-, Schwerlast- und der Nutzfahrzeugverkehr haben individuelle Anforderungsprofile, sodass die Entscheidung zur Antriebstechnologie anhand des Bedarfes gefällt wird. Wie die Cleanroom Gespräche mit den Nutzfahrzeugherstellern gezeigt haben, wird die Elektrifizierung von Nutzfahrzeugen eine wesentliche Rolle spielen. Um diese zu unterstützen, arbeitet die Branche bereits am Aufbau eines entsprechenden Ladeangebo-tes. Hinzu kommen laufende Ladeinfrastrukturprogramme des Verkehrsministeriums entlang der Autobahnen. Darüber hinaus sollte der Energiebedarf für die Schifffahrt und den Luftver-kehr mit aufgenommen werden. Damit notwendigerweise in der Systementwicklungsstrategie dargestellt werden kann, welcher Anteil in welcher Anwendung im Verkehr durch batteriebe-triebene Fahrzeuge, durch Wasserstoff, aber auch Biomethan oder andere synthetische Kraft-stoffe gedeckt werden wird, ist die Einbeziehung verschiedener Branchen wie bspw. Herstel-ler, Energiewirtschaft, Logistik dringend nötig. Vor dem Hintergrund der ambitionierten Ziele sollten aus Sicht des BDEW alle Möglichkeiten auch genutzt werden.\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 14\r\nEnergieangebot\r\nErneuerbare Energien:\r\nDer weitere Zubau der Erneuerbaren Energien ist grundsätzlich sehr erfreulich und zwingend erforderlich, stellt das Stromnetz jedoch auch vor große Herausforderungen. Ganz besonders kommt es dabei auf das Verteilnetz an, in das rund 95 % aller Erneuerbaren einspeisen. Be-reits heute geraten die Verteilnetze zunehmend an die Grenzen der maximalen Aufnahmeka-pazität. Die Stromnetze müssen daher deutlich ausgebaut werden, flankiert durch andere ziel-führende Maßnahmen, wie z. B. die Nutzung netzdienlicher Flexibilitäten. Der massive Aus-baubedarf auch der Stromverteilnetze ist ein erfolgskritischer Faktor für das Gelingen der Energiewende. Die zeitliche und räumliche Synchronisation von EE-Zubau und Netzausbau sind daher zwingend nötig. Potenziale netzdienlicher Flexibilitäten sollten erfasst werden.\r\nDarüber hinaus sollten neben den Stromerzeugungskapazitäten im Nord- und Ostseeverbund auch die Wasserstofferzeugungskapazitäten im Nord- und Ostseeraum dargestellt werden.\r\nBei der Darstellung der Erneuerbaren Energien sollten auch die Potenziale von fester Bio-masse, Biomethan und Biogas für die Strom- und Wärmeerzeugung berücksichtigt werden.\r\nSteuerbare Kraftwerke, einschließlich Wasserstoffkraftwerke\r\nDer BDEW begrüßt die Differenzierung zwischen Kraftwerken mit und ohne Wärmeauskopp-lung. Die Darstellung der Anlagen mit Wärmeauskopplung (KWK-Anlagen) ist aus Sicht des BDEW allerdings optimierungswürdig, da die Verortung von großen KWK-Anlagen primär ge-prägt wird durch eine Wärmesenke, die auch zukünftig versorgt werden muss, unabhängig vom Nord-Süd-Gefälle.\r\nGroße KWK-Anlagen finden sich heute typischerweise in städtischen Regionen, in denen zu-dem ein höherer Fernwärmebedarf vorliegen wird. An vielen der Bestands-KWK-Standorten wird somit auch zukünftig der Bedarf für H2-KWK-Anlagen vorliegen, sofern die Wärme nicht anderweitig bereitgestellt werden kann. Richtigerweise wurden große KWK-Standorte daher auch in der H2-Kernnetzplanung berücksichtigt. Dabei ist aber zu betrachten, dass rd. 80 % der Erzeugungsleistung für KWK-Anlagen (Fernwärme) und BHKWs (lokale Nahwärme) an Netzen der Gasverteilung angeschlossen sind. Darüber hinaus wird Biomasse heute und in Zukunft schwerpunktmäßig in der flexiblen Stromerzeugung in wind- und sonnenarmen Wetterperio-den und in Wärmenetzen zum Einsatz kommen.\r\nDer Bau und die Modernisierung von künftigen Wasserstoff-KWK-Kraftwerken als Teil der 40 – 70 GW kann jedoch nur sichergestellt werden, wenn die KWK-Förderung zügig zukunftsfähig\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 14\r\nmit einer Laufzeit bis 2035 versehen und auf die Nutzung klimaneutraler Brennstoffe hin aus-gerichtet wird.\r\nVor dem Hintergrund des geplanten Kohleausstiegs 2030 und des konstatierten Bedarfs an steuerbarer Kraftwerksleistung ist darüber hinaus eine zeitnahe Veröffentlichung der Kraft-werksstrategie sehr wichtig, um rechtzeitig neue H2-ready Anlagen in den Markt zu bekom-men. Für den Bau und Modernisierung von in Summe 40 bis 70 GW steuerbarer Leistung bis 2045 an Wasserstoffkraftwerken sind anreizende regulatorische Rahmenbedingungen erfor-derlich. Weitere Verzögerungen bei der KWKG-Verlängerung und der Ausarbeitung der Kraft-werksstrategie verzögern den Ausbau von H2-ready Kraftwerken und einen zeitnahen Kohle-ausstieg.\r\nBei der Ausgestaltung von lokalen Anreizen, die bei einer Ausschreibung von H2-ready Gas-kraftwerken im Rahmen der Kraftwerksstrategie zum Tragen kommen können, ist weiter auf pragmatische Lösungsansätze zu achten. Langfristig sollten auch Systemdienstleistungen bei der Standortwahl explizit berücksichtigt werden. So könnte beispielsweise die Attraktivität von Standorten mit hohem Bedarf an Systemdienstleistungen gesteigert werden, wenn zu er-zielende Vergütungen für Systemdienstleistungen vor Gebotsabgabe in einem Kapazitäts-markt hinreichend erwartbar wären. Eine Verortung der H2-ready Kraftwerke in Wasserstoff-speichernähe ist zwar nachvollziehbar, bei einer Kraftwerksleistung von 40 bis 70 GW in 2045 und einem H2-Speicherbedarf von 15 TWh könnten jedoch nur rund 16,7 GW von Speichern abgedeckt werden.\r\nElektrolyseure\r\nDer BDEW teilt den Ansatz einer EE-nahen Verortung von Elektrolyseuren, weist allerdings da-rauf hin, dass weitere Standortfaktoren zu berücksichtigen sind (bspw. Anschluss an das Kern-netz, Nähe zu Speichern). Eine weitere Unterscheidung zwischen onshore und offshore Elekt-rolyseuren ist ebenfalls erforderlich. Hierfür müssen weitere Anreize geschaffen werden. Beim Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur ist darauf zu achten, dass sämtliche Industriestandorte, die zukünftig Wasserstoff beziehen, mit ausreichenden Mengen versorgt werden können. Dies bedeutet auch, dass neben Standorten in der Nähe von erneuerbaren Stromerzeugungsanla-gen im Norden Deutschlands auch industrienahe Elektrolysestandorte erforderlich sind, die auf absehbare Zeit nicht über das Wasserstoffkernnetz versorgt werden können. Richtiger-weise wird in den vorläufigen Ankerpunkten angemerkt, dass Standorte und Betriebsweisen derzeit noch mit Unsicherheiten behaftet sind und daher diese Unsicherheit in der Netzpla-nung berücksichtigt werden muss. Um den Standortunsicherheiten entgegenzuwirken, kann der Einsatz mobiler Elektrolyseureinheiten als zusätzliche flexible Verbrauchsanlagen in Be-tracht gezogen werden.\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 14\r\nEnergiehandel\r\nDer BDEW stimmt der Darstellung in den Ankerpunkten zu, dass der Energiehandel die Versor-gungssicherheit erhöht, da nur ein liquider, diversifizierter Handel zur Erhöhung der Versor-gungssicherheit beitragen kann und Abhängigkeitsrisiken minimiert. Vor dem Hintergrund, dass die vorläufigen Ankerpunkte in den Szenariorahmen der Fernleitungs- und Übertragungs-netzbetreiber und somit in den Netzentwicklungsplänen berücksichtigt werden sollen, ist die Marktkonsultation im Prozess zu betonen.\r\nDurch ausreichend Netzkapazität kann der Strom transportiert werden. Der Energiehandel dient dabei der kosteneffizienten Allokation zwischen Erzeugung und Nachfrage und deckt da-mit Netzengpässe auf bzw. bestimmt die Netzausbaubedarfe mit.\r\nZielbild für die Wasserstoffwirtschaft sollte auf lange Sicht ein funktionierender Wettbewerbs-markt sein. Investitionsentscheidungen werden so langfristig aufgrund von transparenten Preissignalen und der Absicherung gegenüber marktlichen Risiken für die Nachfrage- und An-gebotsseite ermöglicht. Die Nachfrage nach Wasserstoff erfolgt dann auf Basis wirtschaftlicher Entscheidungen und wird das Angebot weitertreiben.\r\nInterkonnektoren\r\nZum Thema Interkonnektoren ist aus Sicht des BDEW eine Kommentierung nicht erforderlich.\r\nWasserstoff-Importrouten\r\nGrundsätzlich gilt, dass sich der Import von Wasserstoff und Derivaten an den zukünftigen Be-darfen orientieren muss. Die ersten Phasen des Hochlaufs müssen strategisch fokussiert, zügig und mit dem notwendigen Spielraum insbesondere zu Beginn der Transformation angegangen werden. In der SES sollte neben den bereits dargestellten Wasserstoffimporten über Pipelines auch die Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und Skalierbarkeit der Transportrouten und -vektoren mitaufgenommen werden. Beim Transport gibt es keine universellen Lösungen. Vielmehr müssen unterschiedliche Optionen (Transportvektoren) genutzt werden, um dem Ziel des Hochlaufs phasengerecht zu dienen und zügig sowohl nähere als auch weiter ent-fernte Produktionsstandorte zu nutzen. Dies sollte in der Systementwicklungsstrategie ent-sprechend berücksichtigt werden. Zudem sollte eine enge Verknüpfung zu der aktuell in der Erarbeitung befindlichen Importstrategie für Wasserstoff und Derivate bestehen. Zur Realisie-rung von Importen sowie der Wasserstoff-Importstrategie hat sich der BDEW bereits mit ei-nem Positionspapier in die Diskussion eingebracht.\r\nIm Sinne der Versorgungssicherheit muss es das Ziel sein, stabile und langanhaltende „strate-gische“ Partnerschaften zu etablieren. Deutschland muss sich, in Zusammenspiel mit der EU,\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 14\r\nals verlässlicher Partner etablieren. Da für die Realisierung von Importen der Bau von Infra-strukturen und Aufbau von Logistikketten notwendig ist, bedarf es dafür langfristig absehbare Liefermengen, um eine Auslastung sicherzustellen. Deswegen ist neben der Diversifizierung auch die Priorisierung erster Importkorridore zu prüfen.\r\nTransformationspfad Erdgas\r\nBereits mit der Versorgungssicherheitsvariante LNG Plus C aus der Ergänzung zum Szenarior-ahmen 2022 der FNB wurde angenommen, dass der Methanbedarf bis zum Jahr 2032 um 20% auf ca. 800 TWh sinken wird. Ein Viertel dieser 20% soll durch Methan zu Wasserstoffsubstitu-tionen erreicht werden. Die Reduktion sollte gleichmäßig über alle Sektoren erzielt werden.\r\nVor dem Hintergrund, dass der Kohleausstieg möglichst bis 2030 umgesetzt werden soll, ist festzuhalten, dass die benötigte, absolute Gaskapazität durch den Zubau von Gaskraftwerken vermutlich ansteigen wird. Es sollte daher im Rahmen der Netzplanung sichergestellt werden, dass das Gasnetz so weit ertüchtigt wird, dass die Versorgung der Gaskraftwerke auch zukünf-tig gewährleistet werden kann. Daher sollten die dafür benötigten Bedarfe an Erdgas bzw. LNG in der SES zukünftig mit dargestellt werden.\r\nDie Potenziale von Biomethan und Wasserstoff sind anhand von regionalen Gegebenheiten zu bewerten und deren Infrastruktur muss möglichst bedarfsorientiert geplant werden. Dabei ist jedoch stets zu berücksichtigen, dass der Infrastrukturbedarf nicht linear anhand von Jahresar-beitsmengen abzuleiten ist. Neben den prognostizierten Mengen sollten auch die dafür erfor-derlichen Kapazitäten in der SES dargestellt werden.\r\nEin Gasnetz, basierend auf kohlenstoffbasierten, grünen Gasen kann auch über 2045 hinaus bestehen. Die Wechselwirkungen mit der Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur sind hier-bei zu berücksichtigen. Die bestehenden Rahmenbedingungen, insbesondere die fehlende of-fizielle Biomassestrategie und die Diskussion um die Kraftwerksstrategie führen jedoch zu Un-sicherheiten bei allen Beteiligten.\r\nDie SES erfüllt ihr Ziel, wenn es gelingt, den politischen Willen auch auf noch ungenutzte Po-tenziale und zukünftige Möglichkeiten zu lenken. Vor diesem Hintergrund würde eine offizielle Biomassestrategie auch die Investitionssicherheit schaffen, die Unternehmen dringend benöti-gen.\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 14\r\nSystembetrieb\r\nLastseitige Flexibilität\r\nDie Nutzung lastseitiger Flexibilität ist aus Sicht des BDEW für einen sicheren Systembetrieb erforderlich. Zur optimalen und effizienten Ausnutzung lastseitiger Flexibilität ist jedoch die Steuerbarkeit von Stromlasten notwendig. Bei der Weiterentwicklung des regulativen Rah-mens sind daher Anreize für ein solche Betriebsführung je nach Verbrauchsart nötig.\r\nBatteriespeicher\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Rolle von Großbatteriespeichern nicht nur auf ihre Flexi-bilitätsoption beschränkt werden soll, da damit ihr volles energiewirtschaftliches Potenzial nicht erfasst wird. Großbatteriespeicher können neben der Bereitstellung kurzfristiger Flexibi-lität am Strommarkt einen Beitrag zur Systemstabilität leisten sowie Netzengpässe reduzieren. Dank vergleichsweise kurzer Planungs- und Bauzeiten können Großbatteriespeicher gerade bei Verzögerungen in der Entwicklung von Strom- und Wasserstoffnetzinfrastruktur Lücken füllen und Ineffizienzen reduzieren. Mobile Batteriespeichereinheiten eignen sich aufgrund der Standortunabhängigkeit optimal als Kurzfristspeicherung und bieten dadurch einen weite-res Flexibilitätsgrad an, der zusätzlich zu stationären Batteriespeichern der Versorgungssicher-heit und dem Netzbetrieb zugutekommen kann.\r\nWasserstoffspeicher\r\nDer BDEW begrüßt, dass das BMWK die Erschließung von Wasserstoffspeichern in den Anker-punkten als zentral für den Aufbau des treibhausgasneutralen Energiesystems hervorhebt. Ein resilientes Energiesystem braucht auch in Zukunft Speicher, um die Energieerzeugung mit dem Energieverbrauch sowohl in den kurzfristigen Schwankungen als auch saisonal in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Unter-grundwasserstoffspeicher sind die physikalische, im Inland, potenziell im großen Umfang1 ver-fügbare Flexibilitätsquelle.\r\nDabei sollte die Nutzung der Speicher grundsätzlich ebenfalls über Marktmechanismen etab-liert werden. Unterschiedliche Wasserstoffpreissignale und Arbitragemöglichkeiten hin zu Nachbarnetzen und zum Strom- und Erdgasmarkt werden jedoch erst perspektivisch ökonomi-sche Anreize für Wasserstoffspeicherprojekte geben können.\r\n1 tendenziell ab Mitte der 2030er Jahre\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 14\r\nLange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen zu einer In-vestitionslücke. Erforderlich sind zügig Rahmenbedingungen, die Aufbau (Umrüstung und Neubau) von Wasserstoffspeichern ermöglichen.\r\nDarüber hinaus ist eine Importstrategie mit Mengengerüsten erforderlich, um den Speicher-bedarf besser abschätzen zu können.\r\nWichtig ist aus Sicht des BDEW, dass alle industriellen Verbrauchsschwerpunkte sowie die po-tenziellen Standorte für Wasserstoffspeicheranlagen (insbesondere Kavernenspeicher) bei der Planung der Transportinfrastruktur berücksichtigt werden und deutschlandweit eine regionale Ausgewogenheit herrscht. Die netzentlastende und stabilisierende Wirkung der Speicher sollte dabei Berücksichtigung finden. Aufgrund der Voraussetzungen im Untergrund dürften Wasserstoffspeicher voraussichtlich zunächst überwiegend im Norden Deutschlands und da-mit in der Nähe der Elektrolyseure verortet sein werden.\r\nDarüber hinaus kommt es bei der Dimensionierung von Wasserstoffspeichern nicht allein auf das Speichervolumen an, sondern auch auf die Einsatzflexibilität, für die die Ein- und Ausspei-cherleistung maßgeblich sind. Diese sollte in der SES ergänzt werden.\r\nÜbergangsweise können innereuropäische Importe von blauem Wasserstoff oder beispiels-weise bedarfsgerechtes Cracking von Ammoniak als weitere Flexibilitätsquellen dazu beitra-gen, noch fehlende Speicherkapazitäten aufzufangen.\r\nSystemstabilität\r\nDie Berücksichtigung der Systemstabilität und Systemdienstleistungen in der SES ist aus Sicht des BDEW richtig und absolut notwendig. Der BDEW unterstützt, dass die konkrete Ausgestal-tung im Rahmen der Roadmap Systemstabilität erarbeitet werden soll. Richtig ist, dass die Er-gebnisse aus der Umsetzung der Roadmap Systemstabilität und dem von den Übertragungs-netzbetreibern zu erstellenden zweijährigen Systemstabilitätsbericht in der Weiterentwick-lung und Aktualisierung der SES berücksichtigt werden sollen. Wenn volkswirtschaftlich effi-zient, sollte die Gewährleistung von Systemstabilität auf den Prinzipien marktwirtschaftlicher und technologieoffener Mechanismen beruhen.\r\nDer BDEW regt an die Rolle von künstlicher Intelligenz bei der Betriebsführung und Systemsta-bilität mit aufzunehmen und in Pilotprojekten zu erforschen.\r\nWeiteres\r\nBis 2030 werden Rechenzentren in erheblichem Maße an das Stromnetz angeschlossen wer-den müssen. Dies entspricht der Datenstrategie der Bundesregierung und den steigenden An-forderungen der KI: Der Leistungsbedarf dieser Anlagen ist enorm. Sie sollten daher als\r\nRückmeldungen zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie vom 16. Mai 2024\r\nAnkerpunkte aufgenommen werden. Auch der Anschluss von Großwärmepumpen sollte stär-ker in den Blick genommen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008181","regulatoryProjectTitle":"Netzplanung ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7f/5b/389104/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200184.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 2. Oktober 2024\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nSeite 2 von 25\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Einleitung .......................................................................................................... 4\r\n3 Planung als Grundlage der Transformation ........................................................ 5\r\n4 Europäische Vorgaben ....................................................................................... 8\r\n5 BDEW-Vorschlag...............................................................................................11\r\n6 Erläuterungen zum BDEW-Vorschlag.................................................................17\r\nSeite 3 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n1 Executive Summary\r\nDie im August 2024 in Kraft getretene EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften\r\nfür die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff enthält wichtige Grundpfeiler für eine erfolgreiche Transformation der Gasnetze. Zu den wesentlichen Regelungsinhalten der Richtlinie gehören u. a. auch:\r\n• die Entwicklungsplanung für Wasserstoffverteilernetze (Artikel 56) und\r\n• die Transformationsplanung der Gasverteilernetze (Artikel 57).\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, diese Planungsvorgaben zeitnah in nationales Recht zu überführen, damit die Verteilernetzbetreiber die Instrumente in die Hand bekommen, die sie für\r\neine erfolgreiche Transformation ihrer Netze benötigen. Insbesondere kann nur durch eine effiziente, umfassende und integrierte Planung der Verteilernetze sichergestellt werden, dass\r\n• eine zukunftsgerichtete und der Transformation dienende Anpassung von Netzanschluss- und Netzzugangspflichten erfolgen kann,\r\n• für die Einspeisung von Biomethan und synthetischem Methan aus erneuerbaren Quellen langfristige Planungs- und Investitionssicherheit geschaffen werden kann,\r\n• die kommunale Wärmeplanung durch einen besseren Informationsaustausch zwischen\r\nden betroffenen Akteuren erfolgreich umgesetzt werden kann und\r\n• eine sinnvolle Verknüpfung der bereits bestehenden verschiedenen Planungsinstrumente, z. B. im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), im Wärmeplanungsgesetz (WPG) und\r\nim Gebäudeenergiegesetz (GEG) möglich ist.\r\nAus Sicht des BDEW ist es zum jetzigen Zeitpunkt daher dringend erforderlich, dass noch in\r\ndieser Legislatur der wesentliche Rahmen der Verteilernetzplanung vorgegeben wird. Eine detaillierte Ausgestaltung und weitere Vorgaben zu Struktur und Inhalt der Netzentwicklungspläne sowie eine praktikable Gestaltung des Planungs- und Genehmigungsprozesses sollte die\r\nBranche im Nachgang gemeinsam mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) erarbeiten. Ziel ist es\r\ndabei, für alle Beteiligten den mit der neuen Aufgabe einhergehenden bürokratischen Aufwand auf das notwendige Maß zu begrenzen.\r\nVor diesem Hintergrund hat der BDEW einen Umsetzungsvorschlag erarbeitet, der\r\n• den gesetzlichen Rahmen für die Planung vorgeben soll,\r\n• sich eng am Wortlaut und an der Struktur des Richtlinientextes ausrichtet,\r\n• sich an den bereits bestehenden Planungsvorschriften orientiert, um begrifflich und\r\nprozessual einen Gleichlauf der Planungen gewährleisten zu können,\r\nSeite 4 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n• eine enge Verzahnung der Netzplanungen auf Verteilernetzebene und der Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportebene gewährleistet, u. a. durch einen zweijährigen\r\nPlanungsrhythmus\r\n• und die Spielräume der Richtlinie nutzt, indem er den Grundsatz der regionalen, integrierten Planung der Gas- und Wasserstoffverteilernetze vorsieht.\r\nDer BDEW stellt nachfolgend die generelle Bedeutung der Verteilernetzplanung, insbesondere\r\nder Transformationsplanung, für eine erfolgreiche Dekarbonisierung der Gasnetze dar (dazu\r\nKapitel 2 und 3), gibt einen Überblick über die europäischen Vorgaben (Kapitel 4) und stellt\r\ndann den umfassenden BDEW-Vorschlag (Kapitel 5) und dessen Hintergründe (Kapitel 6) vor.\r\n2 Einleitung\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern bis 2045 eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur, die dann klimaneutrale Gase transportiert\r\nsowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann.\r\nDie überarbeitete, am 15. Juli 2024 veröffentlichte und am 4. August 2024 in Kraft getretene\r\nEU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (Richtlinie/GasRL) enthält wichtige Grundpfeiler für eine erfolgreiche Transformation der Gasnetze. Wesentliche Grundlage für die weiteren Transformationsschritte ist darin die Einführung einer verpflichtenden Netzplanung auf der Verteilernetzebene in Form der sogenannten Entwicklungsplanung für Wasserstoffverteilernetze (Artikel\r\n56) und einer Stilllegungsplanung für Gasverteilernetze, in denen der Bedarf an Erdgas perspektivisch zurückgehen wird (Artikel 57).\r\nDer BDEW setzt sich nachdrücklich dafür ein, dass diese Planungsvorgaben jetzt zeitnah in das\r\nnationale Recht überführt werden, damit die Verteilernetzbetreiber die Instrumente in die\r\nHand bekommen, die sie für eine erfolgreiche Transformation ihrer Netze benötigen. Nur so\r\nkann für alle beteiligten Akteure, nicht zuletzt auch die Netznutzer, langfristig Planungs- und\r\nInvestitionssicherheit und damit Vertrauen in das Gelingen der Energiewende geschaffen werden.\r\nBei der Ausgestaltung der Planungsinstrumente ist es essenziell, dass diese in die bereits bestehenden Prozesse integriert werden und kein unverhältnismäßiger zusätzlicher, über die europäischen Anforderungen hinausgehender, bürokratischer Aufwand entsteht.\r\nDie Regelungen des § 15a EnWG für eine integrierte Netzentwicklungsplanung von Gas und\r\nWasserstoff für die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportnetzebene sind ein wichtiger erster Schritt für eine auf Planung basierende Transformation der Gasnetze. Mit der\r\nSeite 5 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nhinzukommenden Planung der Verteilernetzebene muss gewährleistet sein, dass die Prozesse\r\nzur regionalen und integrierten Netzplanung und die Prozesse rund um die kommunale Wärmeplanung ineinandergreifen und in prozessualer und zeitlicher Abstimmung miteinander ablaufen.\r\nDer BDEW ist zudem der Auffassung, dass der in der deutschen Übersetzung der GasRL verwendete Begriff „Stilllegungsplan“ missverständlich ist. Mit dem Begriff Stilllegungsplan wird\r\nunzutreffenderweise allein die endgültige Stilllegung von Gasnetzen suggeriert. Dabei kann die\r\nTransformation der Gasnetze für jede der zur Verfügung stehenden Optionen, auch Wasserstoff und Biomethan, nur auf einer planerischen Grundlage erfolgen. Dies wird auch durch die\r\nErwägungsgründe der GasRL gestützt, wonach Stilllegung bedeuten kann, dass die Infrastruktur entweder ungenutzt gelassen oder für andere Zwecke, z. B. den Wasserstofftransport, zur\r\nVerfügung gestellt wird.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, bei der Umsetzung der europäischen Normen in nationales\r\nRecht den Begriff Transformationsplanung anstelle von Stilllegungsplanung zu verwenden.\r\nNur so sind bereits begrifflich alle Dekarbonisierungsoptionen für Gasnetze, also sowohl die\r\nUmstellung auf Wasserstoff und andere erneuerbare und kohlenstoffarme Gase, als auch die\r\nStilllegung, umfasst. Dies entspricht auch der Zielsetzung der GasRL.\r\nAufgrund der Bedeutung dieser Pläne für die weiteren Schritte der Transformation der Gasnetze setzt sich der BDEW für eine zügige Umsetzung in das nationale Recht ein und hat zu\r\ndiesem Zweck einen umfassenden Umsetzungsvorschlag (hierzu unter 5.) erarbeitet.\r\n3 Planung als Grundlage der Transformation\r\nDie Transformationsplanung der Gasverteilernetze und die Entwicklungsplanung der Wasserstoffverteilernetze stellt die Grundlage für den Prozess der Transformation der Gasnetze dar.\r\nAlle beteiligten Akteure, insbesondere natürlich die Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber, benötigen die dafür erforderlichen rechtlichen Rahmenbedingungen und dies mit zeitlichem Vorlauf, da Planungen zeitaufwändig sind und erst begonnen werden, wenn die rechtlichen Anforderungen bestimmbar sind.\r\nZudem sind durch das Instrument der Verteilernetzplanung viele weitere wesentliche Transformationsschritte erst möglich und können in den nächsten Stufen ebenfalls angegangen\r\nwerden.\r\nDies ist vor allem für die folgenden Aspekte wesentlich:\r\nSeite 6 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n3.1 Anpassung von Netzanschluss- und Netzzugangspflichten\r\nDas EU-Gas/Wasserstoffpaket sieht neben Art. 56 und 57 GasRL auch Anpassungen bei den\r\nNetzanschluss- und Netzzugangspflichten vor, um eine planmäßige und volkswirtschaftlich effiziente Transformation der Gasnetze zu ermöglichen (Art. 38 der Richtlinie). Danach kann die\r\nAblehnung eines Netzanschlussbegehrens oder die Verweigerung des Netzzugangs auch auf\r\nGrundlage eines Transformationsplans erfolgen. Damit wurde eine zusätzliche Option für den\r\nUmgang mit solchen Netzanschlüssen geschaffen, die im Zuge der Transformation perspektivisch nicht mehr benötigt werden. Alle unterschiedlichen Langfristperspektiven (Transport klimaneutralen Methans, Umstellung für andere Zwecke, z. B. auf Wasserstofftransport oder\r\nStilllegung) und der bis dahin erforderliche zuverlässige Weiterbetrieb erfordern eine Flexibilisierung.\r\nIn der Transformationsphase sind die Pflichten eines bisher faktisch unbedingten Anschlussund Versorgungszwangs auf solche Investitionen zu beschränken, die im Hinblick auf die Versorgungssicherheit erforderlich und für den Transformationspfad sinnvoll sind. Die Transformation wird regional sehr unterschiedliche Geschwindigkeiten und Ausprägungen haben. Daher müssen die Regelungen mit vielen Freiheitsgraden ausgestattet werden und insbesondere\r\ndie einzelnen Gasnetzbetreiber in die Lage versetzen, flexibel auf Änderungen zu reagieren.\r\nDies ist zu verknüpfen mit einem hohen Maß an Transparenz und Planbarkeit auch für die\r\nNetznutzer. Eine Umsetzung von Art. 38 GasRL in nationales Recht sollte daher ebenfalls zeitnah erfolgen. Die Transformationsplanung muss immer berücksichtigen, dass und wie die\r\nEnergieversorgung der Kunden sichergestellt ist. Damit ist der zukünftige Umgang mit Netzanschlüssen ein wesentlicher Aspekt in der Transformationsplanung.\r\n3.2 Biomethan im Gasverteilernetz\r\nAuch bei der Einspeisung von Biomethan, insbesondere der Realisierung neuer Netzanschlussbegehren, stellen sich Folgefragen in Hinblick auf die Transformation der Gasnetze.\r\nDiese werden durch einen starken Anstieg bei der Biogaseinspeisung forciert: Eine nicht unerhebliche Anzahl an Biogas-Anlagenbetreibern, deren Anlagen in den nächsten Jahren aus der\r\nEEG-Förderung fallen, wird die Erzeugung von Biomethan und die Einspeisung in das Erdgasnetz als Handlungsoption intensiv prüfen. Gleichzeitig wird derzeit in Deutschland, aber auch\r\nin anderen EU-Staaten, eine starke Zunahme der Nachfrage nach Biomethan verzeichnet. Die\r\nZunahme an Anschlussbegehren und die weitgehende rechtliche Verpflichtung zum Anschluss\r\nsowie zur Einspeisung können regional in ein Spannungsverhältnis zur Transformation der\r\nGasnetze treten, die je nach Planungen vor Ort nicht auf einen Ausbau mit Blick auf\r\nSeite 7 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nBiomethan, sondern auf eine Umstellung auf Wasserstoff oder sogar eine langfristige Stilllegung ausgerichtet ist.\r\nIn der Frage des Netzanschlusses von Biogasanlagen sowie des Netzzugangs von Biomethan\r\nsollte daher eine frühzeitige Berücksichtigung der Transformationsplanung ermöglicht werden. Ein hierauf basierender Umgang mit Biomethan erfordert wiederum einen entsprechenden Regelungsrahmen, der auf objektiven, transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien beruht und die Interessen der Betroffenen angemessen berücksichtigt.\r\nInsbesondere im Rahmen einer integrierten Netzentwicklungsplanung für Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme bzw. im Rahmen der Transformationsplanungen der Verteilernetzbetreiber\r\nkann eine nachhaltige und gesamtwirtschaftlich kostenminimale Versorgung realisiert werden. Auch vor diesem Hintergrund ist die Umsetzung der unionsrechtlichen Vorgaben zeitkritisch, um allen Akteuren Planungs- und Investitionssicherheit geben zu können.\r\n3.3 Kommunale Wärmeplanung und entflechtungsrechtliche Aspekte\r\nDie Transformations- und Entwicklungspläne sind zudem eine wesentliche Ergänzung der\r\nkommunalen Wärmeplanung. Bereits heute ist im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung\r\neine möglichst abgestimmte und integrierte Planung der verschiedenen Netzinfrastrukturen in\r\neinem Gemeindegebiet erforderlich. Die Kommunen sind gehalten, eine Strategie zum langfristigen Umbau der Wärmeversorgung hin zur Klimaneutralität zu entwickeln, die die jeweilige Situation vor Ort bestmöglich berücksichtigt. Die kommunale Wärmeplanung setzt insoweit auch eine parallele Planung der involvierten Verteilernetzbetreiber voraus. Dafür bedarf\r\nes aber erst gesetzlicher Vorgaben für die Transformations- und Entwicklungsplanung der Verteilernetze, welche auch die aktive Mitwirkung auf kommunaler Ebene fordert und fördert.\r\nVor diesem Hintergrund ist die Umsetzung der Regelungen für die Transformations- und Entwicklungsplanung auch wichtig, um teilweise noch umzusetzende entflechtungsrechtliche Vorgaben erfüllen zu können. Derzeit besteht insbesondere hinsichtlich des Austauschs zwischen\r\nden unterschiedlichen Energienetzen und vor allem mit den Wärmenetzen Unsicherheit. Nach\r\nden Entflechtungsvorschriften müssen Informationen grundsätzlich diskriminierungsfrei zur\r\nVerfügung gestellt werden. Die gemeinsame und abgestimmte Netzplanung erfordert aber\r\nden Informationsaustausch mit anderen Netzbetreibern, auch wenn sie, wie bei den Wärmenetzen, nicht entflochten sind. Dieser Informationsaustausch sollte auf eine solide Grundlage\r\ngestellt werden durch die Umsetzung der Regelungen zur Transformation einerseits und der\r\nim Binnenmarktpaket vorgeschlagenen Entflechtungsvorschriften andererseits (siehe dazu\r\nauch BDEW-Anwendungshilfe „Entflechtungsrechtliche Aspekte bei der Umsetzung des Wärmeplanungsgesetzes“).\r\nSeite 8 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n3.4 Verknüpfung verschiedener Planungsinstrumente\r\nDie Verteilernetzplanung kann darüber hinaus eine wesentliche Verknüpfung für eine praktikable Umsetzung der Anforderungen des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), insbesondere\r\n§ 71k GEG, darstellen. Denkbar ist es, die Pläne für die Wasserstoffverteilernetze so auszugestalten, dass diese zukünftig eine Grundlage für die verbindlichen Fahrpläne nach § 71k GEG\r\nbilden oder diese sogar ersetzen können, auch um den bürokratischen Aufwand für die an der\r\nPlanung Beteiligten so gering wie möglich zu halten.\r\nDarüber hinaus ist bei der Ausgestaltung der Planung auch auf eine sinnvolle Synchronisation\r\nmit den Prozessen der Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) zu achten.\r\n4 Europäische Vorgaben\r\nDie überarbeitete GasRL enthält in Artikel 56 und 57 umfassende Vorgaben für die Planung\r\nvon Wasserstoff- und Gasverteilernetzen.\r\nDie Richtlinie wurde, gemeinsam mit der dazugehörigen Verordnung, als sog. europäisches\r\nGas- und Wasserstoffpaket im Juli 2024 im Amtsblatt der EU veröffentlicht. Beide Texte sind\r\nam 4. August 2024 in Kraft getreten. Die Vorgaben der Richtlinie, einschließlich der Planungsvorschriften, müssen innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht umgesetzt werden.\r\nNach Artikel 56 der Richtlinie sind Wasserstoffverteilernetzbetreiber verpflichtet, der Regulierungsbehörde mindestens alle vier Jahre einen Plan über die Wasserstoffnetzinfrastruktur,\r\ndie sie zu errichten beabsichtigen, zu übermitteln. Dieser Plan wird in der deutschen Richtlinienfassung als „Entwicklungsplan“ bezeichnet. Die Regulierungsbehörde prüft den Entwicklungsplan und kann nach Maßgabe der Bewertung Änderungen verlangen.\r\nDer Plan soll in enger Zusammenarbeit mit den Verteilernetzbetreibern für Gas und Strom sowie – soweit vorhanden – mit den Betreibern von Fernwärme- und Fernkältenetzen ausgearbeitet werden. Mitgliedstaaten können Wasserstoffverteilernetzbetreibern und Gasverteilernetzbetreibern, die in derselben Region tätig sind, gestatten, einen gemeinsamen Plan auszuarbeiten. Für die jeweiligen Energieträger wird eine gesonderte Modellierung durchgeführt,\r\neinschließlich gesonderter Kapitel mit Karten des Gasnetzes und des Wasserstoffnetzes.\r\nInhaltlich müssen Wasserstoffverteilernetzbetreiber insbesondere folgende Informationen in\r\nden Plänen darstellen:\r\n• den zwischen Netznutzern und Netzbetreibern ausgehandelten Kapazitätsbedarf,\r\n• die Wasserstoffversorgung und den Kapazitätsbedarf bestehender und künftiger\r\n(schwer zu dekarbonisierender) Letztverbraucher,\r\nSeite 9 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n• inwieweit umgewidmete Gasleitungen verwendet werden.\r\nNach Artikel 57 der Richtlinie stellen Mitgliedstaaten sicher, dass Gasverteilernetzbetreiber\r\nPläne für die Netzstilllegung erarbeiten müssen, wenn eine Verringerung der Gasnachfrage,\r\ndie die Stilllegung von Gasverteilernetzen oder Teilen solcher Netze erfordert, zu erwarten\r\nist. Diese Pläne werden in der deutschen Fassung der Richtlinie als „Stilllegungspläne für Erdgasverteilernetzbetreiber“ bezeichnet. Sie sollen, wie die Entwicklungspläne nach Artikel 56\r\nder Richtlinie, mindestens alle vier Jahre zur Genehmigung bei der zuständigen Behörde vorgelegt werden und sich, wie auch die Entwicklungspläne, auf einen Zeitraum von zehn Jahren\r\nerstrecken.\r\nDie Stilllegungspläne sollen in enger Zusammenarbeit mit den Verteilernetzbetreibern für\r\nWasserstoff und Strom sowie – soweit vorhanden – mit den Betreibern von Fernwärme- und\r\nFernkältenetzen ausgearbeitet werden. Falls Gasverteilernetzinfrastruktur auf Wasserstoff\r\numgestellt werden soll, können die in derselben Region tätigen Gasverteilernetzbetreiber und\r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber einen gemeinsamen Stilllegungsplan aufstellen, sofern der\r\nMitgliedsstaat das gestattet. Davon unabhängig können auch Gasverteilernetzbetreiber, die in\r\ndemselben regionalen Gebiet tätig sind, einen gemeinsamen Stilllegungsplan erstellen.\r\nAnforderungen an die Pläne der Gasverteilernetzbetreiber sind nach Art. 57 RL:\r\n• Treffen angemessener Annahmen bezüglich der Entwicklung der Erzeugung und Einspeisung von Gas und der Versorgung mit Gas, einschließlich Biomethan,\r\n• Verbrauch von Gas in allen Sektoren auf der Ebene der Verteilung,\r\n• Ermittlung erforderlicher Infrastrukturanpassungen; nachfrageseitige Lösungen, die\r\nkeine neuen Infrastrukturinvestitionen erfordern, sollen Vorrang erhalten,\r\n• Ausweisung von Infrastruktur, die stillgelegt werden soll; dies betrifft auch Infrastruktur, die auf Wasserstoff umgestellt werden kann.\r\nFür den Stilllegungsplan können die Mitgliedstaaten eine de-minimis-Ausnahme vorsehen für\r\nNetzbetreiber, an deren Gasnetz am 4. August 2024 weniger als 45.000 Kunden angeschlossen\r\nwaren.\r\nBeide Pläne müssen im Einklang stehen\r\n• mit den integrierten Netzentwicklungsplänen nach § 15a EnWG,\r\n• mit den europäischen und nationalen Klimazielen und -plänen,\r\nund sind auf die kommunalen Wärmepläne gestützt.\r\nSeite 10 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nAußerdem müssen beide Pläne mit den einschlägigen Interessenträgern konsultiert werden,\r\nbevor sie der zuständigen nationalen Behörde übermittelt werden. Die Pläne und Ergebnisse\r\nder Konsultation werden auf den Websites der Verteilernetzbetreiber veröffentlicht.\r\nEntwicklungsplan und Stilllegungsplan im Überblick:\r\nEntwicklungsplan Stilllegungsplan\r\nAdressat Wasserstoffverteilernetzbetreiber Gasverteilernetzbetreiber\r\nRechtsgrundlage\r\nArtikel 56 GasRL Artikel 57 GasRL\r\nInhalte • geplante Wasserstoffnetzinfrastruktur,\r\n• Kapazitätsbedarfe,\r\n• Verwendung umgewidmeter Gasleitungen\r\n• erforderliche Infrastrukturanpassungen,\r\n• geplante Stilllegung von Netzinfrastruktur,\r\n• mögliche Umstellung auf Wasserstoff\r\nAusarbeitung\r\nzusammen\r\nmit\r\nBetreibern\r\nvon\r\n• Gasverteilernetzen,\r\n• Stromverteilernetzen,\r\n• Fernwärme- und Fernkältenetzen,\r\nsoweit vorhanden\r\n• Wasserstoffverteilernetzen,\r\n• Stromverteilernetzen,\r\n• Fernwärme- und Fernkältenetzen,\r\nsoweit vorhanden\r\nGemeinsame\r\nPlanung\r\nmöglich mit\r\n• Gasverteilernetzbetreibern,\r\ndie in derselben Region tätig sind\r\n• Wasserstoffverteilernetzbetreibern,\r\ndie in derselben Region tätig sind\r\n• Gasverteilernetzbetreibern, die in\r\ndemselben regionalen Gebiet tätig\r\nsind\r\nKonsultation • Mit “einschlägigen Interessenträgern”\r\n• Mit “einschlägigen Interessenträgern”\r\nGenehmigung • Bewertung der Regulierungsbehörde, ob der Entwicklungsplan für\r\ndas Wasserstoffverteilernetz im\r\nEinklang mit Art. 56 Abs. 1 der RL\r\nsteht. Sie kann Änderungen am\r\nPlan verlangen.\r\n• Genehmigung durch die Regulierungsbehörde\r\nSeite 11 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n5 BDEW-Vorschlag\r\nAuf Grundlage der europäischen Vorgaben aus Artikel 56 und 57 der Richtlinie und den unter\r\n4. dargestellten Prämissen hat der BDEW einen Formulierungsvorschlag für die Übernahme in\r\ndas EnWG erarbeitet.\r\nTeilweise fehlen im EnWG noch Legaldefinitionen bzw. weitere Regelungen, die sich aus der\r\nUmsetzung des Gaspakets ergeben, zum Beispiel eine Definition für das Wasserstoffverteilernetz und die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen. Der BDEW legt dem BMWK in einem\r\nseparaten Papier dafür ebenfalls Vorschläge für eine zeitnahe richtlinienkonforme Ausgestaltung vor.\r\nDer Umsetzungsvorschlag soll den gesetzlichen Rahmen für die Planung vorgeben. Eine detaillierte Ausgestaltung und weitere Vorgaben zu Struktur und Inhalt der Netzentwicklungspläne\r\nsowie einer praktikablen Gestaltung des Planungs- und Genehmigungsprozesses sollte die\r\nBranche im Nachgang, erforderlichenfalls auch gemeinsam mit der BNetzA, erarbeiten.\r\nDer Umsetzungsvorschlag richtet sich daher eng am Wortlaut und an der Struktur der Artikel\r\n56 und 57 der Richtlinie aus. Soweit erforderlich, wurden Begrifflichkeiten an jene des EnWG\r\nangepasst (beispielsweise „Gas” anstelle von „Erdgas”). Außerdem hat sich der BDEW an den\r\nbereits bestehenden Planungsvorschriften für die Stromverteilernetzbetreiber, die Übertragungsnetzbetreiber und die Fernleitungsnetzbetreiber bzw. Wasserstofftransportnetzbetreiber sowie den Vorgaben zum Wasserstoff-Kernnetz orientiert. Die dort geregelten Planungsabläufe inkl. Konsultation, Genehmigungsprozess, Fristen und Festlegungskompetenzen für\r\ndie BNetzA bieten geeignete Anhaltspunkte für eine Planung der Gas- und Wasserstoffverteilernetze.\r\nGrundsätzlich macht die Richtlinie umfassende Vorgaben für die beiden Planungsinstrumente\r\nder Verteilernetze. Allerdings lässt sie den Mitgliedstaaten an zwei wesentlichen Punkten Umsetzungsspielräume, die in der nationalen Ausgestaltung genutzt werden können: Sie gibt die\r\nOption der gemeinsamen Planung des Gas- und des Wasserstoffverteilernetzes sowie die Option einer regionalen Planung der Gasverteilernetzbetreiber. Beide Optionen sollten nach Auffassung des BDEW als Regelfall vorgesehen werden, da sie die Zusammenarbeit der verschiedenen Akteure fördern und eine weitestgehend einheitliche, abgestimmte Planung für die\r\nGasverteilernetze und die zukünftigen Wasserstoffverteilernetze in Deutschland ermöglichen.\r\nSeite 12 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nDa von den ca. 700 Gasverteilernetzbetreibern die überwiegende Anzahl weniger als 45.000\r\nangeschlossene Kunden hat\r\n1\r\n, sollte auch die de-minimis-Klausel als Option im EnWG umgesetzt werden. Hier sollte jedoch eine Mitwirkungspflicht dieser Gasverteilnetzbetreiber mit\r\nden zur Planung verpflichteten Gasverteilnetzbetreibern bestehen.\r\nDie Umsetzung erfolgt in drei Vorschriften:\r\n§ X enthält die Regelungen für die Transformationspläne der Gasverteilernetzbetreiber (Artikel 57 der Richtlinie),\r\n§ Y setzt die Vorgaben für Wasserstoffverteilernetzbetreiber und ihre Entwicklungspläne um\r\n(Art. 56 der Richtlinie) und\r\n§ Z enthält die Festlegungskompetenzen für die Bundesnetzagentur und legt den Rahmen\r\nfür die Genehmigung beider Pläne fest.\r\nSoweit im folgenden Formulierungsvorschlag Textteile unterstrichen sind, wurden diese Passagen inhaltlich unmittelbar aus den Vorgaben der GasRL übernommen und sind nur sprachlich\r\nan die üblichen Begrifflichkeiten des EnWG angepasst. Die nicht unterstrichenen Teile stammen in der Regel aus vergleichbaren, bereits bestehenden Normen im EnWG und sind unter\r\nEinbeziehung der Rückmeldungen aus den BDEW-Mitgliedsunternehmen entstanden. Insbesondere die Passagen, die sich in eckigen Klammern befinden, sind noch keine verbindlichen\r\nVorschläge für die Umsetzung, sondern müssen diskutiert und ggf. angepasst werden.\r\n§ X EnWG - Transformationspläne für Gasverteilernetze\r\n(1) Betreiber von Gasverteilernetzen haben der Regulierungsbehörde alle zwei Jahre jeweils\r\nzum [XX]\r\n2 eines geraden Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr [2028]3\r\n, einen Plan für ihr\r\njeweiliges Gasverteilernetz (Transformationsplan) vorzulegen. Der Plan ist auf angemessene\r\nAnnahmen bezüglich der Entwicklung der Gasproduktion und -einspeisung und der\r\n1\r\nLt. Monitoringbericht haben 76 % der Gasverteilernetzbetreiber weniger als 15.000 angeschlossene Kunden.\r\n2 Der BDEW wird einen Vorschlag für eine geeignete Frist nachreichen. Die Frist sollte einerseits mit den Planungsvorgaben für die Stromverteilernetzbetreiber sowie der kommunalen Wärmeplanung zusammenpassen\r\nund sich andererseits in den Rhythmus der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff einfügen.\r\n3 Der Fristbeginn für die Vorlage des ersten Plans ist noch nicht abschließend diskutiert und wird nachgereicht.\r\nSeite 13 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nVersorgung mit Gas, einschließlich Biomethan, zu stützen sowie auf den Verbrauch von Gas in\r\nallen Sektoren auf der Ebene der Verteilung; er erstreckt sich auf einen Zeitraum von zehn\r\nJahren.\r\n(2) Der Transformationsplan muss insbesondere die erforderlichen Infrastrukturanpassungen\r\nenthalten. Nachfrageseitige Lösungen, die keine neuen Infrastrukturinvestitionen erfordern,\r\nerhalten bei der Planung Vorrang. Im Plan wird die Infrastruktur aufgeführt, die transformiert\r\nwerden soll, um Transparenz in Bezug auf die mögliche Umstellung solcher Infrastruktur für\r\ndie Verteilung von Wasserstoff zu schaffen. Transformation umfasst im Rahmen der Umsetzung des Transformationsplans, dass die Infrastruktur entweder ungenutzt gelassen oder für\r\nandere Zwecke, z. B. für die Wasserstoffverteilung, zur Verfügung gestellt und deswegen als\r\nGasinfrastruktur permanent außer Betrieb genommen wird.\r\n(3) Der Transformationsplan wird in enger Zusammenarbeit mit den Betreibern von Verteilernetzen für Gas, Strom und Wasserstoff und – soweit vorhanden – den Betreibern von Fernwärme- und Fernkältenetzen ausgearbeitet. Betreiber von Gasverteilernetzen, die in demselben regionalen Gebiet tätig sind, erstellen in der Regel einen gemeinsamen Transformationsplan. Betreiber von Gasverteilernetzen und Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen, die in\r\ndemselben regionalen Gebiet tätig sind, erstellen in der Regel einen gemeinsamen Plan, wenn\r\nTeile der Gasinfrastruktur umgestellt werden sollen (Transformations- und Entwicklungsplan).\r\nIn diesem Fall wird für die jeweiligen Energieträger eine gesonderte Modellierung durchgeführt, einschließlich gesonderter Kapitel mit Karten des Gasnetzes und des Wasserstoffnetzes.\r\nFür die Erstellung des Transformations- und Entwicklungsplanes gelten die Vorgaben der §§ X\r\nund Y entsprechend. Die Beteiligten im Sinne des Satzes 1 sind zur entsprechenden Zusammenarbeit im erforderlichen Umfang verpflichtet und stellen auf Verlangen alle für die Ausarbeitung des Transformationsplans erforderlichen Informationen zur Verfügung, soweit entflechtungsrechtliche Vorgaben nach § ... [EnWG § 6a, § 28m] nicht entgegenstehen. Die zur\r\nZusammenarbeit Verpflichteten stellen die Vertraulichkeit der im Rahmen dieser Zusammenarbeit erlangten Informationen sicher. Auch die jeweilige planungsverantwortliche Stelle im\r\nSinne des § 3 Abs. 1 Nr. 9 Wärmeplanungsgesetz wird zur Zusammenarbeit bei der Ausarbeitung des Transformationsplans verpflichtet.\r\n(4) Der Transformationsplan muss den folgenden Grundsätzen genügen:\r\n1. die Pläne sind auf die Wärmeplanung im Sinne des Wärmeplanungsgesetz vom 20. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 394) gestützt und dem Bedarf von Sektoren, die nicht in\r\nder Wärmeplanung berücksichtigt wurden, wird Rechnung getragen;\r\n2. der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff gemäß § 15a wird darin angemessen\r\nberücksichtigt und\r\nSeite 14 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n3. die Pläne stehen im Einklang mit den Zielen des § 1 und den klima- und energiepolitischen Zielen der Bundesregierung.\r\n(5) Die Betreiber von Gasverteilernetzen veröffentlichen den Entwurf ihrer Pläne vor der Vorlage bei der Regulierungsbehörde auf ihrer Internetseite und geben den Interessenträgern,\r\ninsbesondere tatsächlichen und potenziellen Netznutzern, betroffenen Netzbetreibern sowie\r\nbetroffenen Gemeinden [X Monate] lang Gelegenheit zur Äußerung. Dafür werden neben dem\r\nEntwurf alle weiteren erforderlichen Informationen auf den Internetseiten der Gasverteilernetzbetreiber zur Verfügung gestellt. Die Ergebnisse der Konsultation der Öffentlichkeit werden auf den Internetseiten der Gasverteilernetzbetreiber veröffentlicht.\r\n(6) Die in den Absätzen 1 bis 5 genannten Verpflichtungen gelten nicht für Betreiber von Gasverteilernetzen, an deren Gasverteilernetze zum 4. August 2024 weniger als [45 000] Kunden\r\nunmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Dies entbindet sie nicht von der Verpflichtung\r\nzur Zusammenarbeit nach Absatz 3. Sind Betreiber von Gasverteilernetzbetreiber von der Vorlage eines Transformationsplans für das Gasverteilernetz befreit, so unterrichten sie die Regulierungsbehörde über die Transformation ihrer Gasverteilernetze oder von Teilen dieser\r\nNetze.\r\n§ Y EnWG - Entwicklungsplan für Wasserstoffverteilernetze\r\n(1) Die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen haben der Regulierungsbehörde alle zwei\r\nJahre jeweils zum [XX]\r\n4 eines geraden Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr [2028]\r\n5 einen\r\nPlan über die Wasserstoffnetzinfrastruktur vorzulegen, die sie zu errichten beabsichtigen (Entwicklungsplan). Die Pläne sind zum einen auf angemessene Annahmen bezüglich der Entwicklung der Wasserstoffproduktion und -einspeisung und der Versorgung mit Wasserstoff zu stützen und zum anderen auf den Verbrauch von Wasserstoff, insbesondere in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren auf der Ebene der Verteilung; sie erstrecken sich auf einen Zeitraum\r\nvon zehn Jahren.\r\n4 Der BDEW wird einen Vorschlag für eine geeignete Frist nachreichen. Die Frist sollte einerseits mit den Planungsvorgaben für die Stromverteilernetzbetreiber sowie der kommunalen Wärmeplanung zusammenpassen\r\nund sich andererseits in den Rhythmus der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff einfügen.\r\n5 Der Fristbeginn für die Vorlage des ersten Plans ist noch nicht abschließend diskutiert und wird nachgereicht.\r\nSeite 15 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n(2) Der Entwicklungsplan muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes enthalten, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Dies beinhaltet insbesondere Informationen über den zwischen den Nutzern von Wasserstoffverteilernetzen und\r\nderen Betreibern ausgehandelten Kapazitätsbedarf in Bezug auf das Volumen und die Laufzeit.\r\nDie Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen haben anzugeben, zu welchem Zeitpunkt die im\r\nEntwicklungsplan enthaltenen Wasserstoffverteilernetzinfrastrukturen in Betrieb genommen\r\nwerden sollen. Im Entwicklungsplan hat die Umstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen auf Wasserstoff grundsätzlich Vorrang gegenüber dem Neubau von Leitungen, sofern\r\ndies möglich und wirtschaftlich ist. Der Entwicklungsplan muss insbesondere ausweisen, inwieweit für die Verteilung von Wasserstoff umgestellte Gasnetzinfrastruktur verwendet wird\r\nund inwieweit diese Umstellung den nach Satz 2 anzugebenden Kapazitätsbedarf decken\r\nmuss.\r\n(3) Der Plan wird in enger Zusammenarbeit mit den Verteilernetzbetreibern für Gas und\r\nStrom und den Betreibern von Wasserstoffverteilernetzen wie – soweit vorhanden – mit den\r\nBetreibern von Fernwärme- und Fernkältenetzen ausgearbeitet. Betreiber von Wasserstoffnetzen stellen sich gegenseitig auf Verlangen alle für die Erstellung des Entwicklungsplans erforderlichen Informationen zur Verfügung. Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen und Betreiber von Gasverteilernetzen, die in demselben regionalen Gebiet tätig sind, erstellen in der\r\nRegel einen gemeinsamen Plan (Transformations- und Entwicklungsplan). In diesem Fall wird\r\nfür die jeweiligen Energieträger eine gesonderte Modellierung durchgeführt, einschließlich gesonderter Kapitel mit Karten des Gasverteilernetzes und des Wasserstoffnetzes. Für die Erstellung des Transformations- und Entwicklungsplanes gelten die Vorgaben der §§ X und Y entsprechend. Die Beteiligten im Sinne des Satzes 1 sind zur entsprechenden Zusammenarbeit im\r\nerforderlichen Umfang verpflichtet und stellen auf Verlangen alle für die Ausarbeitung des\r\nEntwicklungsplans erforderlichen Informationen zur Verfügung, soweit entflechtungsrechtliche Vorgaben nach § …. [EnWG § 6a, § 28m] nicht entgegenstehen. Die zur Zusammenarbeit\r\nVerpflichteten stellen die Vertraulichkeit der im Rahmen dieser Zusammenarbeit erlangten Informationen sicher. Auch die jeweilige planungsverantwortliche Stelle im Sinne des § 3 Abs. 1\r\nNr. 9 Wärmeplanungsgesetz wird zur Zusammenarbeit bei der Ausarbeitung des Entwicklungsplans verpflichtet.\r\n(4) Der Entwicklungsplan für Wasserstoffverteilernetze muss den folgenden Grundsätzen genügen:\r\n1. die Pläne sind auf die Wärmeplanung im Sinne des Wärmeplanungsgesetz vom 20. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 394) gestützt und dem Bedarf von Sektoren, die nicht in\r\nder Wärmeplanung berücksichtigt wurden, wird Rechnung getragen;\r\nSeite 16 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n2. die Pläne stehen im Einklang mit den Zielen des § 1 und den klimapolitischen Zielen\r\nder Bundesregierung; die Energieeffizienzziele aus § 4 Energieeffizienzgesetz vom 13.\r\nNovember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 309) werden im Entwicklungsplan angemessen berücksichtigt und\r\n3. der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff gemäß § 15a wird darin angemessen\r\nberücksichtigt\r\n(5) Die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen veröffentlichen den Entwurf des Entwicklungsplans vor Vorlage bei der Regulierungsbehörde auf ihrer Internetseite und geben den Interessenträgern, insbesondere tatsächlichen und potenziellen Netznutzer, betroffenen Netzbetreibern sowie betroffenen Gemeinden [X Monate] Gelegenheit zur Äußerung. Dafür werden neben dem Entwurf alle weiteren erforderlichen Informationen auf der Internetseite der\r\nBetreiber von Verteilernetzen zur Verfügung gestellt. Die Ergebnisse der Konsultation der Öffentlichkeit werden auf den Internetseiten der Betreiber von Verteilernetzen veröffentlicht.\r\n§ Z - Prüfung und Bestätigung des Transformationsplans und des Entwicklungsplans durch\r\ndie Regulierungsbehörde; Festlegungsbefugnis\r\n(1) Die Regulierungsbehörde kann Vorgaben zu Form, Inhalt und Art der Übermittlung des\r\nTransformationsplans gemäß § X und des Entwicklungsplans nach § Y machen. Für den gemeinsamen Transformations- und Entwicklungsplan nach § X und § Y gelten die nachstehenden Vorgaben entsprechend.\r\n(2) Die Regulierungsbehörde prüft die Übereinstimmung des vorgelegten Transformationsplans mit den Anforderungen des § X und des vorgelegten Entwicklungsplans mit den Anforderungen des § Y. Sie kann von den Betreibern von Gasverteilernetzen und den Betreibern\r\nvon Wasserstoffverteilernetzen Änderungen der Entwürfe des jeweils vorgelegten Plans verlangen. Die Betreiber von Gasverteilernetzen und die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen sind verpflichtet, die jeweiligen Pläne innerhalb von [X] Monaten entsprechend dem Änderungsverlangen nach Satz 2 anzupassen. Die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, die\r\nnach Satz 3 geänderten Pläne unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Sie stellen\r\nder Regulierungsbehörde auf Verlangen die für ihre Prüfungen erforderlichen Informationen\r\nund Daten zur Verfügung. Die Regulierungsbehörde kann die Vorlage weiterer Angaben oder\r\nUnterlagen verlangen, soweit dies für ihre Prüfung erforderlich ist.\r\n(3) Die Regulierungsbehörde bestätigt den Transformationsplan nach § X mit Wirkung für die\r\nBetreiber von Gasverteilernetzen spätestens bis zum Ablauf des [drei Monate nach Einreichung] eines jeden geraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des [XX]. Die Bestätigung\r\nist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.\r\nSeite 17 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\n(4) Die Regulierungsbehörde bestätigt den Entwicklungsplan nach § Y mit Wirkung für die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen spätestens bis zum Ablauf des [drei Monate nach Einreichung] eines jeden geraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des [XX]. Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.\r\n(5) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zu den §§ X und Y treffen.\r\n6 Erläuterungen zum BDEW-Vorschlag\r\nDer Umsetzungsvorschlag enthält die im Folgenden aufgeführten wesentlichen Inhalte:\r\n6.1 Normadressaten\r\nUm die Vorgaben der Art. 56 und 57 der Richtlinie hinreichend klar und rechtssicher umzusetzen, wird die Planung der Gasverteilernetzbetreiber und die Planung der Wasserstoffverteilernetzbetreiber in zwei verschiedenen Vorschriften geregelt. Die Vorschriften nehmen aber aufeinander Bezug und stehen in einem engen Zusammenhang.\r\nGemäß den Vorgaben der Richtlinie werden Gasverteilernetzbetreiber und Wasserstoffverteilernetzbetreiber verpflichtet, einen Plan für ihr jeweiliges Verteilernetz vorzulegen. Gasverteilernetzbetreiber setzen dabei einen Fokus auf die Transformation ihrer Infrastruktur zur Dekarbonisierung der Gasversorgung (Transformationsplan gem. § X). Wasserstoffverteilernetzbetreiber planen den Ausbau ihres Wasserstoffverteilernetzes (Entwicklungsplan gem. § Y).\r\nTrotz dieser – rechtstechnisch erforderlichen – getrennten Regelung, ist die integrierte, regionale Planung der Verteilernetzbetreiber im Umsetzungsvorschlag als Regelfall vorgesehen:\r\nSoweit Teile eines Gasverteilernetzes auf Wasserstoff umgestellt werden, werden beide Planungen in der Regel integriert und erfolgen in einem Instrument (integrierte Transformationsund Entwicklungsplan). Gasverteilernetzen, die in derselben Region tätig sind, erstellen in der\r\nRegel einen gemeinsamen Plan (regionaler Transformationsplan). In diesen regionalen Plan\r\nwerden – soweit einschlägig – auch die Planungen der Wasserstoffverteilernetzbetreiber aufgenommen (integrierter, regionaler Transformations- und Entwicklungsplan).\r\nDies hat folgende Hintergründe:\r\nIntegrierte Planung Gas- und Wasserstoff\r\nDer Umsetzungsvorschlag sieht als Regelfall die gemeinsame Planung für Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber vor (integrierte Planung Gas- und Wasserstoff) und nutzt damit die\r\nin Art. 56 der RL eingeräumte entsprechende Option.\r\nSeite 18 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nDie Entwicklungspläne der Wasserstoffverteilernetzbetreiber und die Transformationspläne\r\nder Gasverteilernetzbetreiber haben unterschiedliche Planungsziele und Planungsgegenstände: Der Entwicklungsplan soll nach Artikel 56 GasRL die Wasserstoffinfrastruktur enthalten, die errichtet werden soll. Der Transformationsplan nach Artikel 57 GasRL soll hingegen\r\ndie Umstellung des Netzes von Erdgas auf Wasserstoff sowie die etwaig erforderliche Stilllegung von (Teil-)Netzen oder Netzabschnitten enthalten, wenn eine Verringerung der Gasnachfrage zu erwarten ist.\r\nObgleich sich die Planungsziele und Planungsgegenstände unterscheiden, hängen die Planungen gleichwohl eng miteinander zusammen: Wenn beispielsweise ein Wasserstoffnetz geplant\r\nist und hierzu der Gasverteilernetzbetreiber die (teilweise) Umstellung seiner Infrastruktur auf\r\nWasserstoff plant, sollte dies mit der Planung des Wasserstoffnetzes korrespondieren. In der\r\nRegel geschieht das durch den Verteilernetzbetreiber vor Ort, der neben seinem Gasnetz zukünftig auch ein Wasserstoffnetz betreiben kann. Dafür ist es unabdingbar, dass sich die jeweiligen Akteure abstimmen und ihre Planung jeweils auf angemessenen Annahmen basiert.\r\nWenn Gas- und Wasserstoffverteilernetze in einem Plan zusammengefasst werden, ist (entsprechend der Richtlinie) nach dem Umsetzungsvorschlag für die jeweiligen Energieträger eine\r\ngesonderte Modellierung durchzuführen, einschließlich gesonderter Kapitel mit Karten des\r\nGasnetzes und des Wasserstoffnetzes.\r\nMit dem Umsetzungsvorschlag wird eine umfassende, turnusmäßige, am Bedarf orientierte\r\nWasserstoffnetzentwicklungsplanung eingeführt, die mit der Transformationsplanung im Rahmen eines integrativen Prozesses verknüpft werden kann, um Wechselwirkungen zwischen\r\nbeiden Bereichen zu berücksichtigen, und um Leitungen auszuweisen, die auf die Verteilung\r\nvon Wasserstoff umgestellt werden können. Diese reguläre sowie gleichermaßen szenariound bedarfsbasierte Planung soll sich an den bestehenden Prozessen zur Netzentwicklungsplanung orientieren. Durch die Verknüpfung können Planungsprozesse effektiv aufeinander abgestimmt werden. Schließlich wird mit der voranschreitenden Energiewende und dem Hochlauf des Wasserstoffmarktes aller Wahrscheinlichkeit nach nicht nur das Gasnetz kleiner und\r\ndas Wasserstoffnetz sukzessive größer werden. Vielmehr ist die Umstellung von vorhandenen\r\nNetzinfrastrukturen auf Wasserstoff, sofern möglich, eine schnelle und kostengünstige Möglichkeit, ein Wasserstoffverteilernetz mit aufzubauen.\r\nBei der Umsetzung ist zu beachten, dass die Planung der Gasverteilernetzbetreiber zukünftig\r\ndie Grundlage für die Verweigerung von Netzanschlussbegehren oder sogar Kündigung von\r\nNetzanschlüssen sein kann (siehe Kapitel 3.1). Wenn der Gasverteilernetzbetreiber auf die\r\nkorrespondierende Planung des Wasserstoffverteilernetzes angewiesen ist, um einen integrierten Plan vorlegen zu können, kann sich im Einzelfall die für das Gasnetz erforderliche Genehmigung verzögern. Deswegen soll die integrierte Planung als Option im deutschen Recht\r\nSeite 19 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nverankert werden. Erfolgt keine integrierte Planung, muss gleichwohl eine hinreichende Abstimmung zwischen Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber erfolgen.\r\nRegionale Planung\r\nNeben der integrierten Gas- und Wasserstoffplanung sieht der Umsetzungsvorschlag als Regelfall vor, dass Verteilernetzbetreiber, die in derselben Region tätig sind, eine gemeinsame\r\nPlanung erstellen (regionale Planung). Dies kann entweder bedeuten, dass Gasverteilernetzbetreiber, die in derselben Region tätig sind, einen gemeinsamen regionalen Transformationsplan erstellen, oder dass Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber einen integrierten, regionalen Transformations- und Entwicklungsplan erstellen. Im Rahmen der regionalen, integrierten Planung kann auf diese Weise zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region eine\r\nabgestimmte und konsistente Planung gewährleistet werden.\r\nDie Ergebnisse der Planung müssen als Eingangsgröße in dem bundesweiten Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen berücksichtigt werden (vgl.\r\nArt. 55 Abs. 2 lit. j der Richtlinie). Aus dem NEP Gas und Wasserstoff ergeben sich wiederum\r\nErkenntnisse, die iterativ in die regionale Planung zurückgespielt werden (z. B. Umstellungsplanungen). Bei der Verzahnung dieser Planungsebenen ist im Rahmen der Umsetzung durch\r\ndie Branche auf eine effiziente Ausgestaltung zu achten. Sowohl für die Fernleitungs- bzw.\r\nWasserstofftransportnetzbetreiber als auch für die BNetzA, die entsprechend weniger, dafür\r\naber bereits regional zusammengefasste und abgestimmte Planungen genehmigen müsste,\r\nergeben sich Vorteile aus der verpflichtenden Umsetzung dieser Möglichkeit.\r\nDie regionale Planung ist deshalb wesentlicher Bestandteil des Grundsätzepapiers des Arbeitskreises Netztransformation der „Koordinierungsstelle für die Netzentwicklungsplanung Gas\r\nund Wasserstoff“ (KO.NEP), das Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber gemeinsam mit den Verbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der Initiative H2vorOrt erarbeitet haben. Für die Umsetzung der regionalen Planung spricht daher auch, dass sich der\r\ngroße Kreis von Interessenverbänden über die Wertschöpfungskette hinweg für eine regionale\r\nTransformationsplanung ausgesprochen hat. Die Grundsätze konzentrieren sich auf die wesentlichen Punkte der dafür erforderlichen operativen Zusammenarbeit zwischen den Fernleitungs-/Wasserstofftransportnetzbetreibern und den direkt an das Fernleitungs-/Wasserstofftransportnetz angeschlossenen Verteilernetzbetreibern und deren nachgelagerten Verteilernetzbetreibern.\r\nWesentliche Frage bei der Umsetzung wird sein, was eine „Region“ im Sinne der Richtlinie ist\r\nund in welchen Fällen Verteilernetzbetreiber „in derselben Region“ tätig sind. Der Regionenzuschnitt sollte in einem Prozess durch die Netzbetreiber erfolgen, um den jeweiligen Gegebenheiten in der Region gerecht zu werden.\r\nSeite 20 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nZudem ist zu beachten, dass es Verteilernetze geben wird, in denen Planungen in Zusammenarbeit mit der zuständigen Kommune und vorgelagerten Netzbetreibern anvisiert werden, die\r\nkeiner weiteren regionalen Abstimmung bedürfen. Dies gilt etwa bei endgültigen Außerbetriebnahmen von Ortsnetzen oder Netzteilen. In diesen Fällen kann es sinnvoll sein, dass Netzbetreiber ihre individuellen Planungen abschließen und genehmigen lassen können, soweit\r\nder erforderliche Informationsaustausch mit allen betroffenen Parteien durch die gesetzlichen\r\nVorgaben gewährleistet ist. Auch wenn die regionale Planung der Regelfall sein sollte, muss\r\neine gesetzliche Regelung einen Spielraum für Ausnahmen zulassen, in denen eine regionale\r\nAbstimmung und Genehmigung nicht bzw. nicht ausschließlich verpflichtend vorgegeben wird.\r\nKlarstellend wird darauf hingewiesen, dass weder die individuellen noch die integrierten, regionalen Pläne einen Rechtsanspruch gegenüber dem Netzbetreiber auf Errichtung von Infrastruktur begründen.\r\n6.2 Planungszyklus\r\nDer BDEW schlägt vor, dass abweichend von dem vorgeschlagenen Planungsrhythmus der\r\nRichtlinie die Verteilernetzpläne der Regulierungsbehörde alle zwei Jahre im geraden Kalenderjahr vorzulegen sind. Damit soll eine enge Verzahnung der Netzplanungen auf Verteilernetzebene und der Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportebene gewährleistet werden. Ein\r\n4-jähriger Abgabezyklus, wie in der Richtlinie vorgeschlagen, würde den zeitlichen Ansprüchen\r\nan die Transformation der Netze weder auf Fernleitungs- noch auf Verteilernetzebene gerecht.\r\nAußerdem sollte die Gas- und Wasserstoffverteilernetzplanung zeitlich sowohl zu den Planungen der Stromverteilernetzbetreiber als auch der kommunalen Wärmeplanung passen. Sie\r\nsollte sich zudem in den Rhythmus der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff einfügen.\r\nDer BDEW hält es grundsätzlich für sinnvoll, wenn die erste Planungsrunde erstmalig im Jahr\r\n2028 abgeschlossen wird. Dabei würde berücksichtigt, dass die neuen gesetzlichen Regelungen noch verabschiedet werden müssen und die BNetzA konkrete Umsetzungsvorgaben gestalten muss. Erst im Anschluss können die Pläne durch die Verteilernetzbetreiber dann tatsächlich erstellt werden. Darüber hinaus läuft diese Frist dann nahezu parallel zu den Fristen\r\nder kommunalen Wärmeplanung (zumindest für die kleineren Kommunen < 100.000 EW), die\r\nin den Transformationsplänen ebenfalls zu berücksichtigen ist und die Verteilernetzpläne wiederum auch beeinflussen soll und auf diese Weise auch kann. Ein konkretes Datum wird hier\r\nnoch nachgereicht.\r\nSeite 21 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nIm Einklang mit den Vorgaben der Richtlinie erfassen die Pläne einen Planungshorizont von\r\nzehn Jahren.\r\n6.3 Konkrete Planungsinhalte\r\nDie Richtlinie gibt vor, dass die Pläne der Verteilernetzbetreiber auf angemessenen Annahmen\r\nberuhen müssen. Die Entwicklungspläne für die Wasserstoffverteilernetze müssen neben den\r\nAnnahmen bezüglich der Entwicklung der Erzeugungs- und Einspeisekapazitäten auch Prognosen für den Verbrauch von Wasserstoff, insbesondere in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren als Grundlage ihrer Planung einbeziehen.\r\nDetails zur näheren Ausgestaltung der in die Planung einfließenden Daten sollen im Anschluss\r\nan die gesetzliche Regelung in der Branche und erforderlichenfalls mit der BNetzA abgestimmt\r\nwerden.\r\nDie Richtlinie gibt umfassend vor, welche Inhalte und (politischen) Ziele in die Verteilernetzplanungen einfließen müssen. In der Umsetzung in nationales Recht wird auf die nationalen\r\nNormen und Gesetze zur Umsetzung dieser europäischen Zielvorstellungen Bezug genommen.\r\nAußerdem wird auch hier versucht, nach Möglichkeit einen Gleichklang mit bereits bestehenden Planungsvorschriften zu schaffen.\r\nGrundsätzlich müssen verschiedene nationale und europäische Instrumente und Zielvorgaben\r\nin den Planungen berücksichtigt werden. Konkret geht es dabei um bereits bestehende kommunale Wärmepläne sowie die in der Wärmeplanung nicht berücksichtigten Sektoren.\r\nAuch die integrierten Netzentwicklungspläne Gas und Wasserstoff und die energiepolitischen\r\nZiele aus § 1 EnWG sowie der Bundesregierung müssen in die Planungen einfließen.\r\nFür die Entwicklungsplanung der Wasserstoffverteilernetze schreibt die Richtlinie darüber hinaus vor, dass darzulegen ist, wie der Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ (‚energy efficiency first‘) durch die Errichtung des Wasserstoffnetzes eingehalten wird. Der BDEW schlägt\r\nvor, dies mit einem Verweis auf die Berücksichtigung der Energieeffizienzziele aus dem Energieeffizienzgesetz umzusetzen.\r\nInhalte des Transformationsplans\r\nDer Transformationsplan sollte insbesondere die erforderlichen Infrastrukturanpassungen für\r\ndas zu beplanende Gasverteilernetz beinhalten. Die Richtlinie gibt vor, dass bei der Planung\r\nder Gasverteilernetze Maßnahmen Vorrang erhalten sollen, die keine neuen Investitionen in\r\ndie Netzinfrastruktur erfordern, wenn eine Verringerung der Gasnachfrage in diesem Netz zu\r\nerwarten ist. Ein Schwerpunkt ist auf die Planung der Infrastrukturen zu legen, die im\r\nSeite 22 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nBetrachtungszeitraum der nächsten zehn Jahre transformiert werden sollen. Bezugnehmend\r\nauf die Erwägungsgründe der Richtlinie6 bedeutet Transformation im Kontext der Planung der\r\nGasverteilernetze, dass Infrastruktur zukünftig entweder ungenutzt gelassen oder für andere\r\nZwecke, z. B. für die Wasserstoffverteilung, zur Verfügung gestellt und deswegen als Gasverteilernetz permanent außer Betrieb genommen wird. Bei der Transformationsplanung geht es\r\ndaher nicht ausschließlich um die Stilllegung von Gasinfrastruktur im engeren Sinne, sondern\r\ngenerell um die Zukunft des Gasverteilernetzes und seine Rolle in einem klimaneutralen Energiesystem. Ziel dieser Planung ist unter anderem Transparenz zu schaffen, nicht zuletzt auch\r\ngegenüber den Anschlussnutzern. Zu den kenntlich zu machenden Infrastrukturanpassungen\r\ngehören insbesondere auch erdgasverstärkende Maßnahmen, die zum Aufbau einer Wasserstoffnetzinfrastruktur erforderlich sind.\r\nGerade zu Beginn der Planungszyklen steht noch nicht für jedes bzw. alle Netzteile mit ausreichender Verbindlichkeit fest, wie die konkrete Transformation im Einzelfall vor Ort tatsächlich\r\nverlaufen wird. Sollten sich noch keine konkreten diesbezüglichen Infrastrukturmaßnahmen\r\nergeben, erscheint eine detaillierte Verteilernetzplanung in diesen Fällen noch nicht erforderlich. Der BDEW spricht sich deshalb dafür aus, dass der Aufwand in solchen Fällen sowohl für\r\nNetzbetreiber als auch Genehmigungsbehörde so gering wie möglich gehalten wird.\r\nInhalte des Entwicklungsplans\r\nDer Entwicklungsplan für die Wasserstoffverteilernetze sollte alle wirksamen Maßnahmen\r\nenthalten zur bedarfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Diese Vorgabe ist den Vorschriften zur integrierten Netzplanung Gas und Wasserstoff (§ 15c Abs. 2 EnWG) entnommen, um einen begrifflichen und prozessualen Gleichlauf\r\nfür den Aufbau der verschiedenen Wasserstoffnetzebenen zu gewährleisten. Die Richtlinie\r\nmacht darüber hinaus insbesondere Vorgaben dazu, dass der Entwicklungsplan auch Informationen über den zwischen den Nutzern von Wasserstoffverteilernetzen und deren Betreibern\r\nausgehandelten Kapazitätsbedarf in Bezug auf das Volumen und die Laufzeit enthalten muss.\r\nIn Anlehnung an die Planung des Wasserstoff-Kernnetzes sollten Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen außerdem angeben, zu welchem Zeitpunkt die im Entwicklungsplan enthaltenen Wasserstoffverteilernetzinfrastrukturen in Betrieb genommen werden sollen. Aus der\r\n6 Erwägungsgrund 130 Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024\r\nüber gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff, zur Änderung der Richtlinie (EU) 2023/1791 und zur Aufhebung der Richtlinie 2009/73/EG (Neufassung)\r\nSeite 23 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nRichtlinie ergeben sich Vorgaben, dass aus den Planungen hervorgehen muss, warum die Errichtung der Wasserstoffinfrastruktur den Vorgaben des „Energieeffizienz an erster Stelle“-\r\nGrundsatzes genügen.\r\nAuch deswegen schlägt der BDEW vor, dass die Umstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen auf Wasserstoff grundsätzlich Vorrang gegenüber dem Neubau von Leitungen haben sollte, sofern dies möglich und wirtschaftlich ist. Deshalb sollte der Entwicklungsplan insbesondere ausweisen, inwieweit für die Verteilung von Wasserstoff umgestellte Gasnetzinfrastruktur verwendet wird und inwieweit diese Umstellung den ermittelten Kapazitätsbedarf decken muss. Letzteres ergibt sich ebenfalls aus den Vorgaben der Richtlinie.\r\nDiese Vorgaben sind an § 28q Abs. 2 EnWG zur Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes angelehnt. Sie dienen der Konkretisierung, welche Angaben ein Entwicklungsplan sinnvollerweise\r\nzu enthalten hat und sollen die sich aus der Richtlinie ergebenden Grundsätze normieren.\r\nJe konkreter die Entwicklungspläne ausgestaltet sind, desto eher eignen sie sich zudem als\r\nGrundlage für weitere Planungsinstrumente der zukünftigen Wasserstoffnetzbetreiber, etwa\r\nals potenzieller Ersatz für die anzufertigenden verbindlichen Fahrpläne nach § 71k GEG.\r\n6.4 Prozesse und Konsultation\r\nDie Verteilernetzplanungen sind in enger Zusammenarbeit sowohl untereinander als auch mit\r\nden Stromverteilernetzbetreibern sowie ggf. den lokalen Netzbetreibern für Fernwärme und -\r\nkälte auszuarbeiten.\r\nIn der Regel erstellen Gasverteilernetzbetreiber in derselben Region einen regionalen Transformationsplan. Auch Gasverteilernetzbetreiber und Wasserstoffverteilernetzbetreiber, die in\r\nderselben Region tätig sind, können einen integrierten Plan ausarbeiten, falls Teile der Gasinfrastruktur für Wasserstoff genutzt werden sollen. Dieser integrierte Plan ist ein umfassender\r\nPlan, der sowohl die Planung der Gasverteilernetze als auch der Wasserstoffverteilernetze integriert beinhaltet (regionaler „Transformations- und Entwicklungsplan”). Der Regionenzuschnitt sollte in einem Prozess durch die Netzbetreiber erfolgen, um den jeweiligen Gegebenheiten in der Region gerecht zu werden.\r\nSchließen sich Verteilernetzbetreiber einer Region für eine gemeinsame Planung zusammen,\r\nsind sie nicht verpflichtet, für ihr jeweiliges Netz noch einen eigenen individuellen Plan gemäß\r\nden gesetzlichen Vorgaben zu erstellen und genehmigen zu lassen.\r\nDie Konsultation der Verteilernetzplanung ist aufgrund der Vielzahl der an das Verteilernetz\r\nangeschlossenen Kunden von hoher Bedeutung. Für den Prozess schlägt der BDEW vor, sich\r\nwiederum an bestehenden Planungsprozessen (etwa für Gasfernleitungs- und\r\nSeite 24 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nWasserstofftransportnetzbetreiber) sowohl begrifflich als auch prozessual anzulehnen. Die\r\nPläne sind auf den Internetseiten der Netzbetreiber zu veröffentlichen und zur Konsultation zu\r\nstellen. Auch die daraus folgenden Ergebnisse sind wiederum zu veröffentlichen. Neben den\r\ntatsächlichen und potenziellen Netznutzern und den betroffenen Netzbetreibern sind zusätzlich die von der Planung betroffenen Gemeinden in die Konsultation einzubeziehen, um das\r\nZusammenspiel mit den kommunalen Wärmeplanungen bestmöglich zu gewährleisten.\r\n6.5 De minimis-Regelung\r\nDie Richtlinie sieht die Möglichkeit einer de minimis Regel für Gasverteilernetzbetreiber vor,\r\nan deren Gasverteilernetz weniger als 45.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Diese Verteilernetzbetreiber wären nicht verpflichtet, einen Transformationsplan zu\r\nerstellen. Sie sind dennoch verpflichtet, mit den zur Erstellung von Verteilernetzplänen Verpflichteten zusammenzuarbeiten. Für die Transformation ihrer Netze, insbesondere für die\r\nEinschränkung von Anschluss- und Zugangsbegehren, müssten sie außerdem die Regulierungsbehörde über die geplante Transformation ihrer (Teil-)Netze informieren. Der BDEW setzt sich\r\nfür eine grundsätzliche Verankerung dieser de minimis-Regelung im Gesetz ein, da von den ca.\r\n700 Gasverteilernetzbetreibern mehr als 80 % weniger als 45.000 angeschlossene Kunden haben.\r\nEine (freiwillige) Transformationsplanung oder die Einbeziehung in die regionalen, integrierten\r\nPläne kann gleichwohl vorteilhaft sein, vgl. hierzu 6.1, und ist nach dem BDEW-Vorschlag möglich.\r\n6.6 Genehmigungsverfahren\r\nDie Verteilernetzpläne sind der Regulierungsbehörde vorzulegen und müssen von ihr genehmigt werden, damit man aus den Planungen Rechtsfolgen für die zukünftige Regelung von Anschluss- und Zugangsbegehren zu Gasnetzen ableiten kann.\r\nTheoretisch käme für die Genehmigung der Transformationspläne auch die Zuständigkeit einer anderen Behörde in Betracht. Da die Richtlinie jedoch die Zuständigkeit der nationalen Regulierungsbehörde für die Wasserstoff-Entwicklungspläne vorsieht und beide Pläne in der Regel integriert in einem Planungsinstrument zusammengefasst sein sollen, ergibt sich eine\r\nzwingende Zuständigkeit der BNetzA für beide Planungen.\r\nIm Gleichlauf mit bereits bestehenden Planungsprozessen erhält die BNetzA die Befugnis, Vorgaben zu Form, Inhalt und Art der Übermittlung der Pläne zu machen. Dabei kommt es wesentlich darauf an, die Anforderungen an die Netzbetreiber so auszugestalten, dass sie nicht\r\nSeite 25 von 25\r\nTransformationsplanung Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\r\nmit unverhältnismäßigem Aufwand verbunden sind. Gemeinsames Ziel sollte stets eine praktikable Umsetzung der europäischen Vorgaben sein, um die Energie- und Wärmewende für alle\r\nbeteiligten Akteure planbarer zu machen.\r\nDie Behörde prüft die Übereinstimmung der vorgelegten Pläne mit den zuvor statuierten Anforderungen und kann ggf. Änderungen der Entwürfe sowie weitere Informationen und Unterlagen verlangen. Sie hat drei Monate Zeit, die Pläne zu bestätigen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010697","regulatoryProjectTitle":"Einführung ETS-Richtlinie in nationales Recht ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/27/66/328387/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010028.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"TEHG-Novelle jetzt!\r\nSehr geehrter Herr Minister, sehr geehrte Frau Staatssekretärin, sehr geehrter Herr Staatssekretär,\r\ndie novellierte ETS-Richtline (Richtlinie (EU) 2023/959 vom 10. Mai 2023 zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG)1 wurde als wesentlicher Teil des „Fit For 55“-Pakets verabschiedet und am 16. Mai 2023 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht. Mit der ETS-Richtlinie wird nicht nur der bisherige Europäische Emissionshandel (ETS I) reformiert, sondern auch der Brennstoffemissionshandel (ETS II) zum 01.01.2027 eingeführt. In Deutschland soll dieser ETS II im Wesentlichen den nationalen Brennstoffemissionshandel (BEHG) ablösen. Schon im Jahr 2024 müssen aber bereits die ersten Pflichten durch die betroffenen Unternehmen erfüllt werden. Die Richtlinie war daher bis zum 01.01.2024 bzw. 30.06.2024 – also gestern – in nationales Recht umzusetzen. Eine fristgerechte Umsetzung ist faktisch unmöglich; bis heute liegt noch nicht einmal ein Gesetzentwurf vor. Ein Vertragsverletzungsverfahren wurde von Seiten der Europäischen Kommission bereits angestrengt. Es ist unverständlich, warum die Bundes-regierung diesen bis heute noch nicht vorgelegt hat.\r\nMit dem Bürokratieentlastungsgesetz IV (BEG IV) befinden sich Politik und Wirtschaft in gutem Austausch bezüglich der Frage, wie die Wirtschaft von unnötigen Berichtspflichten entlastet\r\n1 Richtlinie (EU) 2023/959 (…) vom 10. Mai 2023 zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten (…); ABl. L 130 vom 16.5.2023, S. 134–202. Alle Artikelangaben in diesem Schreiben beziehen sich auf diese Richtline.\r\nChef des Bundeskanzleramtes Herrn Minister Wolfgang Schmidt\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz Frau Staatssekretärin Anja Hajduk\r\nBundesministerium der Finanzen Herrn Staatssekretär Steffen Saebisch\r\n- ausschließlich per E-Mail -\r\nTelefon: +49 30 200599-13 Mobil: +49 151 54609670 E-Mail: kaspar@vci.de\r\n1. Juli 2024\r\nwerden kann. Nicht immer ist dafür aber eine Gesetzesänderung, sondern vielmehr „lediglich“ die fristgerechte Umsetzung europäischen Rechts notwendig. Dies wird anhand der vorliegenden TEHG-Novelle deutlich.\r\nSo müssen beispielsweise Unternehmen, die sog. Inverkehrbringer von Brennstoffen im ETS II sind, zum 01.01.2025 im Besitz einer entsprechenden Genehmigung sein (Artikel 30b). Andernfalls dürfen nach EU-Recht keine Brenn- oder Kraftstoffe mehr in Verkehr gebracht werden. Voraussetzung dafür ist unter anderem die Abgabe und Genehmigung eines Überwachungsplans (Artikel 30f Absatz 2). Die Deutsche Emissionshandelsstelle im Umweltbundesamt (DEHSt / UBA) kann hierzu aber – mangels nationaler Rechtsgrundlage – keine entsprechenden Vorgaben zu einem Überwachungsplan machen. Die betroffenen Unternehmen wissen damit nicht, welche Daten sie im Detail erheben müssen um die notwendige Genehmigung ab dem 01.01.2025 erlangen zu können. Durch die knappen Fristen müssen Unternehmen daher derzeit Daten „nach bestem Wissen und Gewissen auf Vorrat“ sammeln und ggfs. im Anschluss an ein ordentliches parlamentarisches Verfahren binnen kürzester Frist erheben und nachmelden (vgl. bspw. Art. 30b Abs. 1). Dies steht lediglich beispielhaft für Problemlagen, die sich aus einer verspäteten Umsetzung ergeben und sich auch auf verschiedene im Rahmen der ETS-Novelle geänderten Sachverhalte im ETS I erstrecken.\r\nWir möchten daher – unabhängig evtl. inhaltlicher Differenzen – dringend dafür werben, die Novelle nunmehr zeitnah auf den Weg zu bringen.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 2. Juli 2024\r\nPositionspapier\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz-stärken, Investitionen anregen\r\nVorschläge des BDEW für eine Ausgestaltung von „Energy Sharing“ in Deutschland\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 19\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ................................................................................... 3\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 5\r\n2 Aktueller Regelungsrahmen für Energy Sharing ......................................... 6\r\n3 Umsetzung von Energy Sharing in den Staaten der Europäischen Union ..... 8\r\n4 Herausforderungen einer umfassenden Umsetzung von Energy Sharing ... 10\r\n4.1 Finanzierung der Infrastruktur ............................................................ 10\r\n4.2 Flexibilitäten ........................................................................................ 12\r\n4.3 Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing ............ 15\r\n5 Chancen des Energy Sharing ..................................................................... 15\r\n6 Handlungsempfehlungen des BDEW zur Ausgestaltung von Energy Sharing ................................................................................................................ 15\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 19\r\nExecutive Summary\r\n1. Energy Sharing ermöglicht es Bürgerinnen und Bürgern von niedrigeren Strompreisen über Erneuerbare-Energien-Anlagen „vor der eigenen Haustür“ zu profitieren. Damit kann das Modell neben der direkten Bürgerbeteiligung und der kommunalen finanziel-len Beteiligung ein Instrument für die Akzeptanz in der Energiewende werden. Die Sharing-Gemeinschaften müssen aber tatsächlich zu einem effizienten Ausbau der Er-neuerbaren Energien beitragen und nicht lediglich eine Umwidmung bereits beste-hender Erneuerbaren-Anlagen vornehmen.\r\n2. Die zulässige Leistungsgrenze für Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Energy Sha-ring-Gemeinschaft sollte nicht zu niedrig gewählt werden. Sinnvoll scheint aus Sicht des BDEW die Zulässigkeit von EE-Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 500 kW.\r\n3. Der BDEW sieht eine zusätzliche Förderung von Energy Sharing nicht als angemessen an. Sollte der Gesetzgeber trotz entstehender zusätzlicher Kosten eine Förderung für Energy Sharing einführen, sollte aus Sicht des BDEW immer eine Förderung in Form ei-ner Direktzahlung nach EEG gewählt werden, aber keine impliziten Fördervarianten, z.B. durch Befreiung von Umlagen und Abgaben. Diese wären nicht sachgerecht, weil Energy Sharing als solches keine Netzkosten einspart und weil die Netzentgelte regio-nal sehr unterschiedlich sind.\r\n4. Jährliche Nachweisführungen und Prüfaufwände durch Erneuerbare-Energie-Ge-meinschaften beim Netzbetreiber im Rahmen der EEG-Jahresabrechnung sind zu ver-meiden, da schon die bestehenden Sondersachverhalte mit ihrem jährlichen Prüfauf-wand für die Anschlussnetzbetreiber kaum noch umsetzbar sind: So ist durch die Netz-betreiber nur mit hohem Aufwand zu prüfen, ob alle Fördervoraussetzungen vertrag-lich erfüllt wurden – bspw. der Zugang für vulnerable Personengruppen. Sollten solche Voraussetzungen kommen, dann müsste die Prüfung der Fördervoraussetzungen durch eine Behörde erfolgen.\r\n5. Die Abwicklung von Energy Sharing Modellen darf nicht nur neu zu gründenden Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaften offenstehen. Stattdessen muss es auch bereits bestehenden Unternehmen der Energiewirtschaft ermöglicht werden, den Erneuer-bare-Energien-Gemeinschaften Energy-Sharing-Modelle anzubieten. Können professi-onelle Energieversorger nicht als Komplett-Dienstleister für Erneuerbare Energien-Ge-meinschaften fungieren, sind nur schwer wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle aufzusetzen. Zudem muss die Bedeutung von „nicht-kommerziell“ in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 genau definiert werden.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 19\r\n6. Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften müssen energiewirtschaftliche Pflichten ebenso erfüllen wie lokale Grundversorger. Hierzu gehören die Gewährleistung der freien Lieferantenwahl, kurze Kündigungsfristen bei einem Lieferantenwechsel und eine regelmäßige Rechnungsstellung an die Stromverbrauchenden.\r\n7. Die verschiedenen Modelle zur lokalen Erzeugung brauchen eine möglichst einheitli-che Marktkommunikation (MaKo), um nicht für jedes Modell eine separate Markt-kommunikation erarbeiten zu müssen. Diese Marktkommunikation muss die Versor-gerpflichten abdecken und Regelungen für die Bilanzierung enthalten. Die durch die Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign festgelegte verpflichtende Bereitstel-lung der IT-Infrastruktur für sämtliche Modelle lokaler Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien sollte aus Sicht des BDEW der BNetzA obliegen. Außerdem müssen die neuen Marktkommunikationsregeln gut an bereits bestehende Mako-Standards angepasst werden. Nur so sind Skaleneffekte und damit die Umsetzung von Energy Sharing in wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle möglich.\r\n8. Bei entsprechender Ausgestaltung kann das Energy Sharing dem Gesamtsystem Flexi-bilitäten zur Verfügung stellen. Der derzeitige regulatorische Rahmen schöpft die Möglichkeiten, nutzerseitig Flexibilitäten für Verteilnetzbetreiber zur Verfügung zu stellen, allerdings noch nicht aus. Hier bedarf es, neben den BNetzA-Festlegungen auf Basis des § 14a EnWG, der zukünftigen Ausgestaltung einer marktlichen Flexibilitäts-bereitstellung für Verteilnetzbetreiber in der Niederspannung in § 14c EnWG als Er-gänzung zum regulatorischen Redispatch für Übertragungsnetzbetreiber.\r\n9. Um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusam-menhang mit den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetz-betreibers sicherzustellen, schlägt der BDEW eine zulässige Ausdehnung der Erneuer-bare Energien-Gemeinschaften innerhalb der Gebietsgrenzen eines Verteilnetzbetrei-bers vor.\r\n10. Bei gesetzlicher Umsetzung des Energy Sharing müssen Rechte und Pflichten der Sha-ring Gemeinschaft klar festgelegt werden, um die neu entstehende Komplexität nicht auf Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Reststromlieferanten zu übertragen.\r\n11. Der Gesetzgeber sollte aus Sicht des BDEW von seinem in Art. 15a der Europäischen Strommarktdesign-Richtlinie derzeit vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privile-gien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. Ansonsten werden Förderkosten noch erheblich ansteigen, zumal bisher in den EU-Mitgliedstaaten nur Modelle von Energy Sharing umgesetzt wurden, die eine finanzi-elle Förderung erhalten.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 19\r\n1 Einleitung\r\nBis zum Jahr 2045 strebt die Bundesregierung die Klimaneutralität an. Dieses Ziel ist im natio-nalen Klimaschutzgesetz (KSG) verankert. Ein wesentlicher Baustein der klimaneutralen Ener-gieversorgung der Zukunft ist der Ausbau der Erneuerbaren Energien und dabei insbesondere von Windenergie und Photovoltaik (PV). Bereits 2030 soll eine installierte PV-Leitung von 215 Gigawatt (GW) in Deutschland erreicht werden – davon jeweils die Hälfte auf Dächern und Freiflächen. Zehn Jahre später sollen dann bereits 400 GW PV-Leistung installiert sein. Die Stromerzeugung wird nicht nur zunehmend erneuerbar, sondern auch zunehmend dezentral, insbesondere durch den Ausbau der Photovoltaik.\r\nDie Entwicklung hin zu einem dezentraleren Energiesystem stellt die Energiewirtschaft vor Herausforderungen in puncto Systemstabilität sowie Ausbau und Finanzierung der Infrastruk-tur. Gleichzeitig werden dadurch erhebliche und dringend benötigte Investitionen ausgelöst, da nun insbesondere auch Privat- und Kleingewebekunden aufgefordert sind, zu investieren und ihr Nachfrageverhalten zu optimieren. Es wird erwartet, dass durch den Verbrauch des auf dem eigenen Dach und im direkten Umfeld erzeugten erneuerbaren Stroms ein substanzi-eller Beitrag zum Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) geleistet wird und die Identifikation der Bürgerinnen und Bürgern mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien steigt.\r\nDie Energiewende im erforderlichen Umfang in die Städte zu tragen, bleibt weiterhin eine große Herausforderung. Auf den dortigen begrenzteren Flächen wird die Vor-Ort-Nutzung von EE-Strom zwar im Prinzip nachgefragt, ist aber aufgrund der komplexen Eigentumsstrukturen im heutigen Rechtsrahmen bislang kaum möglich und somit bislang weit hinter den Erwartun-gen zurückgeblieben. Dies zeigt sich beispielsweise an der Lücke zwischen dem bei Einführung der Mieterstromförderung 2017 angestrebten und dem tatsächlichen Zubau von Mieterstrom-modellen. Im Solarpaket I sind durch Verbesserungen bei der Anwendbarkeit des Mieter-strommodells sowie durch die Einführung eines Modells zur gemeinschaftlichen Gebäudever-sorgung bereits Maßnahmen ergriffen worden, um auch in Mehrfamilienhäusern mit unter-schiedlicher Eigentümerstruktur die Nutzung von PV-Strom zu ermöglichen und so die Bele-gung der Dächer in den Städten mit PV-Modulen zu fördern. Zudem gibt es Erleichterungen bei der Installation von Steckersolargeräten: Auch Mieterinnen und Mieter können dadurch ihre Stromversorgung teilweise selbst gewährleisten und so an der Energiewende teilhaben.\r\nNun wird zusätzlich diskutiert, ob und wie Energy Sharing – also verschiedene Formen der de-zentralen Finanzierung und Nutzung von Energieerzeugungs-, Verteilungs- und Vermarktungs-optionen – zusätzliche Anreize schaffen kann. Noch offen ist bisher die von der Bundesregie-rung geplante Umsetzung von „Energy Sharing“ durch ein Modell in Deutschland, das in der Praxis greift und eine Umsetzung in größerem Stil ermöglicht. Dadurch könnten in größerem Umfang auch Bürgerinnen und Bürger ohne Immobilien-Eigentum durch Mitgliedschaft in ei-ner Erneuerbare-Energien-Gemeinschaft in eine Erneuerbare-Energien-Anlage investieren. Der erzeugte Strom kann dann lokal gemeinsam mit anderen Mitgliedern einer Sharing-\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 19\r\nGemeinschaft in der Region genutzt oder verkauft werden. Energy Sharing kann so neben Bür-gerbeteiligung und kommunaler Betreuung ein weiteres zentrales Instrument für Akzeptanz werden, da Bürgerinnen und Bürger direkt vom Ausbau der Erneuerbaren Energien Ihrer Um-gebung profitieren.\r\n2 Aktueller Regelungsrahmen für Energy Sharing\r\nDie in den Jahren 2018 und 2019 in Kraft getretenen EU-Rechtsakte des sogenannten “Clean Energy Package” rückten u.a. die Verbraucherinnen und Verbraucher stärker in den Mittel-punkt der Energieunion. Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) sowie die beim Thema Energy Sharing gleichlautende RED III beinhalten nicht nur Vorgaben für die individuelle Ei-genversorgung, sondern auch für „gemeinsam handelnde Eigenversorger im Bereich erneuer-barer Elektrizität“. Neu hinzugekommen sind in der RED III auch die legislative Darstellung der Möglichkeiten zur Gründung von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften sowie von Bürgerener-giegemeinschaften. Diese Gruppen können zusammen Energy Sharing betreiben. Je nachdem, in welcher Konstellation Energie gemeinsam genutzt werden soll – also durch gemeinschaft-lich handelnde Eigenversorgenden, im Rahmen einer Erneuerbare-Energien- oder einer Bürge-renergiegemeinschaft – ergeben sich unterschiedliche Ausgestaltungen des Energy Sharing, etwa mit Blick auf die Frage des räumlichen Bezugs zwischen Erzeugungsanlage und Letztver-brauchenden.1\r\nUnter Energy Sharing versteht die Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED II und unverändert die RED III gemäß Artikel 22 die gemeinschaftliche, nicht-kommerzielle Nutzung von gemein-schaftlich betriebenen Erneuerbare-Energien-Anlagen durch Erneuerbare-Energien-Gemein-schaften. Diese Gemeinschaften dürfen Dienstleister mit der Umsetzung des Energy Sharing beauftragen. Die Mitgliedstaaten sind verpflichtet, für einen diskriminierungsfreien Zugang zu Märkten für die Gemeinschaften zu sorgen. Die Erneuerbare Energien-Gemeinschaften dürfen auch das Netz der allgemeinen Versorgung nutzen, wobei hier Netznutzungsentgelte sowie einschlägige Abgabe, Umlagen und Steuern erhoben werden dürfen.\r\n1 Umweltbundesamt (2023): Energy Sharing: Bestandsaufnahme und Strukturierung der deutschen Debatte unter Berücksichtigung des EU-Rechts, Kurzbericht des Öko-Instituts und der Stiftung Umweltenergierecht. Download unter https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikatio nen/06112023_46_2023_cc_energy_sharing.pdf, zuletzt geprüft am 19.12.2023.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 19\r\nFormal ist die Einräumung der Möglichkeit des Energy Sharing aus den Erneuerbaren-Richtli-nien RED II und RED III in Deutschland bereits umgesetzt2. Der gemeinschaftliche Betrieb von Stromerzeugungsanlagen ist ohnehin spätestens seit Öffnung des Strommarktes im Jahr 1998 rechtlich zulässig und wird auch umgesetzt.\r\nAllerdings wurde die Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign3 (EBM-RL2) nun novel-liert. Darin werden die aktiven Kunden in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 neu definiert. Nach Abschluss des informellen Trilog-Verfahrens zwischen EU-Kommission, Europäischem Rat und Parlament sieht der Richtlinien-Entwurf nun neben der Nutzung von Energy Sharing durch nicht-kommer-zielle Zusammenschlüsse von Bürgerinnen und Bürgern auch den möglichen Einbezug industri-eller Großverbraucher vor, sofern ein Mitgliedstaat dies möchte. Die Teilung von Strom- und Speicherkapazitäten mit einer installierten Leistung von bis zu sechs Megawatt (MW) ist inner-halb einer Gebotszone oder einer kleineren räumlichen Einheit möglich, wobei die Abwicklung durch Dienstleister und über Plattformen zulässig ist. Stromerzeugungs- und Speicherkapazitä-ten können sich im Eigentum der Teilnehmenden befinden, geleast oder gemietet werden. Die Mitgliedstaaten sollen die erforderliche IT-Infrastruktur bereitstellen, damit innerhalb eines gewissen zeitlichen Rahmens die Messung des Eigenverbrauchs möglich ist, der dann vom Ge-samtverbrauch je Bilanzierungsintervall abgezogen wird. Dadurch wird die Stromrechnung des Versorgers um die Strommenge aus der Eigenversorgung verringert. “Aktive Kunden” sind ge-mäß Marktdesign-Richtlinie grundsätzlich für den durch sie ausgelösten Flexibilitätsbedarf zu-ständig. Zudem ist eine Bagatellgrenze für die Versorgerpflichten durch die Sharing-Gemein-schaften vorgesehen: Bis zu einer installierten Leistung von bis zu 10,8 kW (einzelne Haus-halte) bzw. bis zu 50 kW (Mehrfamilienhäuser) müssen die Aktiven Kunden keine Versorger-pflichten übernehmen. Zu den Versorgerpflichten gehören eine Vielzahl von Pflichten zur Ab-rechnung gegenüber den Stromkunden mit Darstellung des Jahresverbrauchs gemessen an den Verbräuchen vergleichbarer Stromkunden, Pflichten zur Stromkennzeichnung und Melde-pflichten gegenüber der BNetzA. Die Kunden müssen auch die Möglichkeit zum Lieferanten-wechsel haben. Die Mitgliedstaaten dürfen diese Schwellenwerte zur Erfüllung der\r\n2 SUER - Stiftung Umweltenergierecht (Hg.) (2023): Papke, A.; Fietze, D. Die \"gemeinsame Nutzung\" von Strom und Versorgerpflichten im Europarecht. Online verfügbar unter https://stiftung-umweltenergier echt.de/wpcontent/uploads/2023/02/2023-02-17_Zusammenfassung_Gemeinsame_Nutzung.pdf, zuletzt geprüft am 12.10.2023.\r\n3 2023/0077(COD) DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 19\r\nenergiewirtschaftlichen Pflichten auf 30 kW für Einzelhaushalte bzw. auf 40 bis 100 kW für Mehrfamilienhäuser absenken bzw. anheben. Dadurch würden ggf. Privilegien für umfangrei-che Anwendungen geschaffen und die Komplexität der erlassenen Pflichten auf andere Teile den Energiesystems verlagert. Die Bundesregierung plant unabhängig von einer Umsetzungspflicht durch die EU-Gesetzge-bung eine Stärkung von Energy Sharing. Dies zeigt sich im Entschließungsantrag4 des Bundes-tags zum EEG 2023: Er erteilt der Bundesregierung einen Prüfauftrag, um Vorschläge für die Einführung von Energy Sharing im Rahmen der nächsten Gesetzgebungsprozesse zu unterbrei-ten.\r\n3 Umsetzung von Energy Sharing in den Staaten der Europäischen Union\r\nIn zehn EU-Mitgliedstaaten war Energy Sharing gemäß einer Studie des Öko-Instituts und der Stiftung Umweltenergierecht im Auftrag des Umweltbundesamts5 aus dem Jahr 2023 bereits umgesetzt. In allen Ländern besteht dabei die Pflicht zur Erfüllung energiewirtschaftlicher Ko-ordinierungsanforderungen wie Marktkommunikation, Bilanzkreismanagement und Daseins-vorsorgepflichten.\r\nDie Mitglieder einer EE-Gemeinschaft müssen zwar gemäß der Vorgabe aus RED II und RED III „in der Nähe der Projekte“ angesiedelt sein – die Mitgliedstaaten haben bei der genauen Defi-nition aber einigen Spielraum. Eine Reihe von Mitgliedstaaten haben diese Nähe über die Netzebenen definiert, bspw. über eine Pflicht zum Anschluss an dasselbe Umspannwerk. Teil-weise werden als Grenze auch der Radius um die Erzeugungsanlage oder Verwaltungsgrenzen gewählt. Als zulässige Teilnehmende an einer EE-Gemeinschaft haben viele Mitgliedstaaten\r\n4 Entschließungsantrag der Fraktionen SPD, Bündnis90/Die Grünen und FDP zu den Gesetzentwürfen ‚Entwurf eines Gesetzes zu Sofortmaßnahmen für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien und weiteren Maßnahmen im Stromsektor – Drucksache 20/1630‘, ‚Entwurf eines Gesetzes zur Erhöhung und Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land – Drucksache 20/2355‘, ‚Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes – Drucksache 20/2354‘, download unter https://www.klimareporter.de/images/dokumente/2022/07/entschliessungsantrag.pdf.\r\n5 Umweltbundesamt (2023): Energy Sharing: Bestandsaufnahme und Strukturierung der deutschen Debatte unter Berücksichtigung des EU-Rechts. Kurzbericht im Auftrag des Umweltbundesamts, download unter https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikatio nen/06112023_46_2023_cc_energy_sharing.pdf.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 19\r\nnatürliche Personen, Kleinst-, kleine und mittlere Unternehmen, deren Beteiligung an der Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaft nicht ihre primäre Wirtschaftstätigkeit darstellt, sowie kommunale Einrichtungen festgelegt. Dies entspricht auch dem Maximum zulässiger Teilneh-menden aus der Festlegung in der RED II und III.\r\nDie Obergrenzen für die maximale Leistung der teilnahmeberechtigten Anlagen unterscheiden sich in den Staaten, die Energy Sharing bereits umgesetzt haben, erheblich. In den meisten Ländern dürfen auch Anlagen im Megawattbereich teilnehmen, andere haben gar keine Ober-grenze. Spanien deckelt die zulässige Leistung der einzelnen durch eine EE-Gemeinschaft be-triebenen Anlagen bei 100 kW.\r\nAuch die finanzielle Förderung für Energy Sharing innerhalb von EE-Gemeinschaften ist in den einzelnen EU-Staaten sehr unterschiedlich: Einige Mitgliedstaaten fördern EE-Gemeinschaften gar nicht. Andere fördern die EE-Gemeinschaften, aber nicht gesondert das Energy Sharing. Weitere Mitgliedstaaten, wie Italien, fördern speziell das Energy Sharing durch eine Prämie für die Energy Sharing-Strommengen. Teilweise wurde auch eine implizite Förderung über die Re-duzierung von Gebühren oder Netzentgelten eingeführt, beispielsweise in Österreich. Dieser Regelung liegt meist die Idee zugrunde, dass EE-Gemeinschaften für den von ihnen selbst pro-duzierten und verbrauchten Strom die höheren Netzebenen nicht beanspruchen und daher auch keine Gebühren für deren Nutzung bezahlen sollten. Dieser Entlastungseffekt höherer Netzebenen oder gar eine damit einhergehende Einsparung beim Netzausbaubedarf bestehen jedoch faktisch nicht. Die Studie „Potenziale und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Prosuming“ im Auftrag des BDEW ermittelte keine Einsparungen beim Ausbaubedarf des Stromnetzes. Es konnte lediglich ein gewisses Einsparpotenzial beim Bau von Direktleitungen zwischen EE-Anlagen und dem Netz der Öffentlichen Versorgung ermittelt werden. Dies kann sich ergeben, wenn größere EE-Anlagen zur Direktversorgung lokaler Stromkunden für die Überschusseinspeisung einen Netzanschluss mit geringerer Anschlussleistung benötigen als zur Volleinspeisung erforderlich wäre.\r\nAlle Umsetzungsbeispiele von Energy Sharing setzen auf die Nutzung intelligenter Messsys-teme. In vielen EU-Staaten ist der Smart Meter Roll-Out bereits vollständig oder weitestge-hend abgeschlossen. Meist erfolgt die Bilanzierung des Energy Sharing-Stroms im Viertelstun-dentakt, in einigen Ländern allerdings auch nur halbstündlich oder stündlich.\r\nEnergy Sharing soll zudem die Teilhabe an der Energiewende den bisher weniger partizipieren-den Menschen zugänglich machen. In den meisten Staaten wird dieses Ziel jedoch nicht ge-setzlich umgesetzt. Nur Spanien hat den vorrangigen Zugang vulnerabler Haushalte zur EE-Ge-meinschaft als Kriterium zum Erhalt von Fördergeldern festgelegt.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 19\r\nAm umfassendsten ist Energy Sharing derzeit in Österreich umgesetzt: Dort sind nach einer Schätzung der Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften in den letzten zwei Jahren ca. 450 EE-Gemeinschaften umgesetzt worden oder kurz vor der Gründung, mit grobgeschätzt durchschnittlich 70 Zählpunkten. Dies würde 31.500 Zählpunkten entsprechen. Sofern sämtli-che teilnehmende Zählpunkte dem Bereich privater Haushalte zuzuordnen wären, würden demnach 0,8 Prozent der österreichischen Haushalte am Energy Sharing teilnehmen – Ten-denz deutlich steigend.\r\n4 Herausforderungen einer umfassenden Umsetzung von Energy Sharing\r\n4.1 Finanzierung der Infrastruktur\r\nDen möglichen Vorteilen von Modellen lokaler Energieversorgung für Akzeptanz und das Aus-lösen von Investitionen stehen jedoch eine Reihe von Herausforderungen gegenüber: So un-terscheidet sich Energy Sharing von „Prosuming“ oder den Modellen für Mieterstrom und Ge-meinschaftliche Gebäudeversorgung dadurch, dass auch das Netz der öffentlichen Versorgung mit genutzt werden kann. Die europäischen Vorgaben verpflichten die Mitgliedstaaten zwar nicht zur Privilegierung der Sharing-Gemeinschaften beim Erheben von Abgaben und Umla-gen. Dies wurde aber in den Mitgliedstaaten, die Energy Sharing bisher umgesetzt haben, den-noch für verschiedene Sharing-Modelle eingeführt: So werden die in Österreich 2021 neu ein-geführten Sharing-Gemeinschaften bei der Erhebung von Netznutzungsentgelten erheblich privilegiert.\r\nAuch die bisher für die Umsetzung von Energy Sharing in Deutschland vorliegenden Vor-schläge sehen erhebliche implizite Fördertatbestände vor: Eine Berechnung des Instituts für Ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW) beziffert den impliziten Förderbedarf pro Kilowatt-stunde (kWh) Strom im Vorschlag des Bündnisses Bürgerenergie für ein Sharing-Modell6 mit 7,84 ct/kWh (IÖW 2022: S. 64)7. Hinzu kommt ein weiterer direkter Förderbedarf für eine\r\n6 Bündnis Bürgerenergie (2021): Eckpunkte eines Energy Sharing Modells. Positionspapier des Bündnisses Bürgerenergie, download unter https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/down loads/Positionspapiere/Eckpunkte_eines_Energy_Sharing_Modells_Positionspapier_BBEn.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\n7 Institut für Ökologische Wirtschaftsforschung (2022): Energy Sharing: Eine Potenzialanalyse. Gutachten im Auftrag des Bündnisses für Bürgerenergie. Download unter\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 19\r\nerfolgreiche Einführung von Energy Sharing. Diesen beziffert eine Studie von Energy Brainpool im Auftrag des Bündnisses Bürgerenergie für Windenergieanlagen an Land mit 2,8 ct/kWh und für Photovoltaik mit 4,9 ct/kWh8. Würde das durch das IÖW ermittelte Potenzial für Energy Sharing in Deutschland tatsächlich gehoben, so entstünden hierdurch zusätzliche Förderkos-ten in Höhe von gut 2,2 Mrd. Euro durch die in der Energy-Brainpool-Studie ermittelten erfor-derlichen zusätzlichen Zahlungen und Stromnebenkostenreduzierungen (IÖW 2021: S. 71).\r\nDa sich die Kosten für Bau und Unterhalt des Stromnetzes der öffentlichen Versorgung fast ausschließlich aus der installierten Leistung ergeben, spart das Energy Sharing keine Infra-strukturkosten. Auch eine verbesserte lokale Koordination von Erzeugung und Verbrauch spart keinen Netzausbau, kann aber bei besserer Hebung von Flexibilitätsoptionen die Abrege-lung von EE-Anlagen verringern und so einen positiven Beitrag zur Verringerung von Redis-patch-Kosten leisten. Sofern der verringerte Beitrag zur Finanzierung der Netzinfrastruktur durch eine Wälzung auf die nicht privilegierten Netzentgeltzahler finanziert würde und nicht über eine andere Gegenfinanzierung, wie bspw. durch den KTF, würde er die Stromkosten für diese – bei Hebung des gesamten Sharing-Potenzials stark schrumpfende – Gruppe steigern. Hinzu kommt, dass Energy Sharing zwar gemäß den Regelungen auf europäischer Ebene als Konzept gilt, um die Teilhabe an der Energiewende den bisher nicht berücksichtigten Men-schen zugänglich zu machen. In den meisten Staaten wird dies jedoch offenbar nicht adres-siert: Nur vier von zehn im UBA-Bericht zu Energy Sharing betrachteten Staaten adressieren diese Aufgabe in ihrer nationalen Gesetzgebung und auch nur vage formuliert. Lediglich in Spanien müssen EE-Gemeinschaften verpflichtend vulnerable Haushalte unterstützen (Um-weltbundesamt 2023: S. 32). Daher ist eine Förderung von EE-Gemeinschaften durch eine teil-weise Befreiung von Umlagen und Netzentgelten nicht sachgerecht. Aus Sicht des BDEW sollte Energy Sharing keine zusätzliche Förderung erhalten. Wird Energy Sharing zusätzlich zum re-gulären Förderrahmen für den Ausbau Erneuerbarer Energien gefördert, so sollte dies durch direkte Prämienzahlungen nach dem EEG erfolgen, damit Förderhöhen transparent sind und – z.B. aufgrund regional stark unterschiedlicher Netzentgelte – nicht unterschiedlich hoch.\r\nhttps://www.ioew.de/fileadmin/user_upload/BILDER_und_Downloaddateien/Publikatio nen/2022/Energy_Sharing_Eine_Potenzialanalyse_1.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\n8 Energy Brainpool (2023): Höhe einer Energy Sharing Prämie. Kostenbasierte Ermittlung einer Prämienhöhe für Wind- und Solaranlagen im Energy Sharing. Gutachten im Auftrag des Bündnisses Bürgerenergie, download unter https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/2023-07-04_Studie_Energy-Sharing- Praemie.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 19\r\nDie Bundesnetzagentur (BNetzA) sollte in ihrer laufenden Überarbeitung der Netzentgeltsyste-matik zudem den Zuwachs an lokalen Versorgungsmodellen wie Mieterstrom, gemeinschaftli-che Gebäudeversorgung, Prosuming und Energy Sharing berücksichtigen. Durch den Zuwachs an lokalen Versorgungsmodellen kann es dazu kommen, dass sich die aus dem Netz entnom-mene Strommenge immer stärker reduziert und damit ebenfalls die Kilowattstunden, auf die ein Arbeitspreis erhoben werden kann. Der Nenner zur Finanzierung der Infrastrukturkosten würde sich also verringern.\r\nEine Herausforderung, die bereits durch den deutlichen Trend zu Eigenversorgung und den neuen dezentralen Versorgungsmodellen wie der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung be-steht, geht auch mit Energy-Sharing einher: Die Prognose der Reststrom-Liefermenge wird er-schwert und die Liefermengen an sich schrumpfen durch den wachsenden Anteil von Kunden, die sich teilweise selbst aus ihren Erzeugungsanlagen versorgen, dabei aber keineswegs autark sind. Dadurch wird die Beschaffung für die Vertriebe sowie die Prognose erschwert und insge-samt verteuert. Stromkunden, die keines der neuen dezentralen Selbstversorgungsmodelle nutzen können, sind also steigenden Stromkosten ausgesetzt, weil ihre Grundversorger insge-samt immer weniger Kunden komplett versorgen, ihre Kosten aber nicht sinken.\r\n4.2 Flexibilitäten\r\nDurch den §14a EnWG sind Betreibende steuerbarer Anlagen wie Ladesäulen, Wärmepumpen oder Speicher seit Anfang 2024 dazu verpflichtet, Verteilnetzbetreibern lastseitige Flexibilität zur Verfügung zu stellen. Gleichzeitig streben die lokalen Versorgungsmodelle einen möglichst hohen Anteil an betriebswirtschaftlich attraktiver Eigenversorgung an. Bei einer Umsetzung des gesetzlichen Rahmens aus der Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign kommt es hinsichtlich der Erschließung von Flexibilitäten durch Energy Sharing darauf an, ob die Energy-Sharing-Gemeinschaften tatsächlich über das Verteilnetz physikalisch gemeinsam den in den EE-Anlagen erzeugten Strom verbrauchen oder ob dieser gemeinsame Verbrauch nur virtuell verrechnet wird. Ein physikalisch gemeinsamer Verbrauch würde die Sicherstellung einer aus-reichenden Netzkapazität zwischen den in die Sharing-Gemeinschaft einbezogenen EE-Anla-gen und Stromnutzenden sowie eine genaue Messung der Stromflüsse erfordern. Bei einer nur virtuellen Verbindung der EE-Anlagen an verschiedenen Orten im Verteilnetz werden hin-gegen nur die Erzeugung aller involvierten EE-Anlagen und der Verbrauch der Mitglieder der Sharing-Gemeinschaft viertelstundenscharf gemessen und zeitgleich erzeugte und ver-brauchte Mengen als „geteilte Energie“ definiert. Dann hätten die Sharing-Gemeinschaften einen Anreiz, sich betriebswirtschaftlich hinsichtlich möglichst geringer Verteilnetzkosten zu optimieren. Dies würde zu einer möglichst großen Einspeicherung innerhalb der Sharing-\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 19\r\nGemeinschaft führen, um Netzkosten zu minimieren – zumindest sofern die Sharing-Gemein-schaften auch dann privilegiert werden, wenn sie durch die Fahrweise ihrer Speicher keine Netzdienlichkeit gewährleisten. Entsprechend würden also auch die Flexibilitäten zur wirt-schaftlichen Optimierung innerhalb der Sharing-Gemeinschaft genutzt. Zusätzlich kann die Sharing-Gemeinschaft ihre Speicher in Zeiten hohen Dargebots im Netz der Allgemeinen Ver-sorgung mit günstigem Strom aus dem Markt füllen. Dieser Anreiz besteht jedoch für jede Stromanwendung mit Speicher. Ein nur virtuelles Energy Sharing und Flexibilitäten stehen also derzeit in keinem energiewirtschaftlichen Zusammenhang, sondern existieren unabhängig voneinander. Es macht beim geografischen Zuschnitt der EE-Gemeinschaften aus Sicht des BDEW dennoch Sinn die Topologie des Verteilnetzes zugrunde zu legen, um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusammenhang mit den Erneuer-bare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetzbetreibers sicherzustellen. Jede Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaft sollte bezüglich der Lange der von ihr betriebenen Anlagen und der in der Gemeinschaft organisierten Stromverbraucher also auf das Gebiet eines Ver-teilnetzbetreibers begrenzt sein.\r\nFlexibilitäten in Form systemdienlichen Verhaltens oder einer Orientierung von Eigenver-brauch oder Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung am aktuellen Stromdargebot und der Nachfrage werden in der aktuellen Regulatorik nicht angereizt. Stattdessen werden Eigenversorger immer versuchen, einen möglichst hohen Eigenverbrauchsanteil zu erzielen, um möglichst viele Abgaben und Umlagen einzusparen. Daher können die Flexibilitäten von den Nutzern der lokalen Versorgungsmodelle auch nicht nach einem einheitlichen System zur Verfügung gestellt werden, obwohl die Regelenergiemärkte diese Kapazitäten aufnehmen könnten.\r\nEs existieren lediglich flexible Tarife, die nach dem Einbau eines intelligenten Messystems (iMSys) im Hintergrund systematisch Flexibilitäten zulassen. Diese Tarife müssen gemäß § 41a EnWG flächendeckend durch die Versorger angeboten werden. Allerdings verlagern sie auch die Preisrisiken auf den Endkunden, weshalb sie derzeit nur in Ausnahmefällen attraktiv sind. Das Potenzial zur Erschließung von Flexibilitäten durch dynamische Stromtarife ist theoretisch hoch – allerdings ist es in der Realität schwierig dieses Potenzial auch zu erschließen. Zusätz-lich sind bei einem Massenmarkt ggf. auftretende problematische Phänomene zu beobachten und zu prüfen: So können Verbrauchssprünge und damit einher gehend Preissprünge an der Börse auftreten, wenn alle Nutzer eines flexiblen Tarifs bei niedrigem Börsenpreis sofort Strom ziehen oder ggf. unerwünschte Wechselwirkungen mit dem Netzbedarf an Flexibilität auftreten. Bisher liegen keine validen Aussagen zu diesen möglichen Phänomenen vor. Auf-grund der Regelung nach §51 EEG und analoger Regelung im KWKG würden gleichzeitig auch Erzeuger bei negativen Preisen abregeln. In Summe können durch diese Effekte enorme\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 19\r\nGradienten entstehen, deren Beherrschung eine Herausforderung darstellen dürfte. Flexibili-tätsgeschäftsmodelle befinden sich jedoch teilweise schon im Aufbau und werden in den kom-menden Jahren Realität werden. Ein Flexibilitätsaggregator könnte zukünftig beispielsweise Flexibilität und Energy-Sharing systemdienlich miteinander verbinden.\r\nNach aktuellem Stand käme es bei einer Ausweitung der Nutzung der neuen lokalen Direktver-brauchsmodelle und einer Erweiterung um Energy Sharing-Modelle möglicherweise sogar zu einer Zunahme notwendiger Abregelungen durch Netzbetreiber, da mögliche Flexibilitäten im Redispatch-Prozess für Verteilnetzbetreiber nicht systematisch sichtbar würden und dement-sprechend nicht erschlossen werden könnten. Zudem könnten die lokalen Selbstversorgungs-modelle in ländlichen Regionen mit geringen Stromverbräuchen, hohen SLP-Kundenanteilen und hoher PV-Durchdringung zu einer verstärkten Überschusseinspeisung an Solarstrom in den Mittagsstunden führen, wenn der dezentrale Zubau von Erzeugungsanlagen nicht gleich-zeitig mit dem Ausbau flexibel steuerbarer Verbrauchs- oder Speicheranlagen sowie regulato-rischen Anreizen zu systemdienlichem Verhalten einherginge. Dann wären durch die erhöhte regionale Erzeugung und den höheren Verbrauch sogar negative Auswirkungen auf die Netz-stabilität und damit ein höherer Netzausbaubedarf die Folge. Und dies, obwohl alle in einer Studie im Auftrag des BDEW untersuchten lokalen Anwendungsfälle hohes Potenzial für Flexi-bilitäten zeigten.9\r\nBei einer starken Ausweitung von Energy Sharing werden die Flexibilitätspotenziale für das Stromnetz wie auch den Flexibilitätsmarkt insofern reduziert, als die Teilnehmenden an den Sharing-Modellen ihre Flexibilitätspotenziale untereinander nutzen, um ihren Eigenverbrauch zu optimieren. Insbesondere würde ein derartiges Verhalten kontraproduktiv zu den aktuellen Bemühungen zur Reduzierung der Redispatchkosten durch die Bildung von Netzclustern wir-ken. Es wäre auch möglich, dass die wirtschaftlichen Vorteile durch die Regelungen gemäß § 14 a und 14 c EnWG und marktliche Flexibilitätsnachfragen über Aggregatoren gebündelt so attraktiv sind, dass dadurch das Energy Sharing wirtschaftlich unattraktiv wird.\r\n9 Energy Brainpool und Fraunhofer ISE (2022): „Potenziale und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Prosuming“, Studie im Auftrag des BDEWhttps://www.bdew.de/media/documents/1000_Prosuming-Stu die.pdf\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 19\r\n4.3 Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing\r\nGemäß dem Ergebnis der Trilog-Verhandlungen zu Art. 15a der Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign soll auch der Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing ermöglicht werden, sofern die Mitgliedstaaten dies beschließen. Die bisher in der Diskussion vorliegenden Vorschläge zur Ausgestaltung von Energy Sharing sehen alle eine direkte oder indirekte finanzielle Förderung der Sharing-Gemeinschaften vor. Würden neue Gruppen für die Teilnahme am Energy Sharing zugelassen, so stiegen die Förderkosten noch erheblich an. Der Gesetzgeber sollte daher aus Sicht des BDEW von seinem nach aktuellen Verhandlungs-stand vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privilegien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. Zudem ist im Lichte der möglichen Auswei-tung von Privilegien besonders darauf zu achten, dass auch die Sharing-Gemeinschaften einen kostendeckenden Beitrag zur Finanzierung der Infrastruktur leisten und den energiewirt-schaftlichen Pflichten nachkommen.\r\n5 Chancen des Energy Sharing\r\nWie oben angeführt, kann Energy Sharing nicht als umfassende Lösung für den Ausbau Erneu-erbarer Energien und der Bereitstellung von Flexibilität auf Verteilnetzebene gesehen werden. Vielmehr ist Energy Sharing als sinnvolle Alternative zu bestehenden Fördermodellen einzu-ordnen. Mit dem Modell werden insbesondere hohe Erwartungen an eine verbesserte Ener-giewende-Akzeptanz geknüpft. Von Energy Sharing können vor allem Bevölkerungsgruppen monetär profitieren, die beispielsweise keinen Immobilieneigentum haben oder vor einer ho-hen Investition zurückschrecken. Gleichzeitig bietet Energy Sharing Verbraucherinnen und Verbrauchern die Möglichkeit, sich gegen starke Preisschwankungen abzusichern. Neben mo-netären Aspekten ist durch Energy Sharing ein stärkeres Auseinandersetzen mit der Energie-wende zu erwarten, das sich akzeptanzsteigernd auf weitere Maßnahmen im Rahmen der Energiewende auswirken kann.\r\n6 Handlungsempfehlungen des BDEW zur Ausgestaltung von Energy Sharing\r\n1. Energy Sharing ermöglicht es Bürgerinnen und Bürgern und möglicherweise auch Un-ternehmen von niedrigeren Strompreisen über Erneuerbare-Energien-Anlagen „vor der eigenen Haustür“ zu profitieren. Damit kann das Modell neben der direkten Bürgerbe-teiligung und der kommunalen Betreuung ein Instrument für die Akzeptanz in der Ener-giewende werden. Der BDEW erkennt an, dass es einen breiten Wunsch der Bürger zur\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 19\r\naktiven Teilhabe an der Energiewende gibt.10 Nur wenn die Bürgerinnen und Bürger mitgenommen werden, kann die Akzeptanz für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in dem Maße erhöht werden, wie er für die Realisierung der Energiewende notwendig ist.\r\n2. Daher sollten Modelle ermöglicht werden, die die privaten Stromverbraucher auch zu Stromerzeugern machen. Um insbesondere auch Bürgerinnen und Bürgern ohne eigene Immobilie eine Teilhabe an der Energiewende zu ermöglichen, ist Energy Sharing eine gute Möglichkeit. Bei der Ausgestaltung der Rahmenbedingungen ist jedoch darauf zu achten, dass die Sharing-Gemeinschaften, die gemeinsam Energie erzeugen und ver-brauchen, auch tatsächlich zu einem effizienten Ausbau der Erneuerbaren Energien bei-tragen und nicht lediglich eine Umwidmung bereits bestehender Erneuerbaren-Anlagen vornimmt. In jedem Fall sollte gewährleistet sein, dass die durch eine mögliche Förde-rung erzielbaren volkswirtschaftlichen Vorteile größer als die eingesetzten Fördermittel sind.\r\n3. Die zulässige Leistungsgrenze für Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Energy Sharing-Gemeinschaft sollte nicht zu niedrig gewählt werden, um die Anwendung von Energy Sharing nicht von vorneherein zu behindern. Die Deckelung auf 100 kW wie in Spanien erscheint hier zu gering. Sinnvoll scheint aus Sicht des BDEW die Zulässigkeit von EE-An-lagen mit einer installierten Leistung von bis zu 500 kW.\r\n4. Perspektivisch kann es auch sinnvoll sein, das in energiewirtschaftliche Prozesse inte-grierte Mieterstrommodell durch Möglichkeiten zum Energy Sharing zu erweitern. Dadurch würde der erzeugte Strom für weitere aktive Kunden in der Umgebung nutz-bar. Zudem würde dies die Wirtschaftlichkeit der Vor-Ort-Erzeugung und -Stromnut-zung erhöhen und nach Ablauf der Einspeisevergütung könnten PV-Anlagen wirtschaft-lich weiter betrieben werden.\r\n5. Der BDEW sieht eine zusätzliche Förderung von Energy Sharing nicht als angemessen an. Sollte der Gesetzgeber trotz entstehender zusätzlicher Kosten eine Förderung für Energy Sharing einführen, sollten die Förderkosten transparent und eine auskömmliche Förderhöhe ohne Überförderung festgelegt werden. Wenn überhaupt eine finanzielle Förderung von Energy Sharing eingeführt wird, sollte aus Sicht des BDEW immer eine\r\n10 Vgl. beispielsweise Agentur Erneuerbare Energien (2023): Renews spezial: Die Energiewende in Kommunen, download unter https://www.unendlich-viel-energie.de/mediathek/publikationen/renews-spezial-die-ener giewende-in-kommunen.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 19\r\nFörderung in Form einer Direktzahlung nach EEG gewählt werden, aber keine impliziten Fördervarianten, z.B. durch Befreiung von Umlagen und Abgaben. Andere Fördervarian-ten wie Begünstigungen bei Umlagen und Netzentgelten sind hingegen nicht sachge-recht, z.B. weil Energy Sharing als solches keine Netzkosten einspart und weil die Netz-entgelte regional sehr unterschiedlich sind. Außerdem sind jährliche Nachweisführun-gen und Prüfaufwände durch Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften beim Netzbetreiber im Rahmen der EEG-Jahresabrechnung unbedingt zu vermeiden, da die bereits beste-henden Sondersachverhalte mit ihrem jährlichen Prüfaufwand für die Anschlussnetzbe-treiber kaum noch umsetzbar sind: So ist durch die Netzbetreiber nur mit hohem Auf-wand zu prüfen, ob alle Fördervoraussetzungen vertraglich erfüllt wurden – bspw. der Zugang für vulnerable Personengruppen. Sollten solche Voraussetzungen kommen, dann müsste die Prüfung der Fördervoraussetzungen durch eine Behörde erfolgen.\r\n6. Die Abwicklung von Energy Sharing Modellen darf nicht nur neu zu gründenden Erneu-erbare-Energien-Gemeinschaften offenstehen. Stattdessen muss es auch bereits beste-henden Unternehmen der Energiewirtschaft ermöglicht werden, den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften Energy-Sharing-Modelle anzubieten. Können professionelle Energieversorger nicht als Komplett-Dienstleister für Erneuerbare Energien-Gemein-schaften fungieren, sind nur schwer wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle aufzu-setzen. Zudem muss die Bedeutung von „nicht-kommerziell“ in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 genau definiert werden. Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften müssen energiewirt-schaftliche Pflichten ebenso erfüllen wie lokale Grundversorger. Hierzu gehören die Ge-währleistung der freien Lieferantenwahl, kurze Kündigungsfristen bei einem Lieferan-tenwechsel und eine regelmäßige Rechnungsstellung an die Stromverbrauchenden. Ge-nerell kann eine Flexibilisierung der Last zur schlechteren Prognostizierbarkeit dieser führen. Es sind daher Maßnahmen vorzusehen, die einer Verschlechterung der Bilanz-kreis-Prognosen durch Energy Sharing und dem damit verbundenen Mehrbedarf an Re-gelenergie entgegenwirken.\r\n7. Energy Sharing reiht sich in eine Reihe von Modellen zur lokalen Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien ein. Hierzu gehören Prosuming und seine Ausgestal-tungen als Mieterstrom oder das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung im Solarpaket I, außerdem künftig auch Energy Sharing. Diese Modelle brauchen eine möglichst einheitliche Marktkommunikation (MaKo), um nicht für jedes Modell eine se-parate Marktkommunikation erarbeiten zu müssen. Diese Marktkommunikation muss die in Punkt 3 aufgeführten Versorgerpflichten abdecken. Sie muss auch Regelungen für die Bilanzierung enthalten. Ansonsten würde bei den Unternehmen der Energiewirt-schaft, die diese Modelle dann umsetzen oder in ihre Prozesse integrieren müssen –\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 19\r\nbspw. Verteilnetzbetreiber und Vertriebe – ein hoher Aufwand sowie IT-Kosten entste-hen. Dies ist umso wichtiger als die neue Richtlinie zum Europäischen Strommarktde-sign die Mitgliedstaaten verpflichtet, die entsprechende IT-Infrastruktur zur Umsetzung von Energy Sharing bereit zu stellen. Die Bereitstellung der IT-Infrastruktur für sämtli-che Modelle lokaler Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien sollte aus Sicht des BDEW der BNetzA oder einem von ihr beauftragten Unternehmen obliegen. Das Ziel muss eine für alle Akteure zugängliche und bundesweite IT-Plattform sein, um den marktkommunikativen Anforderungen gerecht zu werden und standardisierte Ge-schäftsmodelle zu ermöglichen. Ein Beispiel für eine gelungene Umsetzung ist die zent-rale Plattform für Energy Sharing in Österreich.\r\n8. Außerdem müssen die neuen Marktkommunikationsregeln gut an bereits bestehende Mako-Standards angepasst werden. Die Marktkommunikation für die lokalen Versor-gungsmodelle sollte durch die Unternehmen der Energiewirtschaft, z.B. im BDEW, erar-beitet werden, ehe sie durch die BNetzA festgelegt wird, um hier zu einer sachgerech-ten Ausgestaltung zu kommen. Nur so sind Skaleneffekte und damit die Umsetzung von Energy Sharing in wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle möglich.\r\n9. Bei entsprechender Ausgestaltung kann das Energy Sharing dem Gesamtsystem Flexibi-litäten zur Verfügung stellen. Der derzeitige regulatorische Rahmen schöpft die Mög-lichkeiten, nutzerseitig Flexibilitäten für Verteilnetzbetreiber zur Verfügung zu stellen, allerdings noch nicht aus. Hier bedarf es, neben den BNetzA-Festlegungen auf Basis des § 14a EnWG, der zukünftigen Ausgestaltung einer marktlichen Flexibilitätsbereitstellung für Verteilnetzbetreiber in der Niederspannung in § 14c EnWG als Ergänzung zum regu-latorischen Redispatch für Übertragungsnetzbetreiber.\r\n10. Durch das Recht zum Zusammenschluss zu Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften mit einem nur virtuellen Eigenverbrauch über weite Strecken bestünde die Gefahr, dass durch Energy Sharing aktuelle und künftige Netzengpässe zusätzlich verschärft werden. Der BDEW schlägt daher eine nicht zu große zulässige Ausdehnung der Erneuerbare Energien-Gemeinschaften anhand netztopologischer Grenzen vor. Es mach auch admi-nistrativ Sinn die Gebietsgrenzen eines Verteilnetzbetreibers zugrunde zu legen, um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusammenhang mit den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetzbetreibers sicherzustellen. Auswirkungen auf das System wie bspw. Verbrauchssprünge sollten eingehend analysiert und bei Bedarf entsprechende Instrumente zur Handhabung die-ser Effekte geschaffen werden.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 19\r\n11. Bei gesetzlicher Umsetzung des Energy Sharing müssen Rechte und Pflichten der Sha-ring Gemeinschaft klar festgelegt werden, um die neu entstehende Komplexität nicht auf Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Reststromlieferanten zu übertragen.\r\n12. Der Gesetzgeber sollte aus Sicht des BDEW von seinem in Art. 15a der Europäischen Strommarktdesign-Richtlinie derzeit vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privilegien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. An-sonsten werden Förderkosten noch erheblich ansteigen, zumal bisher in den EU-Mit-gliedstaaten nur Modelle von Energy Sharing umgesetzt wurden, die eine finanzielle Förderung erhalten. Zudem ist besonders darauf zu achten, dass auch die Sharing-Ge-meinschaften einen kostendeckenden Beitrag zur Finanzierung der Infrastruktur leisten und den energiewirtschaftlichen Pflichten nachkommen.\r\n"},"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"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Juli 2024\r\nFakten und Argumente\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG bei De-minimis-Unter-nehmen\r\nAuswirkungen, Umsetzungsstand und Handlungsempfehlungen\r\nVersion: 1.0\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Entflechtung des Betriebs von öffentlich zugänglichen Ladepunkten nach § 7c EnWG .................................................................................................... 3\r\n2 Wer ist der Elektrizitätsverteilernetzbetreiber? .......................................... 4\r\n3 Sanktionen beim Verstoß gegen die Entflechtungsvorgaben ....................... 5\r\n4 Auswirkung auf Förderungen ..................................................................... 5\r\n5 Umfrage unter den KMU im BDEW: Fakten zu den Auswirkungen von § 7c Abs. 1 EnWG .............................................................................................. 6\r\n6 Politische Handlungsoptionen .................................................................. 11\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Entflechtung des Betriebs von öffentlich zugänglichen Ladepunkten nach § 7c EnWG\r\nNach § 7c EnWG dürfen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen weder Eigentümer von La-depunkten für Elektromobile sein noch diese Ladepunkte entwickeln, verwalten oder betrei-ben. Von diesem Grundsatz gibt es zwei Ausnahmen:\r\n1. Das Verbot gilt nicht für private Ladepunkte für Elektromobile, die für den Eigenge-brauch des Betreibers von Elektrizitätsverteilernetzen bestimmt sind. Diese Ausnahme ist weit zu verstehen. Auch das Laden für Mitarbeiter und gemeinsame Ladeflotten fal-len unter Eigengebrauch.\r\n2. In ihrem Netzgebiet können Netzbetreiber in Fällen regionalen Marktversagens das Eigentum an Ladepunkten für Elektromobile halten, sie entwickeln, zu verwalten oder zu betreiben, wenn die Bundesnetzagentur auf der Grundlage einer (noch zu erlassen-den) Rechtsverordnung ihre Genehmigung dazu erteilt hat. Das Marktversagen muss nach Durchführung eines offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Aus-schreibungsverfahrens durch eine kommunale Gebietskörperschaft festgestellt wor-den sein.\r\nNicht verboten sind das Errichten und der technische Service für Ladepunkte oder auch sons-tige Serviceleistungen, solange sie nicht eine dem Betreiben gleiche Qualität erreichen. Die wirtschaftliche Verantwortung und Entscheidungshoheit dürfen also nicht beim Netzbetreiber liegen.\r\nFür De-minimis-Unternehmen mit weniger als 100.000 angeschlossenen Kunden ist die Rege-lung des § 7c EnWG für bestehende Ladepunkte bis zum 1. Januar 2025 umzusetzen (§ 118 Abs. 34 EnWG).\r\nDie Regelung in § 7c EnWG setzt die Binnenmarktrichtlinie Strom um und wurde im Juli 2021 mit einer Anpassung in 2023 in Umsetzung der Richtlinie beschlossen. Die Richtlinie zielt da-rauf ab, die Tätigkeiten des Netzbetreibers auf Netzbetreibertätigkeiten zu begrenzen. Zum einen sollen die wettbewerblich tätigen Unternehmen Tätigkeitsfelder behalten, die auch Ser-viceleistungen für den Netzbetreiber betreffen und außerdem soll der Netzbetrieb nicht durch weitreichende und ggf. riskante Geschäftsfelder beeinträchtigt werden.\r\nVor diesem Hintergrund sind der Artikel 33 der Richtlinie gemeinsam mit dem generellen Ver-bot des Betriebs von Speichern durch den Netzbetreiber in Artikel 36 und dem Gebot für den Netzbetreiber, sich auf Netzbetreiberaktivitäten zu beschränken (Artikel 31 Absatz 10) zu se-hen. Dabei geht die Richtlinie von dem Grundsatz der rechtlichen und organisatorischen Ent-flechtung der Verteilernetzbetreiber aus. Der Netzbetreiber ist danach eine vom Vertrieb ge-trennte Gesellschaft. Für die große Mehrzahl der Unternehmen in Deutschland trifft dies aber\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\nnicht zu. Es handelt sich um sogenannte De-minimis-Unternehmen (Unternehmen mit weni-ger als 100.000 Kunden), die Netz und Vertrieb in einer Gesellschaft betreiben und auch orga-nisatorisch keine Maßnahmen zur Trennung ergreifen müssen. In Deutschland gibt es ca. 80 Verteilernetzbetreiber, die rechtlich und organisatorisch entflechten müssen und die ganz überwiegende Anzahl der Endkunden in Deutschland versorgen. Weitere Unternehmen haben auch ohne rechtliche Verpflichtung eine Netzgesellschaft ausgegründet.\r\nAuf europäischer Ebene hatte sich das BMWK für eine Ausnahmeregelung für De-Minimis-Un-ternehmen eingesetzt. Auch der BDEW hatte im Vorfeld im Rahmen der Konsultationen aus-drücklich auf diesen Sachverhalt hingewiesen. Auch nach Inkrafttreten der Richtlinie hat das BMWK im Rahmen der Umsetzung diesen Punkt bei der Kommission angesprochen, um eine praktikable Lösung zu erreichen. Die Kommission hat jedoch ausdrücklich darauf verwiesen, dass gesetzlich keine De-minimis Regelung vorgesehen sei und sie deshalb auch nicht in das EnWG aufgenommen werden dürfe. Aus rechtlicher Sicht ist das Ergebnis zwar folgerichtig, im praktischen Ergebnis aber paradox: De-minimis-Unternehmen dürfen zwar Energie liefern (was den Kern der Entflechtung ausmacht), aber keine Ladepunkte errichten.\r\n2 Wer ist der Elektrizitätsverteilernetzbetreiber?\r\nDer Netzbetreiber kann die Gesellschaft, die ein Netz betreibt, sein; sie kann aber auch die Or-ganisationseinheit innerhalb einer Gesellschaft sein, die für den Netzbetrieb zuständig ist. Nach § 3 Nr. 2 EnWG sind Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen natürliche oder juristi-sche Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversor-gungsunternehmens, die Betreiber von Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzen sind.\r\nDie Kommission, die BNetzA und verschiedene Förderbehörden legen den Begriff aber gesell-schaftsrechtlich aus. Netzbetreiber ist die Gesellschaft, die das Netz betreibt und nicht nur die Organisationseinheit. Rechtlich gesehen ist beides richtig.\r\nBDEW und VKU haben bisher aus rechtlicher Sicht immer vertreten: Wenn der Ladepunktbe-trieb nicht der Organisationseinheit „Netz“ zugeordnet ist, betreibt auch nicht der Netzbetrei-ber den Ladepunkt, sondern der Vertrieb oder jedenfalls die Restorganisation. Denn Netzbe-treiber ist nach § 3 Nr. 2 EnWG auch die Organisationseinheit. Danach wäre es also möglich, Ladepunkte außerhalb der Organisationseinheit Netz in einem De-minimis-Unternehmen zu betreiben. Diese rechtliche Auslegung ist aber umstritten.\r\nEs zeichnet sich ab, dass diese Argumentation sich nicht durchsetzen wird. Sowohl die BNetzA als auch einige Landesregulierungsbehörden und für die Förderbescheide zuständige Landes- und Bundesbehörden haben sich wie die Wirtschaftsprüfer bereits anders aufgestellt und be-fürworten die gesellschaftsrechtliche Auslegung.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nAuch die nochmalige Verlängerung der ursprünglichen Übergangsfrist von fast 1,5 Jahren um ein Jahr in 2023 (§ 118 Abs. 34 EnWG) mit der Begründung, dass die Umsetzung des § 7c für De-minimis-Unternehmen technisch komplexer sei, spricht gegen die bisherige Verbände-Aus-legung.\r\n3 Sanktionen beim Verstoß gegen die Entflechtungsvorgaben\r\nDie Entflechtungsvorschriften sind gestaltender Natur. Gegebenenfalls muss das Unterneh-men seine Struktur ändern und wie im vorliegenden Fall einen bestimmten Geschäftszweig ausgliedern. Deswegen sind die Entflechtungsvorschriften nicht von sich aus vollziehbar, wie andere Vorschriften im EnWG. Ein Verstoß ist nicht direkt eine bußgeldbewährte Ordnungs-widrigkeit. Zunächst bedürfte es einer vollziehbaren Anordnung der zuständigen Behörde (BNetzA oder Landesregulierungsbehörde). Die Anordnung wäre nicht wie bei anderen The-men von sich aus vollziehbar, die Beschwerde hätte aufschiebende Wirkung. Ist eine Be-schwerde eingelegt, wird die Vollziehbarkeit erst anzunehmen sein, wenn die gerichtliche Aus-einandersetzung mit einem Erfolg für die Behörde endet. Erst dann könnten sich Vollzugsmaß-nahmen anschließen.\r\nAnders stellt sich dies allerdings bei der Nichtumsetzung der rechnungsmäßigen Entflechtung nach § 6b EnWG dar: Die Folge könnte hier ein eingeschränkter Prüfvermerk sein, der u.a. zu einer Absenkung der Kreditwürdigkeit führen kann.\r\nIm Kontext einer Förderung ist nicht die Behörde in der Pflicht etwas nachzuweisen, sondern der Antragsteller muss die Ablehnung wegen Nichteinhaltung der Entflechtungsvorgaben fürchten und müsste im Zweifel gegen die Ablehnung vorgehen.\r\n4 Auswirkung auf Förderungen\r\nSollen weiter Fördergelder in Anspruch genommen werden, wird die vollzogene Entflechtung eine Rolle spielen. Auf Landesebene enthalten einige Förderbescheide, die Vorgabe, dass das Eigentum an der Ladeinfrastruktur über die Laufzeit – meist 8, manchmal wohl auch 6 Jahre – nicht an Dritte übertragen werden darf. Erfolgt trotzdem eine Eigentumsübertragung, kann die Fördersumme zurückverlangt werden. Sollten die für die Förderung zuständigen Behörden dies umsetzen, obwohl die Übertragung ausschließlich aufgrund der gesetzlichen Vorgaben erfolgt, sollte dies adressiert werden. Auf Bundesebene scheinen diese Einschränkungen eher selten zu sein.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\n5 Umfrage unter den KMU im BDEW: Fakten zu den Auswirkungen von § 7c Abs. 1 EnWG\r\nLaut BDEW-Elektromobilitätsmonitor war das Jahr 2023 erneut ein Rekordjahr beim Ausbau öffentlicher Ladesäulen. Insgesamt wurden 32.733 öffentliche Ladepunkte mit 1,5 GW Ladel-eistung zugebaut, auf insgesamt 118.163 Ladepunkte mit 5,4 GW zum 1.1.2024. Das ist ein Plus von knapp 40 Prozent bei den Ladepunkten und 45 Prozent bei der installierten Ladeleis-tung. Zu den vielen Unternehmen, die sich beim Ausbau der Ladeinfrastruktur engagieren, ge-hören die Stadtwerke und KMU. Über 500 davon betreiben öffentliche Ladepunkte in ihren Regionen und sorgen damit für eine Ladesäulenabdeckung auch im ländlichen Raum. Anfang Januar 2024 gab es in 5.594 Kommunen mindestens einen öffentlichen Ladepunkt, das ent-spricht 52 % aller Kommunen. 93 % der Bevölkerung leben dabei in einer Kommune mit min-destens einem öffentlichen Ladepunkt.\r\nUm einen Überblick zu bekommen, wie insbesondere die De-minimis-Unternehmen mit den Vorschriften des § 7c EnWG umgehen, hat der BDEW im Mai 2024 eine Umfrage unter den kleinen und mittleren Mitgliedsunternehmen (den KMU im BDEW) durchgeführt. An der Um-frage nahmen 168 De-minimis-Unternehmen teil, von denen die überwiegende Mehrheit (93 %) Vertrieb und Netze in einer Gesellschaft betreiben. Von diesen Unternehmen betrei-ben, entwickeln oder verwalten 92 % der Unternehmen öffentliche E-Ladepunkte und/oder diese befinden sich im Eigentum des Unternehmens. Die an der Umfrage teilgenommenen Un-ternehmen stammen aus 14 verschiedenen Bundesländern, wobei 34 % in Bayern und 13 % in Baden-Württemberg ansässig sind. Eine repräsentative bundesweite Verteilung ist so gewähr-leistet.\r\nBei der Frage nach der Umsetzung der Vorgaben aus § 7c Abs. 1 EnWG stehen De-minimis-Un-ternehmen faktisch vier Handlungsoptionen offen:\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\n• Option 1: Umorganisieren (neue Gesellschaft oder Übertragung an bestehendes Mut-ter-/Tochter-/Schwesterunternehmen)\r\nEine überlegenswerte Alternative kann es sein, die Ladepunkte in einen weiteren Eigenbe-trieb oder ein weiteres städtisches Unternehmen (bestehendes Mutter-, Tochter- oder Schwesterunternehmen oder Gründung einer neuen Gesellschaft) einzugliedern und durch den Vertrieb des De-minimis-Unternehmens, Dienstleistungen zu erbringen. Dass die Aus-gliederung einer Tochtergesellschaft bei De-minimis-Unternehmen ausreichend ist, hat die BNetzA nun auch auf ihrer Website klargestellt. Aus Sicht des BDEW sind auch die Errich-tung und der technische Betrieb (inklusive Software) für die Ladepunkte durch den Netz-betreiber im Auftrag der neuen Gesellschaft möglich. Auch weitere Leistungen sind denk-bar, soweit das integrierte Unternehmen (als Gesellschaft mit Netzbetrieb) nicht das Ei-gentum an der Ladeinfrastruktur innehat, das wirtschaftliche Risiko des Betriebs des Lade-punkts trägt und die Verantwortung für die strategische Entscheidungen zur Entwicklung und Planung weiterer Standorte trägt.\r\nÜber den Umfang der möglichen Dienstleistungen könnte man dann erneut streiten. Die Frage ist aber auch hier, wie weit das Prüfungsbedürfnis der Regulierungsbehörden oder anderer Marktpartner geht, wenn diese Leistungen nicht im Netzbetrieb abgewickelt und über diesen finanziert werden. Die Bundesnetzagentur hat sich dazu auf ihrer Webseite bereits geäußert. Der BDEW ist zur näheren Auslegung im Gespräch mit der BNetzA1.\r\n• Option 2: Kooperation mit Dritten\r\nMöglich wäre es, den Betrieb von Ladepunkten übergreifend gemeinsames durch ein drit-tes ggf. gemeinsames Unternehmen durchführen zu lassen. Mehrere De-minimis-Unter-nehmen können ihre Kräfte mit Blick auf den Ladepunktbetrieb bündeln und entweder ge-meinsam ein drittes Unternehmen beauftragen oder gründen. So könnten Synergien ge-nutzt werden. Es gibt derartige Modelle bereits vereinzelt.\r\n• Option 3: Verkauf an Dritte/Ladeinfrastruktur stilllegen\r\nEine weitere Möglichkeit ist, die Ladepunkte entweder an Dritte zu veräußern oder den Ladepunktbetrieb vollständig einzustellen. Beim Verkauf von Ladeinfrastruktur sind keine vergaberechtlichen Anforderungen zu erfüllen. Es können alle zusammen verkauft\r\n1 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Entflechtung/start.html\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nwerden; es besteht aber auch die Möglichkeit, den Verkauf anders zu strukturieren, etwa Normalladesäulen und Schnellladesäulen zu trennen.\r\n• Option 4: Keine Maßnahmen ergreifen\r\nDie BNetzA und verschiedene Landesregulierungsbehörden haben sich auf den Standpunkt gestellt, dass De-minimis-Unternehmen mit Netzbetrieb keine Ladesäulen betreiben dür-fen. Die Behördenvertreter finden das Ergebnis meist selbst unbefriedigend, sehen aber bisher keine Möglichkeit zu einem anderen Ergebnis zu gelangen, ohne sich angreifbar zu machen. Die Behörden müssten tätig werden, wenn Beschwerden eingereicht würden.\r\nFür bestehende Ladepunkte, die auch nicht gefördert wurden, besteht daher theoretisch die Möglichkeit abzuwarten. Aus entflechtungsrechtlichen Regelungen sind Sanktionen erst am Ende einer längeren rechtlichen Auseinandersetzung zu erwarten. Diese Option kann sinnvoll sein, wenn die Unternehmen lediglich eine gewisse Zeit überbrücken und sich anschließend neu organisieren wollen. Nach Ablauf der Übergangsfrist aus § 118 Abs. 34 EnWG Ende 2024, könnte aber ein eingeschränkter Prüfvermerk durch den Wirtschafts-prüfer drohen. Unternehmen, die diese Option für sich nutzen wollen, sollten in jedem Fall einen Plan B vorbereiten, um im Zweifel schnell reagieren zu können.\r\nEine wichtige Erkenntnis aus der Befragung ist, dass über 80 % der teilnehmenden KMU mit Stand Juni 2024, die zum 1.1.2025 geltenden Vorgaben des § 7c Abs. 1 EnWG noch nicht um-gesetzt haben.\r\nHinsichtlich der anstehenden Umsetzung geben knapp ein Drittel der Befragten an, dass sie noch keine konkreten Schritte geplant haben, rund 5 % gehen von einer Stilllegung der Lade-punkte aus.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nDas bedeutet, dass die KMU zwar mehrheitlich die Umsetzung im Blick haben, im Markt aber noch eine breite Unsicherheit bezüglich der Umsetzung besteht. Diese resultieren unter ande-rem aus den finanziellen und administrativen Aufwänden für die Neugründung einer geson-derten Gesellschaft für den Ladesäulenbetrieb, wie z.B. ein eigener Jahresabschluss. Viele Un-ternehmen scheuen hier die zusätzlichen Kosten und Mühen bzw. wägen ab, ob sich der zu-sätzliche Aufwand überhaupt lohnt. Hinzu kommt, dass der Ladesäulenbetrieb oftmals für die KMU (noch) nicht wirtschaftlich ist. Die aktuelle politische Diskussion um Elektromobilität und die Nachfragedelle bei den Neuzulassungen infolge der Einstellung des Umweltbonus er-schweren derzeit die Aussicht auf den wirtschaftlichen Betrieb und damit auch die potenzielle Veräußerung der Ladesäulen.\r\nDie Umsetzung des § 7c Abs. 1 EnWG wird in den Fällen zusätzlich erschwert, in denen für den Ausbau von öffentlichen Ladepunkten Förderungen in Anspruch genommen wurde. Wie oben in Kapitel 3 beschrieben, können Förderbescheide die Vorgabe enthalten, dass das Eigentum über die Laufzeit nicht an Dritte übertragen werden darf. In diesen Fällen steht den Unterneh-men keine Möglichkeit offen, § 7c Abs. 1 EnWG rechtssicher umzusetzen, denn die Optionen 1 bis 3 implizieren ja eine Übertragung des Eigentums. Bei Option 4 (keine Maßnahmen ergrei-fen) wiederum droht die Förderung wegen fehlender Umsetzung der Entflechtungsvorgaben zu scheitern. Ein Blick auf die Ergebnisse unserer Umfrage zeigt: 78 % der Unternehmen haben (zumindest teilweise) eine Förderung in Anspruch genommen. Das Thema Förderung und Um-setzung von § 7c Abs. 1 EnWG beschäftigt also die überwiegende Mehrzahl an De-minimis-Un-ternehmen.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nDurch die restriktiven Vorgaben aus § 7c Abs. 1 EnWG drohen weitere Konsequenzen, die das Engagement von Stadtwerken im Ladesäulenausbau verkleinern könnten: 30 % der Befragten geben an, zukünftig keine öffentlichen Ladesäulen mehr zu bauen und/oder zu betreiben, 31 % haben sich hier noch keine abschließende Meinung gebildet. Dies zeigt, dass § 7c Abs. 1 EnWG hier seine Spuren hinterlässt: De-Minimis-Unternehmen sind sich unsicher in Bezug auf ihrer zukünftigen Rolle beim Ladesäulenausbau.\r\nDer Blick in die Zukunft zeigt: 71 % der befragten Unternehmen gehen davon aus, dass die Re-gelungen aus § 7c Abs. 1 EnWG einen negativen Einfluss auf den Ladesäulenausbau in der je-weiligen Region hat.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n6 Politische Handlungsoptionen\r\nDie EU-Kommission sollte die Strombinnenmarktrichtlinie hinsichtlich der Einführung einer De-Minimis-Regelung für den Ladesäulenbetrieb novellieren. Die Bundesregierung sollte sich hierfür engagiert einsetzen. Im Hinblick auf die gerade erst erfolgte Neukonstitution des Euro-päischen Parlaments ist nicht mit einer kurzfristigen Änderung zu rechnen.\r\nBis es zu einer Befassung und Klärung durch die EU-Kommission kommt und um in einem neuen Markt hinlänglich Erfahrungen sammeln zu können, sollte die Bundesregierung die Übergangsvorschrift zum § 7c Abs. 1 EnWG für Bestandsanlagen, um weitere zwei Jahre ver-längern. Dies könnte durch einen novellierten § 118 Abs. 34 EnWG erfolgen.\r\nEine weitere Möglichkeit bestünde darin, eine Geringfügigkeitsschwelle beim Ladesäulenbe-trieb einzuführen. Diese bisher nicht diskutierte Möglichkeit könnte in einer Ergänzung von § 7c EnWG bzw. § 6b EnWG legal umgesetzt werden. Der Betrieb einer bestimmten Anzahl an Ladepunkten wäre dann wegen der nicht spürbaren Auswirkung auf den Wettbewerb entge-gen dem bisherigen Wortlaut doch möglich. Ein Blick auf unsere Umfrage zeigt, dass dies für viele De-minimis-Unternehmen eine praktikable Lösung darstellen würde, da dies den Weiter-betrieb zumindest einer bestimmten Anzahl an Ladepunkten ermöglichen würde.\r\nLadeinfrastruktur: §7c Abs. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n64 % der befragten Unternehmen betreiben weniger als 20 Ladepunkte. 37 % der befragten Unternehmen betreiben weniger als 10 Ladepunkte. Unsere Umfrage zeigt, dass bis zu 50 La-depunkte (ca. 25 Ladestationen) eine geeignete Orientierung für eine Geringfügigkeits-schwelle wäre. Dies würde etwa 3 % der gesamten Ladepunkte Deutschland ausmachen. Es ist davon auszugehen, dass der Betrieb von/das Eigentum einer solchen geringen Anzahl an Lade-punkten keinen nennenswerten Einfluss auf den Wettbewerb hat.\r\nDer BDEW empfiehlt, sämtliche vorgeschlagenen Lösungsmöglichkeiten zu verfolgen. So hät-ten De-minimis-Unternehmen die Möglichkeit, eine gewisse Anzahl an Ladepunkten aufgrund einer Geringfügigkeit weiter zu betreiben. Dies würde einen gewissen Bestandsschutz herstel-len, zumindest für eine bestimmte Anzahl an Ladepunkten. Darüber hinaus wäre es begrü-ßenswert, wenn die EU-Kommission eine grundsätzliche De-minimis-Regelung für den Lade-säulenbetrieb einführen würde. Dies würde auch den Ausbau der Ladeinfrastruktur durch Stadtwerke weiter sicherstellen. Eine weitere Verlängerung der Übergangsvorschrift würde schließlich den Unternehmen genügend Zeit geben, um ihre Handlungsoptionen zu evaluie-ren. Da die Übergangsfrist aus § 118 Abs. 34 EnWG in wenigen Monaten ausläuft, ist eine kurzfristige Schaffung von Klarheit für die Unternehmen dringend erforderlich.\r\nInsgesamt sollte in die Entscheidung über das weitere Vorgehen auch einbezogen werden, dass die Vergabe der Flächen in den Kommunen aus Sicht der Kartellbehörden ein für die Zu-kunft wichtiges Thema werden wird. Unabhängig von den Entflechtungsvorschriften ist die Kommune verpflichtet, die Flächen diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen. Eine auto-matische Zuweisung von Flächen, insbesondere attraktiven Flächen, für die Errichtung von La-deinfrastruktur durch die Kommune an das jeweilige Stadtwerk wird ohne ein transparentes Verfahren auf Dauer nicht möglich sein.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"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":"2024-07-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010925","regulatoryProjectTitle":"Schaffung Rahmenbedingungen für Kraftwerksstrategie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9c/44/332208/Stellungnahme-Gutachten-SG2407080036.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\nLuftschadstoff-Emissionsan-forderungen in Ausschrei-bungen für wasserstofffä-hige Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Einführung: Kraftwerksstrategie der Bundesregierung ............................... 3\r\n2 Ausgestaltung der Emissionsanforderungen an wasserstofffähige Gaskraftwerke ........................................................................................... 4\r\n2.1 Grundsätzliche Überlegungen zu den Emissionsanforderungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke .......................................................... 5\r\n2.2 Umrechnungsfaktor für die unterschiedliche Rauchgaszusammensetzung bei Wasserstoffverbrennung .................. 5\r\n2.3 Potenzieller Bedarf an höheren Emissionsgrenzwerten aufgrund erhöhter thermischer Stickstoffoxid-Bildung bei Wasserstoffverbrennung ....................................................................... 6\r\n2.4 Fortschreibung von Emissionsanforderungen ...................................... 7\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 7\r\n1 Einführung: Kraftwerksstrategie der Bundesregierung\r\nDie Bundesregierung beabsichtigt, mit einer Kraftwerksstrategie einen kurzfristigen Rahmen für Investitionen in steuerbare Erzeugungskapazitäten zu schaffen. Damit soll der durch den vorgezogenen Kohleausstieg und das Ausscheiden von alten Gaskraftwerken bedingten Re-duktion an steuerbarer Erzeugungsleistung entgegengewirkt werden. Auf der Basis der Eini-gung zur Kraftwerksstrategie der Bundesregierung vom 5. Februar 2024 werden die Voraus-setzungen geschaffen, damit die Energiewirtschaft in neue wasserstofffähige Gaskraftwerke investieren kann.\r\nDie Bundesregierung hat diesbezüglich angekündigt, neue Kapazitäten von bis zu 4 mal 2,5 Gi-gawatt (GW) an wasserstofffähigen („H2-ready“) Gaskraftwerken kurzfristig auszuschreiben. Diese modernen, hochflexiblen und klimafreundlichen Kraftwerke (Realisierungszeit mind. 4 bis zu 8 Jahre) sollen zunächst mit Erdgas und später mit Wasserstoff betrieben werden kön-nen. Ab einem im Jahr 2032 festzulegenden Umstiegsdatum zwischen 2035 und 2040 sollen die Kraftwerke vollständig auf Wasserstoffbetrieb umgestellt werden. Hinzu kommen die von Beginn an mit einem substanziellen Wasserstoffanteil zu betreibenden „Sprinter-Kraftwerke“, die zusammen mit den wasserstofffähigen Gaskraftwerken ebenfalls mit einem Ausschrei-bungsvolumen von 500 MW ausgeschrieben werden sollen.\r\nIn diesem Zusammenhang sollen auch die Planungs- und Genehmigungsverfahren für Kraft-werke substanziell beschleunigt werden.\r\nGrundvoraussetzung für jegliche Investitionen in Kraftwerke ist die Gewährleistung einer rechtssicheren Ausgestaltung aller Instrumente auf nationaler sowie EU-Ebene. Die Ausschrei-bungsbedingungen müssen so ausgestaltet sein, dass die aus den technischen, marktwirt-schaftlichen und regulatorischen Vorgaben resultierenden Einnahmen aus der Investition über den Förderzeitraum hinweg prognostizierbar sind. Daher braucht es schnell konkrete pla-nungssichere Vorgaben für Genehmigung, Bau und Betrieb der Anlagen – inklusive „H2-Ge-nehmigungsleitfäden“ für die Behörden sowie bundesweit einheitliche Luftschadstoff-Emissi-onsanforderungen für die Wasserstoffverbrennung.\r\nDie im Folgenden formulierten Vorschläge zur Ausgestaltung der Emissionsanforderungen für beide Kategorien auszuschreibender Kraftwerke sind Ergebnis eines von BDEW und vgbe energy organisierten Experten-Workshops der Anlagenbetreiber, der am 22. Mai 2024 in Ber-lin stattgefunden hat.\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 7\r\n2 Ausgestaltung der Emissionsanforderungen an wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nAufgrund der signifikanten Unterschiede in den physikalischen und verbrennungstechnischen Eigenschaften ist bei Einsatz von Wasserstoff gegenüber der Verbrennung von Erdgas eine ei-genständige Betrachtung und Festlegung von Emissionsanforderungen erforderlich.\r\nDie Verbrennung von Wasserstoff und die damit verbundenen Besonderheiten sind in der eu-ropäischen Industrieemissionsrichtlinie und den einschlägigen nationalen Verordnungen zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes bislang nicht ausreichend berücksichtigt. Auch auf EU-Ebene des BREF-Prozesses sind entsprechende Festlegungen zum Stand der „bes-ten verfügbaren Technik“ der Wasserstoffverbrennung in Gasturbinenanlagen aufgrund feh-lender Referenzanlagen nicht verfügbar. Diese können erst erarbeitet werden, wenn eine hin-reichende Anzahl großtechnischer Anwendungen genügend Betriebserfahrungen sammeln konnte, um angemessene Emissionsbandbreiten ableiten zu können.\r\nDen Genehmigungsbehörden fehlen somit derzeit einheitliche technische Rahmenbedingun-gen bei der Bearbeitung von Genehmigungsanträgen von wasserstoffgefeuerten Anlagen. So enthält insbesondere die 13. BImSchV keine Stickstoffoxidemissionsgrenzwerte für den Be-trieb von Gasturbinenanlagen mit einem Wasserstoffanteil von mehr als 10 Volumenprozent (entsprechend einem Anteil von mehr als 3 Prozent an der Feuerungswärmeleistung). Die Ge-nehmigungsbehörden haben damit für diese Fälle keine einheitlich zu verwendende Entschei-dungsgrundlage.\r\nGeeignete und vor allem angemessene, die Besonderheiten einer sich in Entwicklung befindli-chen Technologie berücksichtigende bundesweit einheitliche Anforderungen an die Stickstof-foxidemissionen der wasserstofffähigen Kraftwerke im Wasserstoffbetrieb sollten außerdem in das Pflichtenheft der Ausschreibungen aufgenommen werden, um vor dem Hintergrund des erheblichen Einflusses der Anforderungen auf Investitions-, Nachrüstungs- und Betriebs-kosten gleiche und faire Wettbewerbsbedingungen für alle Teilnehmer an den Ausschreibun-gen über alle Anlagenkategorien zu gewährleisten. Solche Mindestanforderungen würden auch Genehmigungsverfahren von wasserstoffgefeuerten Anlagen, welche bereits einen (teil-weise) Wasserstoffbetrieb umfassen sollen, beschleunigen.\r\nDiese Anforderungen an die Emissionen sollten ausschließlich im Einvernehmen und nach An-hörung der betroffenen Verbände von Betreibern und Anlagenbauern gesetzt werden.\r\nDie nationalen Anforderungen sollten zumindest so lange gelten, bis Mindestanforderungen nach dem der Stand der Technik für die Wasserstoffverbrennung auf europäischer Ebene fest-gesetzt worden sind. Eine solche europäische Festsetzung kann sinnvollerweise erst dann er-folgen, wenn geeignete Referenzanlagen für den Wasserstoffbetrieb in ausreichender Anzahl für den BVT-Prozess zur Verfügung stehen.\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 7\r\n2.1 Grundsätzliche Überlegungen zu den Emissionsanforderungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nDie Emissionsanforderungen für den Betrieb mit Erdgas richten sich grundsätzlich nach den bundesweit einheitlichen Anforderungen der 13. bzw. 44. BImSchV.\r\nFür den Mischbetrieb von Wasserstoff und Erdgas sind die Mischungsregeln der 13. bzw. 44. BImSchV anzuwenden, wobei auf den jeweils zugeführten Anteil an der Feuerungswärmeleis-tung abzustellen ist.\r\nDie Festlegung von Anforderungen an die Luftschadstoffemissionen für den Betrieb mit Was-serstoff im Rahmen der Ausschreibungskriterien lassen anderweitige immissionsschutzrechtli-che Regelungen und Anforderungen für die Erteilung der Anlagengenehmigungen unberührt.\r\nUm eine sachgerechte Differenzierung der Emissionsanforderungen nach Anlagenart (Kes-selfeuerung, Gasturbine, GuD, Verbrennungsmotor) sowie neu errichtete bzw. umzurüstende bestehende Anlagen zu erreichen, sollten ausgehend von den jeweiligen Emissionsanforde-rungen der betroffenen Anlagenarten für den Betrieb mit Erdgas bzw. anderen kohlenwasser-stoffbasierten Gasen zwei verschiedene Umrechnungsfaktoren für den Betrieb mit Wasser-stoff kumulativ zur Anwendung kommen, die im Folgenden beschrieben werden.\r\n2.2 Umrechnungsfaktor für die unterschiedliche Rauchgaszusammensetzung bei Wasser-stoffverbrennung\r\nBei der Festlegung von Emissionsanforderungen sind die unterschiedlichen Verbrennungsbe-dingungen und die damit einhergehenden unterschiedlichen Rauchgaszusammensetzungen bei der Wasserstoffverbrennung gegenüber der Verbrennung von Erdgas zu berücksichtigen. So ist bei der Wasserstoffverbrennung oder -mitverbrennung mit einer vermehrten Wasser-dampfbeladung des Rauchgases zu rechnen. Außerdem sind bei der Verbrennung von Wasser-stoff höhere Gehalte an Restsauerstoff, bei der Mitverbrennung von Wasserstoff geringere Kohlendoxidanteile und bei der Wasserstoff-Monoverbrennung gar keine verbrennungsbe-dingten Kohlendioxidanteile im Rauchgas zu verzeichnen.\r\nIm Immissionsschutzrecht ist es üblich, die Emissionen als Massenkonzentration in der Einheit Milligramm je Kubikmeter Abgas (mg/m³) bezogen auf das Abgasvolumen im Normzustand nach Abzug des Feuchtegehaltes an Wasserdampf und bezogen auf den jeweiligen Bezugs-sauerstoffgehalt (Gasturbinen: 15 Prozent) anzugeben. Im Falle der Wasserstoffverbrennung führt diese Vorgehensweise allerdings zu Verzerrungen, da die wesentlichen Rauchgasbe-standteile Wasserdampf, Stickstoff und Sauerstoff sind und keine verbrennungsbedingten Kohlenstoffoxide als weiterer Hauptbestandteil enthalten sind, die das Rauchgasvolumen\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 7\r\nsignifikant vergrößern und somit das Rauchgas in Bezug auf die Luftschadstoffe und den Rest-sauerstoffgehalt verdünnen. Die für die Kohlenwasserstoffverbrennung typische Rauchgaszu-sammensetzung der Hauptbestandteile wurde bei der Festlegung bestehender Emissions-grenzwerte für Luftschadstoffe für die Verbrennung gasförmiger Brennstoffe berücksichtigt. Die erhöhten Anteile an Wasserdampfbeladung und des Restsauerstoffgehaltes führen bei der Umrechnung der gemessenen auf die o. g. normierte Emissionskonzentration zu einer syste-matischen Benachteiligung der Wasserstoffverbrennung gegenüber der Kohlenwasserstoffver-brennung in einer vergleichbaren Anlage, da die Konzentrationswerte auch ohne physikalische Zunahme der Schadstoffproduktion höher sind, ohne dass ein zusätzlicher Umweltschaden zu besorgen wäre.\r\nNach ersten Erkenntnissen ist ein Umrechnungsfaktor von 1,34 – 1,38 erforderlich, um den Betrieb mit Wasserstoff nicht gegenüber dem Erdgasbetrieb bei gleicher Schadstofffracht durch die Umrechnung auf Normbedingungen zu benachteiligen. Der Umrechnungsfaktor von 1,34 ist das Ergebnis einer prozessthermodynamischen Betrachtung einer virtuellen Gasturbi-nenanlage für die Fälle einer hundertprozentigen Erdgas- und einer hundertprozentigen Was-serstoffverbrennung1.\r\nNach derzeitigem Kenntnisstand ist das Zulassen dieses Umrechnungsfaktors für die unter-schiedliche Rauchgaszusammensetzung bei Wasserstoffbetrieb gegenüber den Anforderungen an den Erdgasbetrieb grundsätzlich für alle Luftschadstoffe notwendig und hinreichend. Ab-weichend davon ist darüber hinaus für den Luftschadstoff Stickstoffoxide ein weiterer Um-rechnungsfaktor wie nachfolgend beschrieben notwendig.\r\n2.3 Potenzieller Bedarf an höheren Emissionsgrenzwerten aufgrund erhöhter thermischer Stickstoffoxid-Bildung bei Wasserstoffverbrennung\r\nDie Verbrennung von Wasserstoff unterscheidet sich deutlich von Erdgas und anderen Kohlen-wasserstoffen, insbesondere im Hinblick auf den Heizwert, die Abgaszusammensetzung, die Verbrennungsgeschwindigkeit und die Verbrennungstemperaturen. Insbesondere die\r\n1 Dr. Manfred Freimark (vgbe), Prof. Dr. Uwe Gampe (TU Dresden), Jens Walter (BASF): Betrachtungen zur H2-(Mit)-Verbrennung in Gasturbinen und Realisierung von 100% H2-Readiness bei Neu- und Bestandsanlagen. Fach-vortrag auf dem 3. H2-Workshop des TC „Gasturbinen“, 14. November 2023.\r\nDiskussionspapier: Luftschadstoff-Emissionsanforderungen in Ausschreibungen für wasserstofffähige Kraftwerke im\r\nRahmen der Kraftwerksstrategie\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 7\r\nVerbrennung von Wasserstoff in Gasturbinen ist eine neuartige Technologie („emerging tech-nology“), für die umfangreiche betriebliche Erfahrungen noch fehlen.\r\nMit der Bildung von thermischem NOx ist bei hohen Verbrennungstemperaturen ab etwa 1200 °C zu rechnen. Die adiabate Verbrennungstemperatur von Wasserstoff mit Luft ist unter stöchiometrischen Bedingungen und gleicher Luftüberschusszahl ca. 150 °C höher als bei Erd-gas.\r\nDie Verbrennung von Wasserstoff kann aufgrund der im Allgemeinen höheren Verbrennungs-temperaturen zu verstärkter thermischer NOx-Bildung führen. Die Bildungsrate nimmt oftmals mit der Temperatur exponentiell zu. Zu beachten ist, dass die thermische NOx-Entstehung temperatur- und druckabhängig ist und diese Werte für größere Gasturbinen-Leistungsklassen deshalb höher liegen können als für kleinere Aggregate. Außerdem haben das Sauerstoffange-bot und die Verweilzeit in der Verbrennungszone einen wesentlichen Einfluss auf die NOx-Ent-stehungsrate.\r\nDer erhöhten thermischen NOx-Bildung ist mit einem angemessenen Aufschlag bei der Festle-gung von Emissionsgrenzwerten Rechnung zu tragen.\r\nDer potenzielle Bedarf an höheren Emissionsgrenzwerten sollte dringend von der Bundesre-gierung im Dialog mit den Verbänden von Kraftwerksbetreibern und Anlagenbauern abge-stimmt werden.\r\n2.4 Fortschreibung von Emissionsanforderungen\r\nBisher liegen nur wenige praktische Erkenntnisse und Messungen aus dem Betrieb von Gastur-binenanlagen mit Wasserstoff vor.\r\nSobald ausreichende Erkenntnisse zum Stand der Technik der Wasserstoffverbrennung auf Grundlage von Referenzanlagen auf europäischer oder nationaler Ebene vorliegen, sollten in die 13. BImSchV für den Betrieb mit Wasserstoff technisch erreichbare Stickstoffoxidemissi-onsgrenzwerte aufgenommen werden. Auch die 44. BImSchV ist dann für den Brennstoff Was-serstoff anzupassen.\r\nZu diesem Zeitpunkt bereits genehmigte, in Bau oder Betrieb befindliche wasserstofffähige Kraftwerke sind hierbei als bestehende Anlagen zu betrachten, für die einhaltbare verhältnis-mäßige Anforderungen zu stellen sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010926","regulatoryProjectTitle":"Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3e/c3/332210/Stellungnahme-Gutachten-SG2407080037.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":"Positionspapier\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendi-oxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energie- und Wasser-wirtschaft\r\nVersion: 2.0\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Kernpositionen des BDEW zur Carbon-Management-Strategie und dem Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz: .................................... 3\r\n2 Einleitung .................................................................................................. 4\r\n3 Anmerkungen zur Carbon-Management-Strategie...................................... 5\r\n3.1 Aufbau der CO2-Transportinfrastruktur und Quellen von CO2 ..................... 5\r\n3.2 Offshore-Speicherung von CO2 ................................................................... 7\r\n3.3 Den Schutz der Wasserressourcen sicherstellen ......................................... 8\r\n3.4 Anreize für die Schaffung eines CO2-Marktes .............................................. 9\r\n4 Anmerkungen zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz und den rechtlichen Rahmenbedingungen ...................................................... 10\r\n5 Fazit ........................................................................................................ 12\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 12\r\n1 Kernpositionen des BDEW zur Carbon-Management-Strategie und dem Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz:\r\n› Schnelle rechtliche Anpassungen und Implementierung: Die angekündigten Anpassungen der rechtlichen Rahmenbedingungen sollten zeitnah umgesetzt werden. Dazu gehören die Änderung des KSpTG, die Ratifizierung des Amendments des London-Protokolls sowie die Änderung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes.\r\n› Schneller Aufbau einer CO2-Infrastruktur, die Umwelt- und Klimaschutzaspekte vereint: Der schnelle Aufbau einer CO2-Infrastruktur ist ein wichtiger Baustein auf dem Weg zu ei-ner CO2-Value Chain, um Net-Zero 2045 zu erreichen. Zur zeitnahen Entwicklung der CO2-Infrastruktur, die Umweltschutz, wie z.B. den Schutz der Wasserressourcen und zeitgleich den Klimaschutz, wie z.B. Nutzung und Speicherung von CO2 vereint, sollten planungs- und genehmigungsrechtlichen Prozesse etabliert werden, die beiden Seiten gerecht werden.\r\n› Schaffung eines tragfähigen Marktdesigns: Die Carbon-Management-Technologien müs-sen sich nach der Hochlaufphase marktlich finanzieren. In der Markthochlaufphase sollten die hohen Kosten jedoch durch eine Förderung kompensiert werden. Damit die Infrastruk-tur als wichtiges Element für den Markthochlauf schnell ausgebaut wird, ist eine Reduktion des Investitionsrisikos der Netzbetreiber notwendig – beispielsweise über ein Amortisati-onskonto oder über eine direkte Förderung. Andernfalls müssten ausschließlich die Ein-speiser von CO2 die finanzielle Last tragen, was zu erheblichen Verzögerungen beim Bau der Infrastruktur führen würde.\r\n› Förderung von Clustern und regionalen Netzwerken: Die gezielte Bildung von Clustern stellt eine effiziente Methode dar, um einen schnellen Hochlauf der Carbon-Management-Technologien zu ermöglichen. Hierdurch kann die Auslastung von zu bauender Infrastruk-tur erhöht werden und die Kosten gesenkt werden. Eine gezielte Förderung könnte dies unterstützen.\r\n› Der Schutz der Wasserressourcen ist unter allen Bedingungen sicherzustellen: Keine un-terirdische Onshore-Speicherung von CO2 in Deutschland. Dies schließt nicht aus, dass un-ter den vorgenannten Bedingungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zum technisch und wirtschaftlich optimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport Offs-hore zwischenzeitlich eine Nutzung von Kavernenspeichern notwendig ist. Bei Offshore-CO2-Speichervorhaben in Deutschland sind die Risiken für Salzwasserintrusionen sowie für Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire zu berücksichtigen.\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 12\r\n2 Einleitung\r\nDer BDEW vereint und setzt sich unter seinem Dach für Umweltschutz, wie z.B. den Schutz der Wasserressourcen und gleichzeitig für den Klimaschutz, wie z.B. mit dem Einsatz von Carbon Management-Technologien ein. Der BDEW unterstreicht mit diesem Papier, dass Umwelt- und Klimaschutz eng miteinander verzahnt sind. Beide dienen dem Ziel, unsere vorhandenen Res-sourcen, wie z. B. Wasser bestmöglich zu schützen und gleichzeitig mit dem Einsatz von Klima-schutztechnologien, wie beispielsweise CCU/S (Carbon Capture and Storage/Utilization), die ökonomischen und ökologischen Grundlagen zu erhalten.\r\nAktuelle Studien zur Erreichung der Klimaschutzziele deuten auf die Notwendigkeit von techni-schen Senken, im Sinne von CCS/U - Technologien für unvermeidbare bzw. schwer vermeidbare CO2-Emissionen, beispielsweise Prozessemissionen aus industriellen oder landwirtschaftlichen Quellen, hin. CCS/U - Technologien ermöglichen CO2-Emissionen, die nicht durch die bislang verfügbaren oder sich in Entwicklung befindlichen Technologien vermieden werden können, über Abscheideverfahren abzutrennen und anschließend entweder in industriellen Prozessen zu nutzen (CCU) oder dauerhaft unter der Erdoberfläche zu speichern (CCS).\r\nAus diesem Grund begrüßt der BDEW die Veröffentlichung der Eckpunkte der Carbon-Manage-ment-Strategie der Bundesregierung und den Entwurf für die Änderung des Kohlendioxid-Spei-cherungs- und -Transportgesetz (KSpTG) als wichtigen Schritt, um die benötigten Carbon-Ma-nagement-Maßnahmen mit Blick auf die Erreichung, der von der Politik gesetzten Klimaziele, zu erreichen. Die zeitnahe Anpassung der entsprechenden Gesetzgebung ist wichtig, da die Um-setzung von Infrastrukturprojekten – wie z. B. Offshore-Speicherungsprojekte und der Bau von Transport-Pipelines eine Vorlaufzeit von 7-10 Jahren haben.\r\nDer BDEW befürwortet die Veröffentlichung weiterer Eckpunktepapiere und begrüßt die ge-plante Verzahnung u. a. der CMS mit der Langfriststrategie Negativemissionen. Jedoch weist der BDEW darauf hin, dass durch die Abtrennung der Langfriststrategie Negativemissionen für Negativemissionen und das Marktdesign weitere Verzögerungen drohen.\r\nBei allen Aspekten muss der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sicherge-stellt werden. Zum Schutz der Grundwasserressourcen und angesichts entsprechender hoher Bevölkerungsdichte sowie dem Vorkommen bestimmter tektonischer und seismischer Gege-benheiten sind Lagerstätten für die nationale unterirdische Onshore-Speicherung von CO2 nach Auffassung des BDEW nicht zu berücksichtigen. Dies schließt nicht aus, dass unter den vorge-nannten Bedingungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zum technisch und wirt-schaftlich optimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport Offshore zwischenzeitlich eine\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 12\r\nNutzung von Kavernenspeichern notwendig ist. Hierzu sind entsprechende Rahmenbedingun-gen für den Betrieb und Notwendigkeiten für die entsprechenden Volumina1 abzustimmen.\r\nIn der Gesamtschau bleiben die Vermeidung von Treibhausgasemissionen sowie der Ausbau der natürlichen Senken die obersten Prioritäten auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft. Natürliche und technische Senken sind erforderlich zur Erreichung der Klimaschutzziele, dür-fen jedoch das Ambitionsniveau der Vermeidung von Emissionen nicht mindern. Diese Priori-sierung darf zugleich nicht als zeitliche Abfolge missverstanden werden. Investitionen in Car-bon-Management-Maßnahmen und die Etablierung einer CO2-Transportinfrastruktur müssen schnellstmöglich initiiert und parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen vorangetrieben werden, damit sie ihren notwendigen Beitrag zur Klimaneutralität rechtzeitig leisten können.\r\n3 Anmerkungen zur Carbon-Management-Strategie\r\n3.1 Aufbau der CO2-Transportinfrastruktur und Quellen von CO2\r\nDie Anerkennung der Notwendigkeit eines Pipelinenetzwerks zum Transport der zu erwarten-den CO2-Mengen in den Eckpunkten der Carbon-Management-Strategie ist ein wichtiger Schritt. Sollte für den Aufbau der Pipeline-Infrastruktur jedoch keine direkte Förderung oder staatliche Absicherung zur Verfügung stehen, muss der Rest der Wertschöpfungskette ausrei-chende Förderung erhalten, um den Aufbau der Infrastruktur zu finanzieren. Eine Finanzierung ausschließlich über die Nutzer wäre eine große Hürde und würde zu einer sehr starken Verlang-samung des Aufbaus der Infrastruktur führen, was wiederum Auswirkungen auf die Erreichung der Klimaziele hätte.\r\nEine Option, um die Kosten für den Aufbau der Infrastruktur insbesondere in den Anfangsjahren zu begrenzen, wäre die Bildung von First-Mover-Clustern, die schnell an die Offshore-Speicher in der Nordsee angeschlossen werden können und in denen größere Mengen an CO2 anfallen. Hierdurch könnten Skalierungseffekte erzielt werden und die ersten Schritte zum Aufbau der Infrastruktur effizient gestaltet werden.\r\n1 Für die Einordnung verfügbarer Kapazitäten wird auf den hohen Bedarf an H2-Speichern hingewiesen. Siehe dazu die Stellungnahme des Nationalen Wasserstoffrates vom 4. November 2022\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 12\r\nNeben den bislang technisch noch unvermeidbaren bzw. schwer vermeidbaren Emissionen, in erster Linie aus der Abfallverbrennung und der Zement- und Kalkherstellung, sollten weitere Emissionen bei der Dimensionierung ebenfalls in Betracht gezogen werden:\r\n› Temporäre Emissionen im Zuge des Hochlaufs der grünen Wasserstoffwirtschaft. Für den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft ist der Einsatz von kohlenstoffarmem Wasser-stoff notwendig. Hierfür braucht es einheitliche Definitionen für kohlenstoffarmen Was-serstoff auch mit dem Nicht-EU-Ausland.\r\n› Negativemissionen. Die Bundesregierung hat zusammen mit den Eckpunkten der Carbon-Management-Strategie auch die Eckpunkte für die „Langfriststrategie Negativemissionen“ vorgelegt. Die technischen Negativemissionen sollten bereits frühzeitig auch in die Pla-nung für die CO2-Infrastruktur einbezogen werden, denn auch diese benötigen für den Ab-transport die Infrastruktur und müssen gespeichert werden. In absehbarer Zeit wird der Großteil der technischen Negativemissionen aus der energetischen Nutzung von Biomasse im Sinne von Rest- und Abfallstoffen stammen. Daher ist eine enge Abstimmung mit der ebenfalls geplanten Nationalen Biomassestrategie (NABIS) notwendig. Hierbei ist es wich-tig, dass die eingesetzte Biomasse nachhaltig ist – hier geben die Kriterien aus der RED eine gute Orientierung. Dazu gehört z.B. das sog. Kaskadenprinzip für holzartige Biomasse. Die-ses stellt sicher, dass die energetische Nutzung auf Material begrenzt ist, für das es keine anderweitige wirtschaftliche Verwertungsmöglichkeit gibt. Die thermische Abfallbehand-lung erfüllt diese Kriterien und bietet sich daher als Einstieg für die BECCUS-Anwendung an. Auch nach einer deutlichen Erhöhung der Recycling-Quoten müssen am Ende der Nut-zungskaskade nicht-recyclebare Abfälle immer energetisch verwertet werden – hier gibt es keine technologische Alternative. In diesem Zusammenhang muss sichergestellt wer-den, dass andere Strategien der Bundesregierung (z.B. die Nationale Biomassestrategie (NABIS)) nicht zu einem de facto Verbot von BECCU/S führen. Diese Aspekte muss ein auf Nachhaltigkeit ausgerichteter strategischer Rahmen bei der Verwendung des vorhande-nen Biomasse-Potenzials berücksichtigen (s. dazu Positionspapier des BDEW zur NABIS).\r\n› Emissionen anderer Staaten. Durch Deutschlands zentrale Lage in Europa und die eigene Anbindung an die Nordsee kommt Deutschland eine besondere Rolle in der internationa-len Zusammenarbeit beim CO2-Abtransport und die hierfür erforderliche Dimensionierung der CO2-Transport-Infrastruktur zu.\r\n› Temporäre Emissionen aus der Stromerzeugung. Der Ansatz der Technologienoffenheit mit Blick auf die Öffnung für die Anwendung von CCS an Gaskraftwerken wird grundsätz-lich positiv bewertet. Neben der prioritären Anwendung von klimaneutralen Brennstoffen – insbesondere Wasserstoff– im zukünftigen Kraftwerksbetrieb, könnte eine Anbindung in\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 12\r\nbestimmten Clustern übergangsweise sinnvoll sein und die Nutzung und Auslastung ge-planter CCS-Infrastrukturen im Einzelfall verbessern.\r\nInsgesamt ist es entscheidend, dass die Infrastruktur von Anfang an auf die zu erwartenden Mengen ausgelegt ist. In den ersten Jahren werden vorerst geringere Mengen anfallen, bevor mittelfristig größere Mengen an CO2 hinzukommen. Außerdem sollte der Bedarf an Zwischen-speichern betrachtet werden, um das System flexibler zu machen und beispielsweise auch in CO2-Hubs die Sammlung von CO2 für den Weitertransport zu ermöglichen.\r\nBei der Finanzierung der Infrastruktur muss dafür gesorgt werden, dass die ersten angeschlos-senen Betriebe nicht übermäßig für den Transport belastet werden. Wenn später die Volumina an CO2 steigen, können die Kosten für den Bau der Transportinfrastruktur besser verteilt wer-den. Damit insbesondere die Pipelinebetreiber dies umsetzen können, benötigen diese Garan-tien für den Fall, dass die tatsächlichen Mengen an CO2 deutlich hinter den Erwartungen zurück-bleiben und gezielte Maßnahmen zur Verringerung von Investitionsrisiken beim Aufbau der be-nötigten Infrastruktur.\r\n3.2 Offshore-Speicherung von CO2\r\nBei der Betrachtung der anfallenden Mengen an CO2 für Nutzung und Speicherung ist eine enge Verzahnung zwischen Transport und Speicherung notwendig. Eine frühzeitige Festlegung auf konkrete Mengen erleichtert die Planung der Infrastruktur für Speicherung und Transport, wes-halb Ziele für Mengen für den Hochlauf sehr hilfreich sein können. Bisherige Pilotprojekte zur Offshore-Speicherung von CO2 in der Nordsee, beispielsweise in Norwegen, deuten darauf hin, dass das Risiko für CO2-Leckagen unter bestimmten hydrogeologischen Gegebenheiten gering ist.2 Hierzu trägt auch ein Monitoring bei, dass die lokalen Gegebenheiten berücksichtigt.\r\nAus diesem Grund ist die Ermöglichung der Erkundung von Speicherstätten in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) aus Sicht des BDEW zu begrüßen. Dies ermöglicht die Verkürzung von Transportwegen und die Nutzung nationaler Offshore-Speicherpotenziale. Hiermit kann Deutschland auch seiner Verantwortung als größter CO2-Emittent Europas gerecht\r\n2 Ringrose, Philip. (2018). The CCS hub in Norway: some insights from 22 years of saline aquifer storage. Energy Procedia. 146. 166-172. 10.1016/j.egypro.2018.07.021.\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 12\r\nwerden und eigene Offshore-Speicherpotenziale nutzen. Daneben ist eine Anerkennung von Kavernenspeicher für den Ausgleich von Angebot und Nachfrage zu berücksichtigen.\r\n3.3 Den Schutz der Wasserressourcen sicherstellen\r\nIn Deutschland ist aufgrund der dichten Besiedlung, der Schutzwürdigkeit der Trinkwasserres-sourcen sowie tektonischer und seismischer Bedenken nur die Offshore-Speicherung von CO2 zu betrachten. Dabei ist nicht auszuschließen, dass unter den vorgenannten Bedingungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zum technisch und wirtschaftlich optimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport Offshore zwischenzeitlich eine Nutzung von Kavernenspei-chern notwendig ist.\r\nDie Offshore-Speicherung sowie der Transport von CO2 müssen grundsätzlich den Schutz der Trinkwasserressourcen unter allen Bedingungen sicherstellen. Die spezifischen wasserrelevan-ten Anforderungen an CO2-Offshore-Speichervorhaben sowie CO2-Transportleitung sind ge-meinsam mit den befassten Wasserbehörden abzustimmen und an die örtlichen Gegebenhei-ten zu knüpfen. Bei einer potenziellen Gefährdung der örtlichen Trinkwasserversorgung sind die zuständigen Wasserversorger und die Wasserbehörden mit einzubinden– insbesondere auch bei der Festlegung der Trassenführung in Wasserschutzgebieten bei leitungsgebundenem CO2-Transport.\r\nIm Rahmen der wasserfachlichen Prüfung und Bewertung insbesondere von potenziellen CO2-Offshore-Speicherstätten sind Süßwasseraustritte im Meer sowie unterirdische Süßwasserre-servoire zu identifizieren und zu berücksichtigen. Gegenstand der wasserfachlichen und hydro-geologischen Prüfung und Bewertung sind hierbei:\r\n› Die Risiken für Salzwasserintrusionen in Süßwasserreservoire u. a. im Hinblick auf die Pa-rameter Klimawandel, Süßwasserneubildung und -Entnahme sowie\r\n› Die Risiken für Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire\r\n durch Salzwasserintrusion oder\r\n durch die in Lösung gehenden Minerale oder Spurenstoffe in Folge einer Versauerung nach CO2-Leckagen (z.B. undichte Bohrungen, Störungen, undichte Pipeline) oder CO2-Intrusionen.\r\nFür die Prüfung und Bewertung der wasserrelevanten Risiken ist eine hinreichende hydrogeo-logische Charakterisierung sowie eine strukturierte konservative Modellierung nach den allge-mein anerkannten Regeln der Technik oder gleichwertiger Regelungen durchzuführen. Die Er-arbeitung einer detaillierten Arbeitsmethodik hierfür inklusive Monitoring und Notfallpläne sollte im Rahmen eines Expertenkreises erfolgen.\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 12\r\n3.4 Anreize für die Schaffung eines CO2-Marktes\r\nDamit die Carbon-Management-Maßnahmen in den nächsten Jahren entlang der Wertschöp-fungskette gebaut sowie zum Einsatz kommen können, ist eine ausreichende Förderung bzw. ein passender Investitionsrahmen notwendig. Hintergrund ist, dass Infrastrukturen sowie CO2-Abscheideanlagen komplett neu gebaut und skaliert werden müssen, die dem Abtransport für die Offshore-Speicherung oder der CO2-Kreislaufnutzung (CCU) dienen. Langfristig sollten sich die Anwendungen marktlich finanzieren, doch in der Anfangsphase sind die Anreize durch den EU-ETS zu gering. Während CCS-Maßnahmen teilweise über die eingesparten CO2-Zertifikate finanziert werden können, muss eine vergleichbare Finanzierungsmöglichkeit für Tätigkeiten geschaffen werden, die der Atmosphäre CO2 entziehen. Zertifikate für negative Emissionen soll-ten mittelfristig in den Europäischen Emissionshandel integriert und als Alternative zur Erfüllung der bestehenden Abgabepflicht dienen. Dies würde eine Nachfrage nach diesen Zertifikaten er-zeugen und deren Preis sinnvollerweise an den bestehenden Emissionshandel koppeln. Auch Ziele für Negativemissionen sollten festgelegt werden. Mit der Marktintegration wäre auch die Grundlage für eine Anfangsförderung über Klimaschutzverträge geschaffen, da in der Markt-hochlaufphase Kosten kompensiert werden müssen, die die Erlöse aus dem Emissionshandel übersteigen.\r\nDaher sollte u. a. eine Zulassung von Carbon Capture, Utilization and Storage (CCU/S) Projekte ab dem zweiten Förderaufruf für Klimaschutzverträge durch Schaffung des Rechtsrahmens er-möglicht werden. Auch die Förderrichtlinie Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (FRL BIK) wird als Werkzeug begrüßt. Die Anhebung der Obergrenzen für die Fördersummen ist hier-bei ein positiver und zeitgemäßer Schritt mit Blick auf die Entwicklung eines Marktes zum Um-gang mit CO2-Emissionen im Sinne der Klimaziele.\r\nJedoch sollte der maximale Zeitraum zwischen Zuteilung der Förderung und Inbetriebnahme für CCS-Projekte angepasst werden, 36 bzw. maximal 48 Monate sind hier zu kurz angesetzt. Insgesamt ist es zweifelhaft, dass mit den aktuellen Optionen zur Förderung ein Ausbau der Technologien ermöglicht wird, mit dem die Ziele erreicht werden können.\r\nParallel zur Entwicklung nationaler Mechanismen ist auch die Schaffung eines gesamteuropäi-schen Marktes mit einheitlichen Bedingungen für die Anerkennung wesentlich. Dies umfasst Aspekte der Regulierung, Infrastruktur und Gesetzgebung. Ein einheitlicher europäischer Rah-men ist entscheidend für die Industrieplanung und zukünftige Investitionen. Ein wichtiges Werkzeug für die Förderung großer Infrastrukturprojekte sind Important Projects of Common European Interest (IPCEI). Die Bundesregierung sollte sich für die Schaffung eines IPCEI für Car-bon Management einsetzen.\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 12\r\nZudem muss Anrechenbarkeit von CCS über Grenzen gewährleistet werden. Die Europäische Wirtschaftszone muss gleichrangig mit Speicherung in der EU behandelt werden. Für Drittlän-der mit eigenen Emissionshandelssystemen, wie Großbritannien, sollte eine gegenseitige Aner-kennung der Emissionshandelssysteme gewährleistet sein, um auch dortige Speicher nutzen zu können.\r\n4 Anmerkungen zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz und den rechtlichen Rahmenbedingungen\r\nDie Ankündigung der Schaffung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Transport und die Offshore-Speicherung von CO2 ist ein wichtiger Schritt. Entscheidend ist nun vor allem, dass die angekündigten Maßnahmen zeitnah umgesetzt werden. Dies ist ein einfacher Schritt und die Grundvoraussetzung für das Vorankommen der Carbon-Management-Projekte. Neben der An-passung des KSpTG ist vor allem die Ratifizierung der Ergänzung von Artikel 6 des London-Pro-tokolls entscheidend. Die Ratifizierung, Erklärung der einstweiligen Anwendung und der Ab-schluss notwendiger bilateraler Abkommen muss schnellstmöglich erfolgen. Ferner muss das Hohe-See-Einbringungsgesetz entsprechend angepasst werden.\r\nDie Vorlage des Referentenentwurfs des KSpTG begrüßt der BDEW. Insbesondere für den Bau von CO2-Leitungen benötigt es ein geeignetes Regelwerk, damit in Zukunft eine CO2-Transports-Infrastruktur zum Zwecke von CCS und CCU als Beitrag zur Erreichung der Net-Zero-Ziele gebaut und genutzt werden kann. Ebenfalls positiv ist, dass mit den Verweisen ins Energiewirtschafts-gesetz (EnWG) einige verfahrenserleichternde sowie -beschleunigende Maßnahmen vorgese-hen sind. Für die Umsetzung des ambitionierten Zeitplans ist ein angemessener Rechtsrahmen unabdingbar.\r\nDarüberhinausgehend sollten jedoch auch die Anforderungen des Net-Zero-Industry-Acts (NZIA) sowie des Bund-Länder-Paktes zur Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbe-schleunigung vollständig umgesetzt werden. Aus Sicht des BDEW sollten mit Blick auf die Not-wendigkeit des schnellen Aufbaus einer CO2-Infrastruktur als Beitrag zum Klimaschutz die Ge-nehmigungsverfahren beschleunigt werden. Es ist zu begrüßen, dass parallel zu anderen Kli-maschutzmaßnahmen der Transport und die Offshore-Speicherung von Kohlendioxidmengen, die technisch bislang noch nicht oder schwer zu vermeiden sind, entwickelt und ermöglicht werden müssen. Der Aufbau und Betrieb von CO2-Transportleitungen und Offshore-Speichern sollte mit Blick auf die Erreichung der Net-Zero-Ziele in 2045 zügig erfolgen. Hierbei ist es wichtig, dass Umweltschutz, wie z. B. die Belange der öffentlichen Wasserversorgung mit den Bemühungen um den Klimaschutz, wie z. B. den Einsatz von Carbon Management verzahnt werden und die vorhandenen Ressourcen gut geschützt und gleichzeitig genutzt werden kön-nen, um somit Ökologie und Ökonomie miteinander zu verbinden.\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 12\r\nZudem sind Verfahrenserleichterungen für die Umsetzung von naturschutzrechtlichen Aus-gleichs- und Ersatzmaßnahmen sinnvoll. Um größtmögliche Planungssicherheit zu gewährleis-ten, sollte das KSpTG zudem bereits konkrete Aussagen zum künftigen Regulierungsrahmen für Kohlendioxidleitungen treffen. Verzögerungen durch Nutzungskonkurrenz müssen vermieden werden: die im KSpTG referenzierten Planungsprozesse wie z.B. die Integration von CCS in die Meeresraumplanung dürfen nicht zu weiteren Unsicherheiten oder Verzögerungen führen. Eine kommerzielle Nutzung von Speichern sollte grundsätzlich erlaubt sein, es sollte nicht erst nach Forschungsvorhaben und Erkundungsbohrungen darüber entschieden werden, sofern bereits im Rahmen vorherigen Nutzung ausreichende Erkenntnisse zur Sicherheit vorliegen. Gleichzei-tig sind, wie oben beschrieben, die Bedingungen zum Schutz von Trinkwasserressourcen einzu-halten.\r\nDarüber hinaus hat der BDEW Anmerkungen zu einzelnen Punkten:\r\n• In Bezug auf Haftungsfragen und finanzielle Sicherheiten sollten die Anforderungen im KSpTG nicht über die Anforderungen der europäischen CCS-Direktive hinausgehen, dazu zählt auch die Frist im §31 KSpTG für die Übertragung der Haftung.\r\n• Regeln für eine beschleunigte Genehmigung von z. B. seismischen Messungen sollten ge-schaffen werden. Zugleich muss der Schutz der Trinkwasserressourcen gewährleistet wer-den.\r\n• Die Öffnung für die Mitverlegung von Leerrohren zur Unterstützung des Netzausbaus wird positiv gesehen\r\n• In Einzelfällen ist die Umstellung von Erdgasleitungen auf gasförmigen CO2-Transport mög-lich. Hierdurch könnten Verfahrensbeschleunigungen möglich werden. • Die Aufhebung des §4 Abs. 2 S. 3 im KSpG ist ein wichtiger Schritt zur Verfahrungserleichte-rung, wenn sich der Kohlendioxidspeicher außerhalb Deutschlands befindet. Dies ist für die internationale Zusammenarbeit förderlich und daher zu begrüßen.\r\n• Verkürzte Fristen für die Abgabe behördlicher Stellungnahmen im Verfahren sollten einge-führt werden, und in geeigneten Fällen sollte eine Annahme des Einvernehmens oder der Zustimmung erfolgen, wenn keine Rückmeldung erfolgt.\r\n• Einheitliche und vereinfachte Richtlinien für die Anwendung artenschutzrechtlicher Bestim-mungen sollten eingeführt werden.\r\n• Es sollte ein Zeitpunkt festgelegt werden, zu dem die Sach- und Rechtslage sowie der Stand der Technik in laufenden Planungs- und Genehmigungsverfahren als verbindlich gelten (Stichtagsregelung).\r\nDie Carbon-Management-Strategie und das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz aus Sicht der Energieund\r\nWasserwirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 12\r\n• Es sollten verbesserte Möglichkeiten für den vorzeitigen Beginn von Maßnahmen geschaf-fen werden, beispielsweise durch den Wegfall der bisherigen Prognoseentscheidung bei bloßen Änderungsvorhaben oder Vorhaben an bestehenden Standorten.\r\n5 Fazit\r\nMit der Vorlage der Eckpunkte der Carbon-Management-Strategie wurde die Grundlage für die Weiterentwicklung der Technologien gelegt. Nun ist entscheidend, dass die angekündigte An-passung der rechtlichen Rahmenbedingungen zügig umgesetzt werden. Insgesamt muss analy-siert werden, ob die bisher geplanten Fördermaßnahmen ausreichen, um den Hochlauf der Technologien zu ermöglichen. Insbesondere der Aufbau der Speicher- und Transportinfrastruk-tur ist hierbei eine große Herausforderung. Gleichzeitig ist unbestritten, dass eine Pipelineinf-rastruktur benötigt wird, um die anfallenden Mengen an CO2 zu transportieren. Eine Möglich-keit, um dies in der Anfangsphase zu erleichtern, ist die gezielte Förderung von Clustern, in de-nen an einem Standort größere Mengen an CO2-Emissionen anfallen. Um dem ambitionierten Zeitplan zu entsprechen, muss zudem eine Priorisierung von CO2-Infrastruktur im Planungsrecht erfolgen. Die Belange der öffentlichen Wasserversorgung bleiben hiervon unberührt.\r\nDie Öffnung für die Offshore-Speicherung von CO2 wird vom BDEW begrüßt. Entscheidend ist hierbei, dass der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sichergestellt wird. Die geplante Opt-in-Möglichkeit einzelner Bundesländer zur dauerhaften Speicherung von CO₂ im geologischen Untergrund auf dem Gebiet des deutschen Festlands sieht der BDEW hingegen mit größter Skepsis.\r\nSelbstverständlich hat die ambitionierte Vermeidung von Treibhausgasemissionen weiterhin die höchste Priorität vor der Nutzung von natürlichen oder technischen Senken. Eine Priorisie-rung darf allerdings nicht als zeitliche Abfolge missverstanden werden. Investitionen in Carbon Management und die Etablierung einer CO2-Transportinfrastruktur müssen schnellstmöglich initiiert und parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen vorangetrieben werden, damit Car-bon-Management-Maßnahmen ihren notwendigen Beitrag zur Klimaneutralität rechtzeitig leis-ten können. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 4. Oktober 2024\r\nKohlendioxid-Speicherungsund -Transportgesetz\r\n(KSpTG)\r\nKurzstellungnahme\r\nVersion: 1.0\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Kernpositionen des BDEW zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -\r\nTransportgesetz.........................................................................................3\r\n2 Anmerkungen zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz und\r\nden rechtlichen Rahmenbedingungen ........................................................3\r\n3 Fazit ..........................................................................................................7\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 7\r\n1 Kernpositionen des BDEW zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz\r\n(KSpTG)\r\n› Schnelle rechtliche Anpassungen und Implementierung: Die mit dem KSpTG angestrebten\r\nAnpassungen der rechtlichen Rahmenbedingungen sollten zeitnah umgesetzt werden. Darüber hinaus sind die Ratifizierung des Amendments des London-Protokolls sowie die Änderung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes zeitnah notwendig.\r\n› Schneller Aufbau einer CO2-Infrastruktur, die Umwelt- und Klimaschutzaspekte vereint: Der\r\nschnelle Aufbau einer CO2-Infrastruktur ist ein wichtiger Baustein auf dem Weg zu einer\r\nCO2-Value Chain, um Net-Zero 2045 zu erreichen. Zur zeitnahen Entwicklung der CO2-Infrastruktur, die Umweltschutz, wie z.B. den Schutz der Wasserressourcen und zeitgleich den\r\nKlimaschutz, wie z.B. Nutzung und Speicherung von CO2 vereint, sollten planungs- und genehmigungsrechtlichen Prozesse etabliert werden, die beiden Seiten gerecht werden.\r\n› Der Schutz der Wasserressourcen ist unter allen Bedingungen sicherzustellen: Keine unterirdische Onshore-Speicherung von CO2 in Deutschland. Dies schließt nicht aus, dass unter\r\nden vorgenannten Bedingungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zum technisch und wirtschaftlich optimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport Offs-hore zwischenzeitlich eine Nutzung von Kavernenspeichern notwendig ist. Bei Offshore-CO2-Speichervorhaben in Deutschland sind die Risiken für Salzwasserintrusionen sowie für Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire zu berücksichtigen.\r\n2 Anmerkungen zum Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz und den\r\nrechtlichen Rahmenbedingungen\r\nAktuelle Studien zur Erreichung der Klimaschutzziele deuten auf die Notwendigkeit von technischen Senken, im Sinne von CCS/U - Technologien für unvermeidbare bzw. schwer vermeidbare CO2-Emissionen, beispielsweise Prozessemissionen aus industriellen oder landwirtschaftlichen Quellen, hin. CCS/U - Technologien ermöglichen CO2-Emissionen, die nicht durch die\r\nbislang verfügbaren oder sich in Entwicklung befindlichen Technologien vermieden werden\r\nkönnen, über Abscheideverfahren abzutrennen und anschließend entweder in industriellen\r\nProzessen zu nutzen (CCU) oder dauerhaft unter der Erdoberfläche zu speichern (CCS).\r\nAus diesem Grund begrüßt der BDEW den Entwurf für die Änderung des Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz als wichtigen Schritt, um die benötigten Carbon-Management-Maßnahmen mit Blick auf die Erreichung, der von der Politik gesetzten Klimaziele, zu erreichen. Die zeitnahe Anpassung der entsprechenden Gesetzgebung ist wichtig, da die Umsetzung von Infrastrukturprojekten – wie z. B. Offshore-Speicherungsprojekte und der Bau von\r\nTransport-Pipelines eine Vorlaufzeit von 7-10 Jahren haben.\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 7\r\nBei allen Aspekten muss der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sichergestellt werden. Zum Schutz der Grundwasserressourcen und angesichts entsprechender hoher\r\nBevölkerungsdichte sowie dem Vorkommen bestimmter tektonischer und seismischer Gegebenheiten sind Lagerstätten für die nationale unterirdische Onshore-Speicherung von CO2\r\nnach Auffassung des BDEW nicht zu berücksichtigen. Dies schließt nicht aus, dass unter den\r\nvorgenannten Bedingungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zum technisch\r\nund wirtschaftlich optimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport Offshore zwischenzeitlich eine Nutzung von Kavernenspeichern notwendig ist. Hierzu sind entsprechende Rahmenbedingungen für den Betrieb und Notwendigkeiten für die entsprechenden Volumina abzustimmen.\r\nDie Offshore-Speicherung sowie der Transport von CO2 müssen grundsätzlich den Schutz der\r\nTrinkwasserressourcen unter allen Bedingungen sicherstellen. Die spezifischen wasserrelevanten Anforderungen an CO2-Offshore-Speichervorhaben sowie CO2-Transportleitung sind gemeinsam mit den befassten Wasserbehörden abzustimmen und an die örtlichen Gegebenheiten zu knüpfen. Bei einer potenziellen Gefährdung der örtlichen Trinkwasserversorgung sind\r\ndie zuständigen Wasserversorger und die Wasserbehörden mit einzubinden– insbesondere\r\nauch bei der Festlegung der Trassenführung in Wasserschutzgebieten bei leitungsgebundenem CO2-Transport.\r\nIm Rahmen der wasserfachlichen Prüfung und Bewertung insbesondere von potenziellen CO2-\r\nOffshore-Speicherstätten sind Süßwasseraustritte im Meer sowie unterirdische Süßwasserreservoire zu identifizieren und zu berücksichtigen. Gegenstand der wasserfachlichen und\r\nhydro-geologischen Prüfung und Bewertung sind hierbei:\r\n› Die Risiken für Salzwasserintrusionen in Süßwasserreservoire u. a. im Hinblick auf die Parameter Klimawandel, Süßwasserneubildung und -Entnahme sowie\r\n› Die Risiken für Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire\r\n durch Salzwasserintrusion oder\r\n durch die in Lösung gehenden Minerale oder Spurenstoffe in Folge einer Versauerung\r\nnach CO2-Leckagen (z.B. undichte Bohrungen, Störungen, undichte Pipeline) oder CO2-\r\nIntrusionen.\r\nFür die Prüfung und Bewertung der wasserrelevanten Risiken ist eine hinreichende hydrogeologische Charakterisierung sowie eine strukturierte konservative Modellierung nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik oder gleichwertiger Regelungen durchzuführen. Die Erarbeitung einer detaillierten Arbeitsmethodik hierfür inklusive Monitoring und Notfallpläne\r\nsollte im Rahmen eines Expertenkreises erfolgen.\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 7\r\nIn der Gesamtschau bleiben die Vermeidung von Treibhausgasemissionen sowie der Ausbau\r\nder natürlichen Senken die obersten Prioritäten auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft.\r\nNatürliche und technische Senken sind erforderlich zur Erreichung der Klimaschutzziele, dürfen jedoch das Ambitionsniveau der Vermeidung von Emissionen nicht mindern. Diese Priorisierung darf zugleich nicht als zeitliche Abfolge missverstanden werden. Investitionen in Carbon-Management-Maßnahmen und die Etablierung einer CO2-Transportinfrastruktur müssen\r\nschnellstmöglich initiiert und parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen vorangetrieben\r\nwerden, damit sie ihren notwendigen Beitrag zur Klimaneutralität rechtzeitig leisten können.\r\nDie Ankündigung der Schaffung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Transport und\r\ndie Offshore-Speicherung von CO2 ist ein wichtiger Schritt. Entscheidend ist nun vor allem,\r\ndass die angekündigten Maßnahmen zeitnah umgesetzt werden. Dies ist ein einfacher Schritt\r\nund die Grundvoraussetzung für das Vorankommen der Carbon-Management-Projekte. Neben\r\nder Anpassung des KSpTG ist vor allem die Ratifizierung der Ergänzung von Artikel 6 des London-Protokolls entscheidend. Die Ratifizierung, Erklärung der einstweiligen Anwendung und\r\nder Ab-schluss notwendiger bilateraler Abkommen muss schnellstmöglich erfolgen. Ferner\r\nmuss das Hohe-See-Einbringungsgesetz entsprechend angepasst werden.\r\nDie Vorlage des Gesetzesentwurfs des KSpTG begrüßt der BDEW. Insbesondere für den Bau\r\nvon CO2-Leitungen benötigt es ein geeignetes Regelwerk, damit in Zukunft eine CO2-Transports-Infrastruktur zum Zwecke von CCS und CCU als Beitrag zur Erreichung der Net-Zero-Ziele\r\ngebaut und genutzt werden kann. Ebenfalls positiv ist, dass mit den Verweisen ins Energiewirtschafts-gesetz (EnWG) einige verfahrenserleichternde sowie -beschleunigende Maßnahmen vorgesehen sind. Für die Umsetzung des ambitionierten Zeitplans ist ein angemessener\r\nRechtsrahmen unabdingbar.\r\nDarüberhinausgehend sollten jedoch auch die Anforderungen des Net-Zero-Industry-Acts\r\n(NZIA) sowie des Bund-Länder-Paktes zur Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung vollständig umgesetzt werden. Aus Sicht des BDEW sollten mit Blick auf die Notwendigkeit des schnellen Aufbaus einer CO2-Infrastruktur als Beitrag zum Klimaschutz die Genehmigungsverfahren beschleunigt werden. Es ist zu begrüßen, dass parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen der Transport und die Offshore-Speicherung von Kohlendioxidmengen,\r\ndie technisch bislang noch nicht oder schwer zu vermeiden sind, entwickelt und ermöglicht\r\nwerden müssen. Der Aufbau und Betrieb von CO2-Transportleitungen und Offshore-Speichern\r\nsollte mit Blick auf die Erreichung der Net-Zero-Ziele in 2045 zügig erfolgen. Hierbei ist es\r\nwichtig, dass Umweltschutz, wie z. B. die Belange der öffentlichen Wasserversorgung mit den\r\nBemühungen um den Klimaschutz, wie z. B. den Einsatz von Carbon Management verzahnt\r\nwerden und die vorhandenen Ressourcen gut geschützt und gleichzeitig genutzt werden können, um somit Ökologie und Ökonomie miteinander zu verbinden.\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 7\r\nZudem sind Verfahrenserleichterungen für die Umsetzung von naturschutzrechtlichen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen sinnvoll. Um größtmögliche Planungssicherheit zu gewährleisten, sollte das KSpTG zudem bereits konkrete Aussagen zum künftigen Regulierungsrahmen\r\nfür Kohlendioxidleitungen treffen. Verzögerungen durch Nutzungskonkurrenz müssen vermieden werden: die im KSpTG referenzierten Planungsprozesse wie z.B. die Integration von CCS in\r\ndie Meeresraumplanung dürfen nicht zu weiteren Unsicherheiten oder Verzögerungen führen.\r\nEine kommerzielle Nutzung von Speichern sollte grundsätzlich erlaubt sein, es sollte nicht erst\r\nnach Forschungsvorhaben und Erkundungsbohrungen darüber entschieden werden, sofern\r\nbereits im Rahmen vorherigen Nutzung ausreichende Erkenntnisse zur Sicherheit vorliegen.\r\nGleichzeitig sind, wie oben beschrieben, die Bedingungen zum Schutz von Trinkwasserressourcen einzuhalten.\r\nDarüber hinaus hat der BDEW Anmerkungen zu einzelnen Punkten:\r\n In Bezug auf Haftungsfragen und finanzielle Sicherheiten sollten die Anforderungen im\r\nKSpTG nicht über die Anforderungen der europäischen CCS-Direktive hinausgehen, dazu\r\nzählt auch die Frist im §31 KSpTG für die Übertragung der Haftung.\r\n Regeln für eine beschleunigte Genehmigung von z. B. seismischen Messungen sollten\r\ngeschaffen werden. Zugleich muss der Schutz der Trinkwasserressourcen gewährleistet\r\nwerden.\r\n Die Öffnung für die Mitverlegung von Leerrohren zur Unterstützung des Netzausbaus\r\nwird positiv gesehen\r\n In Einzelfällen ist die Umstellung von Erdgasleitungen auf gasförmigen CO2-Transport\r\nmöglich. Hierdurch könnten Verfahrensbeschleunigungen möglich werden.\r\n Die Aufhebung des §4 Abs. 2 S. 3 im KSpG ist ein wichtiger Schritt zur Verfahrungseleichterung, wenn sich der Kohlendioxidspeicher außerhalb Deutschlands befindet. Dies ist\r\nfür die internationale Zusammenarbeit förderlich und daher zu begrüßen.\r\n Verkürzte Fristen für die Abgabe behördlicher Stellungnahmen im Verfahren sollten eingeführt werden, und in geeigneten Fällen sollte eine Annahme des Einvernehmens oder\r\nder Zustimmung erfolgen, wenn keine Rückmeldung erfolgt.\r\n Einheitliche und vereinfachte Richtlinien für die Anwendung artenschutzrechtlicher\r\nBestimmungen sollten eingeführt werden.\r\n Es sollte ein Zeitpunkt festgelegt werden, zu dem die Sach- und Rechtslage sowie der\r\nStand der Technik in laufenden Planungs- und Genehmigungsverfahren als verbindlich\r\ngelten (Stichtagsregelung).\r\nKohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 7\r\n Es sollten verbesserte Möglichkeiten für den vorzeitigen Beginn von Maßnahmen geschaffen werden, beispielsweise durch den Wegfall der bisherigen Prognoseentscheidung bei bloßen Änderungsvorhaben oder Vorhaben an bestehenden Standorten.\r\n3 Fazit\r\nEs ist entscheidend, dass die angekündigte An-passung der rechtlichen Rahmenbedingungen\r\nzügig umgesetzt werden. Insgesamt muss analysiert werden, ob die bisher geplanten Fördermaßnahmen ausreichen, um den Hochlauf der Technologien zu ermöglichen. Insbesondere\r\nder Aufbau der Speicher- und Transportinfrastruktur ist hierbei eine große Herausforderung.\r\nGleichzeitig ist unbestritten, dass eine Pipelineinfrastruktur benötigt wird, um die anfallenden\r\nMengen an CO2 zu transportieren. Eine Möglichkeit, um dies in der Anfangsphase zu erleichtern, ist die gezielte Förderung von Clustern, in denen an einem Standort größere Mengen an\r\nCO2-Emissionen anfallen. Um dem ambitionierten Zeitplan zu entsprechen, muss zudem eine\r\nPriorisierung von CO2-Infrastruktur im Planungsrecht erfolgen. Die Belange der öffentlichen\r\nWasserversorgung bleiben hiervon unberührt.\r\nDie Öffnung für die Offshore-Speicherung von CO2 wird vom BDEW begrüßt. Entscheidend ist\r\nhierbei, dass der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sichergestellt wird.\r\nDie geplante Opt-in-Möglichkeit einzelner Bundesländer zur dauerhaften Speicherung von CO₂\r\nim geologischen Untergrund auf dem Gebiet des deutschen Festlands sieht der BDEW hingegen mit größter Skepsis.\r\nSelbstverständlich hat die ambitionierte Vermeidung von Treibhausgasemissionen weiterhin\r\ndie höchste Priorität vor der Nutzung von natürlichen oder technischen Senken. Eine Priorisierung darf allerdings nicht als zeitliche Abfolge missverstanden werden. Investitionen in Carbon\r\nManagement und die Etablierung einer CO2-Transportinfrastruktur müssen schnellstmöglich\r\ninitiiert und parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen vorangetrieben werden, damit Carbon-Management-Maßnahmen ihren notwendigen Beitrag zur Klimaneutralität rechtzeitig\r\nleisten können. Nur durch maximale Anstrengung auf allen Gebieten können die Klimaziele erreicht 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":"2024-10-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Bürokratieabbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/5f/485181/Stellungnahme-Gutachten-SG2502270012.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 1 von 8\r\nBMWK-Konsultation Anfang Januar 2025: Europäische Durchführungs-/delegierte Rechtsakte\r\nTeil 1: Rechtsakte, die in den Jahren 2025/2026 prioritär von der EU-Kommission erlassen werden müssen, um die Umsetzung zu ermöglichen\r\nund Erleichterungen zu schaffen\r\nNr. Basisrechtsakt/Ermächtigungsnorm\r\nDurchführungs-/delegierter Rechtsakt\r\nZeithorizont Bemerkungen\r\n1 RL (EU) 2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie 2024),\r\nArtikel 9 Abs. 5\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nüber die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nFrist für Europäische Kommission: Annahme bis\r\n04.08.2025 (12 Monate\r\nnach Inkrafttreten der RL\r\nPlanung Europäische Kommission: Annahme in Q4\r\n2024 (gemäß https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/14303-Methodezur-Bestimmung-der-Treibhausgaseinsparungendurch-CO2-arme-Brennstoffe_de)\r\nZeitnahe Annahme aus\r\nBDEW-Sicht sehr wünschenswert\r\nDer DA zu kohlenstoffarmen Brennstoffen ist von großer\r\nBedeutung für die Wasserstoffbranche. Der BDEW setzt\r\nsich für ermöglichende und international anschlussfähige\r\nRegelungen ein, sodass vor allem in der Hochlaufphase des\r\nWasserstoffmarktes kohlenstoffarmer neben erneuerbarem Wasserstoff eine tragende Rolle spielen kann. Für den\r\ngesamten flächendeckenden Markthochlauf ist dies notwendig. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der\r\nDelegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren Wasserstoff angeglichen werden, um zeitgleiche Planungssicherheit zu gewähren. Die 70%-THG-Einsparung ist\r\nbereits sehr ambitioniert und die Einhaltung dieser Einsparung sollte technologieoffen gestaltet werden. Für Vorkettenemissionen beim Erdgasbezug zur Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff sollten neben Standard- auch\r\nprojektspezifische Werte angewandt werden können, um\r\neine bessere Emissionsbilanz nachzuweisen zu können. Bei\r\nMethanvorkettenemissionen sollte bis zur Festlegung der\r\nMethodik zur Berechnung der Methanintensität für Importe (aufbauend auf der EU-Methanemissions-Verordnung im Jahr 2027) neben dem Standardwert ebenso zertifizierte projektspezifische Werte (z.B. aus dem Umweltmanagementsystem oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung) im Rahmen einer Eigenerklärung verwendet werden\r\ndürfen. Für Strombezug muss es angemessene und praxistaugliche Regelungen geben. Hierbei muss klar zwischen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 2 von 8\r\nStrominputs für Elektrolyse und für Hilfsstrom entlang des\r\nHerstellungsprozesses unterschieden werden.\r\n2 Richtlinie (EU) 2023/2413\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED III), Artikel\r\n29\r\nDurchführungsverordnung 2022/996 über Vorschriften für die Überprüfung in Bezug auf die\r\nNachhaltigkeitskriterien\r\nund die Kriterien für\r\nTreibhausgaseinsparungen sowie die Kriterien\r\nfür ein geringes Risiko indirekter Landnutzungsänderungen\r\nPriorität 2025 Die Verordnung sollte dringend überarbeitet werden. Dies\r\nist relevant für die Umsetzung der Union Database (UDB),\r\nalso die EU-weite Datenbank für Nachhaltigkeitsnachweise\r\nfür Gas. Die VO legt unter anderem die Regeln für die Umsetzung eines Massenbilanzsystems und eine Liste der an\r\ndie UDB zu übermittelnden Daten fest (Kapitel IV + Anhang\r\nI). Wichtig ist, Klarheit über die Nachhaltigkeitskriterien für\r\nden Anbau neuer Rohstoffe (Pflanzen, die auf stark degradierten Flächen angebaut werden, und Zwischenfrüchte)\r\nzu schaffen.\r\nDarüber hinaus ist auch die Überprüfung von Anhang V\r\nund Anhang VI der RED III (gem. Art. 31 Abs. 5) zur Methodik wichtig. Im Zusammenhang mit der Co-Vergärung bei\r\nBiomethan ist es insbesondere notwendig, dass beide Berechnungsmethoden – d.h. Summierung und Saldierung –\r\nermöglicht werden.\r\n3 Richtlinie (EU) 2018/2001\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED II), Artikel\r\n27 Abs. 6\r\nDelegierter Rechtsakt\r\n(EU) 2023/1184 für die Erzeugung flüssiger oder\r\ngasförmiger erneuerbarer\r\nKraftstoffe nicht biogenen\r\nUrsprungs (RFNBOs)\r\nDer Bericht zur Überprüfung des Delegierten\r\nRechtsakts (und somit der\r\nStrombezugskriterien)\r\ndurch die Europäische Kommission soll dem EP und\r\ndem Rat erst bis zum 1. Juli\r\n2028 vorgelegt werden.\r\nDies muss vorgezogen werden.\r\nEs besteht dringender Bedarf an einer Anpassung des bestehenden delegierten Rechtsakts (2023/1184) für erneuerbaren Wasserstoff, um zwei Dinge zu regeln:\r\n1. Das Zusätzlichkeitskriterium muss bis mind. 2035 verschoben werden, da zu dessen Umsetzung eine längere\r\nÜbergangsfrist notwendig ist (siehe Brief von Minister Habeck an die Europäische Kommission). Die Bestandsschutzregelungen sollten zeitlich ausgeweitet werden.\r\n2. Das Kriterium der monatlichen Korrelation ist beizubehalten. Durch die Freigabe eines monatlichen Matchings in\r\nden Frontjahren erkennt der Gesetzgeber grundsätzlich an,\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 3 von 8\r\ndass stündliches Matching erhöhten Aufwand und erhöhte\r\nKosten beim Stromeinkauf für Elektrolyseure bedeutet sowie ggf. weniger attraktive Wasserstofflieferprofile produziert.\r\nDie Revision sollte schnell im Zusammenhang mit dem Delegierten Rechtsakt nach Art. 9 Abs. 5 der RL (EU)\r\n2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie) erfolgen. Dabei ist\r\nzu berücksichtigen, dass Monitoring und Anpassungen dieses Delegierten Rechtsakts und Anpassungen des Delegierten Rechtsakts zu kohlenstoffarmen Brennstoffen (vgl.\r\noben Nr. 1) zeitlich und inhaltlich aufeinander abgestimmt\r\nerfolgen, damit ein Level Playing Field erreicht wird und regulatorische Verzerrungen zwischen kohlenstoffarmem\r\nWasserstoff und RFNBOs vermieden werden.\r\n4 Richtlinie (EU) 2023/2413\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED III), Artikel\r\n29a Abs. 3\r\nDelegierter Rechtsakt\r\n(EU) 2023/1185 zur Festlegung der Methode für\r\ndie Bewertung der Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch erneuerbare Brennstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO)\r\nSollte analog zu DA\r\n2023/1184 angepasst werden.\r\nDie festzulegende Methode umfasst die Bewertung des\r\nKohlenstoffanteils der RFNBO. Dieser Rechtsakt sollte\r\ngleichzeitig mit dem Delegierten Rechtsakt nach Art. 9 Abs.\r\n5 der RL (EU) 2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie) angepasst werden.\r\n5 Richtlinie (EU) 2023/959\r\nzur Änderung der Richtlinie\r\n2003/87/EG (Emissionshandelsrichtlinie, EHRL),\r\nArtikel 30f Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakte\r\nbetreffend die genauen\r\nBestimmungen für die\r\nVermeidung von Doppelzählungen und zur Gewährung eines finanziellen Ausgleichs für die Endverbraucher der Brennstoffe in Fällen, in denen\r\neine solche\r\nPriorität in 2025 Es sollte Klarheit über die Vermeidung von Doppelzählungen bzw. unzumutbaren Härten herrschen. Dies führt zu einer Risikominimierung in den Lieferverträgen. Für die Lieferjahre 2027 und Folgejahre finden die Vertragsverhandlungen bereits dieses Jahr statt.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 4 von 8\r\nDoppelzählung oder Abgabe nicht vermieden\r\nwerden kann\r\n6 Verordnung (EU) 2023/956\r\nzur Schaffung eines CO2-\r\nGrenzausgleichssystems,\r\nArtikel 35 Abs. 7\r\nDurchführungsverordnung (EU) 2023/1773 in\r\nBezug auf die im Übergangszeitraum geltenden\r\nBerichtspflichten für die\r\nZwecke des CO2-Grenzausgleichssystems\r\nDurchführungs-VO existiert\r\nbereits, ist aber unzulänglich und sollte deshalb\r\nnochmals bearbeitet werden\r\nZwar ist die Durchführungs-VO bereits erlassen worden.\r\nDennoch herrscht bei den Akteuren in der Praxis Unsicherheit, was genau unter „Stromimport“ zu verstehen ist. Eine\r\ngeeignete Definition fehlt. Hier ist Nacharbeit erforderlich,\r\nin Zusammenarbeit mit der Generaldirektion Steuern und\r\nZollunion (DG TAXUD).\r\n7 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel\r\n14 Abs. 7 Buchstabe a\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung der Mindestnachweisgrenze die\r\nLeckageerkennung der\r\nMesstechniken, die für\r\ndie verschiedenen Messgeräte anzuwenden sind,\r\ndie zur Erfüllung der in\r\nAbsatz 8 festgelegten Anforderungen für alle Komponenten verwendet werden\r\nFrist für Europäische Kommission:\r\n05.08.2025\r\nForderung: So schnell wie\r\nmöglich in 2025\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit Betreiber der\r\nGasinfrastruktur sich auf die Vorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der Verpflichtung\r\nzur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur\r\nnachkommen zu können. Die Vorgaben sollten so formuliert sein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren\r\neingesetzt werden können.\r\n8 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n14 Abs. 7 Buchstabe b\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung der\r\nSchwellenwerte für die\r\nerste Stufe der LDAR-Untersuchungen, die zur Erfüllung der in Absatz 8\r\nfestgelegten Anforderungen an unterirdische\r\nKomponenten anzuwenden sind\r\nFrist für Europäische Kommission:\r\n05.08.2025\r\nForderung: So schnell wie\r\nmöglich in 2025\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit Betreiber der\r\nGasinfrastruktur sich auf die Vorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der Verpflichtung\r\nzur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur\r\nnachkommen zu können. Die Vorgaben sollten so formuliert sein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren\r\neingesetzt werden können. Sie sollen sich also an den bestehenden „best available technologies“ und „best\r\navailable detection techniques“ orientieren und\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 5 von 8\r\nberücksichtigen, dass es verschiedene Arten von Komponenten und von Leckagedetektions-Surveys (LDAR 1 und\r\nLDAR 2) gibt.\r\n9 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n32 Abs. 1 bzw. 2, jeweils\r\nBuchstabe a\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung verbindlicher,\r\ndurch Normungsorganisationen erarbeiteter Standards bzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Messung\r\nund Quantifizierung von\r\nMethanemissionen gemäß Artikel 12 Absatz 5“\r\nSollte spätestens Anfang\r\n2026 erlassen werden\r\nSolange keine verbindlichen Vorschriften per delegiertem\r\nRechtsakt festgelegt sind, müssen Gasnetzbetreiber für die\r\nMessung und Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 12 der Methanemissions-VO die Verfahren anwenden, die den Stand der Technik darstellen. Im Sinne einer Kontinuität sollten die zu erlassenen Regelungen daran\r\nanknüpfen.\r\n10 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n32 Abs. 1 bzw. 2, jeweils\r\nBuchstabe b\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung verbindlicher,\r\ndurch Normungsorganisationen erarbeiteter Standards bzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „LDAR-Untersuchungen gemäß Artikel\r\n14 Abs. 1“\r\nso schnell wie möglich in\r\n2025\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der\r\nGasinfrastruktur die die von ihnen betriebenen Assets auf\r\nMethanemissionen überprüfen müssen. Die erstmalige\r\nÜberprüfung aller Assets muss bis 5. August 2025 erfolgen\r\n(Ausnahme: letzte Überprüfung liegt weniger als 2 Jahre\r\nzurück). Daher werden die Vorgaben für Messung und\r\nQuantifizierung dringend benötigt.\r\n11 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel\r\n28 Abs. 6\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung des Verfahrens und der Anforderungen an die von einem\r\nDrittland zur Feststellung\r\nder Gleichwertigkeit vorzulegenden Nachweise.\r\nSo schnell wie möglich in\r\n2025\r\nAb dem 1. Januar 2027 müssen Importeure nachweisen,\r\ndass in den Herkunftsstaaten der importierten fossilen\r\nEnergieträger Überwachungs-, Berichterstattungs- und\r\nPrüfungsmaßnahmen erfolgen, die denen aus der Methanemissions-VO gleichwertig sind. Die Anforderungen an die\r\nNachweise zur Feststellung der Gleichwertigkeit sollen in\r\ndem hier genannten Rechtsakt festgelegt werden. Für die\r\nImporteure ist es essenziell, dass dieser Rechtsakt so\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 6 von 8\r\nschnell wie möglich erlassen wird, damit Planungssicherheit entsteht und im Bedarfsfall entsprechende Maßnahmen in den Herkunftsstaaten noch eingerichtet werden\r\nkönnen. Dies ist besonders wichtig für Importe aus Ländern\r\nmit einer komplexen Lieferkette (z.B. Importe aus den USA:\r\nkomplexe LNG-Lieferkette).\r\nDie Verfolgung von Öl- und Gasimporten zum Produktionsstandort ist insbesondere bei komplexen Lieferketten wie\r\nz.B. in den USA derzeit fast unmöglich. Wichtig ist, dass auf\r\nglobaler Ebene Standards für die Erfassung von und die Berichterstattung zu Methanemissionen vereinbart werden.\r\nHierzu sollte auf die Vorarbeiten der Oil & Gas Methane\r\nPartnership (OGMP) aufgebaut werden.\r\n12 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n29 Abs. 4\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung der Methode\r\nzur Berechnung der Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas\r\nund Kohle, die in der\r\nUnion in Verkehr gebracht werden, auf Erzeugerebene\r\nPriorität in 2025-2026 Wichtig, dies so schnell wie möglich abzuschließen, da ab\r\nAugust 2028 über die Methanintensität berichtet werden\r\nmuss. Die Methode zur Berechnung der Methanintensität\r\nist auch für andere EU-Rechtsvorschriften relevant, z. B. für\r\nkohlenstoffarme Kraftstoffe wie Wasserstoff.\r\n13 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n34 i.V.m. Artikel 27 Abs. 1,\r\n2. Unterabsatz\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nÄnderung der Methanemissions-VO, um Änderungen in Bezug auf die\r\nvon Importeuren vorzulegenden erforderlichen Informationen vorzunehmen\r\nso schnell wie möglich in\r\n2025\r\nDer Import fossiler Energieträger erfolgt zu einem großen\r\nAnteil auf Basis von Liefervereinbarungen mit Erfüllungszeitpunkten, die einige Jahre in der Zukunft liegen. Für Unternehmen, die Gas oder andere Energieträger aus dem\r\nEU-Ausland importieren, ist Planungssicherheit hinsichtlich\r\nder Anforderungen über mehrere Jahre im Voraus von großer Bedeutung. Importeure unterliegen gemäß Artikel 28\r\nder VO ab dem 1.1.2027 umfangreichen Melde- und Nachweispflichten. Um diese zu erfüllen, müssen sie mit ausreichendem zeitlichem Vorlauf die genauen Anforderungen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 7 von 8\r\nkennen. Daher ist ein zügiger Erlass des Rechtsakt essenziell.\r\n14 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n13 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nmit Leitlinien für einheitliche Bedingungen für die\r\nBestimmung von „strategischen Projekten“\r\nFrist für Europäische Kommission: 01.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDieser Rechtsakt wird von den Unternehmen in der Praxis\r\nschnellstmöglich benötigt.\r\n15 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n25 Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzu Mindestanforderungen\r\nan die ökologische Nachhaltigkeit bei öffentlichen\r\nVergabeverfahren\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur hemmen bzw. verzögern.\r\n16 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n26 Abs. 3\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzu Kriterien in Auktionen\r\nfür den Einsatz erneuerbarer Energiequellen, insbesondere bezüglich Resilienz\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDie Spezifikation für die Gestaltung von nicht preisbezogenen Kriterien in Auktionen für erneuerbare Energien sollte\r\nbestehenden Branchenstandards folgen und nicht zu einer\r\nzusätzlichen regulatorischen Belastung führen (voraussichtlich abgedeckt: Cybersicherheit, verantwortungsvolle\r\nUnternehmensführung, Widerstandsfähigkeit, Lieferfähigkeit, Innovation, Nachhaltigkeit, Integration in das Energiesystem).\r\n17 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n29 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nmit Liste aller Endprodukte mit Netto-NullTechnologien und ihrer\r\nwichtigsten spezifischen\r\nBauteile\r\nkeine Frist laut Verordnung\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt wird für die Bewertung des Beitrags des jeweiligen Bauteils bzw. der jeweiligen Technologie zur Resilienz benötigt. Er darf nicht durch zu strikte Kriterien den\r\nAusbau der Energieinfrastruktur oder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder\r\nunwirtschaftlicher machen.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 8 von 8\r\n18 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n46 Abs. 7\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nBestimmung der Unterkategorien „vorrangig genutzte Komponenten“ innerhalb der Netto-NullTechnologien\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur oder den (wirtschaftlichen)\r\nAusbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Bürokratieabbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/68/89/485183/Stellungnahme-Gutachten-SG2502270014.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":"15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 1 von 13\r\nBMWK-Konsultation Anfang Januar 2025: Europäische Durchführungs-/delegierte Rechtsakte\r\nTeil 2: Rechtsakte, bei denen in den Jahren 2025/2026 durch ihre Ausgestaltung eine erhebliche zusätzliche Bürokratiebelastung geschaffen\r\nwerden könnte.\r\nNr. Basisrechtsakt/Ermächtigungsnorm\r\nDurchführungs-/delegierter Rechtsakt\r\nZeithorizont Bemerkungen\r\n1 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArt. 46 Abs. 7\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Bestimmung der\r\nUnterkategorien „vorrangig genutzte Komponenten“ innerhalb\r\nder Netto-Null-Technologien\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber\r\nmit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 18), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 2 von 13\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die Einbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien in die\r\nBeschaffungsprozesse könnte diese weiter\r\nverkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen Mehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde die\r\nAttraktivität der europäischen Bieter schmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb\r\nverringern und damit die ohnehin schon steigenden Preise weiter in die Höhe treiben. Im\r\nFall von Netzkomponenten (die Vorlaufzeiten\r\nund Kosten für Stromtransformatoren haben\r\nsich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt)\r\nwürde dies den Netzausbau verlangsamen\r\nund die von den Verbrauchern zu zahlenden\r\nNetzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die\r\nEuropäische Kommission die NZIA-Durchführungs- und delegierten Rechtsakte im Zusammenhang mit dem Marktzugang gezielt und\r\nnur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n2 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArtikel 25 Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakt zu Mindestanforderungen an die ökologische Nachhaltigkeit bei\r\nöffentlichen Vergabeverfahren\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber\r\nmit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 15), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 3 von 13\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die Einbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien in die\r\nBeschaffungsprozesse könnte diese weiter\r\nverkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen Mehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde die\r\nAttraktivität der europäischen Bieter schmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb\r\nverringern und damit die ohnehin schon steigenden Preise weiter in die Höhe treiben. Im\r\nFall von Netzkomponenten (die Vorlaufzeiten\r\nund Kosten für Stromtransformatoren haben\r\nsich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt)\r\nwürde dies den Netzausbau verlangsamen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 4 von 13\r\nund die von den Verbrauchern zu zahlenden\r\nNetzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die\r\nEuropäische Kommission die NZIA-Durchführungs- und delegierten Rechtsakte im Zusammenhang mit dem Marktzugang gezielt und\r\nnur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n3 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArtikel 29 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt mit Liste aller Endprodukte mit NettoNull-Technologien und\r\nihrer wichtigsten spezifischen Bauteile\r\nkeine Frist laut Verordnung Forderung:\r\nschnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 17), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 5 von 13\r\nEinbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien\r\nin die Beschaffungsprozesse könnte diese\r\nweiter verkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen\r\nMehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde\r\ndie Attraktivität der europäischen Bieter\r\nschmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb verringern und damit die ohnehin\r\nschon steigenden Preise weiter in die Höhe\r\ntreiben. Im Fall von Netzkomponenten (die\r\nVorlaufzeiten und Kosten für Stromtransformatoren haben sich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt) würde dies den Netzausbau\r\nverlangsamen und die von den Verbrauchern\r\nzu zahlenden Netzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die Europäische Kommission\r\ndie NZIA-Durchführungs- und delegierten\r\nRechtsakte im Zusammenhang mit dem\r\nMarktzugang gezielt und nur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n4 Verordnung (EU) 2019/943\r\n(Strombinnenmarkt-Verordnung) in der gelten Fassung, Artikel 59 Abs. 1 Buchstabe e\r\nDurchführungsrechtsakt über einen Netzkodex zur Laststeuerung\r\n(Network Code on Demand Response)\r\nKeine Zeitvorgabe für Europäische Kommission;\r\nLegislatives Verfahren\r\nunter Führung der Europäischen Kommission ab\r\nQ2/2025 bis 2026; Umsetzung bis 2028/29\r\nGrundsätzlich ist eine rechtliche Basis für Flexibilitätsmechanismen zu begrüßen. Auch die\r\nEntscheidung, im ersten Entwurf viele Details\r\nauf Ebene des jeweiligen Mitgliedstaates zu\r\nregeln, erscheint prinzipiell schlüssig. Gleichzeitig besteht auch ein Bedarf an europäischer Harmonisierung. Die aktuelle Gefahr\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 6 von 13\r\nbesteht in einer unzureichenden Abstimmung zwischen den unterschiedlichen Ebenen und die zu frühe Vorwegnahme von Designelementen, ohne einen Wettbewerb zwischen Modellen und praktische Entwicklungen zuzulassen.\r\n5 Verordnung (EU) 2024/1747,\r\nArtikel 59 Abs. 1 Buchstabe b\r\n(ändert Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (EU)\r\n2019/943)\r\nÄnderung der Verordnung (EU) 2015/1222\r\n(Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das\r\nEngpassmanagement,\r\n„CACM 2.0“)\r\nKomitologieverfahren in\r\n2025/2026 mit anschließender Implementierung\r\n(abhängig von der Tragweite der Änderungen\r\nkann dies mehrere Jahre\r\nbis 2030 in Anspruch\r\nnehmen)\r\nUnter alternativen Optionen einer „Governance“ wird insbesondere eine Zentralisierung diverser Funktionen erwogen. Dies\r\nkönnte einschließen: (i) die Einrichtung einer\r\nzentralen Entität zum Betrieb der Marktkopplung, (ii) die Übernahme zentraler Funktionen durch weitere EU-Behörden (z.B. 70%\r\nRegel) und (iii) einen Transfer von Aufgaben\r\nvon den Mitgliedstaaten auf die EU-Ebene.\r\nDiese Umstellungen würden einen mehrjährigen Transformationsprozess benötigen und\r\nzu mehr Regulierung/Bürokratie führen.\r\nDarüber hinaus gibt es eine Vielzahl weiterer\r\nAnpassungen, die für Deutschland teilweise\r\nmassive Relevanz haben. Diese sind u.a. die\r\nNeu-Definition des Begriffs „strukturelle Engpässe“ sowie eine Ausweitung der 70%-Vorgabe für den Intraday-Handel. Beide potenziellen Anpassungen erhöhen insbesondere\r\nden Druck auf die einheitliche Gebotszone.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 7 von 13\r\n6 Verordnung (EU) 2024/1747,\r\nArtikel 59 Abs. 1 Buchstabe b\r\n(ändert Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (EU)\r\n2019/943)\r\nÄnderung der Verordnung (EU) 2016/1719\r\n(Leitlinie für die\r\nVergabe langfristiger\r\nKapazität, „FCA 2.0“)\r\nKomitologieverfahren in\r\n2025/2026 mit anschließender Implementierung\r\n(abhängig von der Tragweite der Änderungen\r\nkann dies mehrere Jahre\r\nbis 2030 in Anspruch\r\nnehmen)\r\nParallel zur Leitlinie CACM (Eintrag Nr. 5\r\noben) wird auch die Leitlinie FCA überarbeitet. Die möglichen Implikationen sind bei Eintrag Nr. 5 dargestellt.\r\n7 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel 14\r\nAbs. 7 Buchstabe a\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung der\r\nMindestnachweisgrenze für die Leckerkennung und der Messtechniken, die für die\r\nverschiedenen Messgeräte anzuwenden sind,\r\ndie zur Erfüllung der in\r\nAbsatz 8 festgelegten\r\nAnforderungen für alle\r\nKomponenten verwendet werden\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 05.08.2025\r\nForderung: so schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 7), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit\r\nBetreiber der Gasinfrastruktur sich auf die\r\nVorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der\r\nVerpflichtung zur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur nachkommen zu\r\nkönnen. Die Vorgaben sollten so formuliert\r\nsein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren eingesetzt werden können. Werden\r\ndie Technologien durch die Vorgaben eingeschränkt, löst dies zusätzlichen Aufwand bei\r\nden Betreibern aus, die bislang andere, ebenfalls geeignete Technologien verwendet\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 8 von 13\r\nhaben. Diesen Aufwand gilt es unbedingt zu\r\nvermeiden.\r\n8 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 14\r\nAbs. 7 Buchstabe b\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung der\r\nSchwellenwerte für die\r\nerste Stufe der LDARUntersuchungen, die\r\nzur Erfüllung der in Absatz 8 festgelegten Anforderungen an unterirdische Komponenten\r\nanzuwenden sind\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 05.08.2025\r\nForderung: So schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 8), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit\r\nBetreiber der Gasinfrastruktur sich auf die\r\nVorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der\r\nVerpflichtung zur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur nachkommen zu\r\nkönnen. Die Vorgaben sollten so formuliert\r\nsein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren eingesetzt werden können. Werden\r\ndie Technologien durch die Vorgaben eingeschränkt, löst dies zusätzlichen Aufwand bei\r\nden Betreibern aus, die bislang andere, ebenfalls geeignete Technologien verwendet haben. Diesen Aufwand gilt es unbedingt zu\r\nvermeiden.\r\n9 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung des\r\nVerfahrens und der Anforderungen an die von\r\nSo schnell wie möglich in\r\n2025\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 11), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 9 von 13\r\nVerordnung (EU) 2019/942,\r\n(Methanemissions-VO), Artikel\r\n28 Abs. 6\r\neinem Drittland zur\r\nFeststellung der Gleichwertigkeit vorzulegenden Nachweise\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nAb dem 1. Januar 2027 müssen Importeure\r\nnachweisen, dass in den Herkunftsstaaten\r\nder importierten fossilen Energieträger Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen erfolgen, die denen aus\r\nder Methanemissions-VO gleichwertig sind.\r\nDie Anforderungen an die Nachweise zur\r\nFeststellung der Gleichwertigkeit sollen in\r\ndem hier genannten Rechtsakt festgelegt\r\nwerden. Für die Importeure ist es essenziell,\r\ndass dieser Rechtsakt so schnell wie möglich\r\nerlassen wird, damit Planungssicherheit entsteht und im Bedarfsfall entsprechende Maßnahmen in den Herkunftsstaaten noch eingerichtet werden können. Dies ist besonders\r\nwichtig für Importe aus Ländern mit einer\r\nkomplexen Lieferkette (z.B. Importe aus den\r\nUSA: komplexe LNG-Lieferkette).\r\nDie Verfolgung von Öl- und Gasimporten zum\r\nProduktionsstandort ist insbesondere bei\r\nkomplexen Lieferketten wie z.B. in den USA\r\nderzeit fast unmöglich. Wichtig ist, dass auf\r\nglobaler Ebene Standards für die Erfassung\r\nvon und die Berichterstattung zu Methanemissionen vereinbart werden. Hierzu sollte\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 10 von 13\r\nauf die Vorarbeiten der Oil & Gas Methane\r\nPartnership (OGMP) aufgebaut werden.\r\n10 (Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe a\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Festlegung verbindlicher, durch Normungsorganisationen\r\nerarbeiteter Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Messung\r\nund Quantifizierung\r\nvon Methanemissionen\r\ngemäß Artikel 12 Absatz 5“\r\nSollte spätestens Anfang\r\n2026 erlassen werden\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 9), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der Gasinfrastruktur die Messung und\r\nQuantifizierung von Methanemissionen\r\ndurchführen müssen. Es ist wichtig, dass sich\r\ndie Vorgaben an den dem Stand der Technik\r\nentsprechenden Verfahren der Industrie orientieren. So wird erheblicher Umstellungsaufwand bei den Unternehmen vermieden.\r\nSolange noch keine Vorgaben per Delegiertem Rechtsakt erlassen sind, sind die Unternehmen verpflichtet, Verfahren gemäß Stand\r\nder Technik anzuwenden (vgl. Art. 12 Abs. 5\r\nSatz 2 der Methanemissions-VO).\r\n11 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Festlegung verbindlicher, durch Normungsorganisationen\r\nerarbeiteter Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nForderung: So schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 10), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 11 von 13\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe b\r\nzum Thema „LDAR-Untersuchungen gemäß\r\nArtikel 14 Abs. 1“\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der Gasinfrastruktur die die von ihnen\r\nbetriebenen Assets auf Methanemissionen\r\nüberprüfen müssen. Die erstmalige Überprüfung aller Assets muss bis 5. August 2025 erfolgen (Ausnahme: letzte Überprüfung liegt\r\nweniger als 2 Jahre zurück). Daher werden\r\ndie Vorgaben für Messung und Quantifizierung dringend benötigt. Wichtig ist, dass die\r\nVorgaben so ausgestaltet sind, dass in der\r\nPraxis bewährte, wirksame Technologien zur\r\nDetektion von Leckagen weiterhin verwendet\r\nwerden dürfen. Andernfalls entstehen erheblicher zusätzlicher Aufwand durch den notwendigen Technologiewechsel (Anschaffung\r\nanderer Geräte, Umschulung Personal etc.).\r\n12 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe c\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Ergänzung von verbindlichen Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Ausrüstung gemäß Artikel 15\r\nAbs. 3 und 5“\r\nVoraussichtlich 2025\r\noder 2026\r\nDer Rechtsakt wird Standards oder techn.\r\nVorschriften für die Ausrüstung festlegen,\r\nmit der Ausblasen bzw. Abfackeln dann erfolgen darf, wenn es nicht vollständig vermieden werden kann oder aus Sicherheitsgründen erforderlich ist (Art. 15 Abs. 3 Buchstabe\r\na). Die Vorgaben sind so auszugestalten, dass\r\nbewährte, wirksame Technologien weiterhin\r\nverwendet werden dürfen. Andernfalls entstünde unnötiger hoher Mehraufwand (Kosten) für die Anschaffung neuer Ausrüstung\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 12 von 13\r\n13 Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen (Corporate Sustainability\r\nReporting Directive – CSRD),\r\nArtikel 29b Abs. 1\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Entwicklung sektorspezifischer Standards\r\nFrist wurde bereits um\r\nzwei Jahre auf\r\n30.04.2026 verschoben.\r\nAus BDEW-Sicht sollte auf eine Verabschiedung verpflichtender sektorspezifischer Standards verzichtet werden. Unternehmen und\r\nAuditoren sollten sich auf die zielführende\r\nImplementierung von sektorübergreifenden\r\n(„horizontalen“) europäischen Standards für\r\ndie Nachhaltigkeitsberichterstattung (horizontal European Sustainability Reporting\r\nStandards, ESRS) konzentrieren können. Sektorspezifische Standards würden aus Sicht\r\ndes BDEW nicht für alle betroffenen Branchen einen zusätzlichen Mehrwert bringen\r\nkönnen. Diese Einschätzung kann erst mit\r\npraktischer Erfahrung mit „horizontal ESRS“\r\ngetroffen werden.\r\n14 RL (EU) 2024/1760 über die\r\nSorgfaltspflichten von Unternehmen im Hinblick auf Nachhaltigkeit (Corporate Sustainability Due Diligence Directive –\r\nCSDD), Artikel 16 Abs. 3\r\nDelegierte Rechtsakte\r\nzur Ergänzung der Vorgaben für Inhalt und\r\nKriterien der Berichterstattung\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 31.03.2027\r\nDiese Delegierten Rechtsakte sollen die konkreten Inhalte und Kriterien für die jährliche\r\nBerichterstattung der Unternehmen über die\r\nErfüllung ihrer Sorgfaltspflichten näher festlegen. Sie können je nach Ausgestaltung stark\r\nerhöhten Berichtsaufwand für Unternehmen\r\nmit sich bringen. Diesen gilt es so weit wie\r\nmöglich zu begrenzen, wenngleich Unternehmen, die bereits nach CSRD berichterstatten\r\nmüssen, von der Veröffentlichung eines separaten Sorgfaltspflichtenberichts ausgenommen sind.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 13 von 13\r\n15 Verordnung (EU) 2024/1106\r\nvom 11. April 2024 zur Änderung der Verordnungen (EU)\r\nNr. 1227/2011 und (EU)\r\n2019/942 in Bezug auf einen\r\nbesseren Schutz der Union vor\r\nMarktmanipulation auf dem\r\nEnergiegroßhandelsmarkt, Artikel 8\r\nDurchführungsverordnung zur Datenberichtung hinsichtlich Speicher und LNG-Verträge\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 8. Mai 2025\r\nDer Umfang der Datenbereitstellung an ACER\r\nbetreffend Vertragsdaten zu Speicher und\r\nLNG-Produkten sowie die Frage des Anwendungsbereichs von sog. „Organised Market\r\nplaces“ führt zu einem erheblichen Administrationsaufwand für Händler, Speicher- und\r\nLNG-Betreiber "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Abschreibungsbedingungen verbessern: Beschleunigte Abschreibungen von Investitionsgütern\r\nhaben einen direkten positiven Effekt auf die Investitionstätigkeit. Mit dem Ziel,\r\nprivate Investitionen anzureizen wird die Bundesregierung deshalb\r\na. die degressive Abschreibung bis 2028 verlängern und den Satz von 20 Prozent auf\r\n25 Prozent anheben und\r\nb. eine Reform der Sammelabschreibungen vornehmen durch Einstieg in die Pool-Abschreibung\r\n(Anhebung auf 5.000 Euro).\r\nErsteinschätzung:\r\nPositiv: Beschleunigte Abschreibungen können neue Investitionen fördern, weil sie die Steuerlast\r\nverringern und die Liquidität im Unternehmen erhöhen können. Es sollten flexible Ausgestaltungen\r\nder Abschreibungsmodalitäten für Unternehmen möglich sein, so dass Unternehmen\r\nauf individueller Ebene Gestaltungsspielraum haben.\r\n2. Forschungszulage ausweiten: Die Bundesregierung wird die Bemessungsgrundlage für die\r\nForschungszulage um weitere zwei Millionen auf 12 Millionen Euro erhöhen. Die maximale\r\nZulage würde sich dadurch pro Jahr auf drei Millionen Euro und für kleine und mittlere\r\nUnternehmen (KMU) auf 4,2 Millionen Euro erhöhen.\r\nErsteinschätzung:\r\nDie Ausweitung ist zu begrüßen.\r\n4. KfW-Instrumentenkasten weiterentwickeln: Zur Dynamisierung der deutschen Wirtschaft\r\nmuss auch eine intelligente Wirtschaftsförderung beitragen, die effizient privates\r\nKapital mobilisiert. Die Bundesregierung wird dafür Sorge tragen, dass Förderinstrumente\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 2 von 34\r\nmöglichst effektiv ausgestaltet werden und Spielräume bei der bundeseigenen För-derbank KfW möglichst haushaltsschonend genutzt werden können. Dazu gehören:\r\na. der verstärkte Einsatz zinsverbilligter Kredite anstatt von Investitionszuschüssen;\r\nb. die Bereitstellung von Bundesgarantien für Risikoübernahmen bei der Produktions-ausweitung von Unternehmen\r\nc. sowie ein möglicher Eigenkapital-Transformationsfonds unter besonderer Berücksich-tigung von Mittelstand und Handwerk.\r\nErsteinschätzung:\r\nWir begrüßen die Diversifizierung von allen zur Verfügung stehenden Finanzmitteln, um zu-sätzliches Kapital für die Energieunternehmen zu mobilisieren und Transformationsprojekte zu finanzieren und voranzutreiben.\r\nDie Bereitstellung von Bundesgarantien für Risikoübernahmen sollte sich auch auf den Finanz-markt erstrecken: Bei der Entwicklung eines möglichen Eigenkapital-Transformationsfonds sollte so auch der Bund bei etwaigen Ausfallrisiken in die Risikoübernahme gehen. Zudem sollte der Transformationsfonds für Unternehmen unabhängig von der Größe des Unterneh-mens gelten können und unterschiedliche Sparten und Wertschöpfungsstufen der Energiewirt-schaft berücksichtigen. Ein erstes Konzept eines Energiewendefonds hat der BDEW gemeinsam mit dem VKU und Deloitte vorgelegt.\r\nEs muss die Wahlmöglichkeit für das Förderinstrument bestehen bleiben. Wenn KfW verstärkt Kredite vergibt, müssen parallel Zuschüsse weiter über andere Fördermittelgeber, wie etwa das BAFA, vergeben werden. Zudem muss flexibel auf eine Zinsentwicklung reagiert werden, bei sinkenden Zinsen verlieren Zinsverbilligungen ihre Anreizwirkung.\r\nDie Ausgestaltung genannter Förderinstrumente muss verständlich und zugänglich für Unter-nehmen sein, die noch nicht viele Berührungspunkte mit dieser Art von Instrumenten haben. Generell muss die Antragstellung voll digitalisiert und die Zuschussbewilligung beschleunigt werden, Bewilligungszeiträume von drei bis über sechs Monaten sind nicht hinnehmbar.\r\n5. E-Mobilitätsstandort stärken: Die Bundesregierung wird ihre Anstrengungen erhöhen, um der Autoindustrie und ihren Beschäftigten beim Modernisierungsprojekt E-Mobilität beiseitezustehen. Dabei ist der Ausbau einer flächendeckenden, bedarfsgerechten und nutzerfreundlichen Tank- und Ladeinfrastruktur von entscheidender Bedeutung, um ein wichtiges Argument gegen den Kauf eines E-Autos zu entkräften. Mit dem „Deutschland-netz“ werden bis 2025 9.000 Schnelladepunkte an 1.000 verkehrsgünstigen Standorten wie Autobahnen und Bundesstraßen sowie in städtischen und ländlichen Gebieten\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 3 von 34\r\nerrichtet. Damit werden noch bestehende Lücken in der Ladeinfrastruktur geschlossen und sichergestellt, dass in ganz Deutschland alle 10 bis 15 Kilometer eine Lademöglichkeit verfügbar ist. Zudem wird die Bundesregierung die Vorgaben aus der EU-Gebäuderichtli-nie in Bezug auf Ausbauverpflichtungen für Ladeinfrastruktur im Gebäudebereich noch in der laufenden Legislaturperiode in das Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz umsetzen und dabei das laufende Gesetzgebungsverfahren „Tankstellenversorgungsauf-lage“ nutzen, das voraussichtlich im Herbst im Parlament verhandelt wird. Mit diesem Maßnahmenpaket stellt die Bundesregierung insgesamt sicher, dass Laden in Zukunft so rasch und bequem, wie Tanken heute erfolgen kann.\r\nIn ihrem Handeln setzt die Bundesregierung auf Technologieoffenheit. Daher beziehen sich die folgenden Maßnahmen sowohl auf vollelektrische Fahrzeuge als auch auf vergleichbare Nullemissionsfahrzeuge (z. B. solche, die vollständig mit E-Fuels angetrieben werden):\r\na. Für Unternehmen wird rückwirkend zum 1. Juli 2024 eine Sonder-Abschreibung für neu zugelassene vollelektrische und vergleichbare Nullemissionsfahrzeuge eingeführt, die die Anschaffung der betroffenen Fahrzeuge deutlich attraktiver macht. Die Sonder-Abschreibung gilt für Neuzulassungen bis Ende 2028.\r\nb. Erhöhung des Deckels für den Brutto-Listenpreis von 70.000 Euro auf 95.000 Euro bei der Dienstwagenbesteuerung für E-Fahrzeuge.\r\nc. Steuerliche Gleichstellung von ausschließlich mit E-Fuels betriebenen Kraftfahrzeugen mit vollelektrischen Fahrzeugen, insbesondere bei der KfZ-Steuer und der Dienstwa-genbesteuerung.\r\nErsteinschätzung:\r\nPositiv zu sehen ist, dass die Bundesregierung Maßnahmen zur Unterstützung des Hochlaufs von E-Fahrzeugen und zur Steigerung der Attraktivität zu deren Anschaffung vorsieht. Um das Ziel von 15 Millionen E-Pkw bis 2030 zu erreichen, ist eine Steigerung bei den Neuzulassungen dringend erforderlich. Dafür brauchen wir vor allem mehr Pkw-Angebote, die für Bürgerinnen und Bürger bezahlbar sind. Aktuell kommen zunehmend neue Modelle im hochpreisigen Seg-ment auf den Markt, in günstigeren Segmenten ist wenig Bewegung. Die aktuell hohen An-schaffungspreise sind leider die größte Einstiegsbarriere. Wenn die Bundesregierung ihr Ziel erreichen will, braucht sie dringend eine 15-Millionen-E-Pkw-Strategie. Kritisch zu sehen ist eine Förderung von Plug-In-Hybrid-Fahrzeugen, da diese aufgrund des oft geringen elektri-schen Fahranteils und der niedrigen Ladeleistungen den Aufbau von Ladeinfrastruktur nicht unterstützen.\r\nMit Blick auf den Ausbau des Ladeangebotes weist der BDEW darauf hin, dass dieser wettbe-werblich erfolgen muss, da er nur so schnell und bedarfsgerecht sein kann. Die letzten Jahre\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 4 von 34\r\nhaben gezeigt, dass der privatwirtschaftliche Aufbau erfolgreich ist. Das Jahr 2023 war das zweite Rekordjahr beim Ausbau öffentlicher Ladesäulen in Folge, und dass trotz gleichbleibend geringer Auslastung. Staatliche Programme, wie das „Deutschlandnetz“ und die „Versorgungs-auflage“ für Tankstellen bremsen den Markt dagegen aus und führen zu Marktverzerrungen. Der marktwirtschaftliche Ansatz und der Grundsatz der Kundenorientierung sollten auch bei der Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) durch die Anpassung des Gebäude-Elektro-mobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) berücksichtigt werden. Statt einer pauschalen Ausstat-tung einer festen Anzahl von Stellplätzen mit Ladepunkten sollten alternative Ladekonzepte möglich sein, mit denen dieselbe Ladeleistung abgedeckt werden kann. Hier sind die im Markt aktiven Unternehmen die besten Innovationsgeber für kundenorientierte Lösungen.\r\n7. KI-Rechenzentren ausbauen: Deutschland soll ein global führender Digital- und KI-Stand-ort werden. Dafür sind ausreichend Rechenkapazitäten erforderlich. Daher wird die Bun-desregierung die Rahmenbedingungen für Rechenzentren weiter verbessern, z. B. durch die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und den Zugang zu erforderlichen Netz-anschlüssen (z. B. Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten). Sie unternimmt erhebli-che Anstrengungen, High-Performance Computing-Kapazitäten im Forschungsbereich aus-zubauen und diese auch der Wirtschaft, insb. Start-Ups zur Verfügung stellen zu können. Zugleich ist die Bundesregierung auch aus Gründen der digitalen Souveränität von Verwal-tung und Wirtschaft bestrebt, Anbieter am Standort durch geeignete Maßnahmen (z. B. die Bündelung eigener Bedarfe) zu stärken. Die Bundesregierung begrüßt Investitionen internationaler Technologie-Unternehmen in Deutschland und auch das Engagement und Investitionen nationaler und europäischer Unternehmen.\r\nErsteinschätzung:\r\nNetzkapazitäten: Für Entwickler und Betreiber von Rechenzentren ist der Zugang zum Strom-netz mittlerweile einer der wichtigsten Standortfaktoren. Die auf lange Sicht sehr knappen Netzkapazitäten in Städten mit großen Internetknotenpunkten, wie Frankfurt am Main und Berlin, stellen in Verbindung mit dem sehr großen Leistungsbedarf von Rechenzentren eine große Herausforderung sowohl für die Betreiber von Rechenzentren als auch von Stromnetzen dar. Rechenzentren, bei denen die Nähe zu Internetknotenpunkten oder Kunden eine gerin-gere Rolle spielt (z. B. Clouddienstleistungen, KI), können in Regionen mit freien Netzkapazitä-ten von einem schnellen Netzanschluss profitieren. Der BDEW unterstützt daher das Vorha-ben, mehr Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten zu schaffen.\r\nLändliche Gebiete mit hoher Einspeisung aus Windenergie- und PV-Anlagen bei verhältnismä-ßig geringem Verbrauch haben nach entsprechendem Netzausbau meist große verfügbare Netzkapazitäten. Die Ansiedlung von nicht ortsgebundenen Rechenzentren und anderen\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 5 von 34\r\nGroßverbrauchern in solchen Gebieten trägt bei zur effizienten Auslastung der Stromnetze durch Nähe von Erzeugung und Verbrauch und hat positive Auswirkungen auf die Systemkos-ten und Netzentgelte. Neben größerer Transparenz zu verfügbaren Netzkapazitäten sind daher dringend weitere Maßnahmen zur stärkeren Ansiedlung von Rechenzentren und anderer Großverbraucher in einspeisegeprägten Regionen notwendig.\r\nAbwärme/Energieeffizienz: Für Rechenzentren gilt laut Energieeffizienzgesetz eine Verpflich-tung zur (anteiligen) Nutzung ihrer Abwärme. Die Abwärme kann zwar ins Wärmenetz einge-speist werden, es ist aber zu beachten, dass diese nicht unmittelbar genutzt, sondern (z. B. durch Wärmepumpen o. ä.) i. d. R. weiter erhitzt werden muss, um die für das Wärmenetz er-forderliche Temperatur zu erreichen. Aufgrund der Größe einiger Rechenzentren kann der An-teil an wiederverwendeter Energie oft nur dann erreicht werden, wenn in der Nähe des Re-chenzentrums ein Wärmenetz vorhanden bzw. konkret geplant ist, in das die Wärme einge-speist werden kann. Diese Voraussetzungen sind jedenfalls nach aktuellem Stand eher in (Groß-)Städten gegeben. Dadurch wird aber die Ansiedlung in sogenannten lastgeprägten Netzgebieten verstärkt. Ungenutzt bleiben dabei Gebiete, in denen zwar (noch) keine oder nur wenig Wärmenetze vorhanden sind, in denen aber viel Strom (in der Regel aus EEG-Anlagen) eingespeist und wenig Strom verbraucht wird. Im besten Fall könnte ein Anschluss von Re-chenzentren außerhalb von (Groß-)Städten auch einen Anreiz für den Aufbau von Wärmenet-zinfrastruktur sein.\r\nGlasfaser: Neben den erforderlichen Netzanschlüssen wird häufig auch eine Glasfaserinfra-struktur für den Betrieb moderner Rechenzentren benötigt, da sie die notwendige Leistung, Störungsfreiheit und hohe Bandbreite gewährleistet. Daher ist es besonders wichtig, den Aus-bau der Rechenzentrumskapazitäten und die Verlegung der Glasfaserinfrastruktur zusammen-zudenken.\r\n10. Rohstofffonds aufsetzen: Die Bundesregierung will die Abhängigkeit von kritischen Roh-stoffen verringern. Diese sind von besonderer Bedeutung für die notwendigen Technolo-gien und Anwendungen der grünen und digitalen Transformation sowie für die Luft- und Raumfahrt, Sicherheit und Verteidigung. Die Bundesregierung wird dazu einen Rohstoff-fonds aufsetzen und prüft die diversifizierte Finanzierung von Projekten entlang der ge-samten Wertschöpfungskette kritischer mineralischer Rohstoffe. Die Rohstoffe sollten da-bei kritisch sein im Sinne des EU-Gesetzes über kritische Rohstoffe (CRMA). Die KfW wird im Auftrag der Bundesregierung einen Rohstofffonds auflegen.\r\nErsteinschätzung:\r\nGrundsätzlich zu begrüßen. Es gibt zwar keine bestehende BDEW-Position zum konkreten Vor-schlag für die Einrichtung eines Rohstofffonds. Aber im Diskussionspapier vom Januar 2024\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 6 von 34\r\nwird eine Rohstoffbank vorgeschlagen, welche in eine ähnliche Richtung geht. Damit die Ener-giewende gelingt und die heimische EE-Industrie wettbewerbsfähig bleibt, muss die Verfügbar-keit der entsprechenden Rohstoffe und Vorprodukte sichergestellt werden. Ein Rohstofffonds kann dazu beitragen.\r\n11. Ambitionierte Freihandelsagenda pragmatisch vorantreiben: Die Bundesregierung wird sich dafür einsetzen, die handelspolitische Offenheit der EU zu stärken und so zur Diversi-fizierung ihrer Handelsströme beizutragen. Unser Ziel bleibt der Abschluss möglichst um-fassender Wirtschaftsabkommen mit unseren weltweiten Partnern, insbesondere in Nord- und Lateinamerika sowie in der Region Asien-Pazifik. Die Bundesregierung wird sich verstärkt für sog. EU-only-Freihandelsabkommen aussprechen oder dafür einsetzen, dass die EU-only Teile aus umfassenderen Abkommen bis zur Ratifizierung des Gesamtabkom-mens vorgezogen werden. Ferner wird die Bundesregierung dafür eintreten, durch klei-nere Abkommen den Handel spezifischer Güter zu erleichtern und dadurch pragmatisch Brücken für den internationalen Handel zu schlagen. Auch mit den USA sollten wir hier Möglichkeiten von Abkommen ausloten und deren Abschluss anstreben. Bei allen diesen Verhandlungen werden wir unseren Partnern auf Augenhöhe begegnen und ihre Interes-sen – inklusive Wertschöpfung vor Ort und Nachhaltigkeit – in den Blick nehmen.\r\nErsteinschätzung:\r\nEine aktive Handelspolitik ist ein wichtiges Element für die Stärkung der Resilienz Europas, auch in Bezug auf für die Energiewende benötigten Technologien und kritischen Rohstoffe (siehe auch das Diskussionspapier zur Resilienz in der Energiewirtschaft). Es sollten Rohstoff-, aber auch breite Energie- und Technologiepartnerschaften mit zuverlässigen Drittstaaten ein-gegangen werden, um so die Souveränität der EU zu erhöhen. Insbesondere sollte auf EU-Ebene auch aktiv auf eine europäische Wasserstoffimportstrategie hingearbeitet werden, um das Potenzial zuverlässiger Partnerländer für die Dekarbonisierung Europas noch besser zu nutzen.\r\nII. Unternehmerische Dynamik stärken: Unnötige Bürokratie abbauen\r\n12. Bürokratie weiter abbauen: Der systematische Abbau von Bürokratie ist eine Quer-schnittsaufgabe, die sämtliche Politikbereiche betrifft. Daher werden sämtliche Ressorts der Bundesregierung zu den folgenden Maßnahmen beitragen:\r\na. Gesetzlich wird ein Belastungs-Abbaupfad festgelegt. Die Bundesregierung wird künf-tig jedes Jahr ein Bürokratie-Entlastungsgesetz vorlegen, welches sicherstellt, dass die Belastung aus sämtlichen Bundesgesetzen in dem jeweiligen Jahr auch unter\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 7 von 34\r\nBerücksichtigung neu geschaffener Regelungen insgesamt abnimmt.\r\nb. Sie wird zügig mit den Arbeiten an einem ersten Jahres-Bürokratieentlastungsgesetz beginnen. Hierzu werden die zum Bürokratieentlastungsgesetz IV eingegangenen Vor-schläge u. a. der Verbände und Länder nochmals vom Normenkontrollrat (NKR) ge-prüft. Weitere nicht notwendige Schriftformerfordernisse werden abgeschafft.\r\nc. Zudem werden in allen Ressorts Praxis-Checks eingeführt (mindestens zwei Praxis-Checks in 2024 pro Ressort), aus denen sich jeweils konkrete Bürokratieentlastungs-maßnahmen ableiten, die dann in das Jahres-Entlastungsgesetz einfließen. Die Bun-desregierung wird eine ressortübergreifende AG „Praxis-Checks“ einrichten. Die ein-zelnen Ressorts sollen dabei die Maßnahmen in ihrem jeweiligen Kompetenzbereich eigenverantwortlich aber koordiniert vorantreiben und öffentlich vorstellen.\r\nd. Alle Ressorts der Bundesregierung verpflichten sich zu einem konsequenten Abbau von Nachweis- und Berichtspflichten im jeweiligen Geschäftsbereich mit klar über-prüfbaren Abbauzielen und Zeitpfaden.\r\ne. Die Bundesregierung wird ein Online-Bürokratieentlastungsportal einrichten. Hier sol-len Wirtschaft, Bürgerinnen und Bürger und auch die Verwaltung selbst dauerhaft die Möglichkeit haben, konkrete Maßnahmen zum Bürokratieabbau vorzuschlagen. Wenn der NKR diese Vorschläge unterstützt, bedarf die Ablehnung einer besonderen Begründung durch die Bundesregierung.\r\nErsteinschätzung:\r\nDie genannten Vorschläge sind grundsätzlich zu befürworten und wurden in Teilen auch vom BDEW bereits eingefordert. So hat sich der BDEW für die Einführung von Praxischecks in allen Ressorts, den konsequenten Abbau von Nachweis- und Berichtspflichten in allen Ressorts, den Bürokratieabbau auf EU-Ebene (insbes. auch nur noch 1:1-Umsetzungen sowie Identifizierung und Abbau von bestehenden Übererfüllungen), eine pragmatische Umsetzung der Liefer-kettensorgfaltspflicht sowie eine Vereinfachung des Vergaberechts eingesetzt. Auch die Ein-führung und verbindliche Anwendung eines Online-Bürokratieentlastungsportals – wie be-schrieben – wird vom BDEW begrüßt. Die unter a. in Aussicht gestellte jährliche Vorlage eines BEG würde die regelmäßige Einbringung von branchenspezifischen BDEW-Vorschlägen zum Bürokratieabbau erleichtern, jedoch deren Aufnahme nicht garantieren. Dies könnte ggf. durch das unter e. in Aussicht gestellte Online-Bürokratieentlastungsportal sichergestellt wer-den. Es kommt nun darauf an, dass die Ankündigungen zum Bürokratieabbau konkret umge-setzt werden.\r\nDer BDEW hat darüber hinaus zahlreiche konkrete und konstruktive Vorschläge in seinen Stel-lungnahmen zum BEG IV Referentenentwurf und Kabinettsbeschluss sowie in seiner\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 8 von 34\r\nStellungnahme zum Umsetzungsstand zur Umsetzung der Vorschläge zur Verbändeabfrage aufgeführt. Für den Fall, dass keine wesentlichen Entlastungen für die Energie- und Wasser-wirtschaft im Bürokratieentlastungsgesetz (BEG) IV erreicht werden, schlägt der BDEW ein ei-genes Bürokratieabbaugesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft vor. Da die parlamentari-schen Beratungen zum BEG IV mittlerweile auf die Zeit nach der Sommerpause verschoben wurden und davon auszugehen ist, dass die bisherigen BDEW-Vorschläge nicht ausreichend im BEG IV Berücksichtigung finden, wird der BDEW diese Forderung nach einem branchenspezifi-schen BEG aufrechterhalten.\r\n13. Anwendung datenschutzrechtlicher Anforderungen reduzieren: Zur Dynamisierung der deutschen Wirtschaft soll auch der bürokratische Aufwand bei der Anwendung daten-schutzrechtlicher Anforderungen reduziert werden und die Anwendung auf europäischer Ebene vereinheitlicht werden. Daher strebt die Bundesregierung in Abstimmung mit den Ländern folgende Maßnahmen an:\r\na. Für bestimmte Branchen/Sektoren wird mit den Ländern vereinbart, die Zuständigkeit bei der Aufsichtsbehörde eines Landes zu konzentrieren, damit es bundesweit für die Unternehmen eine Aufsicht und damit u. a. eine einheitliche Ansprechstelle mit be-sonderer Expertise für komplexe Fragestellungen gibt. Ziel ist es, die Abläufe insge-samt effizienter zu gestalten.\r\nb. Stärkere bundesweite Vereinheitlichung der Anwendung des Datenschutzrechts durch verbindliche Beschlüsse der Datenschutzkonferenz; damit Rechtsunsicherhei-ten und bürokratischer Aufwand für Unternehmen reduziert werden und die Unter-nehmen sich innerhalb von Deutschland auf eine möglichst einheitliche Anwendung durch die verschiedenen Aufsichtsbehörden der Länder verlassen können.\r\nc. Erhöhung der Schwelle ab der die Unternehmen einen Datenschutzbeauftragten be-stellen müssen von derzeit 20 Mitarbeitenden auf 50 Mitarbeitende.\r\nd. Erweiterung der Verarbeitungsmöglichkeiten zur Verbesserung der Datengrundlage für politische Entscheidungen in Bund, Land und Kommune.\r\ne. Präzisierung und Konkretisierung im nationalen Recht im Rahmen der Datenschutz-grund-Verordnung (DSGVO) zur Erhöhung der Rechtssicherheit und zur Erleichterung der Anwendung.\r\nAuf europäischer Ebene wird sich die Bundesregierung dafür einsetzen, dass\r\na. die Anwendung und Durchsetzung der DSGVO auf europäischer Ebene mit dem Ziel der Vereinfachung harmonisiert und die Zusammenarbeit der Aufsichtsbehörden der Mitgliedstaaten (insbesondere im Europäischen Datenschutzausschuss) verbessert\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 9 von 34\r\nwird und\r\nb. die Europäische Kommission ambitioniert prüft und entsprechende Vorschläge dazu vorlegt, für welche Drittländer, Gebiete, internationale Organisationen oder spezifi-sche Sektoren in Drittländern ein gemäß DSGVO angemessenes Schutzniveau be-schlossen werden kann, um den internationalen Datentransfer zu vereinfachen.\r\nErsteinschätzung:\r\nGrundsätzlich ist eine Vereinheitlichung beim Datenschutzrecht und der Datenschutzaufsicht zu begrüßen. Ob allerdings die Maßnahmen unter a. und b. dazu einen spürbaren Beitrag leis-ten können, ist fraglich. Außerdem sind viele Rechtsfragen bei den Gerichten anhängig und werden aktuell bis hoch zum EuGH entschieden.\r\nFür die KMU ist die Erhöhung der Schwelle, ab der die Unternehmen einen Datenschutzbeauf-tragten brauchen, ein zweischneidiges Schwert. Sie sind nach wie vor verpflichtet, die DSGVO einzuhalten. Aber die Kompetenz nimmt ohne einen Verantwortlichen für dieses Thema ab. Insofern ist das zwar eine kurzfristige Entlastung, trägt aber nicht dazu bei, das Thema Daten-schutz von Anfang an in den Unternehmen mitzudenken.\r\nZu d.\r\nDass die Verarbeitungsmöglichkeiten zur Verbesserung der Datengrundlage verbessert werden sollen, ist zu begrüßen. Dies sollte unbedingt genutzt werden, um die Datenqualität und Nutz-barkeit der von öffentlichen Stellen bereitgestellter Daten zu verbessern. Der klare öffentliche Nutzen muss noch besser erkennbar werden. Die Belastungen der Energie- und Wasserversor-gungsunternehmen sind allerdings heute schon sehr hoch, weitere Regelungen und Berichts-pflichten sollen vermieden werden.\r\n14. Europäische Bürokratielasten begrenzen und Beschleunigungspotenziale nutzen: Um die überschießende Umsetzung von EU-Recht zu vermeiden, wird die Bundesregierung ab sofort EU-Richtlinien in der Regel 1:1 in nationales Recht umsetzen und bestehende über-schießende Umsetzungen identifizieren und reduzieren. Der Net-Zero Industry Act (NZIA) ist ein wichtiger Meilenstein insbesondere für mehr Beschleunigung bei Planungs- und Genehmigungsverfahren für Industrieanlagen. Damit deutsche Unternehmen schnell in den Genuss der neuen Regeln kommen, wird die Anpassung des deutschen Rechts an den NZIA so schnell wie möglich geschehen, auch um insbesondere bei Planungs- und Geneh-migungsverfahren schnell zu mehr Beschleunigung zu kommen und damit Rechtssicher-heit zu schaffen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 10 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\nDie in Aussicht gestellten 1:1-Umsetzungen sowie die angestrebte Identifikation und Reduzie-rung bestehender überschießender Umsetzungen werden vom BDEW sehr begrüßt und stellen einen wichtigen Schritt auf dem Weg zum Bürokratieabbau auch auf EU-Ebene dar. Insbeson-dere überschießende Umsetzungen auf nationaler Ebene führen zu nicht nachvollziehbaren und nicht notwendigen bürokratischen Belastungen für die Energie- und Wasserwirtschaft. Eu-ropaweit einheitliche Richt- und Grenzwerte wären grundsätzlich wünschenswert mit Blick auf Wettbewerbsfähigkeit als auch auf die Umsetzbarkeit für international tätige Unternehmen.\r\n15. Lieferkettensorgfaltspflicht pragmatisch umsetzen: Bei der Umsetzung von Sorgfalts- und Berichtspflichten gilt es, unverhältnismäßige Belastungen der Unternehmen zu ver-meiden. Deshalb werden wir die Europäische Lieferkettenrichtlinie (CSDDD) noch in die-ser Legislaturperiode 1:1 durch Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes (LkSG) so bürokratiearm wie möglich umsetzen. Damit werden noch in dieser Legislatur-periode nur noch rund ein Drittel und damit weniger als 1.000 Unternehmen der bisher unter das LkSG fallenden Unternehmen direkt erfasst. Alle Pflichten aus der CSDDD, auch die Regelungen zur zivilrechtlichen Haftung, machen wir erst zum spätesten europarecht-lich vorgeschriebenen Zeitpunkt verbindlich: Für Unternehmen mit mehr als 5.000 Be-schäftigten weltweit und 1.500 Millionen Euro Umsatz ab 2027; für Unternehmen mit mehr als 3.000 Beschäftigten weltweit und 900 Millionen Euro Umsatz ab 2028; und für Unternehmen mit mehr als 1.000 Beschäftigten weltweit und 450 Millionen Euro Umsatz ab 2029.\r\nAb Inkrafttreten der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) zum 1. Januar 2025 können die Unternehmen die Berichte nach dem Lieferkettensorgfaltspflichtengeset-zes durch die auf Grund von EU-Recht neu vorgesehenen Berichte nach der CSRD ersetzen. Bis dahin wird von einer Sanktionierung bei Verstößen gegen Berichtspflichten nach dem Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes abgesehen.\r\nZudem werden wir uns bei der Europäischen Kommission dafür einsetzen, die sehr um-fangreichen Vorgaben zum Inhalt der Nachhaltigkeitsberichterstattung nach der CSRD deutlich zu reduzieren.\r\nWir werden verbindliche Standards festlegen, nach denen Unternehmen für ihre Informa-tionsgewinnung bei KMU in ihrer Lieferkette Informationen abfragen dürfen, um so für die vielen kleinen Unternehmen, die nur nachgelagert betroffen sind, spürbare Erleichterung zu schaffen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 11 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\nEine planbare und bürokratiearme Umsetzung der europäischen Lieferketten-Richtlinie (CSDDD) ist zu begrüßen. Auch die geplanten Erleichterungen für nachgelagert betroffene kleine Unternehmen sind positiv und sollten so ausgestaltet werden, dass der Zusatzaufwand auf das maximal mögliche begrenzt wird. Das gestaffelte Inkrafttreten der CSDDD nach Unter-nehmensgröße entspricht den entsprechenden EU-Vorgaben. Im Grundsatz ist es ebenfalls sinnvoll diesen vom europäischen Gesetzgeber vorgesehenen Spielraum voll auszunutzen, um Unternehmen hinreichend Zeit für die Vorbereitung auf die neuen Verpflichtungen zuzugeste-hen. Jedoch ist zu beachten, dass einerseits ein befristetes Aussetzen der Sorgfaltspflichten nur begrenzt sinnvoll ist. Unternehmen haben in den vergangenen Jahren bereits entspre-chende interne Prozesse aufgesetzt, die nun pausiert werden müssten, nur um sie wenige Jahre später wieder aufzunehmen. Zudem gelten ab 2025/2026 (je nach Unternehmensgröße) die Vorgaben der CSRD, die ebenfalls weitreichende Berichtspflichten entlang der eigenen Lie-ferkette vorsehen.\r\nPositiv wiederum ist die bereits im Referentenentwurf für die nationale CSRD-Umsetzung vom 22. März 2024 vorgesehene, entfallende Verpflichtung zur Abgabe eines LkSG-Berichts für Un-ternehmen, die gemäß CSRD berichten. Zudem sollte die nationale Umsetzung der CSRD mög-lichst zeitnah erfolgen, um Unsicherheiten mit Blick auf die bereits verstrichene EU-Umset-zungsfrist sowie die in der EU-Richtlinie erstmalige Berichtspflicht ab dem Jahr 2025 zu vermei-den.\r\nZusätzlich sollte im Rahmen der nationalen Umsetzung für kleine und mittlere kommunale Un-ternehmen die Möglichkeit geschaffen werden, von einer Verpflichtung zur Durchführung ei-ner Nachhaltigkeitsberichterstattung nach landesrechtlichen Vorschriften befreit zu sein. Zu-letzt ist auch der Vorstoß auf EU-Ebene eine Reduktion der CSRD-Berichtspflichten erwirken zu wollen begrüßenswert.\r\n16. Steuerrecht vereinfachen: Ein attraktiver Standort braucht ein einfaches und handhabba-res Steuerrecht. Der Aufwand für Bürgerinnen und Bürger sowie für Unternehmen muss reduziert werden. Deshalb müssen Potentiale zur Vereinfachung für Steuerpflichtige und Verwaltung gehoben und der digitale Zugang zum Steuerrecht erleichtert werden. Die Bundesregierung wird die für Juli erwarteten Vorschläge der Experten-Kommissionen „Vereinfachte Unternehmenssteuer“ und „Bürgernahe Einkommensteuer“ prüfen und bei positivem Ergebnis noch in diesem Jahr in einem Gesetzesvorhaben umsetzen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 12 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\n› Der Vorschlag ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\n› Zur Stärkung der Innenfinanzierungskraft der Energieunternehmen braucht es wirksame steuerliche Instrumente zur Investitionsunterstützung in die Energiewende. Die „Superab-schreibungen“ für Investitionen in Klimaschutz aus dem Koalitionsvertrag, Investitionsprä-mien und Steuergutschriften sollten ebenso erneut angegangen werden wie eine Erweite-rung des Anwendungsbereichs der im Wachstumschancengesetz geplanten Klimaschutzin-vestitionsprämie.\r\n› Steuererleichterungen für Unternehmen, die in Energiewendeprojekte investieren, sollten eingeführt werden. Dies kann die Attraktivität von Investitionen in erneuerbare Energien und nachhaltige Technologien erhöhen\r\n18. Vergaberecht vereinfachen und Tariftreue stärken: Das Vergaberecht soll vereinfacht, beschleunigt und digitalisiert werden. Vergabeverfahren sollen für Auftraggeber und Auf-tragnehmer mit weniger Bürokratieaufwand verbunden sein, damit sich Unternehmen wieder stärker um öffentliche Aufträge bewerben. Insbesondere für Start-ups müssen ge-ringere Hürden gelten. Auch im Bereich der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie sowie bei der Verwaltungsdigitalisierung und bei großen Infrastrukturprojekten wie Straßen, Brücken, Schienen und Netzen werden Erleichterungen und Vereinfachungen gelten. Nachhaltige Beschaffung soll einfacher und verbindlicher werden. Dazu wird die Bundes-regierung ein Gesetzespaket mit Anpassungen in allen relevanten Rechtsgrundlagen in Ober- und Unterschwelle auf den Weg bringen, dass Verwaltung und Unternehmen um mehr als eine Milliarde Euro pro Jahr entlastet. Das schließt eine substanzielle Erhöhung der allgemeinen und weiterer spezifischer Direktauftragsgrenzen (u. a. für innovative Leistungen von Start-ups, beschränkte Ausschreibungen und Verhandlungsvergaben ohne Teilnahmewettbewerb oder Online-Marktplätze) ein.\r\nMit dem Bundestariftreuegesetz wird die Bundesregierung die Tariftreue stärken und die Grundlage dafür schaffen, Tarifverträge zur Bedingung bei Ausschreibungen zu machen.\r\nErsteinschätzung:\r\nEin vereinfachtes Vergaberecht stellt aus Sicht des BDEW eine wesentliche bürokratische Er-leichterung für die Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft dar. Bereits im Rahmen seiner Stellungnahmen zum BEG IV Referentenentwurf und Kabinettsbeschluss sowie in seiner Stellungnahme zum Umsetzungsstand zur Umsetzung der Vorschläge zur Verbändeabfrage hatte der BDEW konkrete Vorschläge zu Vereinfachungen im Vergaberecht eingebracht,\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 13 von 34\r\nwelche die BDEW-Vorschläge zum Vergaberecht aus seiner Stellungnahme zum Vergabetrans-formationspaket vom 14.02.2023 ergänzen (BDEW-Stn. zur Transformation des Vergabe-rechts).\r\nKonkret sind folgende Punkte relevant:\r\n1. Erhöhung der relevanten Schwellenwerte: Dies würde sowohl für Auftraggeber als auch für Auftragnehmer den Aufwand reduzieren, der mit europaweiten Ausschreibungen ver-bunden ist.\r\n2. Mehr Ausnahmemöglichkeiten für Verfahren ohne öffentlichen Teilnahmewettbewerb: Dies würde in besonderen Situationen Flexibilität schaffen.\r\n3. Flexiblere Gestaltung beim Beschaffungsgegenstand und der Wertung: Dies ist insbeson-dere dann sinnvoll, wenn ein Beschaffungsgegenstand vom Ergebnis der Ausschreibung ei-nes anderen Loses abhängt.\r\n4. Einführung eines beschränkten Ausschreibungsverfahrens: Hierbei kann der Auftraggeber direkt nur drei Unternehmen zur Angebotsabgabe auffordern.\r\n5. Wegfall von weiteren Formblättern\r\n19. Kreislaufwirtschaft entfesseln: Die bessere Nutzung von Ressourcen im Zuge der Kreis-laufwirtschaft bietet ein hohes Potenzial für Wachstum und Dynamisierung der deut-schen Wirtschaft. Dazu wird die Bundesregierung eine Abfallende-Verordnung für wich-tige mineralische Baustoffe erlassen, mit der Materialien effektiver wiederverwertet wer-den und die Vermarktung dieser mineralischen Ersatzbaustoffe als qualitätsgesicherte Re-cycling-Produkte vorangetrieben wird. Außerdem wird sie mit einer Novelle der Gewerbe-abfallverordnung die Qualität der erfassten Stoffströme verbessern und den Vollzug prak-tikabler und einheitlicher ausgestalten. Schließlich wird sie eine Digitalisierungsinitiative in der Kreislauf- und Abfallwirtschaft zum Austausch notwendiger Daten zur Schließung von Stoffkreisläufen starten. Zudem werden auch in der Kreislaufwirtschaft mit der Schaf-fung von Reallaboren Innovationen gefördert. Als Ergänzung zum etablierten mechani-schen Recycling kann chemisches Recycling durch die Verwertung von schwer recycelba-ren Abfällen einen Beitrag zur Kreislaufwirtschaft leisten. Mit der Nationalen Kreislauf-wirtschaftsstrategie bündeln wir Maßnahmen, um die Potenziale der Kreislaufwirtschaft für Wachstum, Umwelt und Innovation auch über die laufende Legislaturperiode hinaus zu entfesseln.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 14 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\nEine Stärkung der Kreislaufwirtschaft und von Recycling zur Rückgewinnung (kritischer) Roh-stoffe ist neben anderen (handelspolitischen) Maßnahmen zur Sicherung der Versorgung mit kritischen Rohstoffen begrüßenswert. In seinem Diskussionspapier zur Resilienz in der Energie-wirtschaft stellt der BDEW die Stärkung der Kreislaufwirtschaft als eine mögliche Maßnahme vor.\r\nIII. Dynamisierung durch bessere Arbeitsanreize und mehr Fachkräfte\r\nFür mehr wirtschaftliche Kraft braucht es ein größeres Angebot an Arbeit. Die geburtenstarken Jahrgänge von 1955 – 1964 („Baby-Boomer“) gehen nun nach und nach in Rente. Dem Arbeits-markt wird dadurch in den kommenden Jahren eine erhebliche Anzahl von Arbeitskräften nicht mehr zur Verfügung stehen. Um diesem Rückgang des Arbeitskräfteangebots effektiv zu be-gegnen, hat die Bundesregierung insbesondere mit dem Fachkräfteeinwanderungsgesetz und der Fachkräftestrategie bereits bedeutsame Maßnahmen umgesetzt. Doch das reicht noch nicht aus. Insbesondere Menschen, die unfreiwillig in Teilzeit arbeiten oder auch Ältere, die gerne über die Regelaltersgrenze hinaus arbeiten möchten, können einen wertvollen Beitrag zur wirtschaftlichen Dynamik in Deutschland leisten. Aber auch darüber hinaus wird die Bun-desregierung die Anreize, eine Erwerbstätigkeit aufzunehmen oder eine bestehende auszuwei-ten, stärken. Zudem wird die Bundesregierung ihre Anstrengungen verstärken, um internatio-nale Arbeitskräfte für den deutschen Arbeitsmarkt zu gewinnen und die Integration sich be-reits in Deutschland befindender Zugewanderter zu beschleunigen. Nicht zuletzt werden ver-besserte Rahmenbedingungen am Arbeitsmarkt auch zu einem höheren Produktivitätswachs-tum beitragen.\r\nErsteinschätzung:\r\nGrundsätzlich sind die vorliegenden Ansätze zur Fach- und Arbeitskräftesicherung zu begrü-ßen. Allerdings reichen sie nicht weit genug, um mehr Köpfe und Hände für die verlässliche Energieversorgung und die Aufgaben der Energiewende zu gewinnen. Vor dem Hintergrund des demografischen Wandels (den 80% der Unternehmen der Energiewirtschaft als Hauptursa-che für die Fachkräftelücke annehmen) bei gleichzeitig steigender Komplexität der Aufgaben müssen auch Berufsausbildung, Studienangebot und die berufliche Qualifikation on the job im Bereich der Energie- und Wasserwirtschaft an den Bedarf aus der Praxis angepasst werden: an-erkannte Abschlüsse, praktische Fähigkeiten und Praxiserfahrungen müssen schneller als bis-her erreichbar sein. Die Regeln der Teilqualifizierung (TQ1 und TQ2) sollten dafür überarbeitet werden, z. B. Absenkung des Mindestalters.\r\nVon großem Interesse für die Fachkräftesicherung ist auch eine Entlastung des vorhandenen\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 15 von 34\r\nPersonals von repetitiven, bürokratischen Aufgaben zugunsten höherwertiger Aufgaben. Dazu können mehr digitalisierte, automatisierte und vernetzte Prozesse sowie der Einsatz von KI z. B. im Bereich der Berichtspflichten, der Antragstellung in Förderprogrammen oder der Genehmigungsverfahren beitragen.\r\n24. Arbeitsmöglichkeiten und Anreize zur Beschäftigung Älterer ausweiten: Um die Weiter-beschäftigung im Rentenalter zu erleichtern, wird die Bundesregierung ein neues Regime der Altersbeschäftigung schaffen: Um der in vielen Arbeitsverträgen enthaltenen automa-tischen Beendigung des Arbeitsverhältnisses bei Erreichen der Regelaltersgrenze zu be-gegnen, wird sie für diese Gruppe das sog. Vorbeschäftigungsverbot abschaffen. Hierzu schafft die Bundesregierung im SGB VI eine Ausnahme vom Vorbeschäftigungsverbot, wenn der Arbeitnehmer einen Anspruch auf eine Altersrente hat und die sachgrundlose Befristung die Gesamtdauer von acht Jahren oder die Anzahl von 12 Vertragsbefristungen nicht übersteigt. Für Beamte wird die Bundesregierung eine wirkungsgleiche Regelung an-streben.\r\nUm die Anreize für die Erwerbstätigkeit von Personen im Rentenalter weiter zu erhöhen, wird die Bundesregierung zudem\r\na. den Arbeitgeberbeitrag zur Arbeitslosenversicherung nach Erreichen der Regelalters-grenze streichen und an die Arbeitnehmer auszahlen.\r\nb. den Arbeitgeberbeitrag zur Rentenversicherung nach Erreichen der Regelarbeits-grenze streichen und an den Arbeitnehmer auszahlen lassen, falls der Arbeitnehmer sich gegen freiwillige Beiträge in die Rentenversicherung entscheidet.\r\nBei der Umsetzung werden wir darauf achten, dass die beabsichtigten Anreize nicht durch besondere Gestaltungen unterlaufen werden.\r\nBei Weiterarbeit nach Erreichen der Regelaltersgrenze wird die Bundesregierung eine neue Option für die Vergütung zusätzlicher Arbeitsjahre im Rentenalter schaffen, um Arbeiten im Alter attraktiver zu machen: Neben der Möglichkeit, monatliche Zuschläge auf die künf-tige Rente für das Aufschieben des Renteneintritts zu bekommen, werden sich Arbeitneh-mer zukünftig auch für eine Rentenaufschubprämie entscheiden können. Dabei erhält der Arbeitnehmer eine Einmalzahlung in Höhe der entgangenen Rentenzahlung. Darüber hin-aus erhält der Arbeitnehmer auch den seitens der Rentenversicherung eingesparten Bei-trag zur Krankenversicherung. Diese Rentenaufschubprämie soll zudem abgabenfrei sein.\r\nErsteinschätzung:\r\nAnsätze zur flexiblen Beschäftigung Älterer über den Termin des Renteneintritts hinaus sind lobenswert. Eine gute Ergänzung kann hier ein Weiterbildungsangebot für Ältere sein, die\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 16 von 34\r\ndidaktische Fähigkeiten zur Multiplikation fachlicher Inhalte und Strategien des generationen-übergreifenden Arbeitens erlernen und so als Know-how-Träger zum Erhalt effizienter Arbeits-abläufe beitragen.\r\n25. Arbeitsmarkt effizient gestalten und Arbeitskräfte in produktive Beschäftigung lenken: Um das Qualifikationsniveau der Beschäftigten insgesamt weiter anzuheben, bedarf es einer effektiven Förderung von Weiterbildungen.\r\nDarum werden wir bürokratische Auflagen bei der Zertifizierung abbauen. Arbeitsmarkt-drehscheiben erleichtern Arbeitnehmerwechsel in (betrieblichen) Transformationsprozes-sen und vermeiden damit Arbeitslosigkeit. Die Bundesregierung wird gemeinsam mit der Bundesagentur für Arbeit die Arbeitsmarktdrehscheiben unterstützen und hierbei insbe-sondere rechtssichere Möglichkeiten einer probeweisen Beschäftigung noch vor einem Ar-beitsplatzwechsel vorlegen.\r\nDaneben wird die Bundesagentur für Arbeit ihre Dienstleistungen mit den bereits etablier-ten Strukturen, wie beispielsweise den vernetzten Bildungsräumen/Weiterbildungsagentu-ren, den Weiterbildungsverbünden oder den regionalen Fachkräfteallianzen vernetzen.\r\nInsbesondere Geflüchtete arbeiten in Deutschland nicht oder nur auf Arbeitsstellen unter-halb ihres eigentlichen Qualifikationsniveaus. Um die Beschäftigungsaufnahme und die Aufstiegsmobilität von Geflüchteten zu verbessern, wird die Bundesregierung den Job-Turbo ausweiten und verstetigen. Hierzu gehört die Transparenz über Chancen von berufs-begleitender Aus- und Weiterbildung zu verbessern, durch aktive Ansprache von Erwerb-stätigen durch die Arbeitsagenturen und Jobcenter und unterstützt durch Informations-kampagnen in Kooperation z. B. mit Gewerkschaften und Arbeitgeberverbänden. Zudem wird bei erschwerter Beschäftigungsaufnahme eine Kombination aus Arbeitsgelegenhei-ten, verpflichtenden Integrationspraktika, Weiterbildungen und Sprachkursen eingeführt, um eine schnellstmögliche und erfolgreiche Integration in den Arbeitsmarkt zu gewährleis-ten. Die Möglichkeiten der Arbeitgeberförderung werden durch die Ausweitung des Passiv-Aktiv-Transfers vergrößert.\r\nErsteinschätzung:\r\nWesentlich für die Einstellung von Arbeitskräften sind neben Tätigkeitsnachweisen auch Nach-weise von Fähigkeiten und Wissen. Allein die Absenkung von “Auflagen bei der Zertifizierung” werden die Vermittlung potenzieller Arbeitskräfte z. B. in technische Berufe nicht erleichtern. Hilfreich wäre die breitere Vermarktung der vorhandenen, guten Angebote der BA, z. B. des Programms ValiKom Transfer, das berufliche Kompetenzen sichtbar macht.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 17 von 34\r\nDarüber hinaus kann ein Angebot, das die regulären Bildungsinhalte für einzelne Berufe ver-gleichbar macht, für eine erfolgreiche Beschäftigung hilfreich sein – gilt für die Berufsausbil-dung in den Bundesländern und besonders für die Berufsausbildung in Herkunftsländern aus-ländischer Arbeitskräfte. Die Folge wäre eine höhere Passung gesuchter und vorhandener Fä-higkeiten.\r\nDie Maßnahmen des Job-Turbos griffen bisher kaum in den Unternehmen der Energiewirt-schaft. Ursache dafür ist oft der Mangel an Expertenwissen bzw. hochspezialisierten Kompe-tenzen, die dem Bedarf der Unternehmen gerecht würden; fachsprachliche Fähigkeiten gehö-ren dazu.\r\n26. Fachkräfteeinwanderung vereinfachen, stärken und beschleunigen: Die Bundesregie-rung wird die Einwanderung von Fach- und Arbeitskräften in den deutschen Arbeitsmarkt weiter vereinfachen. Sie wird die Bindungsfrist der Bundesagentur der Arbeit (BA) für die Vorabzustimmung verlängern, um unnötige Bürokratie zu begrenzen und im Fall einer ausstehenden Arbeitserlaubnis eine erneute Prüfung nach sechs Monaten zu vermeiden. Ferner wird sie die Einwanderung von ausländischen Arbeitnehmern in die Zeitarbeit er-lauben, sofern ab dem ersten Tag der Beschäftigung der Grundsatz des „equal pay“ be-folgt wird und eine Mindestbeschäftigungsdauer von 12 Monaten vereinbart wird. Dabei wird auf eine bürokratiearme Umsetzung geachtet.\r\nDarüber hinaus wird die Bundesregierung die Umsetzung des Fachkräfteeinwanderungsge-setzes beschleunigen (z. B. Visavergabe, Digitalisierung). Dazu ist eine koordinierte Aktion mit allen involvierten Behörden notwendig. Die Bundesregierung wird daneben die Funkti-onsfähigkeit und Erreichbarkeit der über das Portal „Make it in Germany“ zugänglichen Be-ratungs- und Dienstleistungsangebote, wie der Hotline „Arbeit und Leben in Deutschland“, der zentralen Erstansprechstelle, des BA-Chats und der BA-Jobbörse schnellstmöglich si-cherstellen.\r\nUm mehr Arbeitskräften aus Drittstaaten jenseits der Europäischen Union den Zugang zum Arbeitsmarkt zu ermöglichen, wird die Bundesregierung die Regelung für den erleichterten Arbeitsmarktzugang nach § 26 Abs. 2 der Beschäftigungsverordnung auf weitere Staaten, wo möglich im Rahmen von Migrationspartnerschaften, ausweiten und das für die bisheri-gen Staaten geltende Kontingent entsprechend erhöhen.\r\nErsteinschätzung:\r\nAlles, was das Anwerben, Ankommen und Fußfassen von Fachkräften in Deutschland verbes-sert, ist zu begrüßen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 18 von 34\r\n28. Hürden bei der Arbeitsaufnahme Geflüchteter abbauen: Um die Arbeitsmarktintegration von Geflüchteten zu verbessern, wird die Bundesregierung bei der Beschäftigungserlaub-nis der Ausländerbehörde eine Genehmigungsfiktion einführen. Die Erlaubnis gilt als er-teilt, wenn die Ausländerbehörde nach Beteiligung der Bundesagentur für Arbeit (BA) dem Antragsteller innerhalb von zwei Wochen nichts Abweichendes mitteilt.\r\nDarüber hinaus wird die Bundesregierung die Verwaltungspraxis optimieren. Zudem wird sie weitere Anwendungshinweise für die Verwaltungspraxis zur Umsetzung arbeitsmarkt-relevanter Regelungen veröffentlichen und die Länder hier einbinden. Dadurch soll eine möglichst große Annäherung der Verwaltungspraktiken erreicht werden (z. B. regelhaftes Erteilen von Ermessensduldungen während der Wartefrist für eine Beschäftigungsdul-dung sowie für die Suche nach einem Arbeitsplatz bei Arbeitsplatzwechsel im Rahmen ei-ner Beschäftigungsduldung, ferner regelhaftes Erteilen von Ermessensduldungen wäh-rend der Wartefrist für eine Ausbildungsduldung bzw. Ausbildungs-Aufenthaltserlaubnis).\r\nErsteinschätzung:\r\nDie Optimierung der Verwaltungspraxis begrüßen wir ausdrücklich, sofern sie sowohl zur Ent-lastung der Verwaltung als auch zur Entlastung der Unternehmen führt.\r\nIV. Ein leistungsfähiger Finanzstandort für eine starke Wirtschaft\r\n29. Finanzstandort Deutschland stärken, Wagniskapital mobilisieren: Zentral für die Stär-kung unserer Wettbewerbsfähigkeit ist ein attraktiver und leistungsfähiger Finanzstand-ort, der das für die Transformation notwendige Kapital mobilisiert und der es Unterneh-men ermöglicht, in Deutschland zu wachsen und dafür nicht ins Ausland gehen zu müs-sen. Dazu werden im Rahmen der WIN-Initiative insb. folgende Maßnahmen mit dem Ziel der Umsetzung erörtert:\r\na. Verbesserung der steuerlichen Rahmenbedingungen von VC-Investments, insbeson-dere:\r\n› Anpassungen bei der Besteuerung von Investitionen in gewerbliche Personengesellschaf-ten durch Fonds, die unter das Investmentsteuergesetz fallen, und damit auch in VC-Fonds;\r\n› Anpassungen bei der Besteuerung von Gewinnen aus Veräußerungen von Beteiligungen an Kapitalgesellschaften, wenn diese re-investiert werden („Roll-Over“);\r\nb. Möglichkeit englischsprachiger Prospekte nebst Zusammenfassung; dadurch Erleich-terung des EU-weiten Vertriebs von Wertpapieren,\r\nc. Verkürzung des Prospektbilligungsverfahrens auf 6-8 Wochen\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 19 von 34\r\nd. Förderung von Investitionen öffentlicher und privater Kapitalsammelstellen in risiko-reichere Anlageklassen wie Infrastruktur- oder Venture Capital Projekte (u. a. durch Änderung Anlage-VO)\r\nZudem wird das Betriebsausgabenabzugsverbot der Bankenabgabe aufgehoben.\r\nErsteinschätzung:\r\nFür die Energiewirtschaft sehen wir im Kontext der Stärkung des Industriestandortes vor allem folgende Punkte:\r\n› Eine der wichtigsten Aufgaben der Energiepolitik ist es, einen Investitionsrahmen zu schaf-fen, der wirtschaftlich attraktive Energiewendeprojekte ermöglicht. Ohne ausreichende und langfristig verlässliche Renditen – sowohl für die Energiewirtschaft als auch für private Kapitalgeber – wird die Energiewende nicht finanzierbar sein und nicht zustande kommen. Dieser Baustein ist von essenzieller Bedeutung für die Finanzierung der Energiewende und muss in jedem Fall deutlich verbessert werden.\r\n› Insbesondere Investitionen in den Ausbau der Netze und in erneuerbare Energien brau-chen einen zukunftsfähigen (regulatorischen) Finanzierungsrahmen, der dem Finanzmarkt-umfeld entspricht und der die Kapitalrückflüsse sicherstellt.\r\n› Das Grundproblem ist jedoch, dass viele der deutschen Energiewendeprojekte aus Sicht der privaten Kapitalgeber kein ausreichend attraktives Risiko-Rendite-Profil besitzen: An-dere Standorte haben bessere Grundvoraussetzungen (etwa mehr Sonne und Wind) bei weniger Bürokratie und besseren politischen Rahmenbedingungen wie zum Beispiel Car-bon Contracts for Difference (CCfDs), welche Cashflow und Rendite sichern können.\r\n› Konkurrierende Geldanlagen versprechen daher oft eine bessere Rendite bei geringeren Risiken.\r\n› Die politischen Rahmenbedingungen und Konditionen für Energiewende-Investitionen müssen sich verbessern, entweder durch Reduzierung der Risiken oder durch eine höhere Rendite. Sonst kann nicht genügend privates Kapital mobilisiert werden, um den erforderli-chen Investitionsschub zu erreichen.\r\n30. Für eine ambitionierte Kapitalmarktunion stark machen: Die Bundesregierung wird sich auf EU-Ebene, gerade im Hinblick auf die neue EU-Kommission, für eine ehrgeizigere Agenda zur Verwirklichung der Kapitalmarktunion stark machen. Hierzu gehören insbe-sondere\r\n• die Revitalisierung des Verbriefungsmarkts,\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 20 von 34\r\n• eine Entbürokratisierung der Finanzmarktregulierung, ohne den Schutz der Investoren und die Finanzmarktstabilität zu schwächen,\r\n• Verbesserung der Konvergenz und Effizienz der Aufsicht über Kapitalmärkte in der ge-samten EU, z. B. indem die europäischen Aufsichtsbehörden in die Lage versetzt werden, die systemisch relevantesten grenzüberschreitenden Kapital- und Finanzmarktakteure wirksam zu beaufsichtigen mit dem Ziel, die Finanzintegration zu stärken und die Finanz-stabilität zu gewährleisten, die Verfahren zu vereinfachen und die Erfüllungskosten zu senken,\r\n• die Harmonisierung der relevanten Aspekte des Insolvenz-, Vertrags- und Steuerrechts sowie\r\n• die Erhöhung der Attraktivität des Kapitalmarkts für Retail-Kunden.\r\nErsteinschätzung:\r\n› Der BDEW begrüßt im Grundsatz alle hier genannten Punkte. Im Kontext der Revitalisie-rung des Verbriefungsmarktes für Energiewende-Projekte ist besonders relevant, dass der Zugang zum Kapitalmarkt für private und institutionelle Anleger einfacher und intuitiver ausgestaltet werden muss, sodass zusätzliches Kapital für die Energiewende mobilisiert werden kann.\r\nV. Leistungsfähiger Energiemarkt für die Wirtschaft von morgen\r\n38. Strompreispaket verstetigen und ausweiten: Zur Entlastung der Wirtschaft hatte die Bundesregierung im November ein umfangreiches, aber zunächst nur bis Ende 2025 be-fristetes Strompreispaket beschlossen. Um den Unternehmen Planungs- und Investitions-sicherheit zu geben, wird die Bundesregierung die Stromsteuer für den jetzigen Begüns-tigtenkreis dauerhaft auf das EU-Minimum von 0,50 Euro/MWh (0,05 ct/kWh) absenken. Das entspricht einer Entlastung der Wirtschaft in Höhe von 3,25 Milliarden Euro/Jahr. Die bisher bis 2028 befristete Strompreiskompensation (SPK) wird bis 2030 verlängert; dies entspricht auch der Laufzeit der entsprechenden Beihilfeleitlinien und einer jährlichen Entlastung der Wirtschaft von 3,9 Milliarden Euro/Jahr. Bisher ist das Anwendungsgebiet der SPK beihilferechtlich eng begrenzt, z. B. sind Teile der Chemie oder der Glasverarbei-tung nicht erfasst. Die Bundesregierung wird sich gegenüber der neuen Europäische Kom-mission dafür einsetzen, dass mit der SPK noch weitere Bereiche der Wirtschaft entlastet werden können.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 21 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\nDer BDEW begrüßt die dauerhafte Absenkung der Stromsteuer sowie die Verlängerung der Strompreiskompensation bis 2030 für den jetzigen Begünstigtenkreis, da wettbewerbsfähige Strompreise insbesondere für die stromkosten- und handelsintensive Industrie notwendig sind, um im internationalen Wettbewerb bestehen zu können und um das Preisniveau für Ver-braucherinnen und Verbraucher in Deutschland auf einem vertretbaren Niveau zu halten. Ins-besondere eine dauerhafte Absenkung der Stromsteuer gibt den Betrieben Planungssicherheit, da Investitionen in die Elektrifizierung von Produktionsprozessen langfristige Planungssicher-heit benötigen. Eine Absenkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß für alle Ver-braucherinnen und Verbraucher wäre darüberhinaus sinnvoll, nicht nur um deren Stromkosten zu senken, sondern auch um Sektorkopplungstechnologien im Bereich GHD und in privaten Haushalten anzureizen (Wärmepumpen, E-Mobilität etc.) und damit die Dekarbonisierung im Gebäude- und Verkehrsbereich zu beschleunigen.\r\nDass mit den Steuersenkungen Maßnahmen außerhalb des Strommarktes vorgeschlagen und somit die richtigen Anreize behalten und Marktverzerrungen vermieden werden, ist aus Sicht des BDEW der richtige Weg (siehe das Papier zum Industriestrompreis).\r\n39. Potenzial von Stromspeichern nutzen: Stromspeicher können den Redispatch-Bedarf und damit die Stromkosten für Haushalte und Unternehmen senken. Sie tragen zur Systemin-tegration von Erneuerbaren Energien und zur Versorgungssicherheit bei. Die Bundesre-gierung wird daher die Rahmenbedingungen für die Nutzung von Stromspeichern so opti-mieren, dass sich die Ausbaudynamik noch verstärkt und die vielfältigen Funktionen von Stromspeichern sowohl für den Strommarkt als auch das Stromnetz optimal genutzt wer-den können. Unverzerrte Preissignale, zeitvariable regionale Netzentgelte und eine opti-mierte Integration von EE-Anlagen spielen hier eine wichtige Rolle. Die Bundesregierung begrüßt und unterstützt das Vorhaben der Bundesnetzagentur als unabhängige Regulie-rungsbehörde, die gegenwärtigen Rabatte und Ausnahmen bei den Netzentgelten für Speicher mit dem Ziel einer kosteneffizienten Systemdienlichkeit im Stromnetz und -markt weiterzuentwickeln und so langfristige Planungssicherheit für Speicher zu schaffen. Die Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung soll auch auf Speicher ausgedehnt wer-den. Darüber hinaus werden Speicher über den technologieneutralen Kapazitätsmarkt zu-sätzlich angereizt. Die Bundesregierung setzt sich für die bessere Integration und Nutzung der Pumpspeicherkraftwerke im In- und Ausland ein. Dazu werden die bestehenden Han-delskapazitäten weiter gesteigert. In diesem Zusammenhang wird der grenzüberschrei-tende Redispatch verbessert.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 22 von 34\r\nErsteinschätzung:\r\nDie Weiterentwicklung der gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen für Strom-speicher muss aus Sicht des BDEW darauf abzielen, das Potenzial von Stromspeichern zu he-ben, Netzengpässe zu entschärfen, anstatt zu verschärfen. Großbatteriespeicher beispiels-weise dienen derzeit in erster Linie dem Gesamtsystem. Indem sie am Stromhandel teilneh-men, entschärfen sie Preisspitzen oder stellen Regelenergie für das Gesamtsystem der Strom-versorgung bereit. Den positiven Auswirkungen auf die Strommärkte stehen – angesichts knapper Netzkapazitäten und fehlender Anreize für netzdienliche Standorte und Betriebswei-sen – mögliche Belastungen im lokalen Anschlussnetz gegenüber. Aber auch hier können Spei-cher richtig eingesetzt unterstützen. Ausführliche Vorschläge finden sich in der BDEW-Strom-speicherstrategie.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesnetzagentur die Freistellung der Speicher von (doppelten) Netzentgelten auf eine verlässliche Grundlage stellen wird und die Systemdienlichkeit der Speicher im Stromnetz weiterentwickeln will. So bedarf es einer Entfristung und technologie-neutralen Ausgestaltung des § 118 Abs. 6 EnWG bzw. der Folgeregelungen durch die Bundes-netzagentur, um für Stromspeicher im Bestand, für begonnene und auch für neue Stromspei-cherprojekte Investitionssicherheit zu gewährleisten. Durch eine Freistellung der zum Zweck der Zwischenspeicherung aus dem Netz entnommenen elektrischen Energie von der Zahlungs-pflicht für Netzentgelte lässt sich ihre doppelte Belastung verhindern. Da der Ausbau einer Speicherinfrastruktur zur Umsetzung der Energiewende unabdingbar ist, sollten ausgewiesene Infrastruktur-Beschleunigungsgebiete allgemein auch für Speicher gelten. Bedauerlich ist, dass das BMWK die Möglichkeiten des Art 15e RED III im Hinblick auf Speichervorhaben noch nicht umsetzt. Insbesondere für Pumpspeichervorhaben ist eine Beschleunigung der Verfahren drin-gend erforderlich. Hier dauern Genehmigungsverfahren bisher zehn Jahre und länger. In unse-rer BDEW-Stellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richt-linie (RED III) im Bereich Windenergie auf See und Stromnetze positionieren wir uns entspre-chend.\r\n40. CO2-Speicherung ermöglichen: Um die Kosten der Dekarbonisierung zu senken, die Wett-bewerbsfähigkeit der deutschen Industrie zu erhöhen und die Erreichung von Klimaneut-ralität zu ermöglichen, hat die Bundesregierung Eckpunkte für eine Carbon Management Strategie und entsprechende Änderungen des Kohlendioxidspeicherungsgesetzes im Kabi-nett beschlossen. Diese wird nun zügig umgesetzt. Damit werden die Hürden für die An-wendung von CCS/CCU in Deutschland umfassend beseitigt und die Offshore-Speicherung von CO2 ermöglicht. Sofern sie dies durch Landesrecht beschließen, können Länder auch CO2 auf dem deutschen Festland (onshore) speichern. Wir bitten den Deutschen\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 23 von 34\r\nBundestag und den Bundesrat, das parlamentarische Verfahren zügig zu einem Abschluss zu bringen. Für den Aufbau der Infrastruktur werden wir Maßnahmen zur Beschleunigung umsetzen.\r\nErsteinschätzung:\r\nDie Ermöglichung der CO2-Speicherung eröffnet eine weitere Chance, um CO2-Emissionen zu senken. Sowohl die Eckpunkte der CMS als auch die Änderungen des Kohlendioxidspeiche-rungsgesetzes schaffen die ersten notwendigen Rahmenbedingungen für die Nutzung von CCS und CCU zur Abscheidung/Nutzung von nur schwer oder gar nicht zu vermeidenden CO2-Emis-sionen (u. a. Industrie, Abfallverbrennung), sind jedoch nicht hinreichend. Damit die Carbon-Management-Maßnahmen in den nächsten Jahren entlang der Wertschöpfungskette gebaut sowie zum Einsatz kommen können, ist eine ausreichende Förderung bzw. ein passender In-vestitionsrahmen notwendig.\r\nDie Möglichkeit zur dauerhaften Speicherung von CO2 im geologischen Untergrund auf dem Gebiet des deutschen Festlands – und damit die Opt-In-Lösung – sieht der BDEW mit größter Skepsis. Der Schutz der Trinkwasserressourcen muss unter allen Bedingungen sichergestellt werden, weshalb nur die Offshore-Speicherung zu betrachten ist.\r\n41. Wasserstoffhochlauf beschleunigen: Eine leistungsfähige Wasserstoffinfrastruktur, insb. das Wasserstoffkernnetz, ist zentraler Baustein für die Wettbewerbsfähigkeit der deut-schen Industrie. Mit dem privaten Finanzierungsmodell zum Wasserstoffkernnetz und dem im Bundeskabinett beschlossenen Wasserstoffbeschleunigungsgesetz hat die Bun-desregierung die Voraussetzungen für den schnellen Auf- und Ausbau der Infrastruktur für Erzeugung, Speicherung und Import von Wasserstoff geschaffen. Um beim Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur rasch Dynamik zu entfalten, bittet die Bundesregierung den Deutschen Bundestag und den Bundesrat, das Gesetz kurzfristig zu einem schnellen Ab-schluss im parlamentarischen Verfahren bringen.\r\nErsteinschätzung:\r\nMit dem H2-Kernnetz wurde ein zentraler Baustein für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft gelegt. Die 2. EnWG-Novelle hat den für den Bau des Kernnetztes notwendigen Regulierungs- und Finanzierungsrahmen geschaffen.\r\nNeben dem Kernnetz ist es jetzt dringend erforderlich, den Rechts- und Regulierungsrahmen für das daran anschließende Verteilnetz zu schaffen, um die zukünftigen Nutzer von Wasser-stoff auch in der Fläche zu erreichen. Um den Übergang der Gas- auf die Wasserstoffversor-gung rechtzeitig zu planen und reibungslos zu gestalten, ist der derzeitige Rechts- und Regulie-rungsrahmen für die Transformation der Gasnetze dringend anzupassen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 24 von 34\r\nDer BDEW begrüßt das mit dem Wasserstoffbeschleunigungsgesetz verbundene Ziel, eine be-schleunigte Zulassung von Wasserstoffinfrastrukturen zu erreichen.\r\nViele notwendige Aspekte für einen erfolgreichen H2-Hochlauf werden im WasserstoffBG je-doch weiterhin unzureichend adressiert:\r\n› effektive Maßnahmen, das Verfahren zu straffen und die Realisierungsmöglichkeiten für Elektrolyseure an Land zu erhöhen, fehlen;\r\n› fehlende Regelungen für Wasserstoff-Kraftwerke oder neue wasserstofffähige Gaskraft-werke sowie\r\n› kein Abbau bergrechtlicher Hürden für die Zulassung von Wasserstoffuntergrundspeichern.\r\nFür den Aufbau (Umbau/Neubau) der notwendigen H2-Speicher bedarf es zudem des entspre-chenden Regulierungsregimes (u. a. Umsetzung des EU-Gaspakets für entregulierten Speicher-zugang, Grandfathering-Regelung) sowie einer staatlichen Förderung zum Aufbau der Spei-cherkapazitäten.\r\nZur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs ist es essenziell, dass schnell möglichst große Mengen Wasserstoff auf den Markt kommen. Ein großes Hindernis dafür sind jedoch zu strikte Kriterien für die Herstellung erneuerbaren Wasserstoffs. Zwar enthält die EU-Definition erneu-erbaren Wasserstoffs eine Übergangsphase, aber mit Blick auf weiterhin lange Projektrealisie-rungszeiträume sowohl für Elektrolyseure als auch für Erneuerbare-Energien-Anlagen ist diese viel zu kurz. Der entsprechende delegierte Rechtsakt sollte deshalb deutlich früher als geplant, spätestens bis Ende 2026, auf seine Vereinbarkeit mit den ambitionierten EU-Zielen für den Wasserstoffhochlauf überprüft und entsprechend pragmatischer ausgestaltet werden.\r\n42. Neues Marktdesign für Kraftwerke, Erneuerbare und Flexibilität priorisieren: Unser Ziel ist ein Strommarkt, der für eine sichere, bezahlbare und treibhausgasneutrale Stromver-sorgung sorgt, die 2030 zu mindestens 80 Prozent aus Erneuerbaren Energien (EE) erfolgt.\r\na. Flexibilität: Der neue Strommarkt soll schnellstmöglich flexibler werden, damit die Marktteilnehmer von den zunehmend günstigen Strompreisen bei viel Wind und Sonne besser profitieren können. Dafür werden alle Hemmnisse auf Angebots- und Nachfrageseite abgebaut und Anreize gesetzt, wie z. B. flexible Tarife und eine flexib-lere Netzentgeltstruktur. Diesen Flexibilisierungs-Maßnahmen werden auch dazu bei-tragen, dass die Kosten für steuerbare Kapazität und EE-Anlagen sinken.\r\nb. EE-Ausbau: Der weitere rasche Ausbau der Erneuerbare Energien ist zentrale Voraus-setzung für langfristig bezahlbare, sichere und treibhausgasneutrale Energie für einen dynamischen Wirtschaftsstandort Deutschland. Erneuerbare Energien leisten einen\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 25 von 34\r\nBeitrag zur Energiesicherheit und -versorgung und lösen uns von Abhängigkeiten. In dieser Legislaturperiode wurden deshalb entscheidende Schritte für den beschleunig-ten Ausbau gemacht, deutliche Fortschritte sind sichtbar. Während die Stromerzeu-gung aus Erneuerbaren Energien schrittweise weiter in den Markt integriert werden muss, braucht der weitere Hochlauf der Erneuerbaren Energien einen zukunftsfähi-gen, verlässlichen und kosteneffizienten Investitionsrahmen.\r\nMit dem Ende der Kohleverstromung wird die Förderung der Erneuerbaren Energien auslaufen. Der Ausbau neuer EE soll auf Investitionskostenförderung umgestellt wer-den (eigener Kapazitätsmechanismus), insbesondere um Preissignale verzerrungsfrei wirken zu lassen. Dazu werden dieses und andere Instrumente rasch im Reallabore-Gesetz im Markt getestet. Dabei muss eine hohe Ausbaudynamik beibehalten werden, um die im EEG verankerten Ziele sicher zu erreichen und möglichst schnell mehr güns-tigen Strom zu erhalten. Auf diesem Weg wird noch stärker auf Kosteneffizienz und Marktintegration geachtet. In diesem Zusammenhang werden die im Rahmen der Plattform Klima-neutrales Stromsystem aufgezeigten Optionen geprüft und in die Ent-scheidung einfließen.\r\nPerspektivisch werden EE keine Förderung mehr erhalten, sobald der Strommarkt aus-reichend flexibel ist und ausreichend Speicher zur Verfügung stehen.\r\nKurzfristig werden wir die Förderung bei negativen Preisen für Neuanlagen grundsätz-lich bereits ab dem 1. Januar 2025 aussetzen (ausgenommen kleine Anlagen, da nicht administrierbar) und die Schwelle, ab der die Erneuerbaren Energien ihren Strom selbst vermarkten, beginnend ab dem 1. Januar 2025 in drei Jahresschritten auf 25 KW absenken. Parallel werden wir die Schwelle für die Steuerbarkeit von EE-Anlagen für Netzbetreiber weiter absenken. Dadurch kommen die Preissignale bei den Anlagenbe-treibern an und werden insb. Stromüberschüsse in Zeiten negativer Preise vermieden, da keine feste Einspeisevergütung mehr gezahlt wird.\r\nZu diesem Zweck werden wir die Selbstvermarktung von Strom und die Steuerung der Anlagen konsequent entbürokratisieren, digitalisieren und spätestens zum 1. Januar 2026 massengeschäftstauglich ausgestalten, damit insbesondere Identifikationsnum-mern schneller bereitstehen, die Anlagen über Smart Meter gesteuert werden kön-nen, Daten schnell ausgetauscht und abgerechnet werden können. Die Bundesregie-rung wird Maßnahmen ergreifen, um die Nutzung von Biomasse durch eine Optimie-rung der Bemessungsleistung und der Flexibilitätszuschläge weiter zu flexibilisieren und so auch die Förderkosten senken.\r\nc. Kapazitätsmechanismus/Kraftwerksicherheitsgesetz: Damit die Stromversorgung auch dauerhaft sicher ist, werden wir den vereinbarten Kapazitätsmechanismus zügig\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 26 von 34\r\nvoranbringen, damit er 2028 operativ ist. Die Bundesregierung beschließt im Kabinett Anfang Oktober dieses Jahres Eckpunkte zur Vorbereitung der Prä-Notifizierung für ei-nen Kapazitätsmechanismus, und legt diesen im ersten Halbjahr 2025 zur Prä-Notifi-zierung vor. Der Kapazitätsmechanismus gewährleistet die Versorgungssicherheit über einen einheitlichen Markt, in dem bestehende Förderungen für gesicherte Leistung integriert werden. In diesem technologieneutral und marktwirtschaftlich ausgestalte-ten Kapazitätsmechanismus sollen u. a. Laufwasserkraftwerke, Pumpspeicher, Batte-riespeicher, Bioenergieanlagen, sonstige Back-up-Kraftwerke sowie Speicher und fle-xible Lasten in den Wettbewerb treten.\r\nIm Vorgriff auf den Kapazitätsmechanismus sollen im Rahmen eines Kraftwerksicher-heitsgesetzes schnell zusätzliche Kraftwerkskapazitäten erschlossen werden. Deshalb werden Neuanlagen mit einer Kapazität von 10 GW schnell ausgeschrieben. Zum einen werden 5 GW wasserstofffähige Erdgaskraftwerke ausgeschrieben, die zur Dekarboni-sierung ab dem achten Jahr der Inbetriebnahme vollständig mit Wasserstoff betrieben werden. Zum anderen werden 5 GW als Erdgaskraftwerke zur Versorgungssicherheit ausgeschrieben. Die erste Ausschreibung soll noch Ende dieses Jahres, spätestens An-fang nächsten Jahres erfolgen. Alle vorzeitig ausgeschriebenen Kraftwerke werden ab 2028 in geeigneter Weise und unter Ausschluss von Doppelförderungen in den neuen Kapazitätsmarkt integriert. Die Ausschreibungen stellen sicher, dass Kraftwerke an sys-temdienlichen Standorten gebaut werden.\r\nErsteinschätzung:\r\nZu a)\r\nMaßnahmen zum Abbau von Angebots- und Nachfragehemmnissen sind begrüßenswert. Mög-lichen Anreizen über flexible Tarife und eine flexiblere Gestaltung der Netzentgeltstruktur steht der BDEW grundsätzlich offen gegenüber. Alle Maßnahmen müssen die Netz- und Sys-tembelange berücksichtigen. Nutzen und Kosten für das Gesamtsystem sind miteinander abzu-wägen. Zunächst müssen die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Mess- und Steuerbarkeit der EE- und auch der Verbrauchseinrichtungen zu schaffen. Erst auf dieser Grundlage können flexible und variable Tarife eingeführt werden. Bei der Netzentgeltstruktur sind die europäisch vorgegebenen Grundsätze der Kostenreflexivität und der Diskriminierungs-freiheit zu wahren.\r\nZu b)\r\nEine grundsätzliche Umstellung des EEG-Fördermechanismus erfordert einen intensiven und ausführlichen Dialog seitens der Bundesregierung mit der Branche. Eine Verunsicherung der Finanzgeber könnte zu einem Einbruch des EE-Anlagenzubaus führen, weshalb sie gut sowie mit ausreichend Vorlauf vorbereitet und kommuniziert werden muss. Grundsätzlich ist aber\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 27 von 34\r\neine zügige Umstellung etwa auf „Financial-CfDs“ oder auch ein „Marktmengenmodell“ mög-lich und sinnvoll, um die Förderung an die heutigen und künftigen Herausforderungen sowie an die EU-Gesetzgebung anzupassen. Wichtig ist nur, dass alle Modelle einen intensiven Pra-xis-Check erfahren und nicht nur theoretisch elegant sind.\r\nDass bei Absenkung der Direktvermarktungspflicht die Preissignale direkt bei den Anlagenbe-treibern ankommen und dadurch zumindest mittelbar die Stromeinspeisung in Zeiten negati-ver Preise gedämpft wird („PV-Mittagsspitze“), kann nur bei entsprechender Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Direktvermarktungsregelungen gelingenAußerdem braucht es An-reize für eine tatsächliche Steuerung der Anlagen oder Einspeicherung von Strommengen durch den Direktvermarkter.\r\nUm bereits getätigte Investitionen in Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE-Anlagen) nicht zu entwerten, ist es zwingend erforderlich, eine entsprechend verschärfte Negative-Preise-Regelung mit entsprechenden Übergangsfristen zu versehen. Insbesondere darf eine solche Verschärfung nicht auf Bestands- und bereits bezuschlagte Anlagen angewen-det werden. Zum Aussetzen der Förderung bei negativen Preisen für Neuanlagen und zum Aus-setzen der Förderung bei negativen Preisen für Neuanlagen muss u. a. die Umstellung der Bör-senprodukte auf 15-Minuten ab Anfang 2025 berücksichtigt werden.\r\nDie Steuerbarkeit der Anlagen ist eine Grundvoraussetzung für eine zügige Netzintegration von EE-Anlagen aber auch von neuen Verbrauchseinrichtungen. Hierfür sind beschleunigt die tech-nischen und wirtschaftlichen Bedingungen zu verbessern. Die Steuerung ist zu standardisieren, Zertifizierungsprozesse zu beschleunigen und der Roll-out der Smart Meter endlich wirtschaft-lich auszugestalten. Hierzu gehören eine Aktualisierung der Preisobergrenzen für intelligente Messysteme ebenso wie eine Vereinfachung des Regelwerks, zum Beispiel im Hinblick auf die sogenannte „Sichere Lieferkette“.\r\nZu c)\r\nDas Kraftwerkssicherheitsgesetz ist ein entscheidender Baustein für eine klimaneutrale Ener-gieversorgung bei gleichzeitiger Wahrung der Versorgungs- und Systemsicherheit. Der Zubau neuer flexibel einsetzbarer Kraftwerke ist Voraussetzung für den Kohleausstieg. Das Gesetz muss nun zügig mit einem konkreten Gesetzestextentwurf in die Konsultation, das parlamen-tarische Verfahren und die konkrete Umsetzung kommen.\r\nAuch die Kraft-Wärme-Kopplung leistet künftig einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicher-heit sowie zur Absicherung der Wärmewende. Deswegen muss das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz bis mindestens Ende 2029 rechtssicher für Investitionen in KWK-Anlagen nutzbar blei-ben.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 28 von 34\r\nDer ab 2028 geplante Kapazitätsmechanismus stellt eine wesentliche Erweiterung des deut-schen Strommarktdesigns dar. Auch hier ist ein intensiver Dialog mit der Branche über die ver-schiedenen, z. B. im Rahmen der PKNS diskutierten Modelle wichtig. Dabei sollten sowohl An-reize für Neuinvestitionen in steuerbare Kapazitäten als auch die Berücksichtigung von Be-standsanlagen und Flexibilitäten geschaffen werden. Wichtig ist, sich angesichts dieser Rah-menbedingung für ein energiewirtschaftlich effizientes, verwaltungsrechtlich einfaches und planungssicheres Modell zu entscheiden.\r\n43. Ausschreibung von Offshore Windenergie evaluieren: Der beschleunigte Ausbau der Offshore-Windenergie spielt für die bezahlbare Umsetzung der Energiewende eine wich-tige Rolle. Die Bundesregierung wird die Erfahrungen mit den bisherigen Ausschreibungs-runden für Windenergie auf See mit Blick auf ihre Effizienz, Effektivität, Auswirkungen auf die Cyber- und Datensicherheit und Bedeutung für die Einnahmen im Bundeshaushalt sorgfältig evaluieren. Diese Evaluierung wird bei der Umsetzung von NZIA berücksichtigt. Bis dahin sollen Projekte stärker anhand des Preises ausgewählt werden.\r\nErsteinschätzung:\r\nGrundsätzlich ist eine sorgfältige Evaluierung des Offshore-Wind-Ausschreibungsdesigns mit Blick auf die genannten Aspekte und deren Einbindung in die Umsetzung der Vorgaben des NZIA zu begrüßen.\r\nAus Sicht des BDEW besteht allerdings unbedingt Klarstellungsbedarf, warum, wie und ab wann genau nun eine noch stärkere Auswahl der Projekte anhand des Preises durchgeführt werden. Für ein solches neues Vorgehen im Zeitraum bis zur Umsetzung der Präqualifikations- und Zuschlagskriterien des NZIA ab Anfang 2026 bräuchte es eine Änderung des WindSeeG, um die Vorgaben für die Ausschreibungsrunde von zentral voruntersuchten Flächen am 1. August 2025 zu ändern, bei denen die qualitativen Zuschlagskriterien bisher 40 von 100 Be-wertungspunkten ausmachen. Im Gegensatz dazu ist beim derzeitigen Ausschreibungsdesign für nicht zentral voruntersuchte Flächen fraglich, wie hierbei die Auswahl „noch stärker an-hand des Preises“ erfolgen soll, da die Zahlungsbereitschaft bereits das einzige ausschlagge-bende Kriterium nach mehreren 0-Cent-Geboten (für die Marktprämie) ist.\r\nDer BDEW hatte sich in diesem Zusammenhang zuletzt für eine gemeinsame Offshore-Bran-chenlösung zur weiteren Steigerung der Effizienz und Effektivität beim Offshore-Ausbau ausge-sprochen. Dabei sollte unter anderem ein Wechsel von den derzeitigen GW-Zielen auf künftige Stromertragsziele in TWh geprüft werden, ohne den ambitionierten Ausbaupfad insgesamt zu reduzieren. Zudem ist eine weitere Optimierung der-Flächenausgestaltung in enger Koopera-tion insbesondere mit den Nachbarstaaten Niederlande und Dänemark zu prüfen, um Abschat-tungseffekte zu reduzieren und die TWh-Erträge in der AWZ Deutschlands zu maximieren.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 29 von 34\r\nWeiterhin sollten mögliche Potenziale für die noch effektivere Netzanbindung und -infrastruk-tur geprüft und Ergebnisse in die Praxis eingebunden werden.\r\n44. Netzkosten senken: Die Bundesregierung wird Maßnahmen vorlegen, mit denen die Netzkosten gesenkt und die Netzentgelte stabilisiert werden können, um Haushalte und Unternehmen zu entlasten. Mit den Maßnahmen leisten wir einen zentralen Beitrag zur Stabilisierung der Netzentgelte auf heutigem Niveau. Um diese Entwicklung abzusichern und planbarer zu machen, werden wir zügig prüfen, ob und wie ein Amortisationskonto die Netzentgelte stabilisieren kann.\r\nKonkret werden wir insbesondere die Auszahlungen „vermiedener Netzentgelte“ an Stromerzeuger in Verteilernetzen überprüfen, zeitvariable Netzentgelte für systemdienli-che Netznutzung einführen, die Nutzung von Überschussstrom verbessern, den Einsatz virtueller Leitungen und netztechnischer Betriebsmittel sowie den netzdienlichen Einsatz von Kraftwerken weiterentwickeln. Zudem prüfen wir auch Möglichkeiten zur gemeinsa-men Beschaffung von Material für den Netzausbau.\r\nDarüber hinaus ist es wichtig, für die Unternehmen, die von individuell reduzierten Netz-entgelten gemäß § 19 Absatz 2-Satz 1 bzw. Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) profitieren, Sicherheit zu schaffen und diese zukunftsfest weiterzuentwickeln. Dazu sollen Hemmnisse für einen flexiblen Stromverbrauch abgebaut werden. Die Unter-nehmen sollen von den niedrigen Strompreisen bei viel Wind und Sonne profitieren kön-nen. Für diejenigen Unternehmen, denen das nicht möglich ist, werden wir eine beihilfe-konforme Verlängerung der Regelungen gemäß § 19 Absatz 2-Satz 1 bzw. Satz 2 der StromNEV vornehmen bzw. Maßnahmen ergreifen, die die entsprechende Entlastungs-wirkung verlängern (z. B. durch Förderung/Netzentgeltbefreiung für Speicher).\r\nViele der Maßnahmen fallen in die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur. Die Bundesre-gierung begrüßt daher das Vorhaben der Bundesnetzagentur als unabhängige Regulie-rungsbehörde, die gegenwärtigen Rabatte und Ausnahmen bei den Netzentgelten für die Industrie, Elektrolyseure und andere neue Stromverbraucher mit dem Ziel einer kostenef-fizienten Systemdienlichkeit im Stromnetz und -markt weiterzuentwickeln und langfris-tige Planungssicherheit zu schaffen.\r\nErsteinschätzung:\r\nDie Netze werden zur Bewältigung der im Zuge der Energiewende neuen Anforderungen der Netzkunden, sei es auf der Einspeise-, als auch auf der Ausspeiseseite ihre Netze massiv stär-ken, digitalisieren und ausbauen. Aktuell sehen wir eine exponentielle Zunahme von Netzan-schlussbegehren, die auch in absehbarer Zeit bestehen bleibt. Die Investitionssummen der\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 30 von 34\r\nStromnetzbetreiber verdoppeln bzw. verdreifachen sich in den nächsten Jahren. Auch die ope-rativen Kosten steigen. Gerade das Stromnetz wird dabei zusätzliche Energietransportaufga-ben für die Sektoren Verkehr und Gebäude (Wärme) übernehmen. Auch bei Nutzung aller Effi-zienzen ist eine spürbare Erhöhung der Netzkosten unvermeidlich.\r\nEine zeitliche Streckung der Stromnetzentgelte über ein Amortisationskonto auf der Ebene der Übertragungsnetzentgelte kann einen dämpfenden Effekt für die Höchstspannungsebene und deren Kunden haben, hätte aber vermutlich nur überschaubare Effekte auf die Netzentgeltent-wicklung insgesamt. Auf der Ebene der Verteilnetzentgelte überwiegen aus Sicht des BDEW je-doch voraussichtlich die Kosten und Aufwände (hohe Komplexität, Risiken für die Erlösstabili-tät, Entkopplung der Netzentgelt- von der Netzkostenentwicklung) den Nutzen des Instru-ments. Selbstbehalte oder Vorleistungen müssen mit Blick auf die Kreditfähigkeit in jedem Fall vermieden werden.\r\nEiner Prüfung der Auszahlungen vermiedener Netzentgelte an Stromerzeuger steht der BDEW kritisch gegenüber. Für Bestandsanlagen ist die Weiterzahlung der vNE notwendig, da für de-zentrale Erzeugungsanlagen die vNE – also die Entgelte für dezentrale Einspeisung – ein wichti-ger Erlösbestandteil darstellen, der bei der Investitionsentscheidung fest einkalkuliert worden ist. Eine Streichung würde zahlreiche Stromerzeugungsanlagen – z. B. KWK-Kraftwerke in der öffentlichen Versorgung oder KWK-Anlagen in Krankenhäusern, Schulen etc. – in ihrer Wirt-schaftlichkeit deutlich schlechter stellen und deren Weiterbetrieb infrage stellen. Negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, die Strompreise und die Stromnetze können die Folge sein.\r\nPraxistauglich ausgestaltete Maßnahmen wie zeitvariable Netzentgelte, die Nutzung von Über-schussstrom, der Einsatz virtueller Leitungen und netztechnischer Betriebsmittel und der netz-dienliche Einsatz von Kraftwerken können zur Problemlösung beitragen.\r\nBei hoher Einspeisung aus volatilen Energiequellen (Wind, Sonne) ist eine hinreichende Flexibi-lisierung der Last notwendig, um ein Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage zu erzeugen. Der durch § 19 Absatz 2 Satz 2 StromNEV begünstigte Kreis von Industrieanlagen kann hierzu ganz besonders beitragen. Durch die Transformation der Erzeugung hin zu einem klimaneutra-len Stromsystem sind Bandlasten nicht notwendigerweise systemdienlich. Dies muss sich in der Regulierung widerspiegeln.\r\nNach Ansicht des BDEW sollten in einem über den Beschluss der BNetzA BK4-22-089 hinausge-henden Verfahren grundlegende Regelungen entwickelt werden, die ein flexibles Verhalten von Letztverbrauchern und allgemein die Bereitstellung von Flexibilität anreizen. Außerdem ist die Festlegung bis zum Jahresende 2025 befristet. Aus Sicht des BDEW sind schon jetzt Überle-gungen für eine Nachfolgeregelung mit einer dringend notwendigen pragmatischeren Umset-zung anzustoßen.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 31 von 34\r\n45. Netzausbau staffeln, um Kosten zu senken: Die Bundesregierung wird die im Netzent-wicklungsplan bestätigten Maßnahmen in Abstimmung mit den Übertragungsnetzbetrei-bern und der Bundesnetzagentur staffeln, um die Ressourcen optimal zu nutzen, Verzöge-rungen und gleichzeitig Netzengpässe zu vermeiden, und damit Kosten zu sparen.\r\nVorrang sollen insb. die Vorhaben mit dem größten netztechnischen Nutzen und damit dem größten Einsparpotenzial haben. Die Staffelung soll zudem eine effiziente planerische Umsetzung der Vorhaben ermöglichen.\r\nEs ist zentral, Redispatch- und Netzkosten so gering wie möglich zu halten, damit die Strompreise bezahlbar bleiben – für Haushalte und Unternehmen.\r\nBei der bereits im Jahr 2025 beginnenden Überprüfung des Netzausbaus im Rahmen der Netzentwicklungsplanung legen wir den Fokus auf Bedarfsgerechtigkeit, Wirtschaftlich-keit und Effizienz. Die Bundesregierung wird die Kosteneffizienz und Beschleunigung des Netzausbaus kontinuierlich weiter vorantreiben und dafür besonders die nächsten NEP nutzen. Dabei sollen sowohl neue Erkenntnisse und Rahmenbedingungen wie die Kraft-werkstrategie, darin enthaltene geplante Kapazitätsmechanismen, Planungen zum Was-serstoffkernnetz und das Kohlendioxid-Speichergesetz berücksichtigt werden.\r\nProjekte des NEP 2024, die im Bundesbedarfsplan bestätigt wurden, werden unter diesen Prämissen im Rahmen des NEP 2025 weiterhin ergebnisoffen geprüft.\r\nErsteinschätzung:\r\nEine Priorisierung im Netzausbau sieht der BDEW auch vor dem Hintergrund der begrenzten (personellen) Ressourcen als zielführend. Bei einer Staffelung und zeitlichen Streckung einzel-ner Maßnahmen muss das Ziel des zügigen Netzausbaus weiterverfolgt werden. Dabei muss die Synchronität zwischen Netzausbau und dem Ausbau der Erneuerbaren Energien erreicht und ein weiteres Auseinanderdriften verhindert werden. Die beständige Überprüfung der Netzentwicklungspläne anhand neuer Erkenntnisse und Rahmenbedingungen ist bereits heute Aufgabe der Netzbetreiber und wird von diesen gewissenhaft durchgeführt. Es ist im Übrigen darauf hinzuweisen, dass der Kostenrahmen in weiten Teilen durch die gesetzlichen Rahmen-bedingungen vorbestimmt ist und nur eingeschränkt von den Netzbetreibern beeinflusst wer-den kann. So ist die Vorgabe der Erdverkabelung eine kostenintensive, aber auch eine Ent-scheidung des Gesetzgebers zur Steigerung der Bürgerakzeptanz.\r\n46. Gasversorgung sichern und diversifizieren: Für eine sicherere und bezahlbare Energiever-sorgung ist ein global ausreichendes LNG-Angebot notwendig. Deutschland muss zudem neben dem pipelinegebundenen Gasimport aus Norwegen und dem LNG-Import zu Welt-marktpreisen das Angebot an Erdgas weiter diversifizieren. Die Bundesregierung führt\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 32 von 34\r\neinen Dialog mit Energie-Unternehmen, wie die Bundesregierung sie bei konkreten Gasprojekten unterstützen kann. Sie hat Klimastrategien für die Garantieinstrumente der Außenwirtschaftsförderung und Sektorleitlinien für Schlüsselsektoren der Instrumente entwickelt und dabei für Erdgas-Projekte Ausnahmeregelungen vorgesehen, wenn diese, unter Einhaltung der 1,5°C-Grenze und unter Vermeidung von Lock-in-Effekten, für die nationale Sicherheit oder geostrategische Versorgungssicherheitsinteressen notwendig sind; dabei werden wir auch die weiteren Potenziale der heimischen Gasproduktion be-rücksichtigen.\r\nDie Bundesregierung wird zeitnah eine Biomasse-Strategie vorlegen und darin festlegen, wie das Potenzial von Biomasse nachhaltig und kosteneffizient genutzt werden kann. Dazu gehört auch die Frage, inwieweit sowohl heimische als auch importierte Bioenergie als weiteres Element zur Stärkung der Gasversorgungssicherheit genutzt werden kann.\r\nErsteinschätzung:\r\nAktuell ist die Gasversorgung in Deutschland stabil; die Versorgungssicherheit ist gewährleis-tet. Hierzu leistet auch der europäische Energiebinnenmarkt einen entscheidenden Beitrag. Durch die größere Bedeutung von LNG zur Versorgung in Deutschland rückt die Angebots- und Nachfragesituation auf dem Weltmarkt stärker in den Fokus.\r\nDie genannten (Ausnahmeregelungen für) Garantieinstrumente sind ein richtiger, aber nicht ausreichender Schritt. Um die Chancen deutscher Importeure auf signifikante Mittel-/Lang-fristmengen auf dem sehr engen LNG-/Erdgasmarkt zu erhöhen und damit die Gasversorgung zu diversifizieren und zu sichern, wäre ein stärkeres politisches und wirtschaftliches Engage-ment Deutschlands in den Produktionsländern wünschenswert. Gleichzeitig wird es immer schwieriger, langfristige Investitionen in fossile Projekte zu finanzieren. Es braucht daher die Flankierung der Bundesregierung.\r\nBiogas und Biomethan sind als grundlastfähige erneuerbare Energieträger grundsätzlich spei-cherbar und damit flexibel einsetzbar und leisten für das Gelingen der Energiewende einen be-deutenden Beitrag. Dabei können Importe neben heimischer Erzeugung grundsätzlich unter Berücksichtigung entsprechender regulatorischer Rahmenbedingungen einen Beitrag leisten. Die Bedingungen für neue Netzanschlüsse von Biogas- und Biomethananlagen an das Gasnetz sind allerdings im Hinblick auf ihren volkswirtschaftlichen Nutzen im Einzelfall zu überprüfen.\r\nDer BDEW hat im Rahmen des Stakeholderprozesses zur Biomassestrategie eingehend vor ei-nem unausgewogenen Fokuswechsel des Einsatzes von Biomasse auf die stoffliche Nutzung gewarnt. Ein zu einseitiger stofflicher Nutzungsvorrang der derzeit energetisch verwendeten Biomasse ohne eine adäquate, wirtschaftliche und nachhaltige Substitutionsmöglichkeit er-schwert die Transformation des Energiesektors und würde das Stromsystem vor die massive\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 33 von 34\r\nHerausforderung des Ersatzes von rund 9,5 GW gesicherter installierter elektrischer Leistung stellen.\r\n47. Fusionsenergie fördern: Die Bundesregierung erarbeitet eine Roadmap Fusionsenergie, die ein klares Bekenntnis zum großen Potenzial und bei Marktreife zur perspektivischen Nutzung dieser Technologie enthält. Sie fördert Forschung und zeigt einen Weg zu einem kommerziellen Fusionskraftwerk auf. Deutschland soll so seine führende Rolle bei dieser Technologie ausbauen.\r\nErsteinschätzung:\r\nFusionsenergie ist vielversprechend, ihre Marktreife liegt aber in weiter Ferne. Für die heraus-fordernste Phase der Energiewende wird sie absehbar zu spät kommen. Sie sollte daher nur die ihrer Rolle im Energiesystem entsprechende Aufmerksamkeit erhalten.\r\n48. Für eine Rückerstattung von CO2-Kosten beim Export einsetzen: Um einer Verzerrung der Exportpreise durch die heimische CO2-Bepreisung entgegenzuwirken, sollte eine Rückerstattung von CO2-Kosten beim Export stattfinden. Sie wäre die logische Ergänzung zum neu eingeführten europäischen „Carbon Border Adjustment Mechanism“ auf der Im-portseite. Deshalb wird sich die Bundesregierung auf europäischer Ebene für eine solche Lösung einsetzen, die WTO-rechtlichen Bedenken Rechnung tragen muss. Durch eine rein finanzielle Rückerstattung bei gleichbleibender Pflicht, weiterhin Emissionszertifikate zu erwerben, würden keine zusätzlichen Emissionen innerhalb der EU zugelassen und damit die Erfüllung der Klimaschutzziele nicht konterkariert.\r\nErsteinschätzung:\r\nDer Vorschlag wurde bereits im Ende 2022 abgeschlossenen Gesetzgebungsverfahren disku-tiert (und bereits damals von DE gefordert), wird aber generell kritisch gesehen aufgrund von Bedenken bzgl. der WTO-Konformität.\r\nAus BDEW-Sicht ist der CBAM grundsätzliches ein gutes Instrument, um weltweit das Konzept einer CO2-Bepreisung voranzutreiben und Carbon Leakage außerhalb Europas zu vermeiden. In der konkreten Umsetzung treten allerdings aktuell große administrative Schwierigkeiten zu-tage, die es schnellstmöglich zu lösen gibt. Die Energiewirtschaft ist durch die Erfassung von Strom- und Wasserstoffimporten auch direkt vom CBAM betroffen. Auch hier besteht aus BDEW-Sicht noch erheblicher Klarstellungsbedarf, um eine unnötige Belastung der betroffenen Unternehmen oder das Ausweichen auf Importe von weiterverarbeiteten Produkten zu ver-meiden.\r\nHaushalt 2025 – Wachstumsinitiative Seite 34 von 34\r\n49. Dekarbonisierung der Wärmeversorgung voranbringen: Um die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung weiter voranzubringen, die Optionen dekarbonisierter Wärmeversor-gung zu verbreitern und den Hochlauf der Geothermie zu beschleunigen, wird die Bun-desregierung gemeinsam mit der KfW und der Versicherungswirtschaft das Fündigkeitsri-siko bei Geothermie-Bohrungen in Deutschland besser absichern. Mit einer finanziellen Absicherung des Bundes soll so die Dekarbonisierung der Wärmenetze in Deutschland in 65 Projekten entscheidend vorangebracht werden.\r\nErsteinschätzung:\r\nMit Beginn des Jahres 2024 sind eine Reihe von Gesetzen in Kraft getreten (Gebäudeenergie-gesetz, Wärmeplanungsgesetz aber auch die BEG-Förderung), die einen vielfach neuen Rah-men für das Gelingen der Energiewende im Wärmebereich schaffen. Ein wesentlicher Punkt um die Dekarbonisierung im Bereich der Wärme/Gebäudebeheizung weiter zu verfolgen, ist die Verlässlichkeit politischer Entscheidungen. Dies gilt auch für die gerade hochlaufende BEG-Förderung. Zudem muss die BEW verstetigt und der Mittelansatz erhöht werden, um den not-wendigen Ausbau der Wärmenetze abzusichern.\r\nDer BDEW setzt sich schon seit mehreren Jahren für die Absicherung der Anfangsphase von In-vestitionen in geothermische Projekte ein. Dafür ist die Etablierung eines mit angemessenen Finanzmitteln ausgestatteten Instrumentes zur Absicherung des Fündigkeitsrisikos nötig, an-dernfalls droht, dass Geothermie-Projekte erst gar nicht starten können, weil die Mittel für eine finanzielle Absicherung fehlen.\r\nDie herausgestellten 65 Projekte stehen allerdings für eine gesunkene Ambition des BMWK, da ursprünglich 100 Geothermieprojekte angestoßen werden sollten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, den 09.09.2024\r\nPositionspapier\r\nVorschlag zur Anpassung der\r\nOffshore-Realisierungsfristen\r\nNach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 5\r\n1 Einleitung\r\nMit dem zweiten Gesetz zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG 2023)\r\nund anderer Vorschriften vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1325) hat der Gesetzgeber unter anderem die Ausbauziele für die Offshore-Windenergie erhöht und die Ausschreibungen für Offshore-Flächen sowie die Regelungen bezüglich der Realisierungsfristen überarbeitet.\r\nDer BDEW unterstützt die ambitionierten Ausbauziele. Um diese erreichen zu können, besteht\r\naus Sicht des BDEW allerdings dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu\r\nden Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG.\r\n2 Anpassungen in § 17d EnWG zusammen mit § 81 WindSeeG 2023\r\nIm Zuge der letzten WindSeeG-Novelle wurde die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1\r\nNr. 5 WindSeeG 2023 für die Fertigstellung des Offshore-Windparks (OWP) nach dem verbindlichem Fertigstellungstermin (VFT) der Netzanschlüsse von 18 auf sechs Monate verkürzt.\r\nNach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 WindSeeG ist der bezuschlagte Bieter verpflichtet, spätestens\r\nzum VFT gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) den Nachweis zu erbringen, dass die\r\ntechnische Betriebsbereitschaft von mind. einer Windenergieanlage (WEA) einschließlich der\r\nzughörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist. Innerhalb von sechs Monaten\r\nnach dem verbindlichen Fertigstellungstermin muss nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG\r\n2023 zudem ein Nachweis gegenüber der BNetzA erbracht werden, dass die technische Betriebsbereitschaft des OWP insgesamt hergestellt worden ist (mindestens zu 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge).\r\nBewertung\r\nDie derzeitigen gesetzlichen Realisierungsfristen stehen einer sinnvollen Umsetzung der notwendigen Zwischenschritte für die rechtzeitige Fertigstellung der zunehmend größer werdenden Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) einerseits sowie der OWPs andererseits aus\r\nden folgenden Gründen entgegen:\r\nBis zum VFT müssen bestimmte Parametrierungstests für das ONAS durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erfolgreich abgeschlossen worden sein, um möglicherweise auftretende\r\nFehler rechtzeitig beheben zu können. Diese Tests sollten unter möglichst realen Bedingungen, inklusive einer gewissen Einspeisung des OWP, durchgeführt werden. Speziell für den\r\nTest der Kühlung der geplanten 2-GW-ONAS ist dabei eine Mindesteinspeisung von 30 % der\r\nWindparks technisch zukünftig notwendig.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 5\r\nAktuell fehlt eine Regelung, die konkrete Inhalte im Realisierungsfahrplan vorsieht. Stattdessen ist es den ÜNB und den OWP-Entwicklern freigestellt, im Rahmen des Realisierungsfahrplans über die Gesetzeslage hinausgehende Regelungen abzustimmen.\r\nAuch wenn dadurch bereits zu einem früheren Zeitpunkt mehr WEA – als derzeit vom Gesetz\r\nvorgesehen – betriebsbereit wären, benötigen die OWP-Entwickler gleichzeitig insgesamt eine\r\nlängere Frist zur vollständigen Betriebsherstellung des OWP. Es ist das Interesse der Betreiber,\r\nzügig den Windpark in Betrieb nehmen zu können. Allerdings stellt die Frist von sechs Monaten nach dem VFT, der in der Regel am Ende des dritten oder vierten Quartals liegt, angesichts\r\nder gewachsenen Größe der Flächen und der zu installierenden Leistung eine kaum zu bewältigende Herausforderung für die OWP-Betreiber in der zur Verfügung stehenden Zeit dar. Erschwerend kommen die unsicheren Wetterbedingungen in den Wintermonaten und die zunehmende Entfernung zur Küste hinzu. Auch zunehmende Lieferengpässe können ein Risiko\r\nsein. Es reicht bereits der Ausfall bzw. die Verzögerung eines nachrangigen, nicht direkt durch\r\nden Betreiber kontrollierbaren Nachunternehmers, um durch entsprechende Knock-on-Effekte ungewollte Verzögerungen hervorzurufen. Auch ist es in Zeiten der Verknappung der\r\nLieferkette kein unrealistisches Szenario, dass ein Installationsschiff trotz vereinbarter Vertragsstrafen kurzfristig auf einen wirtschaftlich attraktiveren Auftrag abgezogen wird.\r\nVorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher vor, folgende Vorgaben für den Realisierungsfahrplan in § 17d Abs. 2\r\nEnWG gesetzlich mitaufzunehmen: Die für die Parametrierungstests technisch notwendige\r\nLeistungsschwelle von 30 % der gesamten Leistung des Windparks1\r\nsoll bereits sechs Wochen\r\nvor dem VFT erreicht werden. Dies ist notwendig, da bei größer werdenden ONAS die Inbetriebnahme zunehmend mehr Zeit in Anspruch nimmt. Um diese Leistungsschwelle schon früher erreichen zu können, soll den OWP-Entwicklern im Gegenzug möglichst schon sechs Monate vor dem VFT der Beginn des Kabeleinzugs durch den ÜNB ermöglicht werden. Die Aufnahme dieser notwendigen Vorgaben sollte aus Sicht des BDEW in § 17d Abs. 2 EnWG erfolgen, weil der Realisierungsfahrplan das richtige Instrument ist, solche gegenseitig bedingten\r\nSchritte miteinander abzustimmen, um einen möglichst effizienten und fristgemäßen Netzanschluss gemeinsam zu realisieren. Die Intention der vorgeschlagenen „Soll“-Vorgaben ist es,\r\ndie Planbarkeit im Realisierungsprozess sowohl für OWP- als auch für ONAS-Entwickler im\r\n1 Diese Leistungsschwelle basiert auf der CIGRE Norm 697 „Testing and commissioning of VSC HVDC Systems“ in Verbindung\r\nmit den technischen Voraussetzungen von zukünftig geplanten 2-GW-ONAS und -OWPs.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 5\r\nVergleich zur bisherigen Gesetzeslage deutlich zu stärken, ohne dadurch neue Haftungsgrundlagen für beide Seiten zu schaffen.\r\nGleichzeitig muss in § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG die Frist zur Fertigstellung des gesamten Windparks von sechs auf zwölf Monate nach dem VFT verlängert werden, so dass die\r\nOWP-Entwickler Rechts- und Investitionssicherheit beim Aufbau des Windparks unter den\r\noben genannten Herausforderungen haben. Mit der Kombination beider Anpassungsvorschläge wird auch gewährleistet, dass es zu keiner ungewollten Verzögerung der Fertigstellung\r\ndes Windparks kommt.\r\nDieser Vorschlag sollte zum einen durch die Einfügung der folgenden Sätze 5 bis 7 und einer\r\nweiteren Anpassung in § 17d Abs. 2 EnWG umgesetzt werden:\r\n„(2) […] Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3\r\nhat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes einen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die\r\nzeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See\r\nund zur Herstellung des Netzanschlusses enthält. Der Realisierungsfahrplan soll regeln,\r\ndass sechs Wochen vor dem verbindlich gewordenen voraussichtlichen Fertigstellungstermin Windenergieanlagen auf See im Umfang von mindestens 30% der bezuschlagten\r\nGebotsmenge einschließlich der dazugehörigen parkinternen Verkabelung sowie der für\r\ndie Anbindung an das Netzanbindungssystem notwendigen OWP-Komponenten installiert sein sollen. Der Realisierungsfahrplan soll auch regeln, dass dem Betreiber der\r\nWindenergieanlagen auf See möglichst sechs Monate vor dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Beginn des Kabeleinzugs ermöglicht werden soll. Zudem Dabei sind\r\ndie Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergieauf-See-Gesetzes und die Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-aufSee-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. […]“\r\nDamit verbunden sollte folgende Anpassung des § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG vorgenommen werden:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…]\r\n5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nAnforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem sind gleichlautende Änderungen ebenfalls in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See\r\nmuss\r\n[…]\r\n3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens\r\nzu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen sollten aus Sicht des BDEW ausschließlich in Kombination\r\nmiteinander umgesetzt werden. Zudem sollten diese Änderungen bereits für die im Jahr 2025\r\nausgeschriebenen Flächen greifen, um möglichst schnell zur Entwicklung der 2-GW-ONAS und\r\n-OWPs positiv beizutragen."},"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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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, den 09.09.2024\r\nPositionspapier\r\nVorschlag zur Anpassung der\r\nOffshore-Realisierungsfristen\r\nNach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 5\r\n1 Einleitung\r\nMit dem zweiten Gesetz zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG 2023)\r\nund anderer Vorschriften vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1325) hat der Gesetzgeber unter anderem die Ausbauziele für die Offshore-Windenergie erhöht und die Ausschreibungen für Offshore-Flächen sowie die Regelungen bezüglich der Realisierungsfristen überarbeitet.\r\nDer BDEW unterstützt die ambitionierten Ausbauziele. Um diese erreichen zu können, besteht\r\naus Sicht des BDEW allerdings dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu\r\nden Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG.\r\n2 Anpassungen in § 17d EnWG zusammen mit § 81 WindSeeG 2023\r\nIm Zuge der letzten WindSeeG-Novelle wurde die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1\r\nNr. 5 WindSeeG 2023 für die Fertigstellung des Offshore-Windparks (OWP) nach dem verbindlichem Fertigstellungstermin (VFT) der Netzanschlüsse von 18 auf sechs Monate verkürzt.\r\nNach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 WindSeeG ist der bezuschlagte Bieter verpflichtet, spätestens\r\nzum VFT gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) den Nachweis zu erbringen, dass die\r\ntechnische Betriebsbereitschaft von mind. einer Windenergieanlage (WEA) einschließlich der\r\nzughörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist. Innerhalb von sechs Monaten\r\nnach dem verbindlichen Fertigstellungstermin muss nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG\r\n2023 zudem ein Nachweis gegenüber der BNetzA erbracht werden, dass die technische Betriebsbereitschaft des OWP insgesamt hergestellt worden ist (mindestens zu 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge).\r\nBewertung\r\nDie derzeitigen gesetzlichen Realisierungsfristen stehen einer sinnvollen Umsetzung der notwendigen Zwischenschritte für die rechtzeitige Fertigstellung der zunehmend größer werdenden Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) einerseits sowie der OWPs andererseits aus\r\nden folgenden Gründen entgegen:\r\nBis zum VFT müssen bestimmte Parametrierungstests für das ONAS durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erfolgreich abgeschlossen worden sein, um möglicherweise auftretende\r\nFehler rechtzeitig beheben zu können. Diese Tests sollten unter möglichst realen Bedingungen, inklusive einer gewissen Einspeisung des OWP, durchgeführt werden. Speziell für den\r\nTest der Kühlung der geplanten 2-GW-ONAS ist dabei eine Mindesteinspeisung von 30 % der\r\nWindparks technisch zukünftig notwendig.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 5\r\nAktuell fehlt eine Regelung, die konkrete Inhalte im Realisierungsfahrplan vorsieht. Stattdessen ist es den ÜNB und den OWP-Entwicklern freigestellt, im Rahmen des Realisierungsfahrplans über die Gesetzeslage hinausgehende Regelungen abzustimmen.\r\nAuch wenn dadurch bereits zu einem früheren Zeitpunkt mehr WEA – als derzeit vom Gesetz\r\nvorgesehen – betriebsbereit wären, benötigen die OWP-Entwickler gleichzeitig insgesamt eine\r\nlängere Frist zur vollständigen Betriebsherstellung des OWP. Es ist das Interesse der Betreiber,\r\nzügig den Windpark in Betrieb nehmen zu können. Allerdings stellt die Frist von sechs Monaten nach dem VFT, der in der Regel am Ende des dritten oder vierten Quartals liegt, angesichts\r\nder gewachsenen Größe der Flächen und der zu installierenden Leistung eine kaum zu bewältigende Herausforderung für die OWP-Betreiber in der zur Verfügung stehenden Zeit dar. Erschwerend kommen die unsicheren Wetterbedingungen in den Wintermonaten und die zunehmende Entfernung zur Küste hinzu. Auch zunehmende Lieferengpässe können ein Risiko\r\nsein. Es reicht bereits der Ausfall bzw. die Verzögerung eines nachrangigen, nicht direkt durch\r\nden Betreiber kontrollierbaren Nachunternehmers, um durch entsprechende Knock-on-Effekte ungewollte Verzögerungen hervorzurufen. Auch ist es in Zeiten der Verknappung der\r\nLieferkette kein unrealistisches Szenario, dass ein Installationsschiff trotz vereinbarter Vertragsstrafen kurzfristig auf einen wirtschaftlich attraktiveren Auftrag abgezogen wird.\r\nVorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher vor, folgende Vorgaben für den Realisierungsfahrplan in § 17d Abs. 2\r\nEnWG gesetzlich mitaufzunehmen: Die für die Parametrierungstests technisch notwendige\r\nLeistungsschwelle von 30 % der gesamten Leistung des Windparks1\r\nsoll bereits sechs Wochen\r\nvor dem VFT erreicht werden. Dies ist notwendig, da bei größer werdenden ONAS die Inbetriebnahme zunehmend mehr Zeit in Anspruch nimmt. Um diese Leistungsschwelle schon früher erreichen zu können, soll den OWP-Entwicklern im Gegenzug möglichst schon sechs Monate vor dem VFT der Beginn des Kabeleinzugs durch den ÜNB ermöglicht werden. Die Aufnahme dieser notwendigen Vorgaben sollte aus Sicht des BDEW in § 17d Abs. 2 EnWG erfolgen, weil der Realisierungsfahrplan das richtige Instrument ist, solche gegenseitig bedingten\r\nSchritte miteinander abzustimmen, um einen möglichst effizienten und fristgemäßen Netzanschluss gemeinsam zu realisieren. Die Intention der vorgeschlagenen „Soll“-Vorgaben ist es,\r\ndie Planbarkeit im Realisierungsprozess sowohl für OWP- als auch für ONAS-Entwickler im\r\n1 Diese Leistungsschwelle basiert auf der CIGRE Norm 697 „Testing and commissioning of VSC HVDC Systems“ in Verbindung\r\nmit den technischen Voraussetzungen von zukünftig geplanten 2-GW-ONAS und -OWPs.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 5\r\nVergleich zur bisherigen Gesetzeslage deutlich zu stärken, ohne dadurch neue Haftungsgrundlagen für beide Seiten zu schaffen.\r\nGleichzeitig muss in § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG die Frist zur Fertigstellung des gesamten Windparks von sechs auf zwölf Monate nach dem VFT verlängert werden, so dass die\r\nOWP-Entwickler Rechts- und Investitionssicherheit beim Aufbau des Windparks unter den\r\noben genannten Herausforderungen haben. Mit der Kombination beider Anpassungsvorschläge wird auch gewährleistet, dass es zu keiner ungewollten Verzögerung der Fertigstellung\r\ndes Windparks kommt.\r\nDieser Vorschlag sollte zum einen durch die Einfügung der folgenden Sätze 5 bis 7 und einer\r\nweiteren Anpassung in § 17d Abs. 2 EnWG umgesetzt werden:\r\n„(2) […] Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3\r\nhat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes einen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die\r\nzeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See\r\nund zur Herstellung des Netzanschlusses enthält. Der Realisierungsfahrplan soll regeln,\r\ndass sechs Wochen vor dem verbindlich gewordenen voraussichtlichen Fertigstellungstermin Windenergieanlagen auf See im Umfang von mindestens 30% der bezuschlagten\r\nGebotsmenge einschließlich der dazugehörigen parkinternen Verkabelung sowie der für\r\ndie Anbindung an das Netzanbindungssystem notwendigen OWP-Komponenten installiert sein sollen. Der Realisierungsfahrplan soll auch regeln, dass dem Betreiber der\r\nWindenergieanlagen auf See möglichst sechs Monate vor dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Beginn des Kabeleinzugs ermöglicht werden soll. Zudem Dabei sind\r\ndie Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergieauf-See-Gesetzes und die Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-aufSee-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. […]“\r\nDamit verbunden sollte folgende Anpassung des § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG vorgenommen werden:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…]\r\n5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nAnforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem sind gleichlautende Änderungen ebenfalls in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See\r\nmuss\r\n[…]\r\n3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens\r\nzu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen sollten aus Sicht des BDEW ausschließlich in Kombination\r\nmiteinander umgesetzt werden. Zudem sollten diese Änderungen bereits für die im Jahr 2025\r\nausgeschriebenen Flächen greifen, um möglichst schnell zur Entwicklung der 2-GW-ONAS und\r\n-OWPs positiv beizutragen."},"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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Innerhalb von sechs Monaten\r\nnach dem verbindlichen Fertigstellungstermin muss nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG\r\n2023 zudem ein Nachweis gegenüber der BNetzA erbracht werden, dass die technische Betriebsbereitschaft des OWP insgesamt hergestellt worden ist (mindestens zu 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge).\r\nBewertung\r\nDie derzeitigen gesetzlichen Realisierungsfristen stehen einer sinnvollen Umsetzung der notwendigen Zwischenschritte für die rechtzeitige Fertigstellung der zunehmend größer werdenden Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) einerseits sowie der OWPs andererseits aus\r\nden folgenden Gründen entgegen:\r\nBis zum VFT müssen bestimmte Parametrierungstests für das ONAS durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erfolgreich abgeschlossen worden sein, um möglicherweise auftretende\r\nFehler rechtzeitig beheben zu können. Diese Tests sollten unter möglichst realen Bedingungen, inklusive einer gewissen Einspeisung des OWP, durchgeführt werden. Speziell für den\r\nTest der Kühlung der geplanten 2-GW-ONAS ist dabei eine Mindesteinspeisung von 30 % der\r\nWindparks technisch zukünftig notwendig.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 5\r\nAktuell fehlt eine Regelung, die konkrete Inhalte im Realisierungsfahrplan vorsieht. Stattdessen ist es den ÜNB und den OWP-Entwicklern freigestellt, im Rahmen des Realisierungsfahrplans über die Gesetzeslage hinausgehende Regelungen abzustimmen.\r\nAuch wenn dadurch bereits zu einem früheren Zeitpunkt mehr WEA – als derzeit vom Gesetz\r\nvorgesehen – betriebsbereit wären, benötigen die OWP-Entwickler gleichzeitig insgesamt eine\r\nlängere Frist zur vollständigen Betriebsherstellung des OWP. Es ist das Interesse der Betreiber,\r\nzügig den Windpark in Betrieb nehmen zu können. Allerdings stellt die Frist von sechs Monaten nach dem VFT, der in der Regel am Ende des dritten oder vierten Quartals liegt, angesichts\r\nder gewachsenen Größe der Flächen und der zu installierenden Leistung eine kaum zu bewältigende Herausforderung für die OWP-Betreiber in der zur Verfügung stehenden Zeit dar. Erschwerend kommen die unsicheren Wetterbedingungen in den Wintermonaten und die zunehmende Entfernung zur Küste hinzu. Auch zunehmende Lieferengpässe können ein Risiko\r\nsein. Es reicht bereits der Ausfall bzw. die Verzögerung eines nachrangigen, nicht direkt durch\r\nden Betreiber kontrollierbaren Nachunternehmers, um durch entsprechende Knock-on-Effekte ungewollte Verzögerungen hervorzurufen. Auch ist es in Zeiten der Verknappung der\r\nLieferkette kein unrealistisches Szenario, dass ein Installationsschiff trotz vereinbarter Vertragsstrafen kurzfristig auf einen wirtschaftlich attraktiveren Auftrag abgezogen wird.\r\nVorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher vor, folgende Vorgaben für den Realisierungsfahrplan in § 17d Abs. 2\r\nEnWG gesetzlich mitaufzunehmen: Die für die Parametrierungstests technisch notwendige\r\nLeistungsschwelle von 30 % der gesamten Leistung des Windparks1\r\nsoll bereits sechs Wochen\r\nvor dem VFT erreicht werden. Dies ist notwendig, da bei größer werdenden ONAS die Inbetriebnahme zunehmend mehr Zeit in Anspruch nimmt. Um diese Leistungsschwelle schon früher erreichen zu können, soll den OWP-Entwicklern im Gegenzug möglichst schon sechs Monate vor dem VFT der Beginn des Kabeleinzugs durch den ÜNB ermöglicht werden. Die Aufnahme dieser notwendigen Vorgaben sollte aus Sicht des BDEW in § 17d Abs. 2 EnWG erfolgen, weil der Realisierungsfahrplan das richtige Instrument ist, solche gegenseitig bedingten\r\nSchritte miteinander abzustimmen, um einen möglichst effizienten und fristgemäßen Netzanschluss gemeinsam zu realisieren. Die Intention der vorgeschlagenen „Soll“-Vorgaben ist es,\r\ndie Planbarkeit im Realisierungsprozess sowohl für OWP- als auch für ONAS-Entwickler im\r\n1 Diese Leistungsschwelle basiert auf der CIGRE Norm 697 „Testing and commissioning of VSC HVDC Systems“ in Verbindung\r\nmit den technischen Voraussetzungen von zukünftig geplanten 2-GW-ONAS und -OWPs.\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 5\r\nVergleich zur bisherigen Gesetzeslage deutlich zu stärken, ohne dadurch neue Haftungsgrundlagen für beide Seiten zu schaffen.\r\nGleichzeitig muss in § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG die Frist zur Fertigstellung des gesamten Windparks von sechs auf zwölf Monate nach dem VFT verlängert werden, so dass die\r\nOWP-Entwickler Rechts- und Investitionssicherheit beim Aufbau des Windparks unter den\r\noben genannten Herausforderungen haben. Mit der Kombination beider Anpassungsvorschläge wird auch gewährleistet, dass es zu keiner ungewollten Verzögerung der Fertigstellung\r\ndes Windparks kommt.\r\nDieser Vorschlag sollte zum einen durch die Einfügung der folgenden Sätze 5 bis 7 und einer\r\nweiteren Anpassung in § 17d Abs. 2 EnWG umgesetzt werden:\r\n„(2) […] Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3\r\nhat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes einen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die\r\nzeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See\r\nund zur Herstellung des Netzanschlusses enthält. Der Realisierungsfahrplan soll regeln,\r\ndass sechs Wochen vor dem verbindlich gewordenen voraussichtlichen Fertigstellungstermin Windenergieanlagen auf See im Umfang von mindestens 30% der bezuschlagten\r\nGebotsmenge einschließlich der dazugehörigen parkinternen Verkabelung sowie der für\r\ndie Anbindung an das Netzanbindungssystem notwendigen OWP-Komponenten installiert sein sollen. Der Realisierungsfahrplan soll auch regeln, dass dem Betreiber der\r\nWindenergieanlagen auf See möglichst sechs Monate vor dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Beginn des Kabeleinzugs ermöglicht werden soll. Zudem Dabei sind\r\ndie Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergieauf-See-Gesetzes und die Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-aufSee-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. […]“\r\nDamit verbunden sollte folgende Anpassung des § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG vorgenommen werden:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…]\r\n5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese\r\nVorschlag zur Anpassung der Offshore-Realisierungsfristen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nAnforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem sind gleichlautende Änderungen ebenfalls in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See\r\nmuss\r\n[…]\r\n3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens\r\nzu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen sollten aus Sicht des BDEW ausschließlich in Kombination\r\nmiteinander umgesetzt werden. 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Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 30. August 2024\r\nStellungnahme\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht\r\n– Vorschläge aus Sicht des BDEW\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 12\r\nAm 10. April 2024 wurde die neue EU-Richtlinie über die Behandlung von kommunalem Abwasser vom Europäischen Parlament mit großer Mehrheit angenommen. Im Herbst 2024 ist\r\nebenfalls mit der Annahme durch den Ministerrat und der darauffolgenden Veröffentlichung\r\nim Amtsblatt zu rechnen. Deutschland hat nach dem Inkrafttreten der Richtlinie 30 Monate\r\nZeit, um diese in nationales Recht umzusetzen; die Herstellerverantwortung muss nach 36\r\nMonaten operativ sein. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) als\r\nwirtschaftspolitischer Branchenverband der deutschen Abwasserentsorger und Trinkwasserversorger möchte sich eng in den Prozess der nationalen Umsetzung einbringen.\r\nDer BDEW begrüßt die Richtlinie ausdrücklich. Die Anpassung und Angleichung der Richtlinie\r\nan die politischen Ziele des European Green Deals, die Klimaschutzziele, die Null-SchadstoffStrategie und der Aktionsplan für die Kreislaufwirtschaft werden zu größerer Kohärenz zwischen den verschiedenen Initiativen führen. Dies ist ein zentraler Schritt für den ganzheitlichen, verursachergerechten Umwelt- und Ressourcenschutz, den Klimaschutz, die Reduktion\r\nder Schadstoffbelastung und die Gewährleistung einer nachhaltigen, kreislauforientierten und\r\nzukunftsorientierten Wirtschaft und Gesellschaft. Der BDEW begrüßt vor allem die Aufnahme\r\nder Erweiterten Herstellerverantwortung in den Rechtsrahmen. Dies ist ein umweltökonomischer Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der\r\nkommenden Jahrzehnte. Damit wird das Verursacherprinzip künftig rechtskräftig umgesetzt,\r\neine faire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung gewährleistet, vor allem jedoch werden\r\nAnreize für die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig kritische Einträge von vornherein vermindern und vermeiden sollen.\r\nDie Umsetzung der kommunalen Abwasserrichtlinie wird für die deutschen Abwasserentsorger das zentrale Thema in den nächsten Jahren sein. Für den weiteren legislativen Prozess der\r\nUmsetzung in nationales Recht hat der BDEW deshalb konkrete Forderungen und Vorschläge\r\nerarbeitet, die darauf abzielen, die neuen Vorgaben für die deutsche Wasserwirtschaft zeitlich, inhaltlich, aber auch betriebswirtschaftlich optimal umzusetzen. Nationale Sonderwege\r\nsollten vermieden werden.\r\nIm Folgenden werden zu den wichtigsten Themenfeldern Umsetzungsvorschläge gemacht.\r\nDiese entsprechen dem Diskussionsstand vom 30. August 2024. Gemäß dem Verlauf der weiteren Vertiefung von Umsetzungsaspekten erfolgt eine Anpassung der BDEW-Stellungnahme.\r\n\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 12\r\nEinführung der 4. Reinigungsstufe\r\nKategorisierung und zeitliche Planung prioritärer Anlagen\r\nMit der neuen Richtlinie wird die Einführung der 4. Reinigungsstufe verbindlich vorgeschrieben. Kläranlagen ab einer Größe von 150.000 EW sollen schrittweise bis 2045 die Reinigungsstufe ausgebaut haben. Für Kläranlagen ab 10.000 EW wird, wie vom BDEW gefordert, ein risikobasierter Ansatz verfolgt.\r\nDie in der Richtlinie vorgegebene Größengrenze von 150.000 EW ist aus Sicht des BDEW so zu\r\nverstehen, dass es sich um die jeweilige Ausbaugröße der Kläranlage nach dem Genehmigungsbescheid handelt. Dies sollte noch einmal klargestellt werden.\r\nDer risikobasierte Ansatz sollte aus Sicht des BDEW gemäß den Ergebnissen des nationalen\r\nSpurenstoffdialogs ausgestaltet werden. Dies gilt sowohl für die Bestimmung der Reihenfolge\r\ndes Ausbaus der großen Kläranlagen, als auch für die Priorisierung bei den kleineren Kläranlagen. Hierzu wurde im Spurenstoffdialog ein Schema erarbeitet, wie zur Prüfung einer weitergehenden Abwasserbehandlung zur Spurenstoffelimination systematisch vorgegangen werden\r\nsollte. Auch die Definition des risikobasierten Ansatzes sollte daraus übernommen werden\r\n(s.u.).\r\nDurch den risikobasierten Ansatz können die Ausbaumaßnahmen und Investitionen zeitlich\r\ngestreckt werden, was sowohl für die Abwasserbranche, als auch für die zur Finanzierung heranzuziehenden Industriebetriebe eine Entlastung darstellt.\r\nDurch eine bundesweit abgestimmte Priorisierung bei der Errichtung der 4. Reinigungsstufe\r\nsollte eine möglichst koordinierte Nachfrage der Betreiber erzeugt werden, um z.B. auch Engpässe von Fachpartnern, bei Komponenten und Anlagen mit all den hieraus resultierenden\r\nüberproportionalen Preisbelastungen zu vermeiden.\r\nGrundsätzlich sollte der Ausbau der 4. Reinigungsstufe dort erfolgen, wo es aus ökologischen\r\nGründen oder aufgrund der Gewässernutzung notwendig ist. Hierbei ist immissionsseitig zu\r\nprüfen, ob die jeweilige Kläranlage auch tatsächlich prioritär für die Einträge verantwortlich\r\nist.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass im Rahmen der Einführung der 4. Reinigungsstufe teilweise\r\nauch erhebliche Umbauten auf den Kläranlagen vorgenommen werden müssen.\r\nDarüber hinaus müssen auch die Standortverhältnisse, z.B. im Hinblick auf die erforderliche\r\nFlächennutzung, Berücksichtigung finden.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 12\r\nGrundsätzlich bietet die Gebührenkalkulation einen praxiserprobten und sachbezogenen Rahmen für die adäquate Berücksichtigung von Kosten. Dabei können auch bauliche Veränderungen berücksichtigt und transparent dargestellt werden.\r\nEine Unterstützung, insbesondere der KMU, durch die vorgesehene Koordinierungsstelle wäre\r\nhier wünschenswert. Eine Alternative zur Gebührenkalkulation stellt der bereits vor einigen\r\nJahren vom BDEW zusammen mit dem VKU erarbeitete Kalkulationsleitfaden Abwasser dar.\r\nDer BDEW bietet hier seine Unterstützung an.\r\nGemäß Annex 1, Tabelle 3 und der Notiz 2 des Richtlinientextes sollte grundsätzlich immer geprüft werden, inwieweit Parameter angepasst werden müssen, wenn die Prüfung ergibt, dass\r\nder jeweilige Stoff lokal und regional keine Relevanz hat.\r\nFür die Nachweisführung der Priorisierung sollten Beispiele aus Sachsen und NRW geprüft\r\nwerden. In NRW erfolgt die Prüfung bspw. anhand von acht Stoffen.\r\n\r\n Quelle: Abschlussbericht Spurenstoffdialog 2019\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 12\r\nEinführung der Erweiterten Herstellerverantwortung\r\nDer BDEW betrachtet die Erweiterte Herstellerverantwortung als umweltökonomischen Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der kommenden Jahrzehnte. Die Erweiterte Herstellerverantwortung (EPR) wird nun verbindlich für den\r\nAusbau der 4. Reinigungsstufe eingeführt. Mindestens 80% der CAPEX- und OPEX-Kosten sollen von den Herstellern von Arzneimittel- und Kosmetikprodukten getragen werden. Die Mitgliedstaaten können dabei auch einen höheren Anteil als 80% wählen. Sie können außerdem\r\nweitere Branchen als die in der Kommunalen Abwasserrichtlinie genannten (Pharmaindustrie\r\nund Kosmetikhersteller) einbeziehen.\r\nGrundsätzlich sollte die Gewässerschädlichkeit die Voraussetzung für die Zahllast sein, d.h. das\r\nMaß der Zahlung durch die Industrieunternehmen muss sich an dem Ausmaß der Schädlichkeit (Schadwirkung, Mengeneintrag) eines Stoffes ausrichten (vgl. hierzu auch Art. 9 Abs. 4 c\r\nder Richtlinie).\r\nDie heranzuziehende Stoffliste sollte regional angepasst werden, in Rückkopplung mit den Abwasserentsorgern und in Kohärenz mit den Vorgaben der Wasserrahmenrichtlinie.\r\nHinsichtlich der zu berücksichtigenden Kosten sind für bestehende Anlagen die zukünftigen\r\nAbschreibungszeiträume ab Inkrafttreten der Richtlinie einzubeziehen.\r\nDie genaue Ausgestaltung bleibt in der nationalen Umsetzung festzulegen. Das UBA hat dazu\r\neine Studie ausgeschrieben. Zu klären sind u.a. die Grundprinzipien der Struktur eines Fonds\r\n(Aufgaben und Funktion der Behörden, Eigenverantwortlichkeit der beteiligten Branchen, Finanzierungsmodelle, Stofflisten, Schädlichkeitsgrad, etc.). Es ist ein Modell mit möglichst wenig bürokratischem Aufwand zu entwickeln, das zugleich den Kostenausgleich für die Betreiber der Abwasserreinigungsanlagen garantiert.\r\nDer BDEW hat zur Umsetzung der Herstellerverantwortung das Fondsmodell entwickelt. Das\r\nFondsmodell berücksichtigt die von der Richtlinie geforderten Rahmenbedingungen.\r\nZur Verwaltung eines Fonds plädiert der BDEW für eine privatrechtliche Lösung, bspw. über\r\neinen Trägerverein, um den bürokratischen Aufwand durch die unmittelbar beteiligten „Partner“ (Wasserwirtschaft, Chemie- und Pharmaindustrie) möglichst überschaubar zu halten.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 12\r\nN- und P-Elimination\r\nDie Richtlinie sieht neue und anspruchsvollere Vorgaben für die Elimination von Stickstoff (N)\r\nund Phosphor (P) vor, die in deutsches Recht umgesetzt werden müssen.\r\nFür Phosphor sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 0,5 mg/l Pges für Anlagen größer\r\n150.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 90%) und 0,7 mg/l Pges für Anlagen größer\r\n10.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 87,5%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind\r\nbislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 2 mg/l Pges und von Anlagen der Größenklasse\r\nfünf 1 mg/l Pges einzuhalten. Europarechtlich geregelte Eliminationsraten finden in Deutschland keine Anwendung.\r\nFür Stickstoff sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 8 mg/l Nges für Anlagen größer\r\n150.000 EW und 10 mg/l Nges für Anlagen größer 10.000 EW (oder jeweils eine Eliminationsrate von 80%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind bislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 18 mg/l Nanorg und von Anlagen der Größenklasse fünf 13 mg/l Nanorg einzuhalten (Eliminationsraten finden keine Anwendung).\r\nWährend die europarechtlich vorgegebene Überwachung durch 24-h-Mischproben auf Basis\r\nvon Jahresmittelwerten erfolgt, nutzt einzig Deutschland eine von den europarechtlichen Regelungen abweichende Überwachung auf Basis der qualifizierten Stichprobe bzw. eine 2-hMischprobe auf Basis einer 4 aus 5 Regel.\r\nDabei muss auf die Frachtreduzierung bei der Entfernung von Stickstoff hingewirkt werden.\r\nZur Sicherstellung einer Vergleichbarkeit der Anforderungen in Europa, zur Angleichung der\r\nAnforderungen an die Vorgaben im Gewässerschutz und zur Vereinfachung der behördlichen\r\nÜberwachung sollte die Überwachungsmethodik zur Einhaltung der Vorgaben für Stickstoff\r\n(Nges) und Phosphor (Pges) jetzt vereinheitlicht werden. Dies bedeutet, dass die qualifizierte\r\nStichprobe abgeschafft wird. Es ist Zeit, den deutschen Sonderweg aus nachfolgenden Gründen zu beenden.\r\nDie qualifizierte Stichprobe hat vor allem einen vollzugsunterstützenden Hintergrund, führt\r\naber nicht zu mehr Gewässerschutz, denn entscheidend für den Gewässerschutz ist die eutrophierungsrelevante Nährstoffbelastung im Mittel eines längeren Zeitraums. Konsequenterweise sieht die deutsche Oberflächengewässerverordnung auch Jahresmittelwerte für die Einordnung des Gewässerzustands vor.\r\nDie deutsche Überwachung mithilfe von Kurzzeitproben und einem stark sanktionierenden\r\nordnungs- und strafrechtlichen Überwachungssystem führt sowohl bei der Auslegung von biologischen Reinigungsstufen (z.B. höheres Beckenvolumen) wie auch im Betrieb (z.B. höherer\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 12\r\nStrom- und Fällmittelbedarf und gewässerbelastende Salzfracht) zu einem deutlich erhöhten\r\nfinanziellen Aufwand und mehr Ressourcenverbrauch, ohne damit mehr Gewässerschutz zu\r\nerreichen.\r\nDie Überwachung durch behördliche Probenahme vor Ort hat einen erheblichen Personalaufwand zur Folge, der in Zeiten des Fachkräftemangels nur begrenzt dauerhaft sichergestellt\r\nwerden kann, ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht wird, da in allen Bundesländern die Betreiber zu umfangreicher eigener, qualitativ hochwertiger Selbst- oder Eigenüberwachung verpflichtet sind.\r\nEine von den europäischen Vorgaben abweichende Überwachungsmethodik wirft wie bereits\r\nbei der ersten Kommunalabwasser-Richtlinie aus dem Jahr 1991 die Frage der Vergleichbarkeit der europäischen mit den deutschen Konzentrationsanforderungen auf. Das seinerzeit zur\r\nBeantwortung dieser Frage von Prof. Pöpel und Prof. Lehn erstellte wissenschaftliche Gutachten hatte bereits konstatiert, dass eine direkte Übertragung der Konzentrationswerte als Ablaufanforderungen bei großen Anlagen nicht möglich ist. Insofern müsste bei Festhalten an\r\nder deutschen Überwachungsmethodik mit qualifizierten Stichproben erneut ein solcher\r\nNachweis der Vergleichbarkeit geführt und für Deutschland abweichende konzentrationsbezogene Ablaufwerte festgelegt werden.\r\nDie deutsche, mit dem Abwasserabgabengesetz und der Abwasserabgabe verknüpfte Überwachungsmethodik führt regelmäßig zu einer überproportional hohen Abwasserabgabe bei nur\r\ngeringfügigen Störungen, beispielsweise in der Nachklärung bei einmaligen Konzentrationsspitzen (sog. „Raketen“), ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht würde.\r\nMit der anstehenden Umsetzung der neuen EU-Kommunalabwasserrichtlinie sollte in\r\nDeutschland auch eine Anpassung an die europäische Überwachungsmethodik realisiert werden. Nur hierdurch können die immer knapper werdenden Ressourcen bestmöglich genutzt\r\nund zugleich ein Optimum für den Gewässerschutz erreicht werden.\r\nDie Umsetzung der neuen Vorgaben für die N- und P-Elimination auf Kläranlagen sollte zudem\r\nzeitlich bei den jeweils betroffenen Unternehmen in die Umsetzung der 4. Reinigungsstufe integriert werden, um hieraus notwendig werdende, aber nicht nachhaltige Investitionen und\r\nKostenbelastungen durch erheblichen, zusätzlichen Fällmittelbedarf zu vermeiden. Dabei\r\nsollte der risikobasierte Ansatz weiterhin die Führungsgröße sein bei der zeitlichen Reihung\r\nder Anlagen.\r\nBezüglich der 1:1-Umsetzung der europäischen Vorgaben in nationales Recht appelliert der\r\nBDEW insbesondere auch an die Bundesländer, keine erneuten deutschen Sonderwege zu bestreiten.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 12\r\nIntegriertes Regenwassermanagement\r\nNach den neuen Integrated Urban Wastewater Management Plans sind Mitgliedstaaten künftig im Rahmen der Pläne dazu verpflichtet, Ziele für das Regenwassermanagement festzulegen. Nach der neuen Richtlinie steht bei den Vorgaben zum Regenwassermanagement, dass\r\nes sich um ein unverbindliches Ziel handelt. Gleichzeitig steht dies vor einer Zielvorgabe, die\r\nim Falle einer Umsetzung indikativ zu verfolgen ist. Vor diesem Hintergrund sollte sich die nationale Umsetzung am deutschen Regelwerk orientieren.\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich das neu etablierte Instrument der ganzheitlichen Betrachtung\r\nder Regenwasserüberläufe in den jeweiligen Einzugsgebieten. Deutschland wendet dies in\r\nForm einer integralen Entwässerungsplanung bereits seit vielen Jahren in zahlreichen Einzugsgebieten an, entsprechende Erfahrungen liegen vor. Die hierbei durchgeführten Projekte zeigen aber auch, dass das indikative Ziel einer Begrenzung der aus Misch- und Regenwasserüberläufen entlasteten Fracht auf nicht mehr als 2 % der Fracht bei Trockenwetter unverhältnismäßig niedrig und in bestehenden Netzen, insbesondere bei den Parametern CSB und\r\nAFS63, praktisch nicht zu erreichen ist.\r\nZudem wird in der Richtlinie die schrittweise Beseitigung von unbehandelten Einleitungen von\r\noberflächlich abfließendem Niederschlagswasser durch getrennte Sammler vorgesehen, es sei\r\ndenn, es kann nachgewiesen werden, dass die Einleitungen keine nachteiligen Auswirkungen\r\nauf die Qualität der Vorfluter haben.\r\nDer BDEW wendet sich nachdrücklich gegen eine einseitige Präferenz für ein bestimmtes Entwässerungssystem und gegen den Vorrang von Trennsystemen vor Mischsystemen. Vielmehr\r\nist durch geeignete Vorbehandlung und Auslegung des Systems ein Zustand im aufnehmenden\r\nGewässer anzustreben, der die Erreichung eines mindestens guten Zustands im Gewässer\r\nnach Wasserrahmenrichtlinie (2000/60/EG) ermöglicht.\r\nUm die Belastung durch Regenwasserüberläufe und Siedlungsabflüsse zu bewerten, sollte\r\ngrundsätzlich eine Bilanzierung nach Gewässereinzugsgebieten erfolgen. Eine Immissionsbetrachtung ist aus Gewässersicht zielführender als eine pauschale Festlegung basierend auf Einwohnerwerten.\r\nIn hochverdichteten Ballungsräumen fehlt zudem oft die Fläche, um bei Bedarf eine nachträgliche Behandlung von belastetem Niederschlagswasser zu ermöglichen. Bisher legen die Bundesländer entsprechende Regelwerke und Grenzwerte fest. Die Bilanzierungen erfolgen demnach für das gesamte Einzugsgebiet. Der BDEW weist darauf hin, dass die Einbeziehung einzelner Anlagen in die Überwachungspraxis nicht zielführend wäre, da die Ermittlung der Einstauund Entlastungshäufigkeit oder der Entlastungswassermengen mit erheblichem finanziellem\r\nund administrativem Mehraufwand verbunden wäre und möglichst vermieden werden sollte.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 12\r\nGesamthaft plädiert der BDEW deshalb mit Blick auf ein nur lokal zu erreichendes Optimum\r\naus Emissions- und Immissionsbetrachtung für eine konsequente Anwendung des DWA-Regelwerks A 102 als Basis für eine aus Sicht des BDEW regelkonforme Umsetzung der Kommunalabwasserrichtlinie in deutsches Recht.\r\nEnergieneutralität\r\nDie EU sieht vor, den Abwassersektor in die Energieneutralität (Energieautarkie) zu führen.\r\nAuf nationaler Ebene sollen Anlagen ab einer Größenklasse von 10.000 EW gesamtheitlich bis\r\n2045 energieneutral sein. Dabei wird, wie vom BDEW gefordert, sowohl die on-site als auch\r\noff-site Produktion von Energie einbezogen. Um das in der Richtlinie geforderte finale Ziel der\r\nEnergieneutralität zu erreichen, dürfen unter gewissen Umständen zudem bis zu 35% nichtfossiler Energie aus externen Quellen mit einbezogen werden. Der deutsche Abwassersektor\r\nist sich seines Potenzials hinsichtlich der Vermeidung von Treibhausgasen bewusst und setzt\r\nseit langem Effizienz- und Emissionsminderungsmaßnahmen mit erheblichen Investitionen\r\num. Darüber hinaus minimieren viele Betreiber bereits seit Jahrzehnten durch Effizienzstrategien für Prozesse und Anlagen ihren Energieverbrauch. Diese Anstrengungen werden auch zukünftig fortgesetzt.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass insbesondere die kleineren Kläranlagen wegen der technischen Beschaffenheit und der begrenzten räumlichen Verfügbarkeit nicht die Mengen an Klärgas und Elektrizität erzeugen können, die für ihren Beitrag zur sektoralen Energieneutralität\r\nnotwendig wären, weil sie bspw. über keine Faulung von Klärschlamm verfügen.\r\nZudem wird sich der Energiebedarf auf den Kläranlagen, die die 4. Reinigungsstufe einführen,\r\nsignifikant erhöhen. Der BDEW weist darauf hin, dass die in der Richtlinie festgelegten Umsetzungsfristen für die Maßnahmen sehr ambitioniert sind.\r\nUnklar ist zudem, wie die schrittweise Umsetzung der Energieautarkie der Abwasserentsorgung, dessen Zielerreichung für die gesamte Branche und nicht einzelne Unternehmen gilt,\r\nvom Gesetzgeber auf die einzelnen Unternehmen heruntergebrochen werden soll.\r\nUm die Ziele der Richtlinie erreichen zu können, muss die Bundesregierung Investitionen in\r\nErneuerbare Energien stärker fördern und Genehmigungsverfahren für den Ausbau der Erneuerbaren Energien auf Kläranlagen bzw. dazugehörigen Off-site-Anlagen weiter beschleunigen.\r\nKlärgas muss zudem von der EU als Erneuerbare Energie für alle Leistungssgrößen der Elektrizitätserzeugung anerkannt sein. Hier sollte sich die Bundesregierung gegenüber der EU-Kommission um eine Wiederherstellung der Freistellung vor dem 01.01.2024 einsetzen.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 12\r\nOff-site Produktion von Energie\r\nHier sollte der Möglichkeitsspielraum für die projektbezogene Erneuerbare Energien-Erzeugung geprüft werden.\r\nEine Umsetzung könnte zum Beispiel in gemeinschaftlichen Projektgesellschaften mit einem\r\nmöglichst geringen Projektanteil der Abwasserentsorger erfolgen.\r\nDie Projektumsetzung sollte auch im Rahmen eines integrierten Stadtwerkes einfach umsetzbar sein.\r\nKlimaneutralität\r\nZur weiteren Verbesserung der Datenbasis und der wissenschaftlichen Erkenntnisse zu den\r\nUrsachen und dem Umfang der Treibhausgasemission bei der Abwasserreinigung und\r\nSchlammbehandlung sind weitere Forschungsaktivitäten und Standardisierungen bei den\r\nMessmethoden zur Erfassung der Lachgas- und Methanemissionen erforderlich.\r\nNach derzeitigem wissenschaftlichem Kenntnisstand wird eine biologische Abwasserreinigung\r\nimmer auch Treibhausgasemissionen, insbesondere Lachgas und Methan, verursachen, die\r\nselbst bei optimierter Verfahrensführung nicht zu vermeiden sind. Um ökonomisch nicht sinnvolle Investitionen zur weiteren Reduzierung, beispielsweise durch die Erfassung der Abluft\r\nund regenerativ-thermische Oxidation (RTO) zur Elimination von Lachgas, zu vermeiden, sind\r\nauch Kompensationsmaßnahmen bei der Ambition, klimaneutral zu werden, hinreichend zu\r\nberücksichtigen.\r\nDer BDEW weist allerdings darauf hin, dass kleinere Kläranlagen bspw. über keine Klärschlammfaulung verfügen, da diese erst ab einer bestimmten Kläranlagengröße wirtschaftlich\r\nist. Auch ist es nicht an jedem Standort möglich, zusätzlich Photovoltaik- oder Windkraftanlagen zu errichten. Die Erzeugung von Energie ist darüber hinaus nicht die primäre Aufgabe der\r\nAbwasserentsorgung. Zudem ist vor dem Hintergrund der weiteren in der Richtlinie\r\nvorgesehenen Maßnahmen zu beachten, dass die Einführung einer vierten Reinigungsstufe\r\nbzw. verschärfter Grenzwerte für Stickstoff und Phosphor zu einem drastisch erhöhten Energiebedarf führen werden, welcher als Zielkonflikt im Widerspruch zu dessen Reduktion steht.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 12\r\nEnergie-Audits\r\nDarüber hinaus sieht die Richtlinie die Durchführung von Energie-Audits vor.\r\nDer BDEW verweist an dieser Stelle auf den Gleichheitsgrundsatz. Kläranlagen bzw. Unternehmen, die bereits CSRD-Berichtspflichten unterliegen, sollten hier ausgenommen werden.\r\nZum Nachweis der Energieneutralität und vor dem Hintergrund der Berichtspflicht wäre es\r\nhilfreich, insbesondere auch den KMU, Tools/Mustervorlagen zur Unterstützung anzubieten\r\nbzw. Handlungsempfehlungen der Verbände als Umsetzungserfüllung anzusehen.\r\nSehr viele Abwasserentsorger haben die Pflicht, ein Energiemanagementsystem (EnMS) nach\r\nDIN 50001 einzuführen. Das EnMS setzt rein auf die Einsparung der eingesetzten Energie. Auf\r\nSeite 39 der DIN EN ISO 50001 heißt es: „Die Installation einer erneuerbaren Energieart …\r\nstellt keine Verbesserung der energiebezogenen Leistung dar.“ Die Kompensation eines notwendigen höheren Energieeinsatzes durch Eigenerzeugung steht also einer geforderten Effizienzverbesserung nach dem Energiemanagement entgegen.\r\nGenau dazu, nämlich einem höheren Energieverbrauch, wird die Branche aber durch die erhöhten Anforderungen an die Abwasserreinigung veranlasst. Es wäre wünschenswert, wenn\r\ndie Summe der anzuwendenden Regeln nicht zu solchen Zielkonflikten führen würden. Im\r\nRahmen der nationalen Umsetzung sollte auf die Bereinigung solcher Widersprüche hingewirkt werden vor dem Hintergrund, dass die europarechtlichen Vorgaben der Kommunalen\r\nAbwasserrichtlinie die Führungsgröße darstellen.\r\nVeröffentlichungspflichten\r\nDie zusätzlich bereitzustellenden Informationen sollten einen klaren Mehrwert für die Verbraucher darstellen. Dabei sollte das Prinzip der Verhältnismäßigkeit des administrativen Aufwands gewahrt werden. Deshalb hat sich der BDEW in der politischen Debatte seit Anbeginn\r\nfür eine Kohärenz zu den Vorgaben der Trinkwasserrichtlinie (2020/2184/EU) ausgesprochen.\r\nAnalog der Trinkwasserrichtlinie/Trinkwasserverordnung schlägt der BDEW vor, die Vorgaben\r\nmit einem Portal umzusetzen, wie es der BDEW hier bereits sehr erfolgreich eingeführt hat.\r\nDieses Portal ist für alle Trinkwasserversorger in Deutschland offen und wird von Unternehmen, der PoliƟk und den Kunden sehr gut angenommen.\r\nAus Sicht des BDEW ist das übergeordnete Ziel der InformaƟonsbereitstellung zu begrüßen.\r\nKläranlagenbetreiber leisten bereits heute schon ein sehr umfangreiches Berichtswesen – in\r\nvielen Fällen webbasiert.\r\nDarüber hinaus sollte auf die aktuell schon umfangreichen Berichtspflichten der Betreiber aufgesetzt und keine zusätzlichen Pflichten eingeführt werden.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 12\r\nPhosphorrecycling\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Artikel 20 der Richtlinie auch dem Recycling von Phosphor und\r\nNitrat entsprechende Bedeutung beigemessen wird und dass es beispielsweise über mögliche\r\nQuotenregelungen für Rezyklate auch einen Einstieg in die praktische Umsetzung geben sollte.\r\nHierbei wird allerdings ein noch recht vager Rahmen angedeutet, der mit Verweis auf die nationalstaatliche Ebene erheblichen Interpretationsspielraum eröffnet. Da wir innerdeutsch bereits klare rechtliche Vorgaben zum Phosphorrecycling haben, diesbezüglich von Seiten der\r\nUmweltministerkonferenz vom 01.12.2023 eine deutlich unterstützende Positionierung zur\r\nzeitlichen Umsetzung erfolgte und es inzwischen auf Basis eines Dialogformates zwischen\r\nBMUV, BMEL sowie Vertretern aus den Fachverbänden einen intensiven Austausch gibt, mit\r\ndem Ziel, die Gesetzesvorgaben rechtzeitig erfüllen zu können, besteht kein unmittelbarer\r\nHandlungszwang in der deutschen Einordung der Kommunalen Abwasserrichtlinie. Allerdings\r\nsetzt sich der BDEW dafür ein und bittet die Bundesregierung über die verantwortlichen Ministerien um Unterstützung, dass zeitnah in der neuen Legislatur die Reform der europäischen\r\nKlärschlammrichtlinie in Angriff genommen wird und diese kohärent zur Orientierung aus der\r\nKommunalen Abwasserrichtlinie eindeutige und erfolgversprechende Umsetzungsorientierung\r\nfür P- und N-Wiederverwendung oder -recycling in den Blick nimmt. Gleichzeitig könnte hierbei die bereits erbrachte deutsche Erfahrung bestens eingebracht werden.\r\n\r\nAnsprechpartnerinnen:\r\nAndrea Danowski\r\nGeschäftsbereich Wasser / Abwasser\r\nandrea.danowski@bdew.de\r\nT: +49 30 300 1991210\r\nSandra Struve\r\nEU-Vertretung Brüssel\r\nsandra.struve@bdew.de\r\nT: +32 277 45110\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Mai 2024\r\nSeite 2 von 6\r\n1 Zusammenfassung\r\nSämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems\r\nnach § 9 Abs. 1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen\r\nsicht- und fernsteuerbar sein, sofern hinter demselben Netzanschluss eine\r\nsteuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE wie Batteriespeicher, Wärmepumpe oder Ladestation) installiert ist. Dies gilt für Neu- und Bestandsanlagen.\r\nDiese Koppelung führt zu Aufwand und Kosten. Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Anlagenbetreiber und das Elektrohandwerk (BDEW, BSW,\r\nVKU und ZVEH) fordern daher eine Eingrenzung dieser Regelung auf die\r\nnetztechnisch relevanten Anlagen größer 7 kW, um die Energiewende und\r\nSektorkopplung nicht auszubremsen. Für Bestandsanlagen nach dem EEG\r\n2023 (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023) soll aufgrund des hohen\r\nUmrüstungsaufwands der Konnex ebenfalls entfallen.\r\nDie Lösung liegt in einer Änderung von § 9 Abs. 1 EEG 2023 sowie den geltenden Übergangsbestimmungen.\r\n2 Hintergrund\r\nMit dem EEG 2021 wurden in § 9 EEG die Anforderungen an die Fernsteuerbarkeit von PV-Anlagen über intelligente Messsysteme (iMSys) geändert. Die Fernsteuerung von PV-Anlagen durch den Netzbetreiber dient\r\ndazu, bei einem erzeugungsgetriebenen Engpass relevante PV-Leistungen\r\nferngesteuert reduzieren zu können. Als relevant werden PV-Anlagen mit\r\neiner Leistung über 25 Kilowatt (kW) eingeschätzt. Diese müssen nach § 9\r\nEEG jederzeit durch den Netzbetreiber ferngesteuert in der Leistung reduziert werden können. Sobald über intelligente Messsysteme (iMSys) gesteuert werden kann, muss die Steuerung über ein iMSys erfolgen.\r\nPV-Anlagen kleiner 25 kW müssen nicht durch den Netzbetreiber ferngesteuert in der Leistung reduziert werden können. Grundsätzlich gilt: Wird\r\nein intelligentes Messsystem eingebaut, müssen Anlagen über 7 kW\r\n„sichtbar“ sein (Abrufung der Ist-Einspeisung) und über 25 kW zusätzlich\r\nauch „steuerbar“ (ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung) gemacht werden. Für Kleinstanlagen unter 7 kW gibt es keine Anforderungen.\r\nSeite 3 von 6\r\n3 Problemstellung\r\nMit dem EEG 2021 wurde diese grundsätzliche Logik durchbrochen und\r\ndas Gebot der Steuerbarkeit an das Vorhandensein einer steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG gekoppelt. Nach § 9 Abs. 1 Satz 1,\r\n2. Var. EEG 2021/2023 müssen auch kleinste PV-Anlagen, sofern ein\r\niMSys eingebaut wird, spätestens zusammen mit dem Einbau des iMSys,\r\nverpflichtend mit der notwendigen Technik zur Fernsteuerung und zur Abrufung der Ist-Einspeisung über ein iMSys ausgestattet werden, wenn hinter einem Netzverknüpfungspunkt mindestens eine steuerbare Verbrauchseinrichtung gemäß § 14a EnWG installiert ist oder wird. Dies gilt\r\nunabhängig von der Größe der PV-Anlage und auch für Bestandsanlagen\r\n(vgl. § 100 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023).\r\nDiese Regelung beruht nicht auf einem nachvollziehbaren technischen\r\nHintergrund, denn der Zubau einer SteuVE führt aus Netzsicht nicht zu einer Veränderung der PV-Anlage. Hintergrund für die Steuerbarkeit von\r\nSteuVE nach § 14a EnWG ist jeweils ein verbrauchsgetriebener Netzengpass. Der Zubau einer Verbrauchseinrichtung in einem Netzstrang hat\r\nkeine Auswirkungen darauf, ob erzeugungsgetriebene Netzengpässe auftreten. Das heißt, es gibt keinen erkennbaren Grund, warum eine PV-Anlage hinter einem Netzanschluss mit einer SteuVE nach § 14a EnWG anders behandelt werden sollte als eine PV-Anlage ohne eine SteuVE hinter\r\ndem Netzanschluss nach § 14a EnWG. Gleiches gilt für die Anforderung\r\nder Abrufung der Ist-Einspeisung der Erzeugungsanlage, die für die Zwecke der Steuerung einer SteuVE nicht relevant ist.\r\nBesonders deutlich wird dies in den Fällen, in denen derartige PV-Anlagen\r\nmit Batteriespeichern gekoppelt sind. Seit dem 01.01.2024 gelten alle\r\nneuen Speicher mit einer Leistung von mehr als 4,2 kW als SteuVE (Festlegung der BNetzA zu § 14a vom 27.11.2023). Nach der Festlegung der\r\nBNetzA ist dabei nur entscheidend, ob die technische Möglichkeit besteht,\r\ndass über den Speicher Energie aus dem Netz bezogen wird. Speicher, die\r\nim Sinne des EEG als EE-Anlage gelten, für diesen Zweck keinen Strom aus\r\ndem Netz beziehen dürfen und mit entsprechenden Algorithmen versehen\r\nsind, werden durch diese weite Regelung dennoch zugleich zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen im Sinne des § 14a EnWG, deren Netzbezug\r\nregelbar sein muss, auch wenn diese keine Leistung aus dem Netz\r\nSeite 4 von 6\r\nbeziehen und aus diesem Grund ihr Verbrauch auch nicht reduziert werden wird. Die Konsequenz für § 9 EEG ist, dass auch die PV-Anlage steuerbar sein muss, obwohl die Steuerbarkeit weder für den Speicher noch für\r\ndie PV-Anlage sinnvoll ist.\r\nNahezu alle neuen PV-Anlagen im Dachsegment werden heutzutage mit\r\nBatteriespeicher installiert und würden somit unter die Fernsteuerungspflicht fallen, sobald ein iMSys eingebaut wird. Die Ausrüstung zur Ermöglichung der Fernsteuerbarkeit ist aufwändiger, erfordert je nach Umsetzungskonzept entsprechende Raumkapazitäten im Zählerschrank und\r\nführt somit zu höheren Kosten. Derzeit müssten Zwischenlösungen gefunden werden, die bis zu einer Ablösung durch die iMSys genutzt werden\r\nund dann ggf. getauscht werden müssten.\r\nBis ausreichend evaluiert wurde, ob und wie die Leistungsgrenze nach § 9\r\nAbs. 1 EEG 2023 anzupassen ist, sollte zumindest für Neuanlagen über 7\r\nkW die verpflichtende Sicht- und Steuerbarkeit über den Konnex mit § 14a\r\nEnWG übergangsweise bestehen bleiben.\r\nBei PV-Bestandsanlagen an deren Netzanschluss eine SteuVE neu hinzukommt, kann der Aufwand deutlich höher werden. Hier ist u. U. ein neuer\r\nZählerschrank notwendig (Kosten ca. 1.000 – 2.000 EUR) oder bauliche\r\nMaßnahmen, um eine Verbindung zwischen iMSys und Wechselrichter der\r\nPV-Anlage (oder einer anderen sogenannten CLS-Komponente1\r\n) herzustellen (ggf. Durchbrüche, wenn der Wechselrichter in einem anderen Raum\r\nals der Zählerschrank liegt). Es kann sogar der Austausch des Wechselrichters erforderlich werden, wenn dieser bislang nicht über eine Schnittstelle\r\nzur Fernsteuerung verfügt. Die Anschaffung von § 14a-EnWG-Anlagen\r\noder die Kombination mit Speichern, die nicht aus dem Netz beziehen und\r\nvon der BNetzA derzeit als SteuVE eingestuft werden, würde dadurch zu\r\nunnötigen und unverhältnismäßigen Belastungen und Kosten führen und\r\nden dringend notwendigen Ausbau dieser Technologien ausbremsen.\r\n1 CLS: Controllable Local Systems\r\nSeite 5 von 6\r\n4 Lösung\r\nDie Kopplung der Pflicht zur Sichtbarkeit und Fernsteuerbarkeit von EEGAnlagen (§ 9 EEG 2023) an das Vorhandensein steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (SteuVE, § 14a EnWG) sollte für EEG-Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2023 vollständig wegfallen, im Übrigen erst ab\r\neiner Anlagengröße von über 7 kW gelten:\r\n§ 9 Technische Vorgaben\r\nAbs. 1\r\n„Vorbehaltlich abweichender Vorgaben in einer aufgrund des § 95 Nummer 2 erlassenen Verordnung müssen die Betreiber von Anlagen und KWKAnlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und die\r\nBetreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt, die hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren\r\nVerbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben werden, sicherstellen, dass bei ihren Anlagen und KWK-Anlagen spätestens zusammen mit dem intelligenten Messsystem technische Einrichtungen eingebaut werden, die notwendig sind, damit über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nNetzbetreiber oder andere Berechtigte jederzeit entsprechend den Vorgaben in Schutzprofilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz\r\n1. die Ist-Einspeisung abrufen können und\r\n2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos ferngesteuert regeln können.“\r\nDamit zusammenhängend ist auch die Regelung für Bestandsanlagen in\r\nden Übergangsbestimmungen des EEG zu streichen:\r\n§ 100\r\n„(3) Sobald (…)\r\nSeite 6 von 6\r\n3. eine Anlage nach Absatz 1, die hinter einem steuerbaren Netzanschluss\r\nnach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben wird,\r\nnach dem Messstellenbetriebsgesetz mit einem intelligenten Messsystem\r\nausgestattet wird, ist § 9 Absatz 1 und 1b dieses Gesetzes anstelle der\r\ntechnischen Vorgaben nach der für die Anlage oder die KWK-Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entsprechend anzuwenden.“\r\n\r\nKerstin Andreae Carsten Körnig\r\nHauptgeschäftsführung und\r\nMitglied des Präsidiums\r\nHauptgeschäftsführer\r\nBDEW\r\nBundesverband der Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nBundesverband Solarwirtschaft e.V.\r\nIngbert Liebing Andreas Habermehl\r\nHauptgeschäftsführer Geschäftsführer\r\nVerband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nZentralverband der Deutschen\r\nElektro- und Informationstechnischen Handwerke (ZVEH)\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38.\r\nLobbyregistereintrag BSW Solar: R002438, Lobbyregistereintrag VKU: R000098, Lobbyregistereintrag ZVEH R002552. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de Stellungnahme\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale\r\nKI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der\r\nEnergiewirtschaft\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 5\r\n1 Die KI-Verordnung: Einordnung aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nMit der Zustimmung der Mitgliedsstaaten im Rat der Europäischen Union zum „AI Act“ (KIVerordnung) am 21.05.2024 wird im Sommer 2024 das weltweit umfassendste Gesetz über\r\ndie Entwicklung und Nutzung von KI-Systemen Inkrafttreten können. Die meisten Regelungen\r\nder KI-Verordnung (KI-VO) greifen erst nach Ablauf der Übergangsfrist von 24 Monaten, weitere erst nach 36 Monaten. Nichtsdestotrotz sind für die nationale Umsetzung der KI-Verordnung zeitnah auf nationaler Ebene einige wichtige Entscheidungen zu treffen. Im Vordergrund\r\nsteht nun die Frage nach der Ausgestaltung der nationalen Aufsichtsstruktur, die binnen 12\r\nMonaten durch die Bundesregierung festzulegen ist.\r\nDer BDEW hat den legislativen Prozess seit 2021 eng begleitet und hat unter anderem in einer\r\nStellungnahme dargelegt, welche wichtige Rolle KI-Anwendungen in der Energiewirtschaft\r\nheute und zukünftig einnehmen. KI-Anwendungen werden schon heute in der Energiewirtschaft vielfältig eingesetzt und tragen dadurch zur Effizienzsteigerung, zur Verringerung von\r\nTreibhausgasemissionen, zu sichereren Arbeitsabläufen und zu besseren Kundenbeziehungen\r\nbei.\r\nDer BDEW hatte sich wiederholt für eine innovationsfördernde Ausgestaltung der Verordnung\r\nund die Berücksichtigung geltender Sektorstandards eingesetzt. Bei den Trilogverhandlungen hatte sich der BDEW insbesondere für Nachbesserungen bei der Definition von Sicherheitskomponenten sowie eine differenziertere Einstufung als Hochrisikoanwendung eingesetzt. Das erzielte Trilogergebnis ist aus BDEW-Sicht positiv zu bewerten, da es der Energiewirtschaft nicht pauschal zusätzliche Berichtspflichten auferlegt. Der BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die Einstufung als Hochrisikoanwendung fortan auf Fallbasis und anhand eines Filterprinzips auf differenzierte Weise erfolgen soll. Die Befugnis der EU-Kommission zur Anpassung\r\nder Anwendungsfälle für Hochrisiko-KI (Anhang III) im Rahmen von delegierten Rechtsakten ist\r\nangesichts der dynamischen technologischen Entwicklung angemessen.\r\nKritisch zu bewerten ist aus BDEW-Sicht nach wie vor, dass die KI-Verordnung für die Unternehmen erhebliche Aufwände aufgrund der geforderten Berichts- und Transparenzpflichten\r\nsowie etwaiger Konformitätsbewertungen nach sich ziehen wird. Die KI-Verordnung trägt insgesamt nicht zur Förderung von KI-Innovationen bei, sondern wird diese voraussichtlich weiter erschweren.\r\nKünstliche Intelligenz bietet dennoch große Chancen für die Wettbewerbsfähigkeit und Transformation der Energiewirtschaft sowie für die Beschleunigung der Energiewende. Aus den genannten Gründen ist es daher bedeutsam, dass die nationale Umsetzung der KI-Verordnung\r\nauf eine Weise gestaltet wird, die innovationsfreundlich, praxisnah und bürokratiearm erfolgt.\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 5\r\n2 Die KI-Verordnung: Empfehlungen für die nationale Umsetzung\r\n2.1 Anforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nBinnen zwölf Monaten nach Inkrafttreten der KI-VO muss die Bundesregierung festlegen, wie\r\ndie deutsche Aufsichtsstruktur aussehen soll. Aus Sicht der Energiewirtschaft sollte die Aufsichtsstruktur dabei folgende Anforderungen erfüllen:\r\n› Etablierung eines Wirtschaftsbeirats und konsequente Einbindung der Energiewirtschaft:\r\nIm Rahmen der KI-Aufsichtsstruktur sollten die Belange der Wirtschaft und der Energiewirtschaft in besonderem Maße berücksichtigt werden, um eine innovationsfreundliche und\r\npraxisnahe Umsetzung der KI-Verordnung zu realisieren. Die Aufsichtsstruktur sollte daher\r\nFormate für einen regelmäßigen und institutionalisierten Austausch mit Akteuren der Wirtschaft schaffen. Ein Beirat unter starker Einbindung der Wirtschaft und insbesondere auch\r\nder Energiewirtschaft wäre ein geeignetes Mittel, um eine innovationsfreundliche Auslegung der KI-VO zu realisieren sowie Anpassungsbedarfe an der KI-VO und der nationalen\r\nAufsichtsstruktur frühzeitig zu identifizieren.\r\n› Praxisnahe und bürokratiearme Prozesse für Berichts- und Transparenzpflichten: Die Aufsichtsstruktur sollte bei der konkreten Ausgestaltung und Prüfung der Berichts- und Transparenzpflichten praxisnahe und möglichst bürokratiearme Prozesse priorisieren. Um dies\r\nsicherzustellen, sollten die betroffenen Unternehmen frühzeitig in die Gestaltung dieser\r\nProzesse eingebunden werden und zur Diskussion eingeladen werden (auch über den Wirtschaftsbeirat hinaus). Weiterhin sollen entsprechende Spielräume in der nationalen Umsetzung der Verordnung unbedingt genutzt werden, um betroffene Unternehmen zu entlasten.\r\n› Zusammenführung der notifizierenden Behörde und der Marktüberwachungsbehörde:\r\nLaut der KI-Verordnung soll die nationale Aufsichtsstruktur drei Aufgaben erfüllen: die\r\nÜberwachung des Marktes, die Akkreditierung der Konformitätsbewertungsstellen sowie\r\ndie Innovations- und Wettbewerbsförderung. Zur Bündelung der Kompetenzen sowie zur\r\ngesamtheitlich-vernetzten Erfüllung der drei Aufgaben ist es aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwünschenswert, dass eine Behörde die gesetzlich definierten Aufgaben gebündelt übernimmt.\r\n› Klares Bekenntnis zu Innovations- und Wettbewerbsförderung: Es ist entscheidend, dass\r\nim Rahmen der Aufsichtsstruktur neben der Marktüberwachungs- und Akkreditierungsfunktion auch gewährleistet wird, dass der Spielraum für eine möglichst innovationsfreundliche Auslegung der KI-Verordnung genutzt wird. Dies erfordert insbesondere auch eine\r\numfassende Ermöglichung der in Kapitel 6 beschriebenen Maßnahmen zur Unterstützung\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 5\r\nder Innovation (v.a. KI-Reallabore), sowie eine Minimierung der nötigen Bürokratie und\r\nweitere politische Maßnahmen.\r\n› Benennung einer bestehenden Behörde statt Neugründung: Aufgrund des knappen Zeitplans von nur zwölf Monaten zur Benennung einer nationalen Aufsichtsstruktur, kann nur\r\ndurch die Bestimmung einer bestehenden Behörde eine arbeitsfähige Aufsicht zum Fristende sichergestellt werden. Es ist für die Akteure der Energiewirtschaft von zentraler Bedeutung, dass so bald wie möglich eine schlagkräftige und kompetente Anlaufstelle für die\r\nUmsetzung der KI-Verordnung zur Verfügung steht.\r\n› Zentralisierung auf Bundesebene: Die Erfahrungen mit der Datenschutzgrundverordnung\r\nhaben gezeigt, dass die Aufteilung einer Aufsichtsbehörde in Bundes- und Landesbehörden\r\nfür Unternehmen einen erheblichen bürokratischen und finanziellen Mehraufwand bedeuten und zu einer uneinheitlichen Rechtsauslegung führen kann. Zur Gewährleistung eines\r\neinheitlichen nationalen Vollzugs sollte die KI-Aufsicht daher dringend bei einer Behörde\r\nauf Bundesebene zentralisiert werden.\r\n› Sicherstellung der Kohärenz mit bestehender Regulierung im Energiesektor: Die Energiewirtschaft ist bereits von zahlreichen sektorspezifischen Regulierungen geprägt. Eine entsprechende Aufsichtsstruktur sollte daher Erfahrungen im Umgang mit hochregulierten\r\nBranchen besitzen, um eine innovationsfördernde und rechtssichere Verzahnung mit bestehender sektoraler Regulierung zu ermöglichen. Aus Sicht der Energiewirtschaft wäre daher eine Behörde mit Erfahrung im Bereich Energie besonders wünschenswert.\r\n› Umfassende Ausstattung mit Personal, Expertise und Haushaltsmitteln: Eine entsprechende Aufsichtsstruktur muss zwingend über ausreichendes und hochqualifiziertes Personal verfügen, um ihre Aufgaben angemessen erfüllen zu können. Dabei muss es gelingen,\r\nPersonal mit Kenntnissen im Bereich KI aber auch Innovations- und Wettbewerbsförderung\r\ngewinnen und halten zu können. Nur dadurch wird ein verlässlicher Aufsichtsprozess gewährleistet, der effizient und rechtssicher erfolgen kann.\r\n2.2 Empfehlung für die Benennung als oberste KI-Aufsichtsbehörde\r\nBinnen zwölf Monaten nach Inkrafttreten der KI-VO muss durch die Bundesregierung eine nationale Aufsichtsstruktur bestimmt werden. Eine zentrale Frage, die zu klären ist, ist folgende:\r\nFalls eine bereits bestehende Behörde die oberste KI-Aufsichtsbehörde werden soll, welche\r\nsollte dies aus Sicht der Energiewirtschaft sein und aus welchen Gründen?\r\n› BNetzA als oberste KI-Aufsichtsbehörde und besondere Berücksichtigung der Innovationsförderung: Es gibt verschiedene Akteure, die für die Rolle als primäre Aufsichtsbehörde\r\nprinzipiell in Frage kommen könnten: Im Vordergrund sollte dabei die Frage stehen, welche\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nInstitution am besten die drei Aufgabenbereiche gemäß der KI-VO (Marktüberwachung, Akkreditierung der Konformitätsbewertungsstellen sowie Innovations- und Wettbewerbsförderung) ausfüllen kann. Aus Sicht der Energiewirtschaft und auf Basis der in 2.1 beschriebenen Anforderungen würde sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) aufgrund Ihrer Expertise im Umgang mit hochregulierten Branchen und insbesondere auch der Energiewirtschaft anbieten. Die BNetzA übernimmt zudem seit Inkrafttreten des Digitale-Dienste-Gesetzes am 14.05.2024 auch bereits Aufgaben im Digitalbereich.\r\nDie BNetzA könnte daher aufgrund ihres Aufgabenportfolios am besten geeignet sein, den\r\nverschiedenen Ansprüchen an die KI-Aufsicht gerecht zu werden und dabei einen konstruktiven Interessensausgleich zwischen Innovationsverantwortung und -förderung zu realisieren. Letzteres würde von der BNetzA eine Erweiterung ihres Mandats und ihres Selbstverständnisses erfordern, um insbesondere auch den Aspekt „Wettbewerbs- und Innovationsförderung“ zukünftig noch stärker abbilden zu können. Damit dieser Aspekt von der BNetzA\r\nabgedeckt werden kann, müssten zwei Kriterien erfüllt sein: Erstens braucht es hochqualifiziertes Personal mit umfassenden Erfahrungen in den Bereichen Innovationsförderung und\r\nkünstlicher Intelligenz. Zweitens müssten der BNetzA für die Erfüllung dieser Aufgabe ausreichend Finanzmittel zur Verfügung gestellt werden.\r\n3 Zusammenfassung\r\nDie nationale Umsetzung der KI-Verordnung ist ein herausforderndes aber außerordentlich\r\nwichtiges Unterfangen, weswegen es bedeutsam ist, die Belange der betroffenen Branchen zu\r\nberücksichtigen. Die Energiewirtschaft als Schlüsselindustrie der deutschen Wirtschaft und\r\nwichtigem Innovationstreiber setzt sich für eine KI-Aufsichtsstruktur ein, die eine möglichst\r\ninnovationsfreundliche und bürokratiearme Umsetzung der KI-Verordnung sicherstellt.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist für eine innovationsfreundliche und effiziente Umsetzung\r\nder KI-Verordnung wünschenswert, dass die in 2.1 aufgeführten Anforderungen bei der Errichtung der nationalen Aufsichtsstruktur erfüllt werden. Die Bundesnetzagentur wäre demnach\r\naus Sicht der Energiewirtschaft als zentrale KI-Aufsichtsbehörde besonders geeignet.\r\nKontaktdaten\r\nBei Rückfragen und Anmerkungen zu dieser Stellungnahme stehen wir Ihnen gerne für einen\r\nAustausch zur Verfügung. Kontaktieren Sie dazu bitte Lukas Knüsel (Fachgebietsleiter Digitalisierung): lukas.knuesel@bdew.de / +49 30 300 199-1675. Vielen Dank."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011492","regulatoryProjectTitle":"Nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/d4/341543/Stellungnahme-Gutachten-SG2408070017.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Nichtsdestotrotz sind für die nationale Umsetzung der KI-Verordnung zeitnah auf nationaler Ebene einige wichtige Entscheidungen zu treffen. Im Vordergrund\r\nsteht nun die Frage nach der Ausgestaltung der nationalen Aufsichtsstruktur, die binnen 12\r\nMonaten durch die Bundesregierung festzulegen ist.\r\nDer BDEW hat den legislativen Prozess seit 2021 eng begleitet und hat unter anderem in einer\r\nStellungnahme dargelegt, welche wichtige Rolle KI-Anwendungen in der Energiewirtschaft\r\nheute und zukünftig einnehmen. KI-Anwendungen werden schon heute in der Energiewirtschaft vielfältig eingesetzt und tragen dadurch zur Effizienzsteigerung, zur Verringerung von\r\nTreibhausgasemissionen, zu sichereren Arbeitsabläufen und zu besseren Kundenbeziehungen\r\nbei.\r\nDer BDEW hatte sich wiederholt für eine innovationsfördernde Ausgestaltung der Verordnung\r\nund die Berücksichtigung geltender Sektorstandards eingesetzt. 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Aus Sicht der Energiewirtschaft sollte die Aufsichtsstruktur dabei folgende Anforderungen erfüllen:\r\n› Etablierung eines Wirtschaftsbeirats und konsequente Einbindung der Energiewirtschaft:\r\nIm Rahmen der KI-Aufsichtsstruktur sollten die Belange der Wirtschaft und der Energiewirtschaft in besonderem Maße berücksichtigt werden, um eine innovationsfreundliche und\r\npraxisnahe Umsetzung der KI-Verordnung zu realisieren. Die Aufsichtsstruktur sollte daher\r\nFormate für einen regelmäßigen und institutionalisierten Austausch mit Akteuren der Wirtschaft schaffen. 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Weiterhin sollen entsprechende Spielräume in der nationalen Umsetzung der Verordnung unbedingt genutzt werden, um betroffene Unternehmen zu entlasten.\r\n› Zusammenführung der notifizierenden Behörde und der Marktüberwachungsbehörde:\r\nLaut der KI-Verordnung soll die nationale Aufsichtsstruktur drei Aufgaben erfüllen: die\r\nÜberwachung des Marktes, die Akkreditierung der Konformitätsbewertungsstellen sowie\r\ndie Innovations- und Wettbewerbsförderung. Zur Bündelung der Kompetenzen sowie zur\r\ngesamtheitlich-vernetzten Erfüllung der drei Aufgaben ist es aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwünschenswert, dass eine Behörde die gesetzlich definierten Aufgaben gebündelt übernimmt.\r\n› Klares Bekenntnis zu Innovations- und Wettbewerbsförderung: Es ist entscheidend, dass\r\nim Rahmen der Aufsichtsstruktur neben der Marktüberwachungs- und Akkreditierungsfunktion auch gewährleistet wird, dass der Spielraum für eine möglichst innovationsfreundliche Auslegung der KI-Verordnung genutzt wird. 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Eine entsprechende Aufsichtsstruktur sollte daher Erfahrungen im Umgang mit hochregulierten\r\nBranchen besitzen, um eine innovationsfördernde und rechtssichere Verzahnung mit bestehender sektoraler Regulierung zu ermöglichen. Aus Sicht der Energiewirtschaft wäre daher eine Behörde mit Erfahrung im Bereich Energie besonders wünschenswert.\r\n› Umfassende Ausstattung mit Personal, Expertise und Haushaltsmitteln: Eine entsprechende Aufsichtsstruktur muss zwingend über ausreichendes und hochqualifiziertes Personal verfügen, um ihre Aufgaben angemessen erfüllen zu können. Dabei muss es gelingen,\r\nPersonal mit Kenntnissen im Bereich KI aber auch Innovations- und Wettbewerbsförderung\r\ngewinnen und halten zu können. Nur dadurch wird ein verlässlicher Aufsichtsprozess gewährleistet, der effizient und rechtssicher erfolgen kann.\r\n2.2 Empfehlung für die Benennung als oberste KI-Aufsichtsbehörde\r\nBinnen zwölf Monaten nach Inkrafttreten der KI-VO muss durch die Bundesregierung eine nationale Aufsichtsstruktur bestimmt werden. Eine zentrale Frage, die zu klären ist, ist folgende:\r\nFalls eine bereits bestehende Behörde die oberste KI-Aufsichtsbehörde werden soll, welche\r\nsollte dies aus Sicht der Energiewirtschaft sein und aus welchen Gründen?\r\n› BNetzA als oberste KI-Aufsichtsbehörde und besondere Berücksichtigung der Innovationsförderung: Es gibt verschiedene Akteure, die für die Rolle als primäre Aufsichtsbehörde\r\nprinzipiell in Frage kommen könnten: Im Vordergrund sollte dabei die Frage stehen, welche\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung:\r\nAnforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nInstitution am besten die drei Aufgabenbereiche gemäß der KI-VO (Marktüberwachung, Akkreditierung der Konformitätsbewertungsstellen sowie Innovations- und Wettbewerbsförderung) ausfüllen kann. Aus Sicht der Energiewirtschaft und auf Basis der in 2.1 beschriebenen Anforderungen würde sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) aufgrund Ihrer Expertise im Umgang mit hochregulierten Branchen und insbesondere auch der Energiewirtschaft anbieten. Die BNetzA übernimmt zudem seit Inkrafttreten des Digitale-Dienste-Gesetzes am 14.05.2024 auch bereits Aufgaben im Digitalbereich.\r\nDie BNetzA könnte daher aufgrund ihres Aufgabenportfolios am besten geeignet sein, den\r\nverschiedenen Ansprüchen an die KI-Aufsicht gerecht zu werden und dabei einen konstruktiven Interessensausgleich zwischen Innovationsverantwortung und -förderung zu realisieren. Letzteres würde von der BNetzA eine Erweiterung ihres Mandats und ihres Selbstverständnisses erfordern, um insbesondere auch den Aspekt „Wettbewerbs- und Innovationsförderung“ zukünftig noch stärker abbilden zu können. Damit dieser Aspekt von der BNetzA\r\nabgedeckt werden kann, müssten zwei Kriterien erfüllt sein: Erstens braucht es hochqualifiziertes Personal mit umfassenden Erfahrungen in den Bereichen Innovationsförderung und\r\nkünstlicher Intelligenz. Zweitens müssten der BNetzA für die Erfüllung dieser Aufgabe ausreichend Finanzmittel zur Verfügung gestellt werden.\r\n3 Zusammenfassung\r\nDie nationale Umsetzung der KI-Verordnung ist ein herausforderndes aber außerordentlich\r\nwichtiges Unterfangen, weswegen es bedeutsam ist, die Belange der betroffenen Branchen zu\r\nberücksichtigen. Die Energiewirtschaft als Schlüsselindustrie der deutschen Wirtschaft und\r\nwichtigem Innovationstreiber setzt sich für eine KI-Aufsichtsstruktur ein, die eine möglichst\r\ninnovationsfreundliche und bürokratiearme Umsetzung der KI-Verordnung sicherstellt.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist für eine innovationsfreundliche und effiziente Umsetzung\r\nder KI-Verordnung wünschenswert, dass die in 2.1 aufgeführten Anforderungen bei der Errichtung der nationalen Aufsichtsstruktur erfüllt werden. Die Bundesnetzagentur wäre demnach\r\naus Sicht der Energiewirtschaft als zentrale KI-Aufsichtsbehörde besonders geeignet.\r\nKontaktdaten\r\nBei Rückfragen und Anmerkungen zu dieser Stellungnahme stehen wir Ihnen gerne für einen\r\nAustausch zur Verfügung. Kontaktieren Sie dazu bitte Lukas Knüsel (Fachgebietsleiter Digitalisierung): lukas.knuesel@bdew.de / +49 30 300 199-1675. Vielen Dank."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011493","regulatoryProjectTitle":"Umgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/18/341545/Stellungnahme-Gutachten-SG2408070014.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der BDEW zeigt im Folgenden Herausforderungen und Lösungsansätze im Umgang mit den stark steigenden Netzanschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren auf. Die enormen Leistungsbedarfe dieser Anlagen im Verbund mit der Sektorenkopplung sowie der Elektrifizierung des Verkehrs, der Wärmeversorgung und vieler weiterer Bereiche bewirken vielerorts akute Kapazitätsmängel in den Stromnetzen und eine sich verschärfende „Anschlusskonkurrenz“. \r\nFür einen effizienten Umgang mit Netzanschlussanfragen durch die Netzbetreiber schlagen wir folgende Lösungsansätze vor:\r\n•\tIm Energiewirtschaftsgesetz sollte die Möglichkeit klargestellt werden, bestimmte Kriterien bei der Vergabe von Anschlusskapazitäten berücksichtigen und zwischen Gruppen von Anschlussnehmern unterscheiden zu können.\r\n•\tNetzbetreiber sollten nicht-ortsgebundene Anschlussbegehrende im Falle fehlender Kapazitäten an andere Standorte verweisen können. Hierfür könnten die Netzbetreiber in einer gemeinsamen Karte Regionen kennzeichnen, in denen freie Kapazitäten für Großverbraucher vorhanden sind.\r\n•\tMit der Umsetzung der neuen Regelung in Art. 6a der EU-Strombinnenmarktrichtlinie sollte die Möglichkeit zu flexiblen Anschluss- und Anschlussnutzungsvereinbarungen geschaffen werden.\r\n•\tDie Ausweisung von Vorranggebieten für Rechenzentren würde für alle Beteiligten die Planungssicherheit verbessern.\r\n•\tSpeziell für Rechenzentren sollte neben der Energieeffizienz auch die Nähe von Erzeugung und Verbrauch angereizt werden können.\r\n•\tAnschlusspetenten, die sich netz- und systementlastend untereinander koordinieren, sollten bei der Zuteilung begrenzter Netzanschlusskapazitäten einen Vorzug erhalten.\r\n•\tDen Netzbetreibern sollte die Erhebung einer Vorschusszahlung in Anlehnung an § 3 und § 4 KraftNAV auch für große Bezugskunden ermöglicht werden. Diese trägt dazu bei, dass nur Anschlussanfragen mit hinreichender Realisierungswahrscheinlichkeit gestellt werden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011588","regulatoryProjectTitle":"Delegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/f6/363903/Stellungnahme-Gutachten-SG2410100004.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 9. September 2024\r\nDiskussionspapier\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nVersion: 1.0\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Ausgangslage und rechtliche Basis .............................................................3\r\n2 Wesentliche Anforderungen an die Ausgestaltung des Delegierten\r\nRechtsaktes aus Sicht des BDEW ................................................................5\r\n3 Wasserstoffemissionen..............................................................................6\r\n4 Erdgasvorkette ..........................................................................................6\r\n5 Strombezug ...............................................................................................7\r\n6 Erdgaspyrolyse ..........................................................................................8\r\n7 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt .................................................9\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 10\r\n1 Ausgangslage und rechtliche Basis\r\nDie Ausgestaltung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf ist von essenzieller Bedeutung zum Erreichen der europäischen und deutschen Klima- und Dekarbonisierungsziele. Nachdem die Kriterien für erneuerbaren bzw. RFNBO-konformen Wasserstoff 2023\r\nfestgelegt wurden, muss dasselbe nun für die Kriterien für kohlenstoffarmen Wasserstoff geschehen.1\r\nAktuell bereitet die EU-Kommission gemäß Artikel 9 der Richtlinie des EU-Gas- und Wasserstoffpakets im Rahmen eines Delegierten Rechtsakts die Kriterien für kohlenstoffarmen Wasserstoff (Delegierter Rechtsakt zur Treibhausgaseinsparung kohlenstoffarmer Brennstoffe)\r\nvor.\r\nFür den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist es entscheidend, dass die EU-Kommission mit\r\ndem Delegierten Rechtsakt pragmatische und praxistaugliche Kriterien für kohlenstoffarmen\r\nWasserstoff vorlegt, die auch international anschlussfähig sind, damit der kohlenstoffarme\r\nWasserstoff auch global handelbar ist.\r\nArtikel 2 der Gasbinnenmarkt-Richtlinie gibt die Grunddefinition von kohlenstoffarmem Wasserstoff (und seinen Derivaten) vor. Dieser muss demnach eine 70%-Treibhausgaseinsparung\r\ngegenüber der fossilen Alternative vorweisen. Im aktuellen Delegierten Rechtsakt für erneuerbaren Wasserstoff (aufbauend auf der RED III) liegt dieser Wert bei 94,1 g CO2eq/MJ (von Produktion bis Verbrauch). Demnach dürfte ein THG-Ausstoß von 28,23 g CO2eq /MJ nicht überschritten werden.\r\nDer aktuell vorzulegende Delegierte Rechtsakt wiederum wird die Methodik zur Berechnung\r\nder Einhaltung dieser 70%-THG-Einsparung vorgeben. Artikel 92 der Gasbinnenmarkt-Richtlinie\r\nlegt bereits ein Datum zur Überarbeitung des Rechtsakts fest, nämlich den 31. Dezember 2030\r\nund setzt somit die Basis für die mögliche Festlegung eines neuen THG-Einsparungswertes für\r\nProjekte nach 2031.\r\n1 Dieses BDEW-Diskussionspapier basiert auf dem öffentlich zugänglichen Entwurf des Delegierten Rechtsakts\r\nüber die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe.\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 10\r\nArtikel 9 legt folgende Prinzipien für den Delegierten Rechtsakt fest:\r\n› Vorgaben sollen sowohl für Importe als auch Exporte gelten.\r\n› Die gesamten Lebenszyklus-Emissionen2\r\nsowie auch indirekte Emissionen3 bei der Herstellung sollen berücksichtigt werden. Grundsätzlich soll die Methodik mit der übereinstimmen,\r\ndie zur Berechnung von erneuerbarem Wasserstoff (RFNBO) angewendet wird.\r\n› Die Methodik muss sicherstellen, dass vermiedene Emissionen nicht doppelt angerechnet\r\nwerden, wenn für die Reduktion von Kohlendioxid aus fossilen Quellen bereits eine Gutschrift durch Anwendung anderer gesetzlicher Grundlagen vergeben wurde.\r\n› Vorgelagerte Methanemissionen sollen berücksichtigt werden. Ebenso sollen Wasserstoffemissionen erfasst und einberechnet werden, wozu die Kommission einen späteren, separaten Bericht über mögliche spezifische Obergrenzen vorlegen wird. Zudem müssen tatsächliche Kohlenstoff-Abscheidungsraten berücksichtigt werden.\r\nDie Verordnung über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor (EU-Methanemissionsverordnung) bildet die Grundlage für die Bestimmung der Methanemissionen und\r\ngibt vor, inwiefern diese erfasst, berichtet und vermieden werden müssen. Die Verordnung ist\r\nam 4. August 2024 offiziell in Kraft getreten und ist direkt in den EU-Mitgliedstaaten anzuwenden. Diese ist für die Bestimmung der Methanemissionen für den Erdgasbezug sowohl als Input\r\nfür die heimische Wasserstoff-Produktion als auch für Importe von kohlenstoffarmem Wasserstoff anzuwenden. Dazu wird allerdings erst bis Ende 2027 eine Methodik zur Ermittlung von\r\nMethanemissionen bei der Erdgasförderung auf Basis der EU-Methanemissionsverordnung seitens der EU-Kommission festgesetzt werden.\r\n2\r\nLebenszyklusemissionen umfassen alle Treibhausgasemissionen, die über den gesamten Lebenszyklus eines\r\nProdukts oder einer Dienstleistung entstehen. Dies schließt die Emissionen aus der Rohstoffgewinnung, Produktion, Nutzung und Entsorgung bzw. Recycling mit ein.\r\n3\r\nIndirekte Emissionen sind jene Emissionen, die nicht direkt durch den Prozess selbst, sondern durch vorgelagerte oder nachgelagerte Aktivitäten im Herstellungsprozess verursacht werden.\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 10\r\n2 Wesentliche Anforderungen an die Ausgestaltung des Delegierten Rechtsaktes aus\r\nSicht des BDEW\r\n› Es bedarf eines pragmatischen Ansatzes für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff, welcher sich im nächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt\r\nzur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits deutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und angepasst werden. Dies ist ein\r\nwichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu\r\nerreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an, würde dem Hochlauf der\r\nWasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nDie derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasserstoff sind zu\r\nstreng. So ist nach bisher bekannt gewordenen Plänen vorgesehen, dass beispielsweise bis\r\nzur Festlegung der Methodik zur Ermittlung von Methanemissionen bei der Erdgasförderung\r\nauf Basis der EU-Methanemissionsverordnung (Regelungen auf EU-Ebene im Jahr 2027)\r\nStandardwerte zuzüglich eines Aufschlags von 40 Prozent anzusetzen sind. Das Kriterium von\r\n70 %-THG-Einsparung bei Zugrundelegung von Standardwerten und insbesondere mit dem\r\nnicht näher begründeten und keinesfalls gerechtfertigten 40-Prozent-Aufschlag kann nicht\r\nerreicht werden. Inwieweit individuell ermittelte Methanintensitäten alternativ herangezogen werden dürfen, bleibt unklar. Diese Situation schafft enorme Unsicherheiten und würde\r\nsowohl die heimische Produktion als auch Importe von kohlenstoffarmem Wasserstoff gerade in den kritischen ersten Jahren des Hochlaufs erheblich in Frage stellen und kann deswegen den benötigten Mengenhochlauf gerade zu Beginn ausbremsen.\r\n› Da die 70%-THG-Einsparung bereits für sehr ambitioniert gehalten wird, sollte diese das einzige leitende Kriterium bei der Produktion sein und die Einhaltung dieser Einsparung technologieoffen gehalten werden.\r\n› Vorkettenemissionen müssen – wie in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) für erneuerbare Energieträger vorgesehen – auch mit projektspezifischen Werten für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte berechnet werden können, welche die tatsächlichen Emissionen abbilden. Das ist ausschlaggebend, um eine bessere Emissionsbilanz\r\nvorweisen zu können und damit die Chancen zu erhöhen, die 70%-THG-Einsparung einzuhalten. Dabei würden geleichzeitig beste Technologien bzw. Projekte gefördert sowie Anreize\r\nzur weiteren Emissionsminderung gesetzt werden.\r\n› Alle Produktionsprozesse des kohlenstoffarmen Wasserstoffs müssen unter der im Delegierten Rechtsakt definierten Methode berücksichtigt werden, um Projekten Investitionssicherheit zu bieten, Technologieneutralität zu erlauben und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 10\r\n› Dabei sollen langfristig ein fairer Wettbewerb und vergleichbare Bedingungen zwischen kohlenstoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff geschaffen werden, bei dem Vorgaben zur\r\nCO2-Einsparung im Vordergrund stehen sollen.\r\n3 Wasserstoffemissionen\r\nDie Global-Warming-Potenzial-Werte sollten laut Text bei Vorliegen hinreichender wissenschaftlicher Erkenntnisse künftig für Wasserstoff ergänzt werden, um Wasserstoffschlupf in der\r\nEmissionsbilanz zu berücksichtigen (s. Erwägungsgrund 4). Zusätzlich sollten für Wasserstoffemissionen dann aber auch Standardwerte für die Vorkettenemissionen und Bestandsschutzgarantieren vergeben werden können. Analog zu Methan sollte es die Möglichkeit geben, eigene projektspezifische Werte zu verwenden. Da weder das Treibhauspotential von Wasserstoff noch die genauen Messverfahren klar definiert sind, bedarf es wissenschaftlicher Grundlagenforschung und eines breiten Dialogs mit den relevanten Stakeholdern, wobei gleichzeitig\r\nschnell gehandelt werden muss.\r\n4 Erdgasvorkette\r\nDer Vorkettenemissionsfaktor von Erdgas sollte aus Gründen der Gleichbehandlung in Summe\r\nüber alle Treibhausgase (10,45 g CO2eq/MJ) dem Vorkettenemissionsfaktor des DA 2023/1185\r\nentsprechen (9,7 g CO2eq/MJ) (s. Anhang B). Es ist wichtig, dass hier Kohärenz zwischen den\r\nbeiden Rechtsakten vorliegt. Ein unterschiedlicher Wert ist aus unserer Sicht weder nachvollziehbar noch gerechtfertigt. Darüber hinaus enthält der Entwurf an dieser Stelle keinen Hinweis\r\nauf eine regelmäßige Aktualisierung. Diese ist nicht zuletzt wegen der Emissionsminderungsziele von Bedeutung, deren Entwicklungen sich künftig auch in der Festlegung von Standardwerten wiederfinden müssen.\r\n4 Fortgeschriebene Aktualisierungen bedarf es auch bei Vorkettenemissionen, um ein Level-playing field aufzubauen. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der Delegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren strombasierten Brennstoffen angeglichen werden.\r\nAus der geforderten Verwendung der Ergebnisse der Berichterstattung unter der Methanverordnung folgt, dass bis zur Festsetzung der Methodik der Methanverordnung zur Berechnung\r\nder Methanintensität (voraussichtlich Ende 2027) Standardwerte für Lieferungen zuzüglich\r\n4\r\nIn Tabelle A (Emission intensity of generated electricity in EU Member States in 2022) ist hingegen eine Aktualisierung der Emissionswerte vorgesehen (s. Fußnote 7).\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 10\r\neines Aufschlags von 40% anzusetzen sind. Dies schließt defacto Importe aus Drittstaaten von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff und Derivaten bis mind. Ende 2027 aus. Das Kriterium von\r\n70%- THG-Einsparung kann mit diesen Vorgaben nämlich nicht erreicht werden, selbst dann,\r\nwenn ausschließlich emissionsfreier EE-Strom als Hilfsenergie eingesetzt wird. Dies würde dem\r\nHochlauf des Wasserstoffmarktes entgegenstehen und die EU wichtige Bezugsländer für kohlenstoffarmen Wasserstoff ausschließen. Es sollte daher einen Übergangszeitraum bis Ende\r\n2027 geben, in welchem alternativ zum Standardwert auch nach internationalen Qualitätsanforderungen zertifizierte projektspezifische Werte (z. B. aus dem Umweltmanagementsystem\r\noder der Nachhaltigkeitsberichterstattung des Unternehmens) im Rahmen einer Eigenerklärung\r\nverwendet werden dürfen, bis die konkreten Vorgaben zur Erfüllung der Anforderungen der\r\nMethanemissionsverordnung an die Emissionsberichterstattung und die Zertifizierungssysteme\r\nvorliegen. Mit diesem Übergangszeitraum würde den Projekten genügend Zeit eingeräumt werden, um die erforderlichen Berichtsstrukturen aufzubauen. Es ist nicht ersichtlich, wieso bei\r\nVerwendung von Standardwerten zusätzlich ein 40%-Aufschlag angesetzt wird. Bei Verwendung von Standardwerten sollte kein solcher Aufschlag verwendet werden.\r\nZudem besteht im aktuellen Entwurf des Delegierten Rechtsakts keine Möglichkeit, individuelle\r\nMesswerte für die Gasvorkette außerhalb des Unternehmens im Hinblick auf das Treibhausgas\r\nCO2 zu verwenden. Hier muss ermöglicht werden, dass ein projektspezifischer CO2-Emissionswert für die Lieferkette verwendet werden darf. Anstelle des Standardwertes sollte die Berücksichtigung der Transportdistanz und des Verkehrsträgers sowie des zugehörigen Treibstoffs sowie der tatsächlichen CO2-Emissionen aus Förderung und Aufbereitung ermöglicht werden. Projektspezifische Werte für CH4, CO2 und N2O erlauben die genauesten Berechnungen der Upstream-Emissionen für den Erdgasbezug. Dies sollte mittelfristig das übergeordnete Ziel sein.\r\nDennoch bedarf es eines Nebeneinanders von Standard- und projektspezifischen Werten. Zunächst werden bestimmte Vorkettenemissionen nicht oder nur mit hohem Aufwand zu ermitteln sein. In diesem Fall fungieren die Standardwerte als eine wichtige Rückfalllinie für die Informationsbereitstellung im Rahmen der Ausweisung. Diese können in der aktuellen\r\nMarktphase helfen, Investitionen zu ermöglichen, sofern sie nicht prohibitiv zu hoch angesetzt\r\nund Projekte umgesetzt werden können.\r\n5 Strombezug\r\nFür die Anrechenbarkeit von 100% EE bei Einhaltung der Strombezugskriterien ist eine Klarstellung erforderlich, für welche Herstellungsprozesse der Strominput zu einer Steigerung des\r\n„heating values“ führt. Eine entsprechende Klarstellung, welche Prozessschritte von der Anforderung betroffen wären und welche nicht, ist für alle Arten der Wasserstofferzeugung erforderlich (Wasser-Elektrolyse, Erdgas-Dampfreformierung, Erdgas-Pyrolyse, NH3-Cracking etc.).\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 10\r\nWeiterhin ist unklar, warum nur die zeitliche Korrelation hervorgehoben wird (s. Anhang A, Ziff.\r\n1 u. Ziff. 5).\r\nZudem bedarf es einer Klarstellung, dass für Strominputs, die nicht zu einer Steigerung des „heating value“ führen, die Möglichkeit besteht, EE-Strom aus anderen PPAs oder grüne HKNs einzusetzen und hierfür den EE-spezifischen Emissionsfaktor von 0 g CO2/ MJ anzusetzen.\r\nFür Emissionen des Stromnetzbezugs analog der Regelung im DA 2023/1185 ist eine Neubewertung aus deutscher Sicht unbedingt erforderlich. Die hier vorgeschlagenen Vorgaben verhindern die Umsetzbarkeit erheblich (s. Ziff. 6). Die Methodik, den verwendeten Strom entlang\r\nder Wertschöpfungskette nur dann als emissionsfrei anrechnen zu können, wenn dieser die\r\nRFNBO-Kriterien erfüllt, muss verändert werden: dahingehend, dass der Abschluss eines herkömmlichen erneuerbaren PPAs und eine zertifizierte CO2-Intensität für jede Art von PPA ausreicht, um projektspezifische CO2-Emissionen anrechnen zu können. Auch nicht RFNBO-konformer erneuerbarer Strom trägt zu der angestrebten Treibhausgasminderung mittels seiner niedrigen CO2-Intensität bei. Dabei muss auch berücksichtigt werden, dass ein Erfordernis des Einsatzes von RFNBO-konformem Strom die LCOH unnötig weiter in die Höhe treiben würde.\r\nGrundsätzlich bedarf es zu Beginn des Hochlaufs flexibler und pragmatischer sowie international anschlussfähiger Rahmenbedingungen für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionen.\r\nDie aktuell angestrebten Regelungen verhindern die Umsetzung nationaler Projekte. Dies ist vor\r\ndem Hintergrund der anzustrebenden Versorgungssicherheit mit kohlenstoffarmen Molekülen\r\nkritisch. Insbesondere für den Strombezug bei Elektrolyse zur Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff braucht es angemessene und praxistaugliche Regelungen. Zum einen sollten\r\nprojektspezifische PPAs entsprechend abgeschlossen werden können, die eine nachweislich\r\nniedrigere Emissionsintensität als der nationale Strommix aufweisen.\r\nZum anderen betrifft dies auch den Bilanzierungszeitraum der Treibhausgasemissionen des\r\nNetzstroms. Die Dauer des Bilanzierungszeitraums ist genau abzuwägen und an Marktgegebenheiten anzupassen. Die bisher diskutierten Vorgaben hindern den Wasserstoffhochlauf und stehen somit den Dekarbonisierungszielen entgegen.\r\n6 Erdgaspyrolyse\r\nEs bedarf mehrerer Klarstellungen hinsichtlich der bilanziellen Berücksichtigung des Kohlenstoff-Outputs der Pyrolyse. Der derzeitige Rechtsrahmen gibt keine Klarheit darüber, wie der\r\nvom Pyrolysebetreiber abgeschiedene Kohlenstoff verbucht werden muss und wer die Kohlenstoffgutschrift erhalten sollte. Eine Klarstellung ist unumgänglich, um Doppelzählungen zu vermeiden und eine rasche Einführung von kohlenstoffarmen Kraftstoffen zu ermöglichen. Hierbei\r\nsind die im Folgenden aufgeführten Fälle zu betrachten:\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 10\r\nDie energetische Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. als Brennstoff, als Anode in der Aluminiumproduktion oder im Hochofenprozess als Koksersatz) muss berücksichtigt werden (s. Ziff. 10).\r\nWeiterhin muss eine Berücksichtigung der bei der Verwendung des Kohlenstoffs entstehenden\r\nCO2-Emissionen beim Verwender (Abgabepflicht der ETS-Anlage) gegeben sein.\r\nAußerdem muss im Rahmen des delegierten Aktes verdeutlicht werden, ob und unter welchen\r\nBedingungen der Pyrolyse-Kohlenstoff ein wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit Allokationsmöglichkeit ist. Sofern dies der Fall ist, muss ebenfalls klargestellt werden, ob die Allokation der Emissionen auf die Produkte Wasserstoff und Kohlenstoff energetisch oder ökonomisch erfolgt. Beide Allokationskriterien weisen spezifische Vor- und Nachteile auf. Die Entscheidung über das anzuwendende Allokationsverfahren sollte in enger Abstimmung mit betroffenen Betreibern und Zertifizierern getroffen werden.\r\nEbenso muss die stoffliche Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. Bodenverbesserungsmittel, Autoreifen) berücksichtigt werden, sofern der Pyrolyse-Kohlenstoff nicht bereits als wirtschaftlich\r\nverwertbares Nebenprodukt mit Allokationsmöglichkeit behandelt werden kann. Für die Zwecke des Delegierten Rechtsakts sollte für den stofflich verwendeten Pyrolyse-Kohlenstoff weder\r\neine (potenzielle) Brennstoffemission zugewiesen werden, noch eine Abgabepflicht unter dem\r\nEU-Emissionshandel bestehen. Hier könnte eine Aufnahme in den Anhang des Entwurfs einer\r\n„Delegated Regulation on the requirements for considering that greenhouse gases have become\r\npermanently chemically bound in a product“ eine Möglichkeit darstellen.\r\n7 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt\r\nBeim Umgang mit Kohlenstoff in Low Carbon Fuels, der aus CO2 stammt und nach der Nutzung\r\ndes Low Carbon Fuels wieder als CO2 freigesetzt wird, stellt sich die Frage, warum CO2 aus\r\nStromerzeugung (das unter dem ETS I erfasst ist) nur bis zum Jahr 2036 mit Nullemissionsfaktor\r\nnutzbar ist (s. Ziff. 10). Hier bedarf es einer Gleichstellung mit CO2 aus industriellen Feuerungsanlagen. Für CO2 aus anderen Feuerungsanlagen als Kraftwerken und industriellen Prozessen\r\n(die unter dem ETS I erfasst sind) sollte für unvermeidbare Prozessemissionen (z.B. Kalkbrennen) auch nach 2041 noch ein Nullemissionsfaktor verwendet werden dürfen. Dies sollte so\r\nauch im Delegierten Rechtsakt zu erneuerbarem Wasserstoff übernommen werden, damit\r\nkeine doppelte Schlechterstellung erfolgt.\r\nWeiterhin gibt es Unklarheiten über die Speicherung von CO2 in Drittstaaten. Hier sollten entsprechend ermöglichende Regelungen geschaffen werden.\r\nEinschätzung zum geplanten Delegierten Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 10\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2774 51-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nJannis Speckmann\r\nAbteilung Transformation der Gaswirtschaft,\r\nklimaneutrale Gase und Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njannis.speckmann@bdew.de"},"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. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 12. Juni 2024\r\nStellungnahme\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nVersion: 12.06.2024\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Allgemeine Hinweise .................................................................................4\r\n3 Adressatenkreis.........................................................................................5\r\n4 Erfasste Derivate, Nebenprodukte und deren Eigenschaften ......................5\r\n5 Produktionsanlagen und Prozesse..............................................................7\r\n6 Kompatibilität zu RED II/III.........................................................................7\r\n7 Kompatibilität zur deutschen Energiebilanz................................................9\r\n8 Erhebungsstart und angenommene Fallzahlen ...........................................9\r\n9 Schlussbemerkung...................................................................................10\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 10\r\n1 Einleitung\r\nFür die Transformation und Dekarbonisierung des Energiesystems wird Wasserstoff und dessen Derivate zukünftig eine bedeutende Rolle erlangen, um Klimaneutralität im Jahr 2045 zu\r\nerreichen. Insbesondere große Teile der Industrie und des Verkehrs lassen sich nur mit Wasserstoff klimafreundlich gestalten, aber auch für die Umsetzung der Kraftwerksstrategie und\r\ndie Errichtung von wasserstofffähigen Kraftwerken ist Wasserstoff unabdingbar, um in einem\r\nauf Erneuerbaren Energien basierendem Stromsystem Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Und auch in der Wärmeversorgung wird Wasserstoff, etwa über KWK-Anlagen in der\r\nFernwärme, zukünftig ein Baustein für die Erreichung der Klimaziele im Gebäudesektor darstellen.\r\nMit der Verabschiedung einer nationalen Wasserstoffstrategie, dem Ziel bis 2030 10 GW\r\nElektrolyseleistung zu errichten und dem Beschluss ein etwa 10.000 km langes H2-Kernnetz\r\naufzubauen, wurden bereits wichtige Weichenstellungen vorgenommen. Um den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft zu ermöglichen, sind daher auch stimmige Rahmenbedingungen\r\nund eine passende Gesetzgebung erforderlich. Daher begrüßt der BDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft außerordentlich, dass mit dem vorliegenden Referentenentwurf der Bundesregierung für eine Rechtsverordnung zur energiestatistischen Erhebung von\r\nWasserstoff (Energiestatistik-Verordnung Wasserstoff - EnStatVWass) nun auch der erste\r\nSchritt für eine gesetzlich verankerte Erhebung von energiestatistischen Daten für Wasserstoff\r\nund dessen Derivate gemacht wird. Dies ist sehr wichtig, um den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft in Deutschland auch datenseitig zu erfassen und die Erreichung der klimapolitischen Ziele in Bezug auf den Energieträger Wasserstoff zu monitoren.\r\nDarüber hinaus spricht sich der BDEW dafür aus, dass die Datenerhebungen – wie viele andere\r\nErhebungen im Bereich der Energiestatistik auch – zukünftig als zentrale Erhebung durch das\r\nStatistische Bundesamt und/oder die Statistischen Landesämter durchgeführt wird und somit\r\nverlässliche und öffentlich zugängliche Daten zum Thema Wasserstoff verfügbar sein werden.\r\nAngesichts der Kürze der Frist, um Stellung zum Referentenentwurf nehmen zu können, war\r\nes uns nicht möglich, ein hinreichendes Meinungsbild bei unseren Mitgliedsunternehmen, die\r\nzukünftig Adressat der Erhebung sein werden, einzuholen. Daher behalten wir uns vor, auch\r\nim weiteren Verfahren Stellung zu beziehen und Hinweise zu geben. Zudem bitten wir darum,\r\nauch bei den weiteren Schritten des Verfahrens beteiligt zu werden, insbesondere bei der Abstimmung des Erhebungsbogens und dessen Erprobung sowie den Erläuterungen und Ausfüllhilfen zum Fragebogen.\r\nIm Einzelnen nimmt der BDEW zum Gesetzentwurf wie folgt Stellung:\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 10\r\n2 Allgemeine Hinweise\r\n› Datenerhebung\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, dass die Datenerhebungen – wie viele andere Erhebungen\r\nim Bereich der Energiestatistik auch – zukünftig als zentrale Erhebung durch das Statistische\r\nBundesamt und/oder die Statistischen Landesämter durchgeführt wird und somit verlässliche\r\nund öffentlich zugängliche Daten zum Thema Wasserstoff verfügbar sind.\r\n› Bürokratieaufwand und Konsistenz\r\nDie angestrebte Erhebung zu Wasserstoff und seinen Derivaten ist zentral für die datenseitige\r\nBegleitung der Transformation des Energiesystems. Allerdings sollte die Erhebung so gestaltet\r\nwerden, dass Doppelerhebungen mit bereits anderen bestehenden Erhebungen vermieden\r\nwerden, um den Bürokratieaufwand möglichst gering zu halten. Zudem muss darauf geachtet\r\nwerden, dass die Erhebung zu bereits bestehenden Erhebungen anschlussfähig und konsistent\r\nausgestaltet wird. Als ein Beispiel wären hier Erhebungen in der Industrie im Wirtschaftszweig\r\n20.11 Herstellung von Industriegasen oder 20.13 Herstellung von sonstigen anorganischen\r\nGrundstoffen und Chemikalien (u. a. Ammoniak) gemäß WZ 2008 zu nennen.\r\nDie Erhebung ist grundsätzlich richtig und erforderlich. Auch die Maßgabe der Erfüllung der\r\neuropäischen Berichtspflichten ist folgerichtig. Dennoch ist darauf zu achten, dass Aufwand\r\nund Komplexität der Erhebung sowie die Belastung der meldenden Unternehmen im Rahmen\r\ngehalten werden.\r\n› Erneuerbarer und nicht-erneuerbarer Wasserstoff und seine Derivate\r\nEs ist aus dem Referentenentwurf in seiner jetzigen Fassung nicht ersichtlich, ob die Datenerhebung eine getrennte Auswertung für Wasserstoff auf Basis Erneuerbarer Energien und\r\nnicht-erneuerbaren Wasserstoff zulässt, obwohl dies zukünftig eine relevante Rolle spielen\r\nwird. Dieser Punkt sollte überprüft werden, um weitere Erhebungen oder Anpassungen der\r\nErhebung zu vermeiden. Gleichzeitig ist darauf zu achten, dass durch ein Verschneiden unterschiedlicher Statistiken keine Doppelzählungen entstehen.\r\n› Abschneidegrenzen und Schwellenwerte\r\nWir regen an, über sinnvolle Abschneidegrenzen oder Schwellenwerte für die Erhebung sowohl auf der Aufkommens- als auch Verwendungsseite nachzudenken, um die Fallzahl der Erhebung und die Gesamtbelastung der meldenden Unternehmen im Rahmen zu halten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 10\r\n3 Adressatenkreis\r\nWasserstoff und dessen Derivate werden schon heute und auch zukünftig nicht nur in der\r\nEnergiewirtschaft erzeugt und verbraucht, sondern auch in zahlreichen anderen Branchen.\r\nHeutzutage und vermutlich auch zukünftig wird Wasserstoff und seine Derivate in der Industrie erzeugt, entweder als Hauptprodukte, aber auch als Nebenprodukte von zahlreichen industriellen Prozessen.\r\nDaher ist darauf zu achten, dass sich der Erhebungskreis nicht nur an die Gaswirtschaft oder\r\ndie aggregierte Klassifikation \"Energie\" gemäß NACE Ref. 2 richtet, wie beispielsweise in den\r\nErhebungen zur Elektrizitäts- und Wärmeerzeugung oder zur Gasversorgung, sondern auch an\r\nAnlagenbetreiber im Verarbeitenden Gewerbe, im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen\r\nund Erden (Wirtschaftszweige B und C (Wirtschaftszweig-Klassifikation WZ 2008)). Wird der\r\nBerichtskreis hier nicht in geeigneter Weise erweitert, wird eine stark unvollständige Datenbasis für Wasserstoff geschaffen und damit ein Monitoring des Hochlaufs einer Wasserstoffwirtschaft nicht möglich sein.\r\n4 Erfasste Derivate, Nebenprodukte und deren Eigenschaften\r\n› Wasserstoffderivate\r\nDie Erhebung differenziert nicht eindeutig zwischen erneuerbarem Wasserstoff oder seiner\r\nerneuerbaren Derivate im Sinne der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED III) und anderer (fossiler/grauer) Arten von Wasserstoff oder Derivaten. Es fehlen zumindest e-Gas und LOHC (liquid\r\norganic hydrogen carrier) als weitere relevante Wasserstoffderivate als Transportträger für\r\nden Import und Export von Wasserstoff, aber auch für die direkte Verwendung als Brennstoffe\r\noder für nicht energetische Zwecke.\r\nEs ist davon auszugehen, dass das Wasserstoffderivat „e-Gas“ ganz überwiegend analog Biomethan über die bestehende Energieinfrastruktur für Erdgas transportiert und in Verkehr gebracht werden wird. Vor diesem Hintergrund besteht Klärungsbedarf, ob dieses e-Gas, soweit\r\nauf Erdgasqualität aufbereitet, nicht besser in die Erhebung gemäß §4 (3) EnStatG eingebettet\r\nwerden sollte, um Doppelarbeit der Gasversorger und Doppelzählungen zu vermeiden.\r\nEs ist unklar, ob auch herkömmliches Methanol und Ammoniak, das in der Chemieindustrie\r\nhergestellt und im- und exportiert wird und der stofflichen Verwendung dient, im Rahmen der\r\nErhebung berichtet werden soll. Eine Erhebung dieser Produktionsmengen erfolgt bereits im\r\nRahmen der industriellen Produktionsstatistik. Doppelerhebungen hier sind in jedem Fall zu\r\nvermeiden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 10\r\n› Produktmischungen und Nebenprodukte\r\nEs ist weiterhin unklar, wie im Rahmen der Erhebung mit „Produktmischungen“ aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid (Synthesegas) oder aus Wasserstoff und Kohlenwasserstoffen (z. B.\r\nKuppelgas der Kokereien, bestimmte chemische Prozesse) zur energetischen oder stofflichen\r\nVerwertung verfahren werden soll. Laut Anhang A, Nr. 3.6 der Verordnung (EU) 2022/132 ist\r\nin Mischungen enthaltener Wasserstoff nur dann anzugeben, wenn er den Hauptbestandteil\r\nmit einem sehr hohen Reinheitsgrad bildet.\r\nAls Richtschnur für die Abgrenzung könnte die Definition der Delegierten Verordnung (EU)\r\n2024/873 dienen. Hier gilt für die Zwecke des EU-Emissionshandels als Wasserstoff „Reiner\r\nWasserstoff und Wasserstoff-Kohlenmonoxid-Gemische mit einem Wasserstoffanteil von mindestens 60 % des Volumenanteils an der Gesamtmenge von Wasserstoff plus Kohlenmonoxid“\r\nund Synthesegas „als Wasserstoff-Kohlenmonoxid-Gemische mit einem Wasserstoffanteil von\r\nweniger als 60 % Volumenanteil an der Gesamtmenge von Wasserstoff und Kohlenmonoxid,\r\nauf der Basis der aggregierten wasserstoff- und kohlenmonoxidhaltigen Produktströme“.\r\nGemäß Anhang A, Nr. 3.6 der Verordnung (EU) 2022/132 sind im Rahmen der energiestatistischen Erhebung „die gesamten Wasserstoffmengen anzugeben […], unabhängig davon, ob sie\r\nverkauft werden oder nicht“. Dies bedeutet, dass auch die Herstellung von Wasserstoff für\r\nden betriebsinternen Eigenverbrauch (z. B in der Chemieindustrie) zu berichten ist.\r\nKlärungsbedarf besteht, ob nur solche Produktionsprozesse, in denen Wasserstoff das Hauptprodukt bildet, zu betrachten sind oder ob auch die Herstellung von Wasserstoff als Nebenprodukt (z.B. bei der Chlor-Alkali-Elektrolyse, bei der Dampfspaltung der Ethylen-Herstellung\r\n(Cracker) oder bei der Produktion von Acetylen oder Styrol) in die Erhebung einzubeziehen\r\nsind.\r\n› Doppelerhebungen vermeiden\r\nUm Doppelerhebungen und/oder Über- und Untererfassung zu vermeiden besteht Klärungsbedarf im Hinblick auf die Meldepflichten im Rahmen der EnStatVWass für die folgenden Produktkategorien der Verordnung (EU) 2022/132 mit Wasserstoff als (Haupt)Bestandteil:\r\n3.1.13 Industriell erzeugte Gase\r\n3.1.14 Ortsgas\r\n3.4.6 Sonstige Kohlenwasserstoffe\r\n3.4.8 Raffineriegas\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Festlegung, inwiefern Wasserstoff aus biogenen Quellen im\r\nRahmen der EnStatVWass zu erfassen ist, da dieser im Sinne der Erneuerbare-Energie-\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 10\r\nRichtlinie nicht als „RFNBO“ (renewable fuels of non-biological origin), sondern als „erneuerbares Biogas“ gilt, sofern die Nachhaltigkeitskriterien der EE-Richtlinie eingehalten werden.\r\nInsbesondere ist zu prüfen, ob dieser Wasserstoff im Sinne der Verordnung (EU) 2022/132 der\r\nNummer 3.6 oder der Nummer 3.5.8.2.4 (Biogas aus thermischen Prozessen) zuzuordnen ist.\r\n5 Produktionsanlagen und Prozesse\r\n› Produktionskapazität\r\nDie Erhebung erfasst gemäß §1 Satz 1 lediglich die Prozessart und Produktionskapazität. Für\r\nden Fall, dass es sich um die Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse handelt, ist zusätzlich\r\ndie installierte stromseitige Elektrolyseleistung (MW) von Interesse, sowohl für die Stromwirtschaft, insbesondere die Stromnetzbetreiber, aber auch für die Zielerreichung der 10 GW anvisierten Elektrolyseleistung im Jahr 2030 gemäß der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS).\r\n› Art der Elektrolyse\r\nFür die Erhebung ist bei der Elektrolyse die Abfrage des Hauptzwecks (Wasser-Elektrolyse oder\r\nChlor-Alkali-Elektrolyse) und des konkreten Prozesses (PEM, AEM, SOE etc.) ebenfalls von Interesse.\r\n› Produktionsanlage\r\nIm Rahmen der Verordnung fehlt eine Definition der „Produktionsanlage für Wasserstoff“.\r\nHier ist zumindest für viele Wirtschaftszweige der Industrie zu klären, ob nur solche Produktionsanlagen, die als (wirtschaftliches) Hauptprodukt Wasserstoff herstellen, meldepflichtig sein\r\nsollen oder ob auch Produktionsanlagen und -prozesse, in denen Wasserstoff als vermeidbares oder unvermeidbares Nebenprodukt (z. B. bei der Chlor-Alkali-Elektrolyse oder der Produktion von Acetylen oder Styrol) oder als (temporäres) Zwischenprodukt zur Weiterverarbeitung im Betrieb oder angrenzenden Industriepark anfällt, erfasst werden sollen.\r\n6 Kompatibilität zu RED II/III\r\nArtikel 22a Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 legt für Mitgliedstaaten verbindliche Ziele\r\nfür 2030 und 2035 für den Einsatz von erneuerbaren Brennstoffen nicht biogenen Ursprungs\r\nbei der Nutzung von Wasserstoff im Industriesektor fest. Zur Berechnung der Zielerreichung\r\nund zur Erfüllung der mitgliedstaatlichen Berichtspflichten sind Daten zur Produktion, zum\r\nVerbrauch, sowie zu den Im- und Exporten von Wasserstoff und seinen Derivaten Ammoniak\r\nund Methanol erforderlich.\r\nDer BDEW unterstützt ausdrücklich die Bemühungen der Bundesregierung, die für die europäischen Berichtspflichten erforderlichen Daten zu erheben. Allerdings erscheinen die im\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 10\r\nRahmen der vorliegenden Verordnung angeordneten Erhebungsmerkmale für die Erfüllung\r\nder Richtlinie (EU) 2018/2001 weder geeignet noch ausreichend.\r\nDie in Artikel 22a der EE-Richtlinie angesprochene Industriequote bedarf einer Reihe klar definierter Merkmale und benennt zudem eine Reihe von nicht zu berücksichtigenden Wasserstoffarten bzw. Herkunftsquellen.\r\n› Zähler der Industriequote\r\nZur Berechnung des Zählers der Industriequote wird der Energiegehalt der für Endenergieverbrauchszwecke und nichtenergetische Zwecke im industriellen Sektor genutzten erneuerbaren\r\nBrennstoffe nicht biogenen Ursprungs berücksichtigt, wobei erneuerbare Brennstoffe nicht\r\nbiogenen Ursprungs, die als Zwischenprodukte für die Herstellung konventioneller Verkehrskraftstoffe genutzt werden, und Biokraftstoffe ausgenommen sind.\r\nDie in der Verordnung vorgesehenen Erhebungsmerkmale lassen nicht erkennen, dass hieraus\r\ndie erforderlichen erneuerbaren Energiehalte für die Bestimmung des Zählers der Industriequote abgeleitet werden können. Insbesondere sind hierfür im Falle von Wasserstoff und\r\nseiner Derivate nur die aus erneuerbarem Wasserstoff im Sinne der Strombezugskriterien\r\nnach Artikel 27 Absatz 6 hergestellten Produkte (sog. RFNBOs) zu berücksichtigen. Darüber\r\nhinaus sind für Bestimmung des Zählers neben Methanol und Ammoniak weitere Derivate,\r\ninsbesondere e-Gas und flüssige erneuerbare Brennstoffe (z. B. LOHC) nicht biogenen Ursprungs zu berücksichtigen, soweit diese nicht für die Herstellung von Kraftstoffen (in Raffinerien) verwendet werden. Zu beachten ist, dass in Raffinerien nicht nur Kraftstoffe, sondern\r\nauch andere Energieprodukte hergestellt werden.\r\n› Nenner der Industriequote\r\nZur Berechnung des Nenners der Industriequote wird der Energiegehalt des für Endenergieverbrauchszwecke und nichtenergetische Zwecke genutzten Wasserstoffs berücksichtigt, wobei Folgendes ausgenommen ist:\r\ni) Wasserstoff, der als Zwischenprodukt für die Herstellung konventioneller Verkehrskraftstoffe genutzt wird, und Biokraftstoffe;\r\nii) Wasserstoff, der durch die Dekarbonisierung von industriellem Restgas erzeugt wird und\r\ndazu dient, das spezifische Gas zu ersetzen, aus denen er erzeugt wird;\r\niii) Wasserstoff, der in industriellen Anlagen als Nebenprodukt hergestellt oder aus Nebenprodukten gewonnen wird.\r\nFür die Erfüllung der Informationspflicht ist es demzufolge insbesondere erforderlich, bei der\r\nErhebung Wasserstoff, der als Nebenprodukt oder aus Nebenprodukten gewonnen wird, von\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 10\r\nanderen Wasserstoffquellen zu differenzieren. Die vorgelegten Erhebungsmerkmale scheinen\r\nnicht darauf ausgerichtet zu sein, die Gewinnung von Wasserstoff als Nebenprodukt (z. B. bei\r\nder Chlor-Alkali-Elektrolyse oder der Produktion von Acetylen oder Styrol) differenziert zu erfassen.\r\n7 Kompatibilität zur deutschen Energiebilanz\r\n› Konsistenz zu Erfordernissen der Energiebilanz wahren\r\nEin Ziel der EnStatVWass ist es, Daten für die Erstellung der Energiebilanzen von Bund und\r\nLändern bereitzustellen. Daher begrüßen wir, dass die EnStatVWass auch bspw. die Verluste\r\nerhebt. Dennoch ist offensichtlich, dass die EnStatVWass nicht die Erfordernisse der Energiebilanzen in seiner gesamten Detailtiefe abdecken kann bzw. zusätzliche Daten aus anderen Statistiken herangezogen werden müssen. Daher ist darauf zu achten, dass hier die Konsistenz\r\nder abgefragten Daten zu anderen verwendbaren und bereits bestehenden Statistiken gewahrt wird.\r\n› Verbräuche im Umwandlungssektor\r\nOffen ist dabei, wie der Verbrauch von Wasserstoff in Kraftwerken für die Herstellung von\r\nStrom und Wärme und Raffinerien für die Herstellung von Kraftstoffen erfasst wird, da diese\r\nin der Energiebilanz im Umwandlungssektor und nicht auf der Verwendungsseite verbucht\r\nwerden.\r\n› Kenntnis der Abnehmergruppen\r\nZudem ist zu berücksichtigen, dass dem Letztlieferanten oftmals die Abnehmergruppe nicht\r\nzwingend bekannt sein wird, entweder weil bei einer Lieferung an die Industrie unbekannt ist,\r\nob der Wasserstoff oder seine Derivate im Umwandlungssektor oder auf der Verwendungsseite eingesetzt werden oder je nach zukünftiger Ausgestaltung eines Marktes für Wasserstoff\r\nnicht nur bilaterale Handelsgeschäfte abgeschlossen werden.\r\n8 Erhebungsstart und angenommene Fallzahlen\r\n› Rückwirkende Datenerhebung\r\nDie Datenerhebung rückwirkend ab 01.01.2024 sehen wir als kritisch an, da die dann erhobenen Daten in ihrer erforderlichen Abgrenzung unter Umständen bei den befragten Unternehmen nicht vorliegen bzw. entsprechende Erfassungsmethodiken für einige Daten erst mit\r\nKenntnis der Fragebögen entwickelt werden können.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf EnStatVWass\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 10\r\n› Fallzahl der Erhebung\r\nDie Fallzahl von 150 erscheint für das Abdecken der gesamten Prozesskette (Erzeuger, Zwischenhändler, Lieferant) perspektivisch zu niedrig. Damit wird der Erfüllungsaufwand für Unternehmen im Berichtskreis deutlich zu niedrig abgeschätzt. So gab es 2023 in Deutschland\r\nbeispielsweise 82 Wasserstoff-Tankstellen, die im Sinne der Verordnung als Letztlieferanten\r\nagieren und somit allein für das Teilsegment Verkehr und die Wertschöpfungsstufe Lieferanten schon mehr als die Hälfte der vorgesehenen Fallzahl von 150 ausmachen.\r\n› Berichtsschwellen\r\nUm den Erfüllungsaufwand zu begrenzen, könnte ein Berichtsschwellenwert für die Wasserstofferzeugung, der Labor-, Pilot- und sonstige Kleinstanlagen mit Produktion für den Eigenverbrauch von der Berichtspflicht ausnimmt, vorgesehen werden. Entscheidend für die Aufnahme in den Berichtskreis sollte sein, ob die Wasserstoffproduktion im industriellen Umfang\r\nerfolgt und demzufolge auch einer Genehmigungsbedürftigkeit nach 4. BImSchV unterliegt.\r\nEin möglicher Schwellenwert hierzu findet sich in den Vollzugsempfehlungen des LAI zur Umsetzung der 4. BImSchV („Wasserstoffproduktion für den Eigenverbrauch“) (S. 30), demzufolge\r\ndavon auszugehen ist, dass in der Regel keine Herstellung in industriellem Umfang vorliegt,\r\nwenn der Elektrolyseur mit einer Leistung nicht größer als 100 kW betrieben wird oder eine\r\nProduktionskapazität von weniger als 2,5 kg/h besteht.\r\n9 Schlussbemerkung\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung einer Wasserstoffstatistik in Deutschland. Allerdings muss\r\nfür die meldenden Unternehmen der Energiewirtschaft der Erfüllungsaufwand und die zusätzliche Belastung im Rahmen bleiben. Der Aufbau unnötiger Bürokratie an dieser Stelle bedingt\r\neinen zusätzlichen Kosten- und Zeitaufwand für die Energieversorgungsunternehmen und\r\nkönnte den gewünschten schnellen Wasserstoffhochlauf in Deutschland beeinträchtigen.\r\nDer BDEW ist hierbei stets bereit, sein umfangreiches Know-how sowohl bei der konkreten\r\nAusgestaltung der EnStatVWass als auch später bei deren Umsetzung, also der Formulierung\r\nder Erhebungsmerkmale in den Fragebogen und der Definitionen in den Erläuterungstexten,\r\nzur Verfügung zu stellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 25. Juli 2024\r\nPositionspapier\r\nUmgang mit steigenden\r\nNetzanschlussverfahren von\r\nGroßverbrauchern\r\nUnter besonderer Berücksichtigung von Rechenzentren\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 15\r\nZusammenfassung\r\nDer BDEW zeigt im Folgenden Herausforderungen und Lösungsansätze im Umgang mit den\r\nstark steigenden Netzanschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren auf. Die\r\nenormen Leistungsbedarfe dieser Anlagen im Verbund mit der Sektorenkopplung sowie der\r\nElektrifizierung des Verkehrs, der Wärmeversorgung und vieler weiterer Bereiche bewirken\r\nvielerorts akute Kapazitätsmängel in den Stromnetzen und eine sich verschärfende „Anschlusskonkurrenz“. Der Anschluss neuer Großverbraucher geht häufig mit einem langwierigen Netzausbau einher, der mit dem Anlagenzubau strukturell nicht Schritt halten kann.\r\nFür einen flexibleren Umgang mit Netzanschlussanfragen durch die Netzbetreiber schlagen\r\nwir folgende Lösungsansätze vor:\r\n- Im Energiewirtschaftsgesetz sollte die Möglichkeit klargestellt werden, bestimmte Kriterien bei der Vergabe von Anschlusskapazitäten berücksichtigen und zwischen Gruppen von Anschlussnehmern unterscheiden zu können.\r\n- Netzbetreiber sollten nicht-ortsgebundene Anschlussbegehrende im Falle fehlender\r\nKapazitäten an andere Standorte verweisen können. Hierfür könnten die Netzbetreiber\r\nin einer gemeinsamen Karte Regionen kennzeichnen, in denen freie Kapazitäten für\r\nGroßverbraucher vorhanden sind.\r\n- Mit der Umsetzung der neuen Regelung in Art. 6a der EU-Strombinnenmarktrichtlinie\r\nsollte die Möglichkeit zu flexiblen Anschluss- und Anschlussnutzungsvereinbarungen\r\ngeschaffen werden.\r\n- Die Ausweisung von Vorranggebieten für Rechenzentren würde für alle Beteiligten die\r\nPlanungssicherheit verbessern.\r\n- Speziell für Rechenzentren sollte neben der Energieeffizienz auch die Nähe von Erzeugung und Verbrauch angereizt werden können.\r\n- Anschlusspetenten, die sich netz- und systementlastend untereinander koordinieren,\r\nsollten bei der Zuteilung begrenzter Netzanschlusskapazitäten einen Vorzug erhalten.\r\n- Den Netzbetreibern sollte die Erhebung einer Vorschusszahlung in Anlehnung an § 3\r\nund § 4 KraftNAV auch für große Bezugskunden ermöglicht werden. Diese trägt dazu\r\nbei, dass nur Anschlussanfragen mit hinreichender Realisierungswahrscheinlichkeit gestellt werden.\r\nUnsere Vorschläge sollten auf jeden Fall im Zuge der noch für 2024 geplanten Umsetzung der\r\njüngsten Novelle der EU-Strombinnenmarktrichtlinie berücksichtigt werden. Im weiteren Verlauf strebt der BDEW die Einbettung des Umgangs mit dem Netzanschluss von Großverbrauchern in den laufenden BMWK-Branchendialog zur Beschleunigung von Netzanschlüssen und\r\nan weiterer geeigneter Stelle an.\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 15\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 4\r\n2 Problemskizze ............................................................................................ 5\r\n3 Lösungsansätze .......................................................................................... 8\r\n3.1 Anpassungen des Energiewirtschaftsgesetzes ...................................... 8\r\n3.2 Anpassungen des Energieeffizienzgesetzes ........................................ 11\r\n3.3 Ausweisung von Vorranggebieten und Anreize zur Kooperation ....... 12\r\n3.4 Veröffentlichung freier Netzkapazitäten in einer gemeinsamen Karte\r\n ............................................................................................................. 13\r\n3.5 Vorschusszahlungen bei Netzanschlussanfragen ................................ 13\r\n4 Vorschlag zum weiteren Verfahren .......................................................... 14\r\n\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 15\r\n1 Einleitung\r\nStromnetzbetreiber sehen sich bei Netzanschlussanfragen seit einigen Jahren nicht nur in der\r\nEinspeisung, sondern auch im Bezug mit einem beispiellosen Boom konfrontiert. Neben herkömmlichen Netznutzern und den durch die zunehmende Elektrifizierung anderer Sektoren\r\n(Verkehr, Wärme und Industrie/Gewerbe) neueren Netznutzern kommen immer zahlreichere\r\nAnfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentrenmit sehr großem Leistungsbedarf und\r\nteils hohen Jahresbenutzungsstunden hinzu. Zudem spielen große Batteriespeicher eine immer bedeutendere Rolle bei Netzanschlussfragen.\r\nDie Anschlussanfragen von Großverbrauchern und großen Batteriespeichern betreffen Anschlüsse in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannung mit Kapazitäten von bis zu mehreren hundert Megawatt (MW). Zum Vergleich: Eine Stadt mit rund 40.000 Einwohnern benötigt eine\r\nAnschlusskapazität von rund 40 MW (ausgenommen große Industriekunden).\r\nAus Netzbetreibersicht sind Netzanschlussanfragen auf der Verbrauchsseite von Netzanschlussbegehren auf der Einspeiseseite zu unterscheiden. Während Einspeiser gemäß Anschlusspflicht grundsätzlich ungeachtet der Leitungskapazität des Stromnetzes anzuschließen\r\nsind, können Verbraucher im Regelfall nur angeschlossen werden, wenn die benötigte Bezugsleistung rund um die Uhr aus dem Netz zur Verfügung gestellt werden kann. Für Letztverbraucher oberhalb der Niederspannung bestehen grundsätzlich keine Einschränkungen hinsichtlich\r\nder Nutzbarkeit der zugesagten Leistung. Batteriespeicher nehmen aufgrund ihrer Fähigkeit,\r\nein- und ausspeisen zu können, eine besondere Rolle ein. Ihr Bezug ist aus Sicht des Netzbetreibers gleichzusetzen mit dem Bezug eines Letztverbrauchers.\r\nBei der Verteilung der auf absehbare Zeit an vielen Standorten knappen Netzkapazität müssen\r\nangesichts dieser zunehmenden „Anschlusskonkurrenz“ die Netzbetreiber daher, soweit möglich, die absehbare Entwicklung im Netzgebiet berücksichtigen und ggf. zwischen bestimmten\r\nGruppen von Anschlussnehmern unterscheiden können. Im Umgang mit Netzanschlussanfragen finden schon heute unter der Maßgabe der Diskriminierungsfreiheit verschiedene Verfahren Anwendung. Hierfür schlägt der BDEW Klarstellungen und Ergänzungen im Energiewirtschaftsgesetz sowie durch Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) vor, die es den Netzbetreibern rechtssicher und möglichst aufwandsarm ermöglichen sollen, bei der Vergabe von\r\nNetzkapazitäten die absehbare künftige Anfragesituation berücksichtigen zu können.\r\n\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 15\r\n2 Problemskizze\r\nSeit Beginn dieses Jahrzehnts wachsen Anschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren und Elektrolyseuren sowie von großen Batteriespeichern in sehr hohem Maße. In ihrem Entwurf des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 vom Juni\r\n2024 gehen die Übertragungsnetzbetreiber für künftige Rechenzentren von einem Stromverbrauch zwischen 39 und 88 TWh in den Jahren 2037 und 2045 aus. Basierend auf der Annahme von 5.000 Vollbenutzungsstunden entspricht dies einer Nennleistung von 7.800 bis\r\n17.600 MW, wobei hier nur die Projekte, die sich bereits in der Planung befinden, berücksichtigt wurden. Im Jahr 2022 betrug der Gesamtverbrauch aller bestehenden Rechenzentren in\r\nDeutschland rund 18 TWh (siehe aktuelle Marktstudie des Branchenverbands bitkom).\r\nHinzu kommt der enorme Zubau von Großverbrauchern in weiteren Bereichen mit unmittelbarer Relevanz für die Energiewende. Die Übertragungsnetzbetreiber nehmen in ihrem Entwurf des Szenariorahmens einen Leistungsbedarf für Großwärmepumpen und Elektrokessel in\r\nHöhe von 16.400 bis 17.800 MW sowie für Elektrolyseure in Höhe von 46.000 bis 80.000 MW\r\nan. Das von der Bundesregierung geplante Lkw-Schnellladenetz beispielsweise beläuft sich auf\r\neine gesamte Netzanschlussleistung von 2.800 MW an insgesamt 354 Standorten entlang der\r\nBundesautobahnen.\r\nBei Rechenzentren erfolgen die Anfragen insbesondere in der Nähe zu großen Internetknotenpunkten, vor allem in Frankfurt am Main und Berlin, sowie zunehmend in deren großräumiger\r\nPeripherie. Mit der fortschreitenden Digitalisierung und dem Einsatz Künstlicher Intelligenz ist\r\nvon einer weiter signifikant wachsenden Anzahl an Anschlussanfragen mit immer größeren\r\nLeistungsbedarfen für Rechenzentren auszugehen. Diese sind im Falle von Cloud- und KIDienstleistungen tendenziell weniger latenzkritisch als „Colocation“-Rechenzentren, weshalb\r\nderen Betreiber insofern eine höhere Bereitschaft zur Ansiedlung abseits der urbanen Zentren\r\nhaben.\r\nStromnetze lassen sich, stark vereinfacht, in lastgeprägte und einspeisegeprägte Netzgebiete\r\neinteilen. Lastgeprägte Gebiete sind in der Regel Ballungsräume. Dort verzeichnen die Netzbetreiber einen erheblichen, stetigen und raschen Zuwachs von Anschlussanfragen von Großverbrauchern wie Rechenzentren und elektrischen Großwärmeerzeugern (Wärmepumpen,\r\nPower to Heat). Auch Großwärmepumpen sind von den knappen Netzkapazitäten in Ballungsräumen betroffen, aber für die Nutzung der Abwärme aus Rechenzentren zusätzlich erforderlich. Hingegen sind einspeisegeprägte Gebiete in der Regel eher ländliche Gebiete mit viel\r\nWind- und PV-Einspeisung. In diesen Gebieten treten neben Anfragen für EE-Anlagen auch\r\nvermehrt Anschlussbegehren von großen Batteriespeichern und Elektrolyseuren sowie mittlerweile von sehr großen Rechenzentren auf.\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 15\r\nBereits heute sind die Leistungskapazitäten der Stromnetze in vielen Bereichen knapp. Der Anschluss neuer Großverbraucher muss ex-ante aufwendig untersucht werden. Hierzu sind Berechnungen der Auswirkungen neuer Großverbraucher am angefragten Netzverknüpfungspunkt notwendig. Der Anschluss neuer Großverbraucher geht häufig mit einem aufwendigen\r\nNetzausbau einher. In den für die Großverbraucher relevanten Netzebenen Höchst- und Hochspannung dauert der Ausbau aufgrund des Streckeninfrastrukturcharakters und der langwierigen Genehmigungsverfahren acht bis zwölf Jahre. Die Realisierungszeit bei einem Großverbraucher liegt zwischen zwei und vier Jahren. Somit stehen die Netzbetreiber vor der Herausforderung, dass der Ausbau der Rechenzentren und anderer Großverbraucher sowie von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie wie großen Batteriespeichern in einem weit höheren\r\nTempo als der Netzausbau voranschreitet.\r\nZudem sehen sich die Netzbetreiber mit einer hohen Anzahl an Netzanschlussanfragen konfrontiert, deren Realisierungswahrscheinlichkeit gering ist. Mehrfachanfragen unterschiedlicher Projektierer bei mehreren Netzbetreibern für dasselbe Projekt sind an der Tagesordnung.\r\nDies blockiert wichtige Ressourcen bei den Netzbetreibern.\r\nNach wie vor mangelt es an einer Koordination zwischen verschiedenen Anschlussbegehren,\r\naus der sich Synergien für die Anschlusspetenten selbst und die Netznutzung ergäben. Beispielsweise könnte die ortsnahe Verbindung von EE-Anlagen, Batterien und Rechenzentren\r\nnetzentlastend wirken.\r\nNetzbetreiber sind gemäß § 11 Abs. 1 S. 1 EnWG dazu verpflichtet, „ein sicheres, zuverlässiges\r\nund leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und\r\nbedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Dabei sind die Erfordernisse im Verkehrs-, Wärme-, Industrie- und Strombereich zu beachten, die sich ergeben, um Treibhausgasneutralität zu ermöglichen“. Um die Bedarfs- und\r\ndamit auch Zeitgerechtigkeit zu gewährleisten, gilt das Gebot der vorausschauenden Netzplanung.\r\nWie die sehr dynamische Anschlussentwicklung in den vergangenen Jahren deutlich gezeigt\r\nhat, ist jedoch insbesondere bei „punktuellen“ Großverbrauchern wie Rechenzentren sowie\r\nbei großen Batteriespeichern eine vorausschauende Netzplanung in der Praxis kaum möglich,\r\nda neben den üblichen Unsicherheiten bei den künftigen Ausbauzahlen der genaue Standort\r\nvon entscheidender Bedeutung für die Netzplanung ist. Doch auch die genaue Standortkenntnis genügt für eine verlässliche Netzplanung nicht, wenn wie im Falle der Rechenzentren davon auszugehen ist, dass durch Immobilienentwickler Optionssicherungen für Projekte ungewissen Reifegrades auf mehreren Grundstücken vorgenommen werden. Eine positive netztechnische Bescheinigung für ein Grundstück kann nämlich einen enormen wirtschaftlichen\r\nGewinn bedeuten, wenn dieses Grundstück dann als „DC-ready“ („Data-Center-ready“)\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 15\r\nweitervermarktet werden kann. In Verbindung mit den um den Faktor zwei bis drei höheren\r\nZeitbedarfen für den Netzausbau in den Spannungsebenen, in denen Großverbraucher zumeist angeschlossen werden, entstehen durch die geringe Planbarkeit regional Knappheiten\r\nim Stromnetz.\r\nAusgehend von immer ausreichenden Netzkapazitäten in der Vergangenheit berücksichtigen\r\ndie Netzbetreiber Anschlussanträge in der Regel nach wie vor gemäß der Reihenfolge des Zeitpunkts der Antragsstellung („first come, first served“ bzw. „Windhundprinzip“). Mit dem erheblichen Anstieg der Anschlussbegehren von Großverbrauchern kann bei einem solchen Verfahren jedoch nur noch wenigen der Netzkunden zeitnah ein Anschluss gewährt werden. Bei\r\nverschiedenen Netzbetreibern wurden bereits alternative Verfahren zur diskriminierungsfreien Vergabe von Netzanschlusskapazitäten eingeführt:\r\n- Das „Stufenmodell“ sieht vor, dass die beantragte Netzanschlusskapazität stufenweise\r\nfreigegeben wird. Dabei wird der Netzanschluss gemäß der angefragten Kapazität errichtet, aber zunächst auf einen Teil der Gesamtkapazität (z.B. 50 Prozent) beschränkt.\r\nNach Ablauf einer individuell festgelegten Frist oder nach Ausschöpfung der Teilkapazität wird der Anschluss erweitert. Dies kann in mehreren Schritten erfolgen, bis die gesamte Kapazität des Anschlusses zur Verfügung gestellt werden kann. Der Netzbetreiber kann zwischenzeitlich sein Netz verstärken und somit sicherstellen, dass die zugesagte Kapazität tatsächlich verfügbar ist.\r\n- Nach dem „Repartierungsmodell“ schreibt der Netzbetreiber Kapazitäten zu einem\r\nStichtag aus und verteilt diese gleichmäßig unter allen Netzanschlussanträgen in dem\r\n(Teil-)Netzgebiet. Hierbei kann unterschieden werden zwischen einer prozentualen\r\nVerteilung der angefragten Anschlusskapazitäten (jeder Anschlussbegehrende erhält\r\nbspw. 60 Prozent der angefragten Kapazität) oder einer pauschalen Verteilung der Anschlusskapazitäten (bei einer Kapazität von 100 MW erhält z.B. jeder von fünf Anschlussbegehrenden je 20 MW Anschlussleistung).\r\n- Im international weit verbreiteten „First ready, first served”-Modell werden anstelle\r\nvon Netzanschlussreservierungen für den schnellsten Anschlusspetenten („first come,\r\nfirst served“) diejenigen Kunden bevorzugt behandelt, deren Projekte den höchsten\r\nReifegrad haben. Ein Vorteil ist die Eindämmung spekulativer Netzanschlussanträge\r\n(Optionssicherungen) und damit die Vermeidung von „Zombie-Projekten“, die ohne\r\nRealisierungsperspektive die knappen Netzkapazitäten für reifere Projekte blockieren.\r\nEine einheitliche Vorgabe seitens des Gesetzgebers bzw. der BNetzA, auf die sich Netzkunden\r\nin allen Netzgebieten einstellen könnten, gibt es für die Anschlussvergabe in Engpassregionen\r\nnicht. Gleiches gilt per se für die Definition einer Engpassregion und die Ermittlung sowie\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 15\r\nVorhaltung von Reserveleistungsbändern für bestimmte, ebenfalls durch den Gesetzgeber\r\nbzw. die BNetzA zu bestimmende Kundengruppen und/oder Energiewendesektoren.\r\n3 Lösungsansätze\r\nDie im Folgenden aufgezeigten Lösungsvorschläge lassen sich in Lösungen für standortgebundene und für standortungebundene Anschlussanfragen bzw. -vorhaben unterteilen. Für standortungebundene Vorhaben sollte die Lösung mit einer Lenkungswirkung verbunden sein, die\r\ndie Ansiedlung von solchen Großverbrauchern in Regionen hinein entfaltet, in denen mehr\r\nfreie Netzkapazitäten verfügbar sind. Solche Regionen sind in der Regel ländliche Gebiete mit\r\nhoher Einspeisung aus Windenergie- und PV-Anlagen bei geringem Verbrauch. Die dortige Ansiedlung von Großverbrauchern und Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie wie großen\r\nBatteriespeichern kann entlastend auf die Systemkosten wirken, da anders als in städtischen\r\nGebieten kein zusätzlicher Netzausbau erfolgen muss. Ein weiterer Systementlastungseffekt\r\nentsteht durch den erzeugungsnahen Strombezug (vgl. „Nutzen statt Abregeln“ gemäß § 13k\r\nEnWG oder eine mögliche Ausgestaltung der marktgestützten Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen im Verteilnetz gemäß § 14c EnWG). Hinzu kommt eine Verringerung der im\r\nVergleich oft höheren Netzentgelte in diesen Regionen, sofern es sich nicht um netzentgeltbefreite Kunden handelt.\r\n3.1 Anpassungen des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nDer BDEW sieht alle oben beschriebenen Verfahren bereits heute als vereinbar mit dem\r\nEnWG und den darauf beruhenden Verordnungen an. Alle Lösungen bewegen sich im Spannungsfeld zwischen schnellstmöglichem Netzanschluss und diskriminierungsfreier Verteilung\r\nvorhandener Kapazitäten und haben damit eine energiepolitische Komponente.\r\nGrundsätzlich ist die Ablehnung von Anschlussbegehren und damit die Anschlussverweigerung\r\nbereits heute auf der Grundlage von § 17 Absatz 2 EnWG bei Kapazitätsengpässen möglich.\r\nIn diesem Fall sieht Absatz 2 vor, dass die erforderlichen Maßnahmen und ihre Kosten in der\r\nBegründung der Ablehnung genannt werden. Es kristallisiert sich allerdings heraus, dass die\r\nmögliche Übernahme der Kosten das Problem nicht löst.\r\nDas EnWG unterscheidet zunächst nicht zwischen verschiedenen Gruppen von Anschlussnehmern. Anlagen zum Letztverbrauch, zur Einspeisung sowie zur Speicherung elektrischer Energie sind grundsätzlich gleichberechtigt zu behandeln. Eine gesetzlich ausdrücklich geregelte\r\nPrivilegierung im Verhältnis zu anderen in § 17 Absatz 1 genannten Anschlussnehmern besteht\r\nnur für EEG- und KWK-G-Erzeugungsanlagen. Im Verhältnis zu Energiespeichern ist diese Privilegierung nach § 17 Absatz 2a allerdings nicht anzuwenden (siehe auch BDEW-Stellungnahme\r\nzum Änderungsantrag des „Solarpakets I“, S. 9).\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 15\r\nEbenso enthält § 17 EnWG allerdings aber auch keine Pflicht, alle Anschlusspetenten gleich zu\r\nbehandeln. Im Rahmen des Gebots diskriminierungsfreien Handels ist es dem Netzbetreiber\r\nmöglich, zwischen verschiedenen Gruppen von Anschlusspetenten zu differenzieren, wenn\r\nund soweit es hierfür einen sachlichen Grund gibt. Der § 17 Abs. 2 Satz 1 EnWG verpflichtet\r\nden Netzbetreiber bei der Ablehnung auf die Zwecke des § 1 EnWG, so dass aus den Zielen des\r\n§ 1 Abs. 1 EnWG auch Differenzierungen zwischen Gruppen von Anschlussnehmern abgeleitet\r\nwerden könnten. Außerdem verpflichtet § 11 Abs. 1 Satz 1 EnWG die Netzbetreiber dazu, den\r\nBetrieb, die Optimierung und den Ausbau des Netzes an den Erfordernissen im VerkehrsWärme-, Industrie- und Strombereich auszurichten, um Treibhausgasneutralität zu ermöglichen. Auch aus der Erfüllung dieser Verpflichtung kann sich ein sachlicher Grund für eine Differenzierung zwischen Anschlussvorhaben ergeben.\r\nDie Elektrifizierung der Wärmeversorgung, der Ausbau der Ladeinfrastruktur (einschließlich\r\ngroßer Ladeparks für Pkw und Lkw) und von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie sowie die Ansiedlung von Großverbrauchern wie Rechenzentren bewirken eine dramatisch steigende Nachfrage nach Netzanschlüssen und -kapazitäten. Die Knappheit an Kapazitäten wird\r\nerst langfristig durch Netzausbau behoben werden können. Bei einigen der Netzanschlussanfragen, vor allem bei Rechenzentren, wirkt auch die bisher zuverlässige Steuerung durch die\r\nNetzanschlusskostentragung durch den Anschlussnehmer und die Zahlung von Baukostenzuschüssen nicht.\r\nBei der Verteilung der auf absehbare Zeit knappen freien Netzkapazitäten können die Netzbetreiber bereits heute auf der Basis der bestehenden Regelungen die oben beschriebenen Verfahren zur Anwendung bringen. Zur Klarstellung und Vermeidung von Unsicherheiten und Diskussionen sollte im Gesetzestext anhand von Beispielen zum Ausdruck kommen, welche Kriterien u.a. berücksichtigt werden können und dass ggf. zwischen bestimmten Gruppen von Anschlussnehmern unterschieden werden kann. Insbesondere sollte klargestellt werden, dass die\r\nNetzbetreiber in ihre Zu- oder Absagen von Anschlussbegehren einbeziehen können und ggf.\r\nmüssen, welche Bedarfe in den kommenden Jahren für welche Gruppe von Anschlusspetenten erwartet werden und dies zur Begründung für eine Zusage von Anschlusskapazitäten nutzen dürfen, die über einen beschränkten Zeitraum nur teilweise erfolgt.\r\nBeispielhaft kann hier auf § 14d EnWG verwiesen werden, der für die Netzausbauplanung bestimmte Bedarfe hervorhebt. Nach § 14d Ab. 3 EnWG sind bei der Erstellung des Regionalszenarios als Grundlage für die Netzausbauplanung Annahmen zur Entwicklung des Verkehrssektors (insbesondere Ladeinfrastruktur) und des Gebäudesektors (insbesondere Wärmeversorgung) in den nächsten fünf bis zehn Jahren zu treffen. Diese Annahmen können Aufschluss\r\nüber die zu erwartenden zukünftigen Bedarfe geben und dabei helfen, eine Abwägung zwischen den Gruppen von Anschlusspetenten zu treffen. Auch andere Anforderungen können in\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 15\r\ndie Bewertung einfließen. Insbesondere ist klarzustellen, dass dies für alle Netzebenen und\r\nauch für die Netzbetreiber gilt, die keine Netzausbauplanung nach § 14d EnWG erstellen, wie\r\nVerteilernetzbetreiber mit weniger als 100.000 angeschlossenen Kunden und Übertragungsnetzbetreiber.\r\nAußerdem könnte neben den oben genannten Optionen auch die Einführung einer zusätzlichen Möglichkeit für Netzbetreiber sinnvoll sein, nicht-ortsgebundene Anschlussbegehrende\r\nfür ihren Netzanschluss an einem bestimmten Ort mit fehlender Kapazität an andere Orte zu\r\nverweisen. Dies würde allerdings voraussetzen, dass solche Orte ggf. auch in anderen Netzgebieten ausgewiesen sind. Die Voraussetzungen dafür wären erst noch zu schaffen.\r\nDarüber hinaus sollte auch die Regelung in Art. 6a der Binnenmarktrichtlinie Strom umgesetzt\r\nwerden. Über die teilweise und vorübergehende Ablehnung eines Anschlusses hinaus kommt\r\nzusätzlich auch die vertragliche Begrenzung des Netzanschlusses bzw. der Anschlussnutzung\r\nüber flexible Anschluss- und Anschlussnutzungsvereinbarungen in Betracht. Dabei ist eine Harmonisierung mit den Vorgaben für die EE-Einspeisung in §§ 7 und 8 EEG 2023 erforderlich.\r\nGrundsätzlich sollte hier die gleiche Möglichkeit bestehen. Die jüngst geänderte Strombinnenmarktrichtlinie sieht dies in Erwägungsgrund 13 auch bereits vor. Danach kommt es beim Anschluss neuer Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen an das Netz, insbesondere von Anlagen für\r\nErneuerbare Energien, mangels freier Netzkapazitäten häufig zu Verzögerungen bei den Verfahren für den Netzanschluss für die gesamte beantragte Leistung. Dies erfordert aus Sicht\r\nvon Rat, Parlament und Kommission Regelungen zu flexiblen Verträgen. In der Frage, ob derartige flexible Verträge für die Einspeisung und den Bezug vorzusehen sind, besteht für die\r\nMitgliedsstaaten kein Auslegungsspielraum. Die Richtlinie verpflichtet sie, der Regulierungsbehörde die Ausgestaltung zu übertragen. Entsprechende Modelle werden derzeit im Rahmen\r\nder Brancheninitiative „Innovative Netzanschlusskonzepte” diskutiert.\r\nDie Umsetzung von Art. 6a der Binnenmarktrichtlinie Strom ist allerdings eine Herausforderung, da der Artikel nicht zwischen Anschlussnutzung, Anschluss und Netznutzung unterscheidet und die jeweils zu regelnden Aspekte vermischt. So ist die vorzuhaltende Kapazität ein Teil\r\ndes Netzanschlusses, die der Anschlussnehmer beantragt. Eine mögliche zeitliche Vorgabe ist\r\ndagegen grundsätzlich eine Frage der Anschlussnutzung durch den Anschlussnutzer. Anschlussnutzer und Anschlussnehmer sind aber nicht zwingend personenidentisch. Die Netznutzung erfolgt in der Regel durch den Lieferanten, der in den meisten Fällen wiederum nicht für\r\ndie Steuerung der Anlage sorgen kann.\r\nZudem zahlen weder der Anschlussnutzer noch der Anschlussnehmer Netzentgelte, wenn sie\r\nnicht zugleich Netznutzer sind und einen Netznutzungsvertrag geschlossen haben. Regelungen\r\nzu Netzentgelten in den Netzanschlussverträgen sind per se nicht sinnvoll, weil in diesem Verhältnis keine Netzentgelte gezahlt werden. Dennoch kann die BNetzA bundesweit Regelungen\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 15\r\ntreffen, die diese Punkte auch für die Netznutzung regeln, wie dies auch im Rahmen der Festlegung zu § 14a EnWG der Fall ist.\r\nBei der Umsetzung der europäischen Vorgaben ist auch zu klären, ob der Abschluss der flexiblen Anschluss- und Anschlussnutzungs-Vereinbarungen angeboten und nur auf freiwilliger Basis genutzt werden kann und in welchem Verhältnis dies zu einer möglichen vollständigen\r\noder teilweisen Anschlussverweigerung steht. Dabei ist ggf. zwischen den Anschlussregelungen im EEG und denen im EnWG zu differenzieren. Die Interessenlage für Erzeuger und Verbraucher unterscheidet sich auch in weiteren, bspw. förderspezifischen, Punkten.\r\nIn keinem Fall darf die Regelung dazu anreizen, höhere als die tatsächlich benötigte Kapazität\r\nzu beantragen, um beispielsweise über den flexiblen Netzanschluss oder die flexible Anschlussnutzung monetäre Vorteile zu erlangen.\r\nEine Umsetzung könnte über die Ergänzung des § 17 EnWG erfolgen.\r\n3.2 Anpassungen des Energieeffizienzgesetzes\r\nDie oben genannten Punkte im Zusammenhang mit Netzanschlussbegehren treffen insbesondere auch auf Rechenzentren zu, da für diese nach dem Energieeffizienzgesetz (EnEfG) besondere Anforderungen an die Energieeffizienz gestellt werden. Unter anderem sind nach § 11\r\nAbs. 2 Nr. 2 EnEfG Rechenzentren verpflichtet, einen bestimmten Anteil (je nach Inbetriebnahmedatum 10-20 %) ihrer Abwärme wiederzuverwenden, in der Regel durch Lieferung an\r\nDritte1\r\n. Der Gesetzgeber hat zwar drei Ausnahmeregelungen in § 11 Abs. 3 EnEfG eingeführt;\r\ndiese berücksichtigen aber nicht hinreichend, dass die Pflicht zur Wiederverwendung der\r\nWärme (entweder durch das Rechenzentrum selbst oder durch Dritte) auch eine korrespondierende Abnahme der Wärme und eine sinnvolle Lastenverteilung erfordert.\r\nAufgrund der Größe einiger Rechenzentren kann der Anteil an wiederverwendeter Energie oft\r\nnur dann erreicht werden, wenn in der Nähe des Rechenzentrums ein Wärmenetz vorhanden\r\nbzw. konkret geplant ist, in das die Wärme eingespeist werden kann. Diese Voraussetzungen\r\nsind jedenfalls nach aktuellem Stand eher in (Groß-)Städten gegeben. Dadurch wird aber die\r\nAnsiedlung in sogenannten lastgeprägten Netzgebieten verstärkt. Das Stromnetz wird in den\r\n1\r\n Zu beachten ist, dass nach der Gesetzesbegründung zwar die Eigennutzung der Abwärme z. B. zum Heizen der\r\nNebenräume für die prozentualen Vorgaben mitberücksichtigt werden kann, dies sich aber nicht im Wortlaut der\r\nNorm wiederfindet. Außerdem können bei der Eigennutzung Wechselwirkungen mit der Energieverbrauchseffektivität entstehen.\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 15\r\nlastgeprägten Gebieten zusätzlich durch den Anschluss von Rechenzentren belastet (vgl.\r\noben). Die Abwärme kann jedoch nur ins Wärmenetz eingespeist werden, wenn diese (z. B.\r\ndurch Wärmepumpen o. ä.) weiter erhitzt wird, um die für das Wärmenetz erforderliche Temperatur zu erreichen. Diese Aufbereitung durch die Wärmepumpe führt – zusätzlich zum Rechenzentrum – zu einer weiteren erheblichen Last in einem bereits lastgeprägten Netzgebiet.\r\nIn ländlichen Gebieten besteht zwar grundsätzlich ein Interesse an der Abnahme von Abwärme in der Landwirtschaft und ggf. auch für Elektrolyseure. Wärmenetzstrukturen sind in\r\ndiesen Gebieten aber oftmals weniger stark ausgeprägt als in Ballungszentren, weswegen sie\r\nim Vergleich seltener als Standort für Rechenzentren genutzt werden (können). Ein Anschluss\r\nvon Rechenzentren im ländlichen Raum dürfte aber i.d.R. vorteilhaft sein, da sie hier weniger\r\nKapazitätsengpässe verursachen als in Städten und gleichzeitig netzdienlich sein können: Im\r\nUnterschied zu lastgeprägten Netzgebieten wird in ländlichen Gebieten meist viel Strom (in\r\nder Regel aus EEG-Anlagen) eingespeist und wenig Strom verbraucht. Soweit es Anschlussbegehrenden, die ein Rechenzentrum errichten wollen, hinsichtlich der Art der Nutzung des Rechenzentrums möglich ist, sollten daher bezüglich des Standorts nicht nur die Energieeffizienz,\r\nsondern auch die Nähe von Erzeugung und Verbrauch angereizt werden können. Sollte die Errichtung eines Rechenzentrums im ländlichen Bereich rechtlich daran scheitern, dass mangels\r\nvorhandener oder geplanter Wärmenetzinfrastruktur die Vorgaben des § 11 EnEfG nicht eingehalten werden können, sollte die Nutzung der Abwärme in diesem Fall nicht verpflichtend\r\nsein. Eine entsprechende Anpassung des § 11 EnEfG könnte nicht nur die Wiederverwendung\r\nder Abwärme, sondern auch eine sinnvolle Lastenverteilung unterstützen. Im besten Fall\r\nkönnte ein Anschluss von Rechenzentren außerhalb von Städten zusätzlich einen Anreiz für\r\nden Aufbau von Wärmenetzinfrastruktur schaffen.\r\n3.3 Ausweisung von Vorranggebieten und Anreize zur Kooperation\r\nWie oben („Problemskizze“) beschrieben, sind zwei grundlegende Probleme beim Netzanschluss von Großverbrauchern wie Rechenzentren:\r\n der Wunsch nach Planungssicherheit und rascher Inbetriebnahme dieser Großverbraucher kollidiert regelmäßig mit dem erheblichen zeitlichen Vorlauf der Netzplanung;\r\n es mangelt an Koordination und Kooperation zwischen verschiedenen Anschlusspetenten (z. B. Rechenzentren mit großen Batteriespeichern), aus denen sich Synergien in\r\nder Netznutzung ergeben könnten.\r\nZwei parallel wirkende Lösungsansätze sind aus Sicht des BDEW die Ausweisung geeigneter\r\nVorranggebiete beispielsweise für Rechenzentren sowie die Einführung von Anreizen zur Koordination und Kooperation zwischen Anschlusspetenten.\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 15\r\nDie Ausweisung geeigneter Vorranggebiete für Rechenzentren könnte für alle Beteiligten\r\n(Netzbetreiber sowie Entwickler von Rechenzentren und arrondierender Systeme wie beispielsweise EE-Parks, Batterien und Nah-/Fernwärmesysteme) die Planungssicherheit verbessern und die gemeinsame Fokussierung auf konkret benannte und präqualifizierte Flächen\r\nverbessern. Denkbar ist beispielsweise, die im jeweiligen Bundesland zuständige Wirtschaftsfördergesellschaft in Zusammenarbeit mit den zuständigen Netzbetreibern (ÜNB und VNB) einen Prozess zur Auswahl und Ausweisung der Vorrangflächen moderieren zu lassen.\r\nAnschlusspetenten, die sich netz- und systementlastend untereinander koordinieren, sollten\r\nbei der Zuteilung begrenzter Netzanschlusskapazitäten einen Vorzug erhalten. Ein Beispiel:\r\nRechenzentrum und Großbatteriespeicher an einem Standort in der Nähe eines EE-Parks und\r\nin Zusammenarbeit mit einem (kommunalen, gewerblichen oder landwirtschaftlichen) Abwärmenutzer. Diese Bündelung bewirkt einen geringeren Netzanschlussbedarf und im Falle einer\r\nflexiblen Betriebsweise auch eine geringere Netzbelastung.\r\n3.4 Veröffentlichung freier Netzkapazitäten in einer gemeinsamen Karte\r\nAufgrund der knappen und aus Sicht von Anlagenbetreibern häufig unklaren Netzkapazitäten\r\nin bestimmten Netzgebieten kommt es immer häufiger zu Mehrfachanfragen für ein Projekt,\r\nmit erheblichem, unnötigem Aufwand beim Anschlussnehmer und beim Netzbetreiber. Gemäß der im Mai 2024 beschlossenen Novelle der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (Art. 31,\r\nAbs. 2 und 3 neu) sind Verteilnetzbetreiber dazu verpflichtet, Informationen über die in ihrem\r\nNetzgebiet für neue Anschlüsse verfügbare Kapazität zu veröffentlichen. In diesem Zusammenhang könnten die hier adressierten Veröffentlichungspflichten in einer gemeinsamen\r\nKarte zusammengeführt werden, in denen jene Regionen gekennzeichnet sind, in denen freie\r\nKapazitäten für Großverbraucher (z. B. ab 100 MW) vorhanden sind. Die konkrete Ausgestaltung sollte in einem Branchendialog unter der Federführung der Netzbetreiber erarbeitet werden. Dabei ist in Anlehnung an die Praxis bei EE-Anlagen unbedingt darauf zu achten, dass einzelne Großprojekte die an einem Standort verfügbare Kapazität nicht vollständig vereinnahmen, da ansonsten Projekte mit kleinerer Leistung voraussichtlich mit Verweis auf die wirtschaftliche Unzumutbarkeit abgelehnt oder zumindest unzumutbar verzögert werden könnten.\r\n3.5 Vorschusszahlungen bei Netzanschlussanfragen\r\nWir regen an, den Netzbetreibern die Erhebung einer Vorschusszahlung in Entsprechung zu §\r\n3 und § 4 KraftNAV für große Bezugskunden zu ermöglichen. Diese trägt dazu bei, dass nur Anschlussanfragen mit hinreichend großer Realisierungswahrscheinlichkeit gestellt werden. Bei\r\nder Realisierung des Projekts werden die ex ante geleisteten Vorschusszahlungen in Abzug gebracht. Aufgrund des EuGH-Urteils zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde sehen wir\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 15\r\nhier eine Befassung der BNetzA als notwendig an. In diesem Verfahren sollte die Höhe der\r\nVorschusszahlung so festgelegt werden, dass diese einen Teil des Aufwands widerspiegelt, der\r\nbei den Netzbetreibern für entsprechende Planungen und Berechnungen entsteht.\r\n4 Vorschlag zum weiteren Verfahren\r\nAus Sicht des BDEW sollten obige Vorschläge unbedingt im Zuge der noch für 2024 geplanten\r\nUmsetzung der jüngsten Novelle der EU-Strombinnenmarktrichtlinie berücksichtigt werden.\r\nInsbesondere würde eine solche Regelung auch der Umsetzung der Vorgaben in Art. 6a der\r\nBinnenmarktrichtlinie Strom dienen, die zur Flexibilisierung von Netzanschluss und Anschlussnutzung beitragen kann.\r\nDas übergeordnete Ziel für schnellere Netzanschlüsse muss angesichts des Anlagenbooms und\r\nFachkräftemangels ein spürbarer Bürokratieabbau für Netzbetreiber sein. Netzbetreiber und\r\nProjektentwickler arbeiten unter Hochdruck an der Beschleunigung, die neben einem Personalzubau in erster Linie über einen Dreiklang aus Vereinfachung, Standardisierung und Digitalisierung der Prozesse erzielt wird.\r\nIm weiteren Verlauf strebt der BDEW die Einbettung des Umgangs mit dem Anschluss von\r\nGroßverbrauchern an die Übertragungs- und Verteilnetze in den laufenden BMWK-Branchendialog zur Beschleunigung und an weiterer geeigneter Stelle an. Dabei sind die unterschiedlichen Voraussetzungen in den Übertragungs- bzw. Verteilnetzen zu berücksichtigen. Der Branchendialog nimmt eine Priorisierung und Strukturierung verschiedener Vorhaben zur Beschleunigung des Netzanschlusses auch für Einspeiser vor. Er bietet angesichts des massiven\r\npolitischen Drucks die geeignete und bereits etablierte Möglichkeit für ein geordnetes Verfahren unter Einbeziehung des Praxiswissens aus den Mitgliedsunternehmen. Der BDEW erarbeitet hierzu seit vielen Monaten abgestimmte Verbandspositionen und steht dabei in engem\r\nAustausch mit BMWK und BNetzA.\r\nUmgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 15\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nVera Klöpfer\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefon +49 30 300199-1120\r\nvera.kloepfer@bdew.de\r\n\r\nGunnar Mokosch\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefon +49 30 300199-1119\r\ngunnar.mokosch@bdew.de\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 8. August 2024\r\nPositionspapier\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn –\r\nHinweise und Fragen von\r\nNetzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nOffene Punkte zum „Power to the Road: Startschuss für\r\ndas Lkw-Schnellladenetz an Bundesautobahnen“\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Management Summary .............................................................................3\r\n2 Hintergrund...............................................................................................4\r\n3 Grundsätzliche Einschätzung des Verfahrens..............................................5\r\n4 Zu klärende Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber ..5\r\n4.1 Hinweise und Fragen zur Planungsgrundlage .......................................5\r\n4.2 Hinweise und Fragen zum Netzanschlussantrag...................................8\r\n4.3 Hinweise und Fragen bzgl. der Errichtung und Inbetriebnahme des\r\nNetzanschlusses.....................................................................................9\r\n4.4 Hinweise und Fragen zur Nutzung des Netzanschlusses / Betrieb der\r\nKundenstation / Betrieb des Umspannwerkes (UW)..........................10\r\n4.5 Fragen zu den Kosten des Netzanschlusses........................................11\r\n4.6 Weitere Fragen....................................................................................12\r\n5 Forderungen des BDEW zur Unterstützung der Errichtung von\r\nNetzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte ...............................................12\r\n6 Anhang....................................................................................................14\r\n6.1 Maßnahmen zum Aufbau von Ladesäulen für Lkw aus den\r\nMasterplänen der Bundesregierung ...................................................14\r\n6.2 Erforderliche Unterlagen für die Beantragung eines Netzanschlusses\r\nin der Mittelspannung am Beispiel Stromnetz Berlin .........................16\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 20\r\n1 Management Summary\r\nDer BDEW unterstützt die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugbereichs. Sie ist für die Dekarbonisierung des Verkehrssektors notwendig und für die Energie- und Ladebranche ist sie ein attraktives neues Geschäftsfeld.\r\nDer BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die Beantragung von Netzanschlüssen für ELkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH im Rahmen des initialen Ladenetzes für E-Lkw. Da\r\ndiese in der Mittel- und Hochspannung erfolgen und der Zugang zu den bundeseigenen Autobahnflächen für privatwirtschaftliche Akteure aktuell nicht gegeben ist, kann diese Maßnahme\r\naus Sicht des BDEW zu Effizienzgewinnen auf der Zeitachse führen.\r\nVon der Maßnahme betroffen sind 354 Autobahn-Standorte und knapp 100 Verteilnetzbetreiber. Die ersten Gespräche zwischen der Autobahn GmbH und den Netzbetreibern und auch\r\nerste Bestellungen finden bereits statt.\r\nZugleich ist die Beantragung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladehubs durch die Autobahn\r\nGmbH ein Novum:\r\n- Für die Autobahn GmbH ist dies eine neue Aufgabe; in der Regel werden Netzanschlüsse von Anlagenbetreibern bestellt.\r\n- E-Lkw-Ladehubs mit Megawattchargern sind in Deutschland noch nicht errichtet worden; die Realisierung erster privatwirtschaftlicher Projekte wird für die zweite Jahreshälfte erwartet.\r\nAufgrund der fehlenden Erfahrungswerte, der Breite der betroffenen Netzbetreiber und des\r\nUmfangs des Projektes empfiehlt der BDEW dringend einen gut organisierten strukturierten\r\nund transparenten Klärungsprozess unter Einbindung der Branche aufzusetzen. Ziel sollten\r\ndie Klärung offener Punkte, die Bündelung der Erfahrungen, das Monitoring des Projektfortschritts und die Identifikation von Hindernissen und Handlungsbedarfen sein. Es wird empfohlen hier eine Projektstruktur mit den beteiligten Institutionen, namentlich dem BMDV, dem\r\nBMWK, der NLL, der Autobahn GmbH, der BNetzA, dem BDEW und den Netzbetreibern aufzusetzen.\r\nZur Unterstützung seiner Mitglieder wird der BDEW den Prozess eng verfolgen und steht\r\ngerne für einen solchen Klärungsprozess bereit. Mit diesem Papier bündelt der BDEW eine\r\nerste Sichtung von Klärungsbedarfen und Hinweisen von Verteilnetz- und Ladesäulenbetreibern.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 20\r\n2 Hintergrund\r\nDie Bundesregierung hat in ihrem Klimaschutzprogramm das Ziel formuliert, dass bis 2030\r\netwa ein Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterverkehr elektrisch oder auf Basis\r\nstrombasierter Kraftstoffe sein soll.\r\nKonkrete Maßnahmen für den dafür erforderlichen Ausbau der Ladeinfrastruktur sollten im\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur festgelegt werden. Sowohl im Masterplan I als auch Masterplan\r\nII sind entsprechende Maßnahmen enthalten. Diese sind im Anhang im Detail aufgeführt.\r\nUnter anderen ist im Masterplan Ladeinfrastruktur II der Bundesregierung die Konzeptionierung und Ausschreibung eines „Initialen Ladenetzes für E-Lkw“ unter Federführung des Bundesministeriums für Digitales und Verkehr (BMDV) und Einbindung der Autobahn GmbH sowie\r\nder Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur (NLL) vorgesehen. Die NLL ist Teil der NOW GmbH,\r\ndie eine vom Verkehrsministerium beauftragte, bundeseigene Gesellschaft ist.\r\nIm September 2022 hat die NLL eine Studie „Einfach laden an Rastanlagen“ zur Auslegung des\r\nNetzanschlusses für E-Lkw-Ladestandorte veröffentlicht. In dieser wurden abgeleitet vom\r\nDurchgangsverkehr drei Ladehub-Prototypen erörtert mit benötigten Anschlussleistungen im\r\nJahr 2035 zwischen 10,5 MVA in eine bzw. 20,9 MVA in zwei Fahrtrichtungen und 32 in eine\r\nbzw. 64 MVA in zwei Fahrtrichtungen. Wesentliche Empfehlungen der Studie sind die Verwendung eines Lademanagements, die frühestmögliche Beantragung von Netzanschlüssen in der\r\nHöchstspannung und die Einbindung der Verteilnetzbetreiber (VNB) in die Planung bspw. über\r\ndie Branchenorganisationen. Im Rahmen der Studie wurden Interviews mit E.ON Edis gemeinsam mit Westnetz, Netze BW, Stromnetz Berlin und AVU Netz geführt.\r\nAm 14. Mai 2024 hat das BMDV in Zusammenarbeit mit der NLL und mit der Unterstützung\r\ndes BDEW die betreffenden Netzbetreiber darüber informiert, dass für den Aufbau des „Initialen Ladenetzes für E-Lkw“ gemäß Masterplan 354 konkrete Standorte an bewirtschafteten\r\nund unbewirtschafteten Autobahnraststätten ausgewählt wurden. Die Liste der Standorte mit\r\nden entsprechenden Leistungen ist noch nicht veröffentlicht, wurde den Teilnehmenden der\r\nInformationsveranstaltung jedoch im Nachgang zugesendet. Nach derzeitigem Kenntnisstand\r\nwerden bereits erste Netzanschlüsse durch die Autobahn GmbH für diese Standorte bestellt.\r\nBetroffen sind nach der Liste 98 Verteilnetzbetreiber. Im Rahmen der Veranstaltung hat sich\r\njedoch gezeigt, dass noch viele Fragen offen sind.\r\nVor diesem Hintergrund hat der BDEW mit den Fachgremien „PG Charge Point Operation\r\n(CPO)“ und „PG Elektromobilität und Netze“ in einer Ad-hoc-Sitzung die Anforderungen an die\r\nNetzanschlussanfragen und deren Realisierung mit Ladesäulen- und Verteilnetzbetreibern diskutiert. Im Folgenden sind die Anmerkungen und Fragen dieser Stakeholder zusammengefasst.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 20\r\n3 Grundsätzliche Einschätzung des Verfahrens\r\nNetzbetreiber und Ladesäulenbetreiber bewerten die frühzeitige Information der Netzbetreiber sowie eine frühzeitige Beantragung von Netzanschlüssen durch die Autobahn GmbH positiv, um aufgrund der notwendigen Realisierungszeiträume insbesondere hinsichtlich der Anschlüsse in der Hochspannung keine Zeit zu verlieren.\r\nAllerdings weisen die Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber auch darauf hin, dass noch ein\r\numfassender Informationsbedarf für die Einschätzung des Verfahrens besteht.\r\nDesgleichen weisen die Ladesäulenbetreiber darauf hin, dass sie bei der Standortauswahl\r\nnicht umfassend einbezogen wurden, obwohl gerade sie beim privatwirtschaftlichen Aufbau\r\nund Betrieb von Schnellladehubs über eine umfassende Markt- und Kundenkenntnis verfügen.\r\n4 Zu klärende Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber\r\nDie Beantragung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH ist in\r\nmehrfacher Hinsicht ein Novum. Relevant sind für dieses Papier v.a. folgende Punkte:\r\n1. In Deutschland wurden bisher nur E-Pkw-Ladehubs realisiert, erste Lkw-Ladehubs werden privatwirtschaftlich geplant und befinden sich im Bau. Somit liegen nur begrenzt\r\nVorerfahrungen vor, wie ein solcher Ladehub für einen optimalen und wirtschaftlichen\r\nBetrieb technisch und infrastrukturell ausgestaltet werden sollte.\r\n2. Netzanschlüsse werden in der Regel von den Anlagenbetreibern mit einem konkreten\r\ntechnischen Konzept und nicht von den Flächeneigentümern bestellt.\r\nVor diesem Hintergrund ergeben sich die u. g. Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber, die im Sinne einer effizienten Ausgestaltung des Netzanschlusses für die\r\nStandorte der Autobahn GmbH in einem strukturierten Prozess geklärt und dokumentiert werden sollten. Dies gilt umso mehr, als dass gemäß der Information des BMDV 98 Verteilernetzbetreiber (VNB) involviert sein werden.\r\n4.1 Hinweise und Fragen zur Planungsgrundlage\r\nInformationen zur verwendeten Planungsgrundlage helfen den Netzbetreibern bei der Einschätzung des Netzanschlusses und bei der Entwicklung optimaler, an den Standort angepasster Netzanschlusslösungen.\r\nKlärungsbedarf der VNB besteht bzgl. der Planung des BMDV zu folgenden Themen:\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 20\r\nStandortermittlung\r\nBei der Prüfung der veranschlagten Standorte des Initialnetzes kam die Frage auf, wie die\r\nWahl auf exakt diese Standorte gefallen ist? So scheint es auch einige Standorte außerhalb des\r\nLadenetzes zu geben, die über besonders hohe Lkw-Aufkommen verfügen. Was sind die\r\nGründe, aus denen diese Standorte nicht berücksichtigt wurden und wie ist die weitere Abstimmung vorgesehen?\r\nAußerdem wurde an einigen Standorten nur eine Fahrtrichtung ausgewählt, obwohl auf beiden Seiten Rastplätze vorhanden sind. Ist bei diesen Standorten vorgesehen, dass sie zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt beantragt werden?\r\nMit Blick auf den parallel erwarteten privatwirtschaftlichen Aufbau von E-Lkw-Ladehubs besteht die Notwendigkeit, dass vor finaler Festlegung der Standorte eine Konsultation von Ladesäulenbetreibern erfolgen sollte, innerhalb derer – kartellrechtlich abgesichert – Planungsstände geteilt werden, um privatwirtschaftliche Aktivitäten dahingehend zu berücksichtigen,\r\ndass in der Nähe dieser Standorte keine zusätzlichen ausgeschrieben werden.\r\nDie CPO müssen bei der Bewertung der Standorte einbezogen werden, da sie die Bedürfnisse\r\ndes Marktes und der Kundinnen und Kunden am besten kennen und somit auch die Sinnhaftigkeit von Standorten nicht nur aus technischer Sicht entsprechend beurteilen können.\r\nLeistungsbedarfe pro Standort\r\nDie Werte fallen niedriger aus als erwartet. Die eingangs erwähnte Studie des BMDV veranschlagt für den kleinsten Prototypen bereits Leistungsbedarfe zwischen 10,5 und 20,9 MVA\r\nund würde in mehreren Fällen einen Netzanschluss in der Hochspannungsebene (HS) sehen.\r\nDie bisherigen Unterlagen der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur (NLL) zum initialen LkwLadenetz sehen aber nur elf Ladeparks > 20 MVA und im Durchschnitt pro Ladepark nur 8\r\nMVA vor.\r\nZielsetzung der Bestellung der Netzanschlüsse durch die Autobahn GmbH sollte sein, dass die\r\nbereitgestellte Netzanschlusskapazität nachhaltig ausreichend ist. Aufgrund der prognostizierten Hochlaufkurve von E-Lkw sollte die Planung der Leistungsbedarfe „vom Ende her“ erfolgen. Sollte ein Anschluss zunächst für die Mittelspannung bestellt werden, anschließend aber\r\ndoch ein Hochspannungsanschluss notwendig sein, führt dies zu doppelten Aufwänden und\r\nZeitverlusten. Daher stellt sich die Frage, wie sichergestellt wird, dass die Mittelspannungsanschlüsse nachhaltig ausreichend sind, damit die bereitgestellte Leistung nicht von der Marktentwicklung überholt wird und damit „Doppelarbeit“ beim Netzanschluss vermieden wird.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 20\r\nDieser Punkt sollte im Zweifelsfall auch beim Netzanschlusskonzept Berücksichtigung finden,\r\nz.B. indem die Kundenstation „Umspannwerk-ready“ gebaut wird.\r\nDie Zielsetzung, die Anschlüsse in der Hochspannung frühzeitig zu bestellen, wird nicht erreicht, wenn die Netzanschlüsse zunächst in der Mittelspannung errichtet werden. Die Möglichkeit zur Synchronisation mit dem prognostizierten massiven E-Lkw-Hochlauf ab 2030\r\nwird damit verpasst.\r\nValidierung der Spannbreiten bei den Leistungsbedarfen\r\nDie Spannbreite der Leistungswerte zwischen den Standorten ist relativ groß. Um die Leistungswerte aus Netzbetreiberperspektive zu validieren, wäre es daher notwendig die Berechnungsgrundlagen transparent zu machen, bspw. inwiefern Leistungsbedarfe von Standorten\r\ndes E-Pkw-Deutschlandnetzes berücksichtigt wurden.\r\nTransparenz bezüglich der berücksichtigten Leistungsbedarfe ist für die Netzbetreiber zentral,\r\ndamit sie diese in das Gesamtbild vor Ort einordnen können. So wird auch im unmittelbaren\r\nUmfeld der Autobahn sowie direkt an der Autobahn ein rascher privatwirtschaftlicher Ausbau\r\nvon E-Lkw-Ladehubs erfolgen, die Verkehrsströme und Ladebedarf von den Autobahnstandorten des initialen E-Lkw-Ladenetzes abziehen. Die Erfahrungen mit dem „Deutschlandnetz“ für\r\nE-Pkw zeigen, dass es hier zu zeitlichen Diskrepanzen kommen kann, mit entsprechenden Konkurrenzen bezüglich der Netzanschlusskapazitäten vor Ort. Hinzu kommen weitere Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen.\r\nFür die Netzausbauplanung der Netzbetreiber wäre es zudem sehr hilfreich, wenn das BMDV\r\nauch wie in Maßnahme 60 des Masterplans Ladeinfrastruktur II vorgesehen den Netzbetreibern zeitnah ihre Prognosen des gesamten Leistungsbedarfs für E-Lkw zur Verfügung stellen\r\nwürde. Diese Daten könnten den Netzbetreibern bei der Validierung der Leistungsbedarfe helfen. Außerdem sind die Netzbetreiber gemäß § 14d EnWG verpflichtet, diese Daten zu verwenden; sie liegen allerdings bis heute nicht vor.\r\nWeitere Hinweise zur Planung\r\n• Für den konkreten Netzanschlussantrag brauchen die VNB insbesondere folgende konkrete Informationen:\r\no Maximale Anschlussleistung (Bezug/Verwendung von Pufferspeichern/Einspeisung,\r\nz.B. durch geplante Eigenerzeugung durch PV-Anlage)\r\no Erforderliche Netzsicherheit (n-0, n-1)\r\no Zu erwartende Netzrückwirkungen\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 20\r\n• Ergänzend dazu sind folgende Informationen hilfreich:\r\no Ladebedarf: Anzahl der dort ladenden E-Lkw / Anzahl der Ladevorgänge / Ladeleistung\r\nder E-Lkw /benötigte Energiemenge / Verteilung über den Tag bzw. max. Ladeleistung\r\n(Gleichzeitigkeit)\r\no Ladekonzept: Anzahl Ladepunkte / Ladeleistung der Ladepunkte bzw. Verteilung NCS\r\n(Night Charging System), HPC, MCS / Ladesteuerung\r\no Verwendete Hochlaufkurve bzw. Verlauf des angenommenen Leistungsbedarfs\r\no Wird der Leistungsbedarf für E-Pkw auf denselben Standorten mitberücksichtigt?\r\no Werden Netzanschlüsse für gegenüberliegende Standorte gebündelt?\r\no Können gebündelte Standorte zu einer besseren Gleichzeitigkeit, und damit zu geringeren Anschlussleistungen, führen, wenn die Fahrbahnseiten zu unterschiedlichen Zeiten\r\nausgelastet sind?\r\n• Die VNB werden bei ihrer Überprüfung der beantragten Leistungswerte weitere beantragte/ geplante Anlagen mitberücksichtigen wie bspw. Ladeparks für E-Pkw, FreiflächenPV-Anlagen. Geprüft werden kann dabei auch die Möglichkeit einer gemeinsamen Nutzung\r\nvon Umspannwerken.\r\n• Es muss sichergestellt werden, dass die Bearbeitung von Netzanschlussanträgen der Autobahn GmbH nicht zu Lasten und zeitlichen Verzögerungen für privatwirtschaftlich beantragte Netzanschlüsse für Pkw- wie auch für Lkw-Ladehubs führt.\r\n4.2 Hinweise und Fragen zum Netzanschlussantrag\r\nIn der Regel wird der Netzanschlussantrag durch den Anschlussnehmer auf Basis eines fertigen technischen Konzepts einer Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage gestellt. Hinsichtlich der\r\nNetzanschlussanträge durch die Autobahn GmbH ergeben sich daher folgende Fragen:\r\n• Was konkret bestellt die Autobahn GmbH bei den NB?\r\n• Werden an der Autobahn gegenüberliegende Standorte bei der Bestellung gebündelt?\r\n• Gibt es eine konkrete technische Spezifikation pro Standort, die bestellt wird (Anzahl Ladepunkte, Ladeleistung, Spitzenlast, Lastmanagement, Speicher)?\r\n• Wird die Kundenstation mit errichtet? Wie sieht dann die Kundenstation aus (techn. Spezifikation)?\r\n• Wo liegt der Netzübergabepunkt? Wird das Umspannwerk von der Autobahn GmbH errichtet / gekauft? Die Eigentumsgrenzen müssen eindeutig mit dem VNB abgestimmt werden.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 20\r\nDie VNB möchten zum Netzanschlussantrag zudem noch folgende Hinweise geben:\r\n• Grundlage für die Netzanschlussanträge sind die Technischen Anschlussregeln (TAR) 4110\r\nund 4120 des VDE FNN sowie die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) Mittelspannung (MS) bzw. Hochspannung (HS) der jeweiligen Netzbetreiber. Beispielhaft sind im Anhang die notwendigen Unterlagen von Stromnetz Berlin für einen Netzanschlussantrag in\r\nder Mittelspannung dargestellt.\r\n• Darüber hinaus empfehlen die VNB eine zusätzliche standortspezifische bilaterale Abstimmung u.a. zu angenommener Auslastung, Lademanagement zur Leistungsreduzierung, erforderliche Dauerlast (insbes. beim Übernachtladen), kurzfristige Lastspitzen, Anlaufströme, Netzrückwirkungen, Eigentumsverhältnisse Kundenübergabestation, Messkonzepte, Kombination mit Erzeugungsanlagen, Einsatz von Speichern etc.\r\n4.3 Hinweise und Fragen bzgl. der Errichtung und Inbetriebnahme des Netzanschlusses\r\nParallel zur Planung, Genehmigung und Errichtung der von der Autobahn GmbH bestellten\r\nNetzanschlüsse werden in Autobahnnähe auch privatwirtschaftlich E-Lkw-Ladehubs errichtet\r\nwerden, für die ebenfalls Netzanschlüsse bestellt werden. Außerdem werden auch weiterhin\r\nfortlaufend Netzanschlüsse für Pkw-Ladehubs bestellt, da der privatwirtschaftliche Hochlauf\r\nauch für Pkw-Ladeinfrastruktur weiterhin mit Hochdruck vorangetrieben wird. Dabei ist zu berücksichtigen, dass VNB auf der Lastseite alle Anschlussnehmer und -nutzer diskriminierungsfrei behandeln müssen, d.h. auch die durch die Autobahn GmbH gestellten Netzanschlussanfragendürfen keinen Vorzug erhalten.\r\nDie bisherige Entwicklung in den Deutschlandnetz-Suchräumen für E-Pkw zeigt, dass die Entwicklung privatwirtschaftlicher Standorte deutlich schneller erfolgt, da es kein vergleichbares\r\nAusschreibungsverfahren inklusive technischer Auflagen gab.1 Der Deutschlandnetzansatz\r\nwird unserem Verständnis nach beim „initialen Ladenetz“ für E-Lkw wiederholt. Daraus resultieren für die VNB und CPO folgende Fragen:\r\n1\r\nIn den 900 regionalen Suchräumen des Deutschlandnetzes ist bisher nur ein Deutschlandnetz-Standort realisiert\r\nworden. Bis Dezember 2023 wurden dagegen in den 900 Suchräumen 585 privatwirtschaftliche UltraschnellladeStandorte errichtet (s. BDEW Elektromobilitätsmonitor Q4/2023, S. 15).\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 20\r\n• Wie sieht entsprechend der Planung des BMDV die zeitliche Korrelation zwischen der Errichtung der Netzanschlüsse und der Ladeparks aus?\r\n• Welche Absicherung des Netzanschlusses ist vorgesehen? Sind immer n-1 sichere Anschlüsse gewünscht oder können es auch n-0 sichere sein?\r\n• Wie wird sichergestellt, dass der privatwirtschaftliche Bau von Ladehubs ohne Förderzuschuss nicht durch E-Lkw-Initialnetz-Standorte benachteiligt werden?\r\n4.4 Hinweise und Fragen zur Nutzung des Netzanschlusses / Betrieb der Kundenstation / Betrieb des Umspannwerkes (UW)\r\nIn der Praxis ist bisher die Kundenstation im Eigentum des Ladesäulenbetreibers. In der Hochspannung können auch kundeneigene Umspannwerke erforderlich sein. Nachdem die Autobahn GmbH den Netzanschluss bestellt und bezahlt, kann sie, je nach Netzanschlusskonzept,\r\nauch Eigentümerin der Kundenstation oder des Umspannwerkes werden, je nach Konzept\r\nkann die Rollenaufteilung und können die Rechte und Pflichten unterschiedlich aussehen.\r\nDazu geben die Ladesäulenbetreiber (CPO) folgende Hinweise:\r\n• Aus Sicht der CPO muss sichergestellt werden, dass ein Lastmanagement nach eigenem\r\nBedarf durch die CPO möglich ist\r\n• Beim Verbleib des Netzanschlusses im Eigentum und Betrieb der Autobahn GmbH, muss\r\nsichergestellt sein, dass die anzuschließenden Ladesäulen über eine eigene Entnahmestelle versorgt werden können. Die Messkonzepte müssen so ausgestaltet sein, dass Laststeuerung und Auslesung von Signalen unabhängig von weiteren Anschlussnutzern erfolgen können, insbesondere, wenn mehrere CPO oder andere Anschlussnutzer auf einem\r\nRastplatz hinter einem Netzanschluss angebunden werden.\r\nAus Sicht der VNB sind bei diesem Thema folgende Fragen offen:\r\n• Werden mehrere CPOs an einem Standort möglich sein?\r\n• Wann soll die Einbindung der CPO erfolgen und gibt es dann noch Einflussmöglichkeiten\r\nauf die installierte Hardware, insbesondere hinsichtlich der Fernwirktechnik?\r\n• Wer verantwortet das generelle Lastmanagement für den Rastplatz bzw. gibt es die Möglichkeit, dass mehrere Anschlussnutzer ihr eigenes Lastmanagement haben können?\r\n• Wenn zwei oder mehr CPO auf einem Rastplatz Ladestationen betreiben, wie soll das technisch geregelt werden?\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 20\r\n• Wer wird Anschlussnehmer sein und damit verantwortlich für den Betrieb der Kundenstation oder des Umspannwerkes? Übernimmt die Autobahn GmbH diese Rolle?\r\n4.5 Fragen zu den Kosten des Netzanschlusses\r\nFür die Errichtung des Netzanschlusses werden Netzanschlusskosten sowie Baukostenzuschüsse erhoben, die einen Teil der Aufwände für den Ausbau oder die Verstärkung der erforderlichen Netzinfrastruktur abdecken. Die Kosten sind durch den Anschlussnehmer zu tragen.\r\nStand heute geht der BDEW davon aus, dass die Autobahn GmbH dies übernimmt.\r\nFür den Betrieb des Netzanschlusses werden Leistungs- und Arbeitsentgelte erhoben. Diese\r\nwerden vom Anschlussnutzer, also je nach Eigentumsverhältnis (Verantwortlichkeit für die\r\nMarktlokation) von der Autobahn GmbH oder den CPO zu entrichten sein.\r\nAus Sicht der VNB sind dabei folgende Hinweise wichtig:\r\n• Im Falle einer volkswirtschaftlich effizienten Planung (d.h. Leistungsbedarf und Zeitschiene passen) werden die Netzentgelte eine vollständige und faire Refinanzierung des\r\nNetzanschlusses und Netzausbaus gewährleisten. Sollte aber der Netzanschluss unterausgelastet sein aufgrund einer Verzögerung bei der Ausschreibung oder einer Fehlkalkulation\r\ndes Leistungsbedarfs, werden die fehlenden Einnahmen durch die übrigen Netzkunden getragen. Gerade bei kleineren Netzbetreibern würde dies aufgrund der geringeren Anzahl\r\nan Anschlussnehmern zu stärkeren Anstiegen in den Netzentgelten führen.\r\nEine Fehlplanung führt zu Zusatzaufwänden bei den übrigen Netznutzern. Daher muss\r\ndie Planung volkswirtschaftlich effizient ausgelegt sein. Die Detailplanung vor Ort muss\r\ndaher auch die Leistungsbedarfe weiterer Stakeholder berücksichtigen können.\r\n• Ein Lastmanagement ist zwingend erforderlich, um singuläre Lastspitzen und damit deutliche Steigerungen in den Leistungsentgelten zu vermeiden. Dies gilt sowohl für die Leistungsentgelte der Anschlussnutzer wie auch für die Leistungsentgelte der VNB gegenüber\r\nihren vorgelagerten Netzbetreibern. Gerade bei kleineren VNB können singuläre Lastspitzen die Jahreshöchstlast und damit die Kosten des Netzbetriebs massiv steigern.\r\nDa VNB aufgrund ihrer höheren Benutzungsstunden (> 2.500 h) höhere Leistungsentgelte\r\nzahlen als die Betreiber der E-Lkw-Ladehubs (< 2.500 h), können Leistungsspitzen zu betriebswirtschaftlichen Problemen führen; zudem werden die Mehrkosten mittelfristig auf\r\nalle Netznutzer gewälzt.\r\nDie Frage der Leistungsentgelte sollte durch die Bundesnetzagentur überprüft werden.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 20\r\n4.6 Weitere Fragen\r\nHinsichtlich des Netzausbaubedarfs für das Laden von E-Lkw und des Ausbaus von Lademöglichkeiten für E-Lkw außerhalb des initialen Ladenetzes ergeben sich außerdem noch zwei weitere Fragen:\r\n• Gemäß Masterplan Ladeinfrastruktur sollten Flächen des Bundes, der Länder und der\r\nKommunen geprüft und über das FlächenTOOL bereitgestellt werden. Wird es neben den\r\nnun vorgesehenen Standorten weitere Flächen geben, die nach dieser Prüfung bereitgestellt werden?\r\n• Gemäß Masterplan sollte es eine Prognose der zu erwartenden Leistungen für Nutzfahrzeuge und Pkw geben, die den Netzbetreibern zur Berücksichtigung beim Netzausbau zur\r\nVerfügung gestellt werden sollte. Dies ist nun auch gesetzlich im Rahmen des EnWG verankert worden. Bislang liegen die erforderlichen Daten den Netzbetreibern jedoch nicht vor.\r\nWann kann damit gerechnet werden, dass den Netzbetreibern die Daten zur Verfügung\r\ngestellt werden?\r\n5 Forderungen des BDEW zur Unterstützung der Errichtung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte\r\nZur Unterstützung der Errichtung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte sollten aus\r\nSicht des BDEW folgende Punkte berücksichtigt und geklärt werden.\r\n1) Zur Gewährleistung eines effizienten Netzanschlusses der geplanten E-Lkw-Ladehubs entlang der Autobahn empfiehlt der BDEW dringend, die offenen Fragen in einem strukturieren Klärungsprozess mit allen Stakeholdern zu adressieren. Der BDEW steht hierfür gerne\r\nbereit.\r\n2) Ermöglichung von flexiblen Netzanschlusskonzepten, die sowohl die Anschlusskonkurrenz\r\nals auch den weiteren Ausbaubedarf berücksichtigen können (BMWK).\r\n3) Unterstützend sollten zudem zeitnah Beschleunigungspotentiale für die Errichtung von\r\nNetzanschlüssen geklärt und realisiert werden (z.B. Zugang zu Flächen z.B. für Umspannwerke vereinfachen, Erleichterung bei Genehmigungsverfahren) (BMWK).\r\n4) Sollten sich im Rahmen des Prozesses Anpassungsbedarfe bei der Regulierung ergeben,\r\nsollten diese adressiert und geprüft werden (z.B. Überprüfung Leistungsentgeltthematik)\r\n(BNetzA).\r\n5) Einführung eines OPEX Wachstumsausgleichs zur Adressierung der steigenden Aufwände\r\nbei den VNB noch in der laufenden 4. Regulierungsperiode (BNetzA).\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 20\r\n6) Zur Errichtung von E-Lkw-Ladeparks sollte grundsätzlich die Flächenbewirtschaftung ausgeschrieben werden. Das spart Zeit und Aufwand. Eine Ausschreibung von Bau und Betrieb der Ladeinfrastruktur mit technischen Detailvorgaben wie beim E-Pkw-Deutschlandnetz ist teurer, unflexibel und kostet viel Zeit.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 20\r\n6 Anhang\r\n6.1 Maßnahmen zum Aufbau von Ladesäulen für Lkw aus den Masterplänen der\r\nBundesregierung\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur der Bundesregierung (2019):\r\nE. Maßnahmen für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw\r\nMit dem Klimaschutzprogramm 2030 hat die Bundesregierung als Ziel festgelegt, dass bis\r\n2030 etwa ein Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterverkehr elektrisch oder auf\r\nBasis strombasierter Kraftstoffe sein wird. Um die hierfür notwendige Tank- und Ladeinfrastruktur bedarfsgerecht bereitzustellen, wurde die Erstellung entsprechender Konzepte für die\r\nLademöglichkeiten für Batterie-Lkw, Oberleitungen für Lkw sowie für Wasserstoff-Tankstellen\r\nbeschlossen. Die Bundesregierung wird bis zum Sommer 2020 das Konzept für die Lademöglichkeiten für Batterie-Lkw auf Basis eines ersten Hochlaufszenarios für E-Lkw erstellen. Auf\r\ndieser Grundlage wird dann ein Förderprogramm für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für\r\nLKW ausgearbeitet. Dieses soll Ende 2020 veröffentlicht werden. Insbesondere werden auch\r\nfolgende Themen im Bereich der Maßnahmen für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw\r\nberücksichtigt:\r\n• Internationale Zusammenarbeit und Standardisierung von ultraschneller Nutzfahrzeugladeinfrastruktur, zum Beispiel Schaffung einer grenzüberschreitenden Nutzfahrzeugladeinfrastruktur (>150kW) einschließlich Vorgaben zum EU-Roaming.\r\n• Flankierend wird schnellstmöglich mit der Planung von Fernverkehrs-Teststrecken für\r\ndie praktische Erprobung des Hochleistungsladens von Lkw begonnen.\r\n• Schaffung von zweckgebundenen Ladesäulen für leichte Nutzfahrzeuge im innerstädtischen Bereich und auf Betriebsgeländen, d.h. für Handwerkerfahrzeuge und Fahrzeuge\r\nder Kurier-, Express- und Paketdienstleister sollten Ladesäulen und mit entsprechenden Parkplätzen für die im Vergleich zum Pkw größeren leichten Nutzfahrzeuge geschaffen werden.\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur II der Bundesregierung (2022) zum „Initialen Ladenetz für ELkw“\r\nMaßnahme 60. - Bedarfsanalyse und Ausbauplanung der Ladeinfrastruktur für Lkw\r\n„Das BMDV und die NLL werden bis Ende 2022 den langfristigen und standortspezifischen\r\nBedarf (bis mindestens 2035) für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw und den resultierenden Strombedarf unter Berücksichtigung von Ladespitzen ermitteln. Diese Informationen\r\nwerden Investoren und insbesondere Netzbetreibern für die Planung des Stromnetzes zur\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 20\r\nVerfügung gestellt. Der Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw sollte mit dem Ausbau der PkwLadeinfrastruktur intelligent abgestimmt, bedarfsgerecht vollzogen und möglichst schnell privatwirtschaftlich und in freiem Wettbewerb betrieben werden.“\r\nMaßnahme 61. - Konzept für den Aufbau eines initialen Ladenetzes für Lkw\r\n„Das BMDV wird mit der Autobahn GmbH des Bundes und der NLL auch unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Verhandlungen zur AFIR bis Q1/2023 ein Konzept für den Aufbau eines initialen, skalierbaren Ladeinfrastrukturnetzes für Lkw entlang des Fernverkehrsnetzes erstellen. Dabei wird geprüft, Netzanschlüsse bereits unmittelbar im Anschluss an die Konzepterstellung und somit noch vor den Ausschreibungen zu beantragen, um eine rasche Verfügbarkeit des Netzanschlusses sicherzustellen.“\r\nMaßnahme 62 - Ausschreibung eines initialen Ladenetzes für Lkw\r\n„Auf Basis des Konzeptes (s. o.) wird das BMDV gemeinsam mit der Autobahn GmbH möglichst in Q3/2023 eine erste Ausschreibung zur Errichtung des initialen Ladenetzes veröffentlichen, von dem ausgehend das weitere Netz aufgebaut wird.“\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 20\r\n6.2 Erforderliche Unterlagen für die Beantragung eines Netzanschlusses in der\r\nMittelspannung am Beispiel Stromnetz Berlin\r\nAbb. 1: Darstellung Anforderungen für einen Anschluss in der Mittel- und Hochspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 20\r\nAbb. 2: Aufführung der notwendigen Unterlagen für die Herstellung eines Anschlusses in der\r\nMittelspannung, Quelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 20\r\nAbb. 3: Aufführung der technischen Anforderungen für den Anschluss in der Mittelspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 20\r\nAbb. 4: Aufführung der notwendigen Unterlagen für die Herstellung eines Anschlusses in der\r\nHochspannung, Quelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 20\r\nAbb. 5: Aufführung der technischen Anforderungen für den Anschluss in der Hochspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Strobel\r\nAbteilungsleiter ER-R Regulierung,\r\nMarktkommunikation und Mobilität\r\nT +49 30 300199-1650\r\njan.strobel@bdew.de\r\nChristiane Kutz\r\nFachgebietsleiterin Mobilität\r\nT +49 30 300199-1755\r\nchristiane.kutz@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 14. August 2024\r\nStellungnahme\r\nzum Referentenentwurf für\r\nein Gesetz zur Anpassung\r\ndes Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie\r\n2003/87/EG\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 22\r\nInhalt\r\n1 Einführung.................................................................................................2\r\n2 Zusammenfassung .....................................................................................3\r\n2.1 Kernthemen aus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft: .................3\r\n2.2 Zusammenfassung der Kernforderungen aus Sicht der\r\nAbwasserwirtschaft...............................................................................6\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Detail .................................................7\r\n3.1 Artikel 1 - Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG):\r\nEmissionshandel für Anlagen (ETS 1) ....................................................7\r\n3.2 Artikel 1 - Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG): Europäischer\r\nBrennstoffemissionshandel (ETS 2).....................................................11\r\n3.3 Artikel 2 - Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG)\r\n.............................................................................................................15\r\n3.4 Artikel 3 (NEU): Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes\r\n(CO2KostAufG) .....................................................................................22\r\n1 Einführung\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 29. Juli 2024 den Referentenentwurf für ein \"Gesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes\r\nan die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024)\" vorgelegt. Mit dem Gesetzentwurf werden insbesondere die Vorgaben der beiden Richtlinien\r\n(EU) 2023/958 (Luftfahrt) und (EU) 2023/959 (Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten)\r\nzur Änderung der Emissionshandels-Richtlinie 2003/87/EG in nationales Recht umgesetzt.\r\nDabei wird mit der Änderung des TEHG durch Artikel 1 des Gesetzentwurfs das Ziel verfolgt,\r\ndie beiden Änderungsrichtlinien vollumfänglich umzusetzen, während über Änderungen des\r\nBrennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) in Artikel 2 die rechtlichen Voraussetzungen für\r\neine Überführung des nationalen Brennstoffemissionshandels (nEHS) in den neuen europäischen Brennstoffemissionshandel geschaffen werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 22\r\nWesentliche Elemente von Artikel 1 des Gesetzentwurfs sind europarechtlich gebotene Anpassungen des europäischen Emissionshandels im Bereich stationärer Anlagen und des Luftverkehrs (ETS 1), die Einbeziehung des Seeverkehrs in den ETS 1 und die Einführung des europäischen Brennstoffemissionshandels (ETS 2).\r\nZugleich verfolgt der Gesetzentwurf das Ziel einer Kontinuität der CO2-Bepreisung, damit\r\nsämtliche Brennstoffe, die der CO2-Bepreisung nach dem BEHG unterliegen, auch innerhalb\r\ndes künftigen europäischen Emissionshandels einer CO2-Bepreisung unterliegen. Die Fortführung der bestehenden CO2-Bepreisung kann nach der EU-Emissionshandelsrichtlinie auch für\r\nsolche Brennstoffe, die nicht bereits einem der nach der Richtlinie zwingend einbezogenen\r\nSektoren zuzurechnen sind, durch das hierfür vorgesehene Instrument der unilateralen Ausweitung („Opt-in“) in den ETS 1 oder ETS 2 umgesetzt werden. Dies betrifft in Deutschland im\r\nWesentlichen den Einsatz fossiler Brennstoffe in der Land- und Forstwirtschaft, im Schienenverkehr und Binnenschifffahrt sowie bei der Abfallverbrennung.\r\nAls Spitzenverband vertritt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW\r\ne.V. die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen, die vom europäischen Emissionshandel\r\nbetroffene Energieanlagen betreiben sowie vom Brennstoffemissionshandel erfasste Brennstoffe in Verkehr bringen. Darüber hinaus umfasst die Mitgliedschaft des BDEW eine Vielzahl\r\nweiterer Unternehmen, die Biogas und Biomethan in Verkehr bringen sowie Siedlungsabfall-,\r\nAltholz- und Klärschlammverbrennungsanlagen betreiben oder die in solchen Anlagen erzeugte Strom- und Wärmemengen an Endkunden liefern.\r\nDer BDEW nimmt zum Referentenentwurf (Stand 29. Juli 2024) im Folgenden Stellung.\r\n2 Zusammenfassung\r\n2.1 Kernthemen aus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nDer BDEW unterstützt die Bundesregierung nachdrücklich beim Erreichen der nationalen und\r\neuropäischen Klimaschutzziele. Der nun mit erheblicher Verspätung und Verstreichen der europäischen Umsetzungsfristen vorgelegte Referentenentwurf stellt einen wichtigen Meilenstein für die nächste Phase der Energiewende und die Dekarbonisierung der Energieversorgung dar. Um den Marktakteuren frühzeitig Planungssicherheit zu geben, müssen die Änderungen von Gesetzen und nachgelagerten Verordnungen nun so schnell wie möglich erfolgen.\r\nBei der Umsetzung der neuen Anforderungen müssen angemessene Fristen für Behörden,\r\nPrüfstellen, Anlagenbetreiber und Inverkehrbringer vorgesehen werden.\r\nAus Sicht des BDEW muss der Referentenentwurf neben einer 1:1-Umsetzung der europäischen Vorgaben zwei zentrale Herausforderungen meistern:\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 22\r\nZum einen muss er einen nahtlosen und reibungsfreien Übergang des nationalen in das europäische Brennstoffemissionshandelssystem ermöglichen. Hierfür ist es von entscheidender\r\nBedeutung, dass das aktuelle Festpreissystem des BEHG bis Ende 2026 (bei einem regulären\r\nStart des ETS 2 in 2027) beziehungsweise bis Ende 2027 (bei einer in der EU-Richtlinie vorgesehenen Verschiebung des Starts des ETS 2 auf 2028) beibehalten wird. Nach erfolgreichem\r\nOpt-in der vom BEHG erfassten wesentlichen Brennstoffemissionen in das europäische System\r\nsollte das nationale System vollständig auslaufen, auch wenn noch geringfügige Emissionen\r\nnicht in das europäische System überführt werden.\r\nZum anderen ist bei allen Regelungen im Sinne des Bürokratieabbaus, zusätzlicher Überwachungs-, Berichts- und Verifizierungsaufwand so weit wie möglich zu vermeiden. Bestehende\r\nErleichterungen und Ausnahmen des BEHG sollten in das neue System übernommen werden.\r\nDarüber hinaus sollten die Erleichterungen für emissionsarme und emissionsfreie Anlagen so\r\nweit wie möglich angewendet werden dürfen. Insbesondere die Pflichtenfreistellung für bestehende ETS-1-Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz muss auch für neue Marktteilnehmer und für BEHG-Anlagen ermöglicht werden.\r\nÜbersicht über die Kernforderungen\r\nZu Artikel 1 – Emissionshandel für Anlagen (ETS 1)\r\n› § 26 (95-Prozent-Regelung): Die Pflichtenfreistellung für bestehende Anlagen im ETS 1\r\nmit überwiegendem Biomasseeinsatz sollte auch für neu in den Anwendungsbereich\r\ndes ETS 1 tretende und neu in Betrieb genommene Biomasse- und Klärschlammverbrennungsanlagen ermöglicht werden.\r\n› § 52: (Übergangsregelungen für Abfallverbrennungsanlagen): Die Abgabepflicht sowie\r\nder Anspruch auf Zuteilung kostenloser Berechtigungen sollten für Abfallverbrennungsanlagen frühestens ab 2028 gelten (in Anhängigkeit von den Ergebnissen des bis 31. Juli\r\n2026 durchzuführenden Prüfauftrages der EU-Kommission).\r\n› § 52 (Berichtspflichten): Um den Berichtsaufwand zu verringern, sollte die Bundesregierung bei einem Opt-in der Abfallverbrennungsanlagen in das ETS 1 beantragen, dass die\r\nÜberwachungsvorschriften der EBeV 2030 für die betroffenen Anlagen übernommen\r\nwerden können (einschließlich des Nullemissionsfaktors für kommunalen Klärschlamm).\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 22\r\nZu Artikel 1 – Europäischer Brennstoffemissionshandel (ETS 2)\r\n› § 5 Abs. 2 (Verifizierungspflicht für Emissionsbericht): Es sollten Erleichterungen für Inverkehrbringer und Prüfstellen in ähnlicher Weise wie im BEHG vorgesehen werden.\r\n› § 41 (Emissionsgenehmigung): Der Antrag auf Genehmigung sollte keine Angaben zu\r\nden Standorten des Inverkehrbringens enthalten. Zudem ist eine Konkretisierung der\r\ngeforderten Angaben zur „vorgesehenen Endverwendung“ erforderlich.\r\nZu Artikel 2 – Änderung des BEHG\r\n› Anwendungsbereich: In Analogie zur § 19 Abs. 5 und § 26 RefE TEHG sollte eine Bereichsausnahme für Altholzkraftwerke (Nummer 8.1.1.5) und eine Pflichtenfreistellung\r\nfür Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz in das BEHG aufgenommen werden.\r\n› § 10 Abs. 2: Das Festpreissystem sollte bis Ende 2026 (bei einem regulären Start des ETS\r\n2 in 2027) beziehungsweise bis Ende 2027 (bei einer in der EU-Richtlinie vorgesehenen\r\nVerschiebung des Starts des ETS 2 auf 2028) beibehalten werden.\r\n› § 10 Abs. 3 (Verordnungsermächtigung): Für das Jahr 2027 sollte ein einheitlicher Festpreis in der Größenordnung von 75 Euro pro Tonne CO2 für die in § 10 Abs. 3 Satz 2\r\nNr. 4 genannten Fälle festgelegt werden.\r\n› § 23a (Übergangsregelungen): Nach erfolgreichem Opt-in von Abfällen in das ETS 1 und\r\nvon Brennstoffen in das ETS 2 sollte das BEHG vollständig auslaufen.\r\nZu Artikel 3 (NEU) – Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes (CO2KostAufG)\r\n› Der BDEW schlägt vor, als Artikel 3 eine Änderung des CO2KostAufG in das Artikelgesetz\r\naufzunehmen (siehe beiliegendes Positionspapier des BDEW zur Änderung des\r\nCO2KostAufG im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten.)\r\n› Im Sinne der Entbürokratisierung und aufgrund der neuen Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG), schlägt der BDEW vor, die leitungsgebundene Wärmeversorgung\r\naus dem Anwendungsbereich des CO2KostAufG herauszunehmen.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 22\r\n2.2 Kernforderungen aus Sicht der Abwasserwirtschaft\r\nGrundsätzlich ist das ETS-System nicht geeignet für die kommunale Klärschlammverbrennung.\r\nDas ETS-System geht im Grundsatz davon aus, dass klimaschädliche Emissionen mit der im ETS\r\nvorhandenen Wirkungssystematik ersetzt werden können. Diese Systematik läuft bei der Klärschlammverbrennung „ins Leere“, weil der Klärschlamm in seiner Beschaffenheit nicht veränderbar ist. Die von den verantwortlichen Kommunen beauftragten Betreiber haben auch keine\r\nWahl, diese gesetzlich geregelte Kernaufgabe der Daseinsvorsorge des Sammelns, Aufbereitens von Abwasser sowie den Umgang mit Klärschlamm alternativ zu organisieren. Damit kann\r\ndas ETS-System auch keine Anreizfunktion ausüben. Ganz im Gegenteil käme diese nicht sachgemäße Zuordnung, mit in der Zukunft stetig steigenden Kosten, einer Art „Strafzahlung“\r\ngleich.\r\nVor diesem Hintergrund ist kommunaler Klärschlamm im Einklang mit dem europäischen und\r\nnationalen Abfallrecht schon seit vielen Jahren nicht mehr als Siedlungsabfall eingestuft. Im\r\nRahmen der EBeV 2030 (Anlage 2 Teil 5) wird der biogene Anteil von kommunalen Klärschlamm mit 100 Prozent angesetzt.\r\nViele dieser Anlagen werden derzeit zudem aufgrund der politisch gewollten Neuordnung der\r\nkommunalen Klärschlammverwertung und der damit verbundenen Pflicht zur Phosphorrückgewinnung projektiert bzw. errichtet. Hier wurde über die Novellierung der Abfallklärschlammverordnung faktisch eine artfremde Aufgabe der Rohstoffsicherung von Phosphor auf\r\nden Abwassersektor übertragen. Bereits hierdurch verteuern sich die Kosten, welche über die\r\nAbwassergebühren den Bürgern, Institutionen und Unternehmen der jeweiligen Region übergewälzt werden, deutlich. Darüber hinaus ist noch völlig unklar, ob und wann diese Anlagen\r\nund die intendierte Phosphorrückgewinnung wirtschaftlich umsetzbar sind (vergleiche hierzu\r\nBeschluss der UMK vom 1.12.2023). Zusätzliche Kostenbelastungen führen zu weiteren Investitionsunsicherheiten und konterkarieren das politisch gewollte Ziel einer Kreislaufwirtschaft.\r\nErschwerend kommt hinzu, dass Bundesregierung und Bundesländer bei der industriell gewünschten Ansiedlung von Schlüsseltechnologien in großem Maße die Entsorgung von industriellen Klärschlämmen durch kommunale Abwasserentsorger wünschen. Dies trifft bspw. zu\r\nfür Batterie- und Chipfabriken, Wasserstoff-Elektrolyseanlagen und weiteren industriellen\r\nNeuansiedlungen. Die in diesem Zusammenhang stehenden Kosten und jetzt vorgesehenen\r\nNachweispflichten können diese Industriestrategie konterkarieren.\r\nFazit:\r\nVor dem Hintergrund des geringen Emissions- und Einnahmevolumens und dem mit dem\r\nETS nicht zu verbindendem Ziel der Emissionsminderung sollten Klärschlammverbrennungsanlagen sowohl vom ETS, als auch vom BEHG ausgenommen werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 22\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Detail\r\n3.1 Artikel 1 - Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG): Emissionshandel für Anlagen\r\n(ETS 1)\r\n› Zu § 19 Abs. 5 Nr. 2 RefE TEHG (Ausnahmen vom Anwendungsbereich)\r\nAbsatz 5 Nummer 2 enthält eine Ausnahme vom Anwendungsbereich für Anlagen, die ausschließlich nachhaltige Biomasse nutzen.\r\nEs ist aus Sicht des BDEW klarzustellen, dass die Nachhaltigkeits- und Treibhausgaseinsparungskriterien der Erneuerbare-Energie-Richtlinie für die erneuerbaren Brennstoffe Klärgas\r\nund Deponiegas nicht anzuwenden sind. Auch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung\r\nbegründet keine Nachweispflichten für den Einsatz dieser Gase in EEG-Anlagen.\r\n› Zu § 22 RefE TEHG (Ergänzende Anforderungen an den Überwachungsplan)\r\nDer Referentenentwurf enthält zu § 22 einen doppelten Regelungsvorschlag (redaktioneller\r\nFehler). Der Entwurf ist entsprechend zu bereinigen. Die in den Textstellen voneinander abweichenden Verweise sind zu überprüfen.\r\n› Zu § 26 RefE TEHG (Pflichtenfreistellung für Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz)\r\nAnhang 1 Nummer 1 der geänderten EU-Emissionshandelsrichtlinie sieht vor, dass ab 1. Januar 2026 Anlagen vom EU-Emissionshandel ausgeschlossen sind, die mehr als 95 Prozent Biomasse einsetzen, sofern für diese Biomasse der Emissionsfaktor Null angewendet werden\r\nkann, weil sie die Nachhaltigkeitskriterien und die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen der\r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie einhalten. § 26 setzt diese Ausnahmeregelung für den ETS 1\r\num.\r\nFür die Anwendung der Regelung bedarf die Begrifflichkeit „Gesamtemissionsmenge“ der Klarstellung (zum Beispiel im Rahmen der Begriffsbestimmungen). Sie bezieht sich auf die Summe\r\nder nach § 7 Abs. 1 abgabepflichtigen Emissionen und der nicht abgabepflichtigen Emissionen\r\naus nachhaltiger Biomasse, die mit dem Emissionsfaktor Null bewertet werden dürfen.\r\nDie Pflichtenfreistellung nach Absatz 1 sollte aus Sicht des BDEW für Anlagen, die nach 2019 in\r\nBetrieb gesetzt wurden, mit der Maßgabe angewendet werden, dass die Bewertung der Gesamtemissionsmenge auf den (verkürzten) Zeitraum vom ersten Berichtsjahr nach Inbetriebnahme bis zum Jahr 2023 abstellt.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 22\r\nDarüber hinaus sollte auch für neue Anlagen mit Inbetriebnahme nach 2023 die Möglichkeit\r\nder Pflichtenfreistellung grundsätzlich bestehen. Aus Gründen der Gleichbehandlung ist diese\r\nMöglichkeit insbesondere für den Zuteilungszeitraum 2031 bis 2035 und nachfolgende Zuteilungsräume vorzusehen. Bei entsprechender Nachweisführung sollte für Neuanlagen eine\r\nPflichtenfreistellung auch für den Zuteilungszeitraum 2026 – 2030 ermöglicht werden.\r\nAls mögliche Nutznießer der Ausweitung der Pflichtenfreistellung auf Neuanlagen wären neben neuen Biomasse-(Heiz)Kraftwerken insbesondere die Vielzahl von in Bau, Planung und Genehmigungsverfahren befindlichen Klärschlammverbrennungsanlagen zu nennen. Viele dieser\r\nAnlagen werden derzeit aufgrund der politisch gewollten Neuordnung der kommunalen Klärschlammverwertung und der damit verbundenen Pflicht zur Phosphorrückgewinnung errichtet. Darüber hinaus müssen die Anlagen auch zunehmend industrielle Klärschlämme beispielsweise aus der Abwasserreinigung von Batterie- und Chipfabriken, Wasser-Elektrolyseanlagen\r\nund weiteren industriellen Neuansiedlungen aufnehmen. Das 95-Prozent-Kriterium bietet den\r\nBetreibern der vorgelagerten Kläranlagen die Möglichkeit, in einem gewissen Umfang industrielle Abwässer aufzunehmen und zu behandeln und so einen wichtigen Beitrag zur Erhöhung\r\nder Wettbewerbsfähigkeit von für die Energiewende unverzichtbaren neuen Industrieanlagen\r\nzu leisten. Die Pflichtenfreistellung würde zu einer erheblichen Reduzierung des Verwaltungsaufwandes für die betroffen Anlagen führen, auch vor dem Hintergrund der sehr vielen höheren Überwachungs- und Berichtsanforderungen im ETS 1 gegenüber dem BEHG.\r\nUnabhängig von der Pflichtenfreistellung muss für Biomasseanlagen sowie die thermische\r\nVerwertung von Abfällen, Altholz und Klärschlamm die Möglichkeit zur Generierung von negativen Emissionen - bezogen auf den biogenen Anteil - im Rahmen der Langfriststrategie Negativemissionen geschaffen werden, um diese nachhaltig verfügbare Biomasse optimal zu nutzen.\r\n› Zu § 52 Abs. 1 RefE TEHG (Übergangsregelungen für Abfallverbrennungsanlagen)\r\n§ 52 enthält die Übergangsregelungen zur Einbeziehung von Abfallverbrennungsanlagen in\r\nden EU-Emissionshandel. Für Abfallverbrennungsanlagen geschieht dies über Artikel 24 der\r\nEU-Emissionshandelsrichtlinie durch eine Einbeziehung in das ETS 1.\r\nDie Anwendung der Pflichten nach § 4 Abs. 1 und § 7 Abs. 1 sowie der Anspruch auf Zuteilung\r\nkostenloser Berechtigungen nach § 23 sollten aus Sicht des BDEW für Betreiber von Abfallverbrennungsanlagen frühestens ab 2028 erfolgen. Nur so können die Ergebnisse des bis 31. Juli\r\n2026 durchzuführenden Prüfauftrages der EU-Kommission in die Entscheidung miteinfließen.\r\nIdealerweise erfolgt dann eine EU-weite Einbeziehung der Siedlungsabfallverbrennungsanlagen in das ETS 1.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 22\r\nFür den Fall, dass es nicht zu einer Einbeziehung der Abfallverbrennungsanlagen in das ETS 1\r\nkommt, sehen die Übergangsregelungen in § 23a BEHG einen Verbleib der Abfallverbrennungsanlagen in der CO2-Bepreisung nach § 8 BEHG vor. Der temporäre Verbleib im BEHG\r\nwäre mit erheblichen Erleichterungen bei der Emissionsüberwachung und -berichterstattung\r\ngegenüber den Vorgaben der EU-Monitoring-Verordnung verbunden.\r\nUm ausufernden Überwachungs- und Berichtsaufwand zu vermeiden, sollte die Bundesregierung in Einklang mit Art. 24 (3) der ETS-Richtlinie bei einem unilateralen Opt-in der Abfallverbrennungsanlagen in das ETS 1 beantragen, dass die Überwachungsvorschriften der EBeV\r\n2030 für die betroffenen Anlagen übernommen werden können:\r\n Es sollten CO2-Standardfaktoren für jede Abfallsorte (nach AVV) festgelegt bzw. fortgeschrieben werden. So erhält der Anlieferer einen transparenten CO2-Preis und fossile\r\nEmissionen werden dem Lieferanten zugeordnet. Die Standardwerte sollten transparent\r\nund unter Berücksichtigung des Fachwissens der Anlagenbetreiber ermittelt werden.\r\nDadurch kann über eine konsequente Weitergabe des CO2-Preises vom Entsorger über\r\nden Anlieferer an den Verursacher des Abfalls eine Lenkungswirkung entstehen.\r\n Für kommunalen Klärschlamm sollte ein Emissionsfaktor von Null angesetzt werden.\r\n Zusätzlich zu den Standardfaktoren sollten die Betreiber als freiwillige Alternative zur\r\nCO2-Bestimmung die kontinuierliche Messung im Abgas-Volumenstrom wählen dürfen,\r\nwie dies heute nach BEHG möglich ist.\r\n Die Standardfaktoren sollten nicht nur den fossilen, sondern auch den biogenen Teil der\r\nCO2-Emissionen angeben.\r\n› Zu § 52 Abs. 2 RefE TEHG (Besondere Regelungen für Abfallverbrennungsanlagen)\r\nSatz 2 enthält eine gesetzliche Konkretisierung für die Abgrenzung von Anlagen zur Verbrennung von gefährlichen Abfällen von Anlagen zur Verbrennung von Siedlungsabfällen. Diese Abgrenzung ist insbesondere für die zeitlich begrenzte Freistellung von Anlagen zur Verbrennung\r\nvon gefährlichen Abfällen von der Berichtspflicht nach den §§ 5 und 6, die nach den EU-Vorgaben nur für Siedlungsabfallverbrennungsanlagen ab dem Jahr 2024 anzuwenden ist, relevant.\r\n Altholzverbrennung\r\nAnlagen zur Verbrennung von (gefährlichem) Altholz der Klassen III-IV sind üblicherweise nach\r\nder Nummer 8.1.1.1 der 4. BImSchV genehmigungsbedürftig. Viele Anlagen verfügen darüber\r\nhinaus über die Genehmigung zum Einsatz von nicht gefährlichen Althölzern (Klassen I-II) und\r\nweiteren Biobrennstoffen. Die hier zum Einsatz kommenden Holzqualitäten sind in der Regel\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 22\r\nnur im begrenzten Umfang der Abfallkategorie nicht gefährlicher Siedlungsabfälle zuzuordnen.\r\nDer tatsächliche Einsatz der verschiedenen Abfallholzfraktionen richtet sich hierbei nach den\r\njeweiligen Marktverhältnissen. Solche Anlagen sollten im Sinne des TEHG auch bei Unterschreiten des in Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 genannten Anteils von 66 Prozent gefährlicher Abfälle als Anlagen zur Verbrennung von gefährlichen Abfällen eingestuft werden.\r\n Klärschlammverbrennung\r\nEine analoge Abgrenzungsregelung wird auch für Anlagen zur Verbrennung von kommunalen\r\nKlärschlamm (Mono-Klärschlammverbrennungsanlagen) benötigt. Kommunaler Klärschlamm\r\nist im Einklang mit dem europäischen und nationalen Abfallrecht schon seit vielen Jahren nicht\r\nmehr als Siedlungsabfall eingestuft. Im Rahmen der EBeV 2030 (Anlage 2 Teil 5) wird der biogene Anteil von kommunalen Klärschlamm mit 100 Prozent angesetzt.\r\nVor diesem Hintergrund ist davon auszugehen, das große Klärschlammverbrennungsanlagen\r\n(> 20 MW) von der Pflichtenfreistellung nach § 26 i. V. m. § 53 Gebrauch machen können.\r\nDiese Anlagen berichten ihre (geringfügigen) Emissionen bereits seit 2024 im Rahmen von § 7\r\ndes BEHG. Für diese Anlagen sollte deshalb keine doppelte zusätzliche Berichtspflicht nach\r\nden §§ 5 und 6 in den Jahren 2024 bis 2026 gefordert werden.\r\n› Zu § 53 RefE TEHG (Übergangsregelung für die Pflichtenfreistellung nach § 26)\r\nIn § 53 wird eine Übergangsregelung für Anlagen geschaffen, die nach § 2 Abs. 5 Nummer 2\r\ndes geltenden TEHG 2021 nicht vom Anwendungsbereich dieses Gesetzes erfasst waren.\r\nZu beachten ist, dass gemäß Anhang Teil A Abschnitt 1 Nummer 1 RefE TEHG „Einheiten, die\r\nausschließlich Biomasse nutzen“, bei der Bestimmung der Gesamtfeuerungswärmeleistung\r\nder Anlage künftig einzubeziehen sind. Durch diese geänderte Aggregationsregel können bis\r\ndato nicht ETS-1-pflichtige Feuerungsanlagen ab 1. Januar 2024 erstmalig ETS-pflichtig werden, wenn sie die maßgebliche Gesamtfeuerungswärmeleistung von 20 MW überschreiten.\r\nAus Gründen der Gleichbehandlung sollte für solche emissionsarmen Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz die Anwendung der Pflichtenfreistellung nach § 26 gleichermaßen\r\nermöglicht werden.\r\nFür Anlagen zur Verbrennung von Altholz oder kommunalen Klärschlamm, die derzeit nicht\r\nvom ETS 1, sondern vom nEHS gemäß § 2 Abs. 2a BEHG erfasst sind, sollte hierbei die Nachweisführung der Einhaltung des 95-Prozent-Kriteriums für die Jahre 2019 bis 2023 unter Zuhilfenahme der Standardwerte der EBeV 2030 zugelassen werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 22\r\n3.2 Artikel 1 - Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG): Europäischer Brennstoffemissionshandel (ETS 2)\r\n› Zu § 5 Abs. 2 RefE TEHG (Verifizierung der Emissionsberichte)\r\n§ 5 Abs. 2 legt eine Pflicht zur Verifizierung für Emissionsberichte der Verantwortlichen fest. In\r\nAnalogie zu § 7 Abs. 4 BEHG enthält § 44 Abs. 1 Nr. 4 eine Ermächtigung für die Bundesregierung, Einzelheiten zur Berichterstattung und zur Verifizierung der Angaben in Emissionsberichten, einschließlich der Zulassung vereinfachter Maßnahmen zur Emissionsberichterstattung\r\nund der Verifizierung zu regeln. Die Bundesregierung sollte von dieser Ermächtigung zügig Gebrauch machen, um die Inverkehrbringer und Prüfstellen in ähnlicher Weise wie im BEHG bereits vorgesehen mit Wirkung ab dem 1. Januar 2025 zu entlasten.\r\nSollte nach der Verifizierungspflicht der Emissions- und Zuteilungsdatenberichte im EU-ETS 1\r\nbis 31. März zusätzlich auch die Verifizierungspflicht der EU-ETS 2 Berichte bis 30. April gelten,\r\nwäre dies weder für die Anlagenbetreiber/Inverkehrbringer noch für die Prüfstellen leistbar.\r\n› Zu § 10 Abs. 4 RefE TEHG (Versteigerung von Emissionszertifikaten)\r\nNach Absatz 4 bedürfen die in § 3 Abs. 1 Nummer 8 des Wertpapierhandelsgesetzes genannten Unternehmen zur Gebotseinstellung auf eigene Rechnung oder im Namen der Kunden ihres Hauptgeschäftes einer Erlaubnis der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht\r\n(BaFin). Diese Regelung wurde aus dem TEHG 2021 im Wortlaut übernommen und ist künftig\r\nauch für Versteigerungen von Emissionszertifikaten im Rahmen des ETS 2 anzuwenden. Hierfür bedarf es noch entsprechender Formblätter und Prozesse, die einen diskriminierungsfreien\r\nZugang zu den Versteigerungen für alle Marktteilnehmer ermöglichen. Außerdem sollten Erleichterungen für den Marktzugang für Teilnehmer, die nur Emissionszertifikate zur Erfüllung\r\nihrer Abgabepflichten erwerben möchten, vorgesehen werden.\r\n› Zu § 41 RefE TEHG (Emissionsgenehmigung für Verantwortliche)\r\n§ 41 setzt die Vorgaben nach Artikel 30b der EU-Emissionshandelsrichtlinie hinsichtlich einer\r\nEmissionsgenehmigung für Verantwortliche im ETS 2 um. Satz 4 enthält die Anforderungen an\r\nden Genehmigungsantrag. In dem Antrag müssen die Verantwortlichen insbesondere Angaben zu den ausgeführten Tätigkeiten, zu in Verkehr gebrachten Brennstoffen und zur (vorgesehenen) Endverwendung machen. Die in Nummer 2 geforderte Angabe der Standorte des Inverkehrbringens ist für die Erteilung der Emissionsgenehmigung allerdings nicht relevant und\r\nsollte aus Sicht des BDEW unbedingt entfallen. Auch Artikel 30b Abs. 2 enthält keine derartige\r\nVorgabe.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 22\r\nDie Überwachungspläne setzen im Regelfall auf die energiesteuerrechtlichen Brennstoffmengen auf, die auf Gesellschaftsebene eines Unternehmens in Verkehr gebracht werden. Die im\r\nRefE TEHG geforderten detaillierten Angaben zu einzelnen Anlagen oder Standorten, die einer\r\nGesellschaft zugeordnet sind, haben zur Folge, dass die Informationspflicht um ein Vielfaches\r\nkleinteiliger und sich der Aufwand für die Verantwortlichen stark erhöhen würde. Dies lehnt\r\nder BDEW ab.\r\nInsbesondere für den leitungsgebundenen Gastransport stellt die Pflicht zur Angabe aller\r\nStandorte des Inverkehrbringens (Netzanschlusspunkte?) eine unverhältnismäßig aufwändige\r\nAnforderung ohne Nutzen dar. Im Sinne einer 1:1-Umsetzung der EU-Vorgaben sollte daher in\r\nNummer 2 der zweite Halbsatz gestrichen werden.\r\nÄnderungsvorschlag zu § 41 Abs. 1 Satz 4:\r\nNr. 2: „eine Beschreibung der Tätigkeit, in deren Rahmen Brennstoffe in Verkehr gebracht werden, einschließlich der Standorte, an denen die Tätigkeit durchgeführt wird,“\r\nDarüber hinaus wird in Satz 4 Nummer 5 vom Verantwortlichen eine Beschreibung der vorgesehenen Endverwendungen der in Verkehr gebrachten Brennstoffe gefordert. Hierzu sollte im\r\nRahmen der Gesetzesbegründung und im Rahmen der nachgelagerten Verordnungen eine\r\nKonkretisierung der geforderten Inhalte erfolgen.\r\nNach Auffassung des BDEW sollte der Inverkehrbringer zur vorgesehenen Endverwendung nur\r\ndarlegen müssen, ob es sich bei den in Verkehr gebrachten Brennstoffen im Sinne des Energiesteuerrechtes um Kraftstoffe, Heizstoffe oder sonstige Energieerzeugnisse (zum Beispiel zur\r\nnicht-energetischen Verwendung) handelt.\r\nBei der Umsetzung der Vorgaben nach den §§ 41 bis 44 im Rahmen von nachgelagerten Verordnungen und Leitfäden müssen angemessene Fristen zur Einreichung des initialen Überwachungsplans und der Antragsunterlagen für die Genehmigung vor dem Hintergrund des verzögerten Gesetzgebungsverfahrens gesetzt werden, um den Unternehmen ausreichend Zeit für\r\ndie Bereitstellung der erforderlichen Unterlagen einzuräumen.\r\n› Zu § 43 RefE TEHG (Emissionsberichterstattung)\r\nZur Erfüllung der Berichtspflicht nach § 5 Abs. 1 haben Verantwortliche ab dem Berichtsjahr\r\n2025 die Emissionen für die in Verkehr gebrachten Brennstoffe nach dem genehmigten Überwachungsplan zu ermitteln und bis zum Ablauf des 30. April des jeweiligen Folgejahres der zuständigen Behörde zu berichten. Die derzeit im BEHG vorgesehene Abgabefrist für die Emissionsberichte im nEHS wird damit faktisch um drei Monate vorverlegt.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 22\r\nDie Frist zur Energiesteueranmeldung bis zum 31. Mai stellt eine wesentliche Datengrundlage\r\nfür die Erstellung des jährlichen Emissionsberichts dar. Sie sollte zeitlich nicht nach der Frist\r\nzur Abgabe des Emissionsberichts liegen. Da von der Fristsetzung der EU-Richtlinie voraussichtlich nicht abgewichen werden kann, ist davon auszugehen, dass es künftig aufgrund des\r\nerhöhten Zeitdrucks und der noch nicht endgültig vorliegenden Energiesteueranmeldungen\r\nregelmäßig zu erheblichen Nachkorrekturen bei der Berichterstattung der Brennstoffemissionen in den Folgejahren kommen wird. Dies gilt sowohl für Korrekturen bei den in Verkehr gebrachten Brennstoffmengen als auch für die Abgleiche mit den TEHG-Emissionsberichten der\r\nAnlagenbetreiber zur Vermeidung von Doppelbelastung. Im Rahmen der nachgelagerten Verordnungen und Leitfäden sind entsprechend vereinfachte Korrekturverfahren für die Emissionsberichte vorzusehen. Vor allem sollte bei den vereinfachten Korrekturverfahren von einer\r\nerneuten Verifizierung durch eine Prüfstelle abgesehen werden, da die Betreiber bzw. die Verantwortlichen hinsichtlich der Verifizierungskosten in Korrekturfällen immer doppelt belastet\r\nwerden.\r\nDer Verweis in § 43 Abs. 2 auf die EU-Monitoring-Verordnung ist sehr kritisch, da diese hohe\r\nGenauigkeitsanforderungen an die Messungen stellt, die bei großen Erzeugungsanlagen (ETS\r\n1) sinnvoll erscheinen, jedoch für Kleinanlagen (z. B. Contracting) technisch nicht machbar\r\noder wirtschaftlich nicht darstellbar sind.\r\nZusätzlich kommt erschwerend hinzu, dass aufgrund der europäischen Vorgaben auch der\r\nZeitraum zwischen Abgabe des Emissionsberichtes und Abgabe der Emissionszertifikate von\r\nzwei auf einen Monat verkürzt werden soll. Die Verkürzung der Frist wird insofern eine Herausforderung darstellen, da die administrativen Schleifen zur Abgabe eine gewisse Zeit erfordern. Rechnet man damit, dass die Abgabe der Emissionszertifikate in den Systemen (aufgrund von Prüfschleifen, Systemausfällen etc.) zwei Wochen in Anspruch nimmt, würden für\r\ndie Eindeckung mit Zertifikaten lediglich zwei Wochen verbleiben. Zu präferieren wäre, dass\r\nder Zeitraum, wie auch bisher im BEHG, mit einer Länge von zwei Monaten festgelegt wird.\r\nDie Bundesregierung sollte sich auf der europäischen Ebene für eine entsprechende Änderung\r\nder Fristenregelungen für die Abgabe von Emissionsbericht bzw. Emissionszertifikaten einsetzen.\r\n› Zu Anhang Teil B Abschnitt 2 RefE TEHG (Tätigkeiten)\r\nAbschnitt 2 konkretisiert die Tätigkeit des Inverkehrbringens von Brennstoffen soweit diese in\r\nSektoren bzw. Emissionsquellen gemäß den Definitionen in den IPCC-Leitlinien für nationale\r\nTreibhausgasinventare von 2006 verwendet werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 22\r\nDie sektorale Zuordnung der Brennstoffemissionen erfolgt hierbei anhand der entsprechenden Quellkategorie-Codes der IPCC-Leitlinien. Bei der Übertragung auf die nationale Situation\r\nsind jedoch einige von den Leitlinien abweichende Gesichtspunkte der nationalen Treibhausgas-Berichterstattung zu beachten:\r\n Nr. 1 Buchstabe d: Quellkategorie-Code 1A4a und 1A4b: Beheizung von Gebäuden\r\nDie Quellkategorie sollte im Einklang mit den IPCC-Leitlinien und der nationalen Berichterstattung nicht nur auf die „Beheizung von Gebäuden“, sondern allgemein auf die „Verbrennung von Brennstoffen in Gebäuden“ abgestellt werden. Letztere umfasst insbesondere\r\nauch die Verbrennung von Brennstoffen zur Warmwasserbereitstellung, Kochen, andere\r\nProzesswärme und -kälte sowie Kühlung.\r\n Nr. 2 Buchstabe e: Quellkategorie-Code 1A4c: Land- und Fortwirtschaft, Fischzucht:\r\nAnstelle des Begriffs „Fischzucht“ sollte auf die weiter gefasste Kategorie „Fischerei“ abgestellt werden.\r\n Nr. 2 Buchstabe g (neu): nicht straßengebundener Verkehr („Offroad“)\r\nIm Unterschied zu den IPCC-Leitlinien und der Berichtspraxis einiger anderer EU-Mitgliedstaaten wird im deutschen THG-Inventar der Offroad-Verkehr nicht unter der Quellkategorie-Code 1A3e ii1\r\n, sondern unter den Quellkategorien 1A4a ii (GHD) und 1A4b ii (Haushalte)\r\nberichtet.\r\nDie Brennstoffemissionen aus dem Inverkehrbringen von Kraftstoffen für den nicht straßengebundenen Verkehr sollten aus Sicht des BDEW unbedingt in das ETS 2 einbezogen\r\nwerden. Die Einbeziehung ist insbesondere erforderlich, um aufwändige Abzugs- oder\r\nRückerstattungsregelungen für Brennstoffendverbraucher in diesen Sektoren zu vermeiden. Die entsprechenden Brennstofflieferungen können in der Regel aus praktischen Gesichtspunkten nicht auf verschiedene CO2-Bepreisungssysteme durch den Brennstofflieferanten aufgeteilt werden.\r\n1\r\nIPCC Guidelines 2006 (Auszug): “The off-road category (1 A 3 e ii) … includes vehicles and mobile machinery\r\nused within the agriculture, forestry, industry (including construction and maintenance), residential, and sectors,\r\nsuch as airport ground support equipment, agricultural tractors, chain saws, forklifts, snowmobiles.”\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 22\r\n3.3 Artikel 2 - Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG)\r\n› Änderung von § 2 Abs. 2 BEHG\r\nDer Referentenentwurf sieht für das TEHG eine neue Begriffsbestimmung für das „Inverkehrbringen von Brennstoffen“ vor (§ 3 Nr. 20 RefE TEHG). Dabei definiert das „Inverkehrbringen\r\nvon Brennstoffen“ die Überführung von Brennstoffen in den steuerrechtlich freien Verkehr\r\nund verweist auf die Entstehungstatbestände der Energiesteuer nach dem Energiesteuergesetz. Die Begriffsbestimmung enthält gegenüber der spiegelbildlichen Regelung in § 2 Abs. 2\r\ndes BEHG jedoch weitere Tatbestände (§ 14 Abs. 2 EnStG; § 23 Abs. 1 und 1a EnStG). Um die\r\nAnwendung der Regelungen in der Praxis zu erleichtern, sollte dem Anwendungsbereich des\r\nBEHG das gleiche Konzept des Inverkehrbringens wie im Rahmen des TEHG zugrunde gelegt\r\nwerden.\r\nÄnderungsvorschlag zu § 2 Abs. 2 Satz 1:\r\nHarmonisierung der Tatbestände für das Entstehen der Energiesteuer nach § 2 Abs. 2 BEHG\r\nund § 3 Nr. 20 RefE TEHG hinsichtlich § 14 Abs. 2 EnStG und § 23 Abs. 1 und 1a EnStG.\r\n› Zu Nr. 3 RefE BEHG: Änderung von § 2 Abs. 2a BEHG\r\nDer Anwendungsbereich des BEHG sollte um eine Bereichsausnahme für genehmigungsbedürftige Anlagen, die weniger als drei Tonnen nicht gefährliche Abfälle je Stunde verwenden,\r\nsoweit ausschließlich Altholz der Altholzkategorie A I und A II nach der Altholzverordnung verbrannt wird, ergänzt werden, um den unverhältnismäßigen Berichts- und Verwaltungsaufwand für diese emissionsarmen Anlagen zu reduzieren.\r\nAußerdem sollten auch EU-emissionshandelspflichtige Anlagen, bei denen nach ihrer Genehmigung außer für Zwecke der Zünd- und Stützfeuerung als Brennstoffe nur Klärgas, Deponiegas, Biogas oder Biomasse eingesetzt werden dürfen, von den BEHG-Pflichten entbunden werden. § 19 Abs. 5 Nummer 2 RefE TEHG enthält eine Ausnahme vom Anwendungsbereich für\r\ndiese Anlagen, wenn sie ausschließlich nachhaltige Biomasse nutzen. Für diese aus dem Anwendungsbereich des TEHG fallenden Anlagen besteht keine Pflicht zur Abgabe von Zertifikaten nach § 7 Abs. 1 RefE TEHG.\r\n§ 2a BEHG sollte entsprechend ergänzt werden, damit diese nahezu emissionsfreien Anlagen\r\nnicht aus dem Anwendungsbereich des TEHG unter den Anwendungsbereich des BEHG fallen.\r\nZu beachten ist, dass in beiden Fällen der Einsatz von fossilen Brennstoffen zur Zünd- und\r\nStützfeuerung bereits einer CO2-Bepreisung auf Seiten des Brennstofflieferanten unterliegt.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 22\r\nÄnderungsvorschlag zu § 2a BEHG:\r\n„(2a) Sofern Brennstoffe nicht bereits nach Absatz 2 als in Verkehr gebracht gelten, gelten sie\r\nals in Verkehr gebracht, wenn sie in Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung von Abfällen\r\nverwendet werden, die nach\r\n1. Nummer 8.1.1 (ausgenommen Nummer 8.1.1.5) oder\r\n2. Nummer 8.1.2 mit dem Hauptbrennstoff Altöl\r\ndes Anhangs 1 zu der Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen einer Genehmigung\r\nbedürfen, und der Betreiber einer solchen Anlage nicht der Pflicht zur Abgabe von Berechtigungen nach § 7 Absatz 1 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes unterliegt oder eine Befreiung vom Anwendungsbereich nach § 19 Absatz 5 Nr. 2 oder eine Pflichtenfreistellung nach §\r\n26 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes in Anspruch nimmt.“\r\n› Zu § 8 BEHG (Abgabe von Emissionszertifikaten)\r\n§ 26 RefE TEHG begründet eine Pflichtenfreistellung für zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Gesetzes bestehenden emissionshandelspflichtigen Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz. Aus Gründen der Gleichbehandlung und zur Vermeidung von unverhältnismäßigem\r\nBerichtsaufwand sollte in das BEHG eine gleichwertige Pflichtenfreistellung für Anlagen mit\r\nüberwiegendem Biomasseeinsatz in Analogie zu § 26 RefE TEHG aufgenommen werden.\r\nÄnderungsvorschlag: Einführung der neuen Absätze 2 – 4 in § 8:\r\n„(2) Die zuständige Behörde stellt Brennstoffe, die nach § 2a Absatz 2 in Verkehr gebracht\r\nwerden, ab dem Jahr 2026 von den Pflichten nach den §§ 7 und 8 BEHG frei, sofern die Gesamtemissionsmenge der Anlage zur Beseitigung oder Verwertung von Abfällen entsprechend den Angaben in den Emissionsberichten nach § 7 für die Jahre 2024 bis 2025 insgesamt zu mehr als 95 Prozent aus dem Einsatz von Biomasse resultiert, die mit dem Emissionsfaktor Null bewertet wurde.\r\n(3) Der Betreiber einer Anlage, die der Pflichtenfreistellung nach Absatz 2 unterliegt, ist verpflichtet, zur Überprüfung der Fortführung der Pflichtenfreistellung für die Zeit ab 2031 gegenüber der zuständigen Behörde den Nachweis bis zum 30. April 2029 zu erbringen, zu welchem Anteil die Gesamtemissionsmenge der Anlage in den Jahren 2026 bis 2028 aus dem\r\nEinsatz von Biomasse resultierte, die mit dem Emissionsfaktor Null zu bewerten ist.\r\n(4) Die zuständige Behörde hebt die Pflichtenfreistellung nach Absatz 2 auf, sofern entsprechend dem Nachweis nach Absatz 3 der Anteil der mit dem Emissionsfaktor Null zu bewertenden Biomasse an den Gesamtemissionen 95 Prozent oder weniger beträgt.“\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 22\r\nAus den in der vorliegenden Stellungnahme zu § 26 RefE TEHG ausgeführten Gründen sollte\r\ndie Möglichkeit zur Pflichtenfreistellung nicht nur für bestehende, sondern auch für neue Abfall- und Klärschlammverbrennungsanlagen eingeräumt werden. Die Standardwerte der EBeV\r\n2030 ermöglichen hierfür eine vereinfachte Nachweisführung der Einhaltung des 95-ProzentKriteriums über die genehmigten Abfalleinsatzmengen, auch für die Zukunft.\r\n› Zu § 10 Absatz 2 BEHG (Festpreis anstelle des Preiskorridors)\r\nDer ETS 2 startet planmäßig im Jahr 2027 und wird im Rahmen der vorliegenden Novelle des\r\nTEHG in Deutschland umgesetzt. Der seit 2021 bestehende nationale Emissionshandel ist\r\ndurch das BEHG definiert und sieht seit seiner Einführung 2021 jährlich steigende Festpreise je\r\nEmissionszertifikat vor. Für das Übergangsjahr 2026 sieht das BEHG den Beginn der Versteigerungsphase vor, wobei die Preisbildung innerhalb eines Korridors von 55 bis 65 Euro je Zertifikat erfolgen soll. Mit Start des ETS 2 im Jahr 2027 wird eine freie Preisbildung von Anfang an\r\nauf dem europäischen Markt erfolgen.\r\nProblematisch ist, dass sich aufgrund der im BEHG und im ETS 2 unterschiedlichen Anwendungsbereiche sowie der Berichts- und Abgabepflichten eine Handelsphase des nEHS von der\r\ndes ETS 2 stark unterscheiden wird. Aus Sicht des BDEW ist eine Handelsphase für das auslaufende nEHS abzulehnen.\r\nDer BDEW spricht sich für die Beibehaltung des Festpreissystems im BEHG bis Ende 2026 bei\r\neinem regulären Start des ETS 2 im Jahr 2027 aus, beziehungsweise bis Ende 2027 bei einer in\r\nder EU-Richtlinie vorgesehenen Verschiebung des Starts des ETS 2 auf 2028 aufgrund eines\r\nhohen Preisniveaus von Öl und Gas. Hierbei wird der Aufbau einer zusätzlichen temporären\r\nnationalen Handelsinfrastruktur sowohl für Händler als auch Behörden vermieden. Zugleich\r\nbesteht Planungssicherheit für Bürger und Unternehmen, da der CO2-Preis bereits vorab bekannt ist. Sowohl die Energieministerkonferenz als auch das mit der Abwicklung betraute Umweltbundesamt haben sich ähnlich geäußert.\r\n Handelsinfrastruktur\r\nDer Handel von Emissionszertifikaten benötigt eine entsprechende Infrastruktur mit einer\r\nHandelsplattform, Meldestrukturen, Bewertungs- und Abrechnungssystemen, Regelwerken,\r\nVerträgen etc. Die technische und administrative Einrichtung ist mit hohen Fixkosten verbunden, die in der Regel durch die Erlöse der Handelsaktivitäten über mehrere Jahre refinanziert\r\nwerden. Dauert die Handelsphase im nEHS jedoch maximal zwei Jahre, müssen diese Kosten\r\nentweder innerhalb dieser Zeit gedeckt oder von den Unternehmen internalisiert werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 22\r\nDie technische Abwicklung eines Emissionshandels an sich ist dabei bekannt und langjährig erprobt, unter anderem mit dem ETS 1.\r\n Verwaltungsaufwand\r\nDerzeit besteht bei der European Energy Exchange (EEX) ein vereinfachtes Zulassungsverfahren, um Kunden am nEHS zu beteiligen. Dieses Verfahren stellt geringere Anforderungen an\r\ndie Unternehmen und ihre Händler als eine „normale“ Zulassung an der Börse, da in der Festpreisphase des nEHS kein Handel stattfindet.\r\nDie Einführung eines Handels im nEHS im Vergleich zur Festpreisphase zieht eine erhebliche\r\nUmstellung der Handelsinfrastruktur nach sich. Zum einen muss der Betrieb der Handelsplattform selbst ausgeschrieben und dann umgesetzt werden. Zum anderen müssen Händler an\r\nder dann bezuschlagten Plattform zugelassen werden.\r\n Ökonomie / Lerneffekte\r\nEine kurze Handelsphase im nEHS trägt auch nicht zum „ökonomischen Lernen“ für das ETS 2\r\nbei. Es wird argumentiert, dass die im nEHS vorgesehene einjährige Handelsphase es ermöglichen würde, das Handeln „zu üben“. Dabei unterscheiden sich technisch die Handelssysteme\r\nvon ETS 1 und nEHS nicht. Dies wird auch für den ETS 2 gelten. Die technische Abwicklung ist\r\nden Parteien ebenfalls bekannt, daher besteht keinerlei Lernbedarf.\r\nFür die tatsächliche Preisbildung ist die Zahlungsbereitschaft der Konsumenten relevant. Für\r\ndie Entwicklung einer Preiserwartung und Einschätzung realistischer Preise ist es für die Handelsteilnehmer daher wichtig, diese Zahlungsbereitschaft abschätzen zu können. Aufgrund der\r\nunterschiedlichen Sektoren, die von nEHS und ETS 2 jeweils umfasst werden, der zusätzlichen\r\npreisgesteuerten Marktstabilitätsreserve, dem deutlich größeren europäischen Teilnehmerkreis und den unterschiedlichen Vermeidungskosten in den EU-Mitgliedstaaten ist nicht davon\r\nauszugehen, dass die Ökonomie der Preisbildung im nEHS prototypisch für die des ETS 2 ist.\r\nIm Zweifel müssen Händler ihre Modelle zum Start des ETS 2 grundsätzlich aktualisieren und\r\nneu kalibrieren.\r\nFazit: Eine kurze nationale Handelsphase bietet keinerlei Vorteil für den Übergang des nEHS\r\nin das ETS 2. Ein Fortsetzen der Festpreisphase im nEHS bis zum spätestmöglichen Start des\r\nETS 2 im Jahr 2028 sollte in die geplanten Änderungen des BEHG im Rahmen von Artikel 2\r\ndes TEHG-Europarechtsanpassungsgesetzes 2024 aufgenommen werden.\r\nDer in § 10 Abs. 2 BEHG festzulegende CO2-Festpreis für 2026 sollte sich am derzeit vorgesehenen Preiskorridor von 55 bis 65 Euro (nominal) bzw. dem inflationsbereinigten „Preistrigger“ der europäischen Marktstabilitätsreserve von 45 Euro (2020-Preise) orientieren.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 22\r\n› Zu § 10 Abs. 2 Satz 3 BEHG (10-Prozent-Regelung)\r\nAktuell sieht das BEHG in § 10 Abs. 2 vor, dass Verantwortliche bis zu 10 Prozent der in einem\r\nder Jahre 2021 bis 2025 erworbenen Emissionszertifikate bis zum 30. September des jeweiligen Folgejahres zur Erfüllung der Abgabepflicht für das Vorjahr zu dem für dieses Jahr festgelegten Festpreis erwerben können. Diese Regelung sollte ursprünglich dazu beitragen, den\r\nVerantwortlichen eine präzisere Planung bei der Beschaffung von Zertifikaten zu ermöglichen.\r\nIn der Praxis zeigt sich jedoch, dass diese Regelung keinen wirklichen Mehrwert bietet. Stattdessen führt sie zu einem zusätzlichen bürokratischen Aufwand für die Inverkehrbringer. Anstatt die Verantwortlichen bei der Kontrolle ihrer Prognosemengen zu unterstützen, erzeugt\r\ndie Regelung unnötigen Druck, der administrative Aufwände nach sich zieht. Zudem reduziert\r\ndie 10-Prozent-Regelung die Flexibilität der Verantwortlichen und erhöht die Anfälligkeit für\r\nFehler in der Zertifikatsverwaltung. Nach den Erfahrungen der BDEW-Mitgliedsunternehmen\r\nkönnen Prognosemengen derzeit effektiv vorhergesagt werden, und die Nachbeschaffung bewegt sich in einem überschaubaren Rahmen.\r\nAus diesen Gründen wird empfohlen, die 10-Prozent-Regelung zu streichen.\r\nÄnderungsvorschlag zu § 10 Abs. 3 Satz 2 Nr. 3:\r\n„Verantwortliche können bis zu 10 Prozent der in einem der Jahre 2021 bis 2025 erworbenen\r\nEmissionszertifikate bis zum 30. September des jeweiligen Folgejahres zur Erfüllung der Abgabepflicht nach § 8 für das Vorjahr zu dem für dieses Jahr festgelegten Festpreis erwerben.“\r\n› Zu Nr. 5 RefE BEHG: Änderung von § 10 Abs. 3\r\nMit der neuen Nummer 3 wird der Bundesregierung die Möglichkeit eingeräumt, abweichend\r\nvom Preiskorridor in Absatz 2 Satz 4 für das Jahr 2026 hinsichtlich des zusätzlichen Bedarfs an\r\nEmissionszertifikaten infolge von Überschreitungen der jährlichen Emissionsmengen abweichende Preisregelungen zu bestimmen. Außerdem sollen Regelungen für den Erwerb von\r\nEmissionszertifikaten auch innerhalb des Folgejahres zu 2026 getroffen werden.\r\nUm die Geschäfts- und Abrechnungsprozesse der Inverkehrbringer mit den Kunden zu erleichtern, sollte auf eine solche differenzierte Preisregelung verzichtet werden. Wie zu § 10 Abs. 2\r\nbereits ausgeführt sollte im Jahr 2026 anstelle des Preiskorridors ein einheitlicher Festpreis\r\ntreten.\r\nEs ist davon auszugehen, dass nicht nur für das Jahr 2026, sondern auch für die Vorjahre noch\r\nüber mehrere Jahre rückwirkend Nachkorrekturen an den Emissionsberichten erfolgen können, die einen erheblichen Nachkaufbedarf an Emissionszertifikaten auslösen können. Es ist\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 22\r\nsicher zu stellen, dass Inverkehrbringer auch nach Ablauf des Jahres 2026 noch BEHG-Zertifikate zur Erfüllung der Abgabepflichten für das Jahr 2026 und die Vorjahre erwerben und verwenden können. Deshalb sind geeignete Nachkaufregelungen für den Erwerb von Emissionszertifikaten zur Erfüllung der Abgabepflichten der Jahre bis einschließlich 2026 für mehrere\r\nFolgejahre erforderlich. Andernfalls muss in das BEHG eine eindeutige Stichtagsregelung aufgenommen werden, ab dem keine Korrekturen an den Emissionsberichten mehr vorgenommen werden müssen.\r\nÄnderungsvorschlag zu § 10 Abs. 3 Satz 2 Nr. 3:\r\n„3. abweichend von Absatz 2 Satz 4 abweichende Preisregelungen für den zusätzlichen Bedarf nach § 5 Absatz 1 sowie Regelungen für den Erwerb von Emissionszertifikaten zur Erfüllung der aufgelaufenen Abgabepflichten nach § 8 in den Folgejahren im Folgejahr,“\r\n› Zu Nr. 5 RefE BEHG: Änderung von § 10 Abs. 3 Satz 2 Nr. 4 (marktbasierte Festpreise\r\nfür 2027)\r\nIn Nummer 4 werden Regelungen zur Fortführung des Verkaufs von Emissionszertifikaten ab\r\ndem Jahr 2027 zu einem marktbasierten Preis für bestimmte Fälle festgelegt.\r\nDa es im Jahr 2026 noch keinen europäischen Brennstoffemissionshandel gibt, wird für die\r\nbeiden ersten Quartale des Jahres 2027 auf den durchschnittlichen und mengengewichteten\r\nCO2-Preis für Berechtigungen (ETS 1) Bezug genommen, der sich im jeweils vorletzten Quartal\r\nbei den Versteigerungen im EU-Emissionshandel ergeben hat. Dieses Vorgehen erscheint aufgrund unterschiedlicher Sektorenabdeckung, Vermeidungskosten und Minderungsvorgaben\r\nfür die verschiedenen Emissionshandelssysteme nicht sachgerecht.\r\nNach dem vorliegendem Referentenentwurfsvorschlag würde das bedeuten, dass nach der\r\nFestpreisphase bis 2025 und einem Preiskorridor im Jahr 2026 ein erneuter Systemwechsel\r\nhin zu einer weiteren Festpreisphase in 2027 folgen würde. Dieses Vorgehen führt zu hohen\r\nImplementierungskosten und mangelnder Planbarkeit seitens der Marktteilnehmer. Stattdessen sollte auf möglichst einheitliche und stetige Preisbildungsverfahren geachtet werden.\r\nVertriebe und Kunden schließen schon heute Brennstofflieferverträge für die nächsten drei\r\nJahre ab. Weil weder die Rahmenbedingungen noch die CO2-Preiserwartungen für 2026 und\r\n2027 sich zum jetzigen Zeitpunkt absehen lassen, werden viele Vertragsabschlüsse von den\r\nVersorgern derzeit zurückgestellt. Die Vertriebe benötigen demzufolge so schnell wie möglich\r\nregulatorische Klarheit. Für das Jahr 2026 sollte deswegen – wie bereits zu § 10 Absatz 2 dargelegt – ein Festpreis anstelle des Preiskorridors treten.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 22\r\nFür 2027 sollte ebenfalls ein einheitlicher CO2-Festpreis in der Größenordnung von 75 Euro im\r\nGesetzestext für die in § 10 Abs. 3 Satz 2 Nr. 4 genannten Fälle festgelegt werden.\r\n› Zu Nr. 11 RefE BEHG: Einfügung von § 23a (Übergangsbestimmungen)\r\n§ 23a enthält verschiedene Übergangsregelungen, für den Fall, dass bestimmte Brennstoffemissionen oder Emissionen aus nicht dem ETS 1 unterliegenden Abfallverbrennungsanlagen\r\nim Anwendungsbereich des BEHG verbleiben.\r\nAbsatz 2 enthält in Nummer 1 eine Verordnungsermächtigung für den Fall, dass es zu einem\r\n„Opt-in“ großer Abfallverbrennungsanlagen mit einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von\r\nmehr als 20 MW in den ETS 1 kommt, die Bundesregierung für die im BEHG verbleibenden\r\nBrennstoffemissionen aus kleineren, nicht dem ETS 1 unterliegenden Abfallverbrennungsanlagen mit einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von höchstens 20 MW ebenfalls das Entfallen\r\nder Monitoring-, Berichts- und Abgabepflichten nach dem BEHG anordnen kann.\r\nEine spiegelbildliche Regelung sollte auch für Brennstoffemission in den Quellkategorien nach\r\nAnhang Teil B Abschnitt 2 Nr. 2 vorgesehen werden, soweit von der nationalen Ausweitungsmöglichkeit nach Artikel 30j der EU-Emissionshandelsrichtlinie nicht Gebrauch gemacht werden kann, beispielsweise weil die EU-Kommission das Opt-in in Teilen nicht billigt.\r\nDas BEHG sollte wie in der Zweckbestimmung des Gesetzes beschrieben, den Übergang des\r\nnationalen Emissionshandelssystems in das künftig im TEHG geregelte EU-Emissionshandelssystem für Brennstoffe sicherstellen und nicht als drittes, rein nationales Instrument in Form\r\neiner mit hohem bürokratischem Aufwand verbundenen „BEHG-Resterampe“ mit geringfügigen Emissionsminderungsbeiträgen dauerhaft fortbestehen.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes an\r\ndie Änderung der Richtlinie 2003/87/EG\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 22\r\n3.4 Artikel 3 (NEU): Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes (CO2KostAufG)\r\nDer BDEW schlägt vor, das vorliegende Artikelgesetz zum Anlass zu nehmen, auch für das CO2-\r\nKostenaufteilungsgesetz vom 5. Dezember 2022 (CO2KostAufG) eine Reihe von Änderungen\r\nvorzusehen. Das CO2KostAufG richtet sich primär an Vermieter und Mieter, legt aber in § 3\r\nauch für die Brennstoff- und Wärmelieferanten neue Informationspflichten fest, die ab 2023\r\nbei Erstellung der Rechnungen berücksichtigt werden müssen. Diesbezüglich treten bei der leitungsgebundenen Wärmeversorgung noch immer eine Fülle von Problemen bei der Umsetzung des CO2KostAufG auf.\r\nAufgrund der neuen Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG), das seit dem 1. Januar\r\n2024 in Kraft ist, ist nach Auffassung des BDEW eine grundlegend neue Bewertung des Sachverhaltes zwingend vorzunehmen:\r\nIm Sinne der Entbürokratisierung schlägt der BDEW vor, die leitungsgebundene Wärmeversorgung vollständig aus dem Anwendungsbereich des CO2KostAufG herauszunehmen.\r\nSofern die leitungsgebunden Wärmeversorgung weiterhin dem Anwendungsbereich des\r\nCO2KostAufG unterfallen soll, enthält das Positionspapier des BDEW „Vorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten“ die aus Sicht des BDEW erforderlichen Erleichterungen bei der Erfüllung der\r\nInformationspflichten und der Aufteilung der CO2-Kosten zwischen Vermieter und Mieter.\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Martin Ruhrberg\r\nFachgebietsleiter Luftreinhaltung und Klimaschutz\r\n+49 30 300 199-1518\r\nmartin.ruhrberg@bdew.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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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 14. August 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschläge zur Änderung des\r\nCO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................2\r\n2 Verbesserungsvorschläge...........................................................................4\r\n2.1 Zu § 3 Abs. 1 (Informationspflichten)....................................................4\r\n2.2 Zu § 3 Abs. 4 (Stichtagsregelung) ..........................................................5\r\n2.3 Zu § 3 Abs. 4 (CO2-freie bzw. -arme Energieträger) ..............................6\r\n2.4 Zu § 3 Abs. 4 Nummer 2 (KWK-Allokation) ...........................................7\r\n2.5 Zu § 4 Abs. 3 (maßgeblicher Zertifikatepreis): ......................................8\r\n2.6 Aufteilung der tatsächlich in Rechnung gestellten CO2-Kosten ............9\r\n1 Einleitung\r\nDas CO2-Kostenaufteilungsgesetz vom 5. Dezember 2022 (CO2KostAufG) sieht für Wohngebäude vor, die CO2-Kosten der Brennstoff- oder Wärmelieferungen ab dem Jahr 2023 über ein\r\nStufenmodell entsprechend dem Kohlendioxidausstoß des Gebäudes pro Quadratmeter\r\nWohnfläche zwischen Vermieter und Mieter aufzuteilen. Das CO2KostAufG richtet sich primär\r\nan Vermieter und Mieter, legt aber in § 3 auch für die Brennstoff- und Wärmelieferanten neue\r\nInformationspflichten fest, die ab 2023 bei Erstellung der Rechnungen berücksichtigt werden\r\nmüssen. Insbesondere besteht die gesetzliche Verpflichtung, dass in den Rechnungen des Lieferanten die Ausweisung der CO2-Kosten nach den einheitlichen Vorgaben des CO2KostAufG\r\nerfolgen muss.\r\nDer BDEW bedauert, dass sich der Gesetzgeber im Jahr 2022 auf der „legislativen Zielgeraden“\r\ndazu entschieden hat, die vom EU-Emissionshandel erfasste leitungsgebundene Wärmeversorgung in das CO2KostAufG mit aufzunehmen. Das Ziel des Gesetzes ist es, Vermieter dazu\r\nanzureizen, eine Heizungstechnik zu verbauen, die im besten Fall keine CO2-Emissionen verursacht. Bei dezentralen Heizungsanlagen hat der Vermieter auch direkten Einfluss auf die Wärmeerzeugung, bei einer leitungsgebundenen Wärmeversorgung in der Regel jedoch nicht.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\nAufgrund der neuen Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG), das seit dem 1. Januar\r\n2024 in Kraft ist, ist nach Auffassung des BDEW eine grundlegend neue Bewertung des Sachverhaltes zwingend vorzunehmen: Die Wärmeversorger sind nach den neuen Vorgaben gesetzlich verpflichtet, dass die Wärmenetze bis 2045 emissionsfrei werden. Dazu müssen Wärmenetzbetreiber, deren Netze nicht bereits vollständig mit klimaneutraler Wärmeenergie o.ä.\r\ngespeist werden, bis 31. Dezember 2026 einen Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrplan oder einen Transformationsplan im Sinne der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) vorlegen. Darüber hinaus beinhaltet das WPG mehrere Zwischenstufen für den\r\nDekarbonisierungspfad von Wärmenetzen bis zur vollständigen Klimaneutralität. Es besteht\r\nalso der klare politische Wille, dass die klimaneutrale Fernwärmeversorgung ausgebaut wird.\r\nBestehende BEW-Förderprogramme weisen in die gleiche Richtung.\r\nDas aktuelle CO2KostAufG passt zu dieser Zielrichtung nicht. Vielmehr wirkt es für Vermieter\r\neines fernwärmeversorgten Gebäudes eher als Anreiz sich von der Fernwärme abzukoppeln.\r\nAktuell sind die aufzuteilenden CO2-Kosten aktuell insbesondere aufgrund der großen CO2-\r\nPreisunterschiede zwischen Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) und EU-Emissionshandel deutlich höher als bei einer dezentralen Heizungsanlage. Es kann jedoch nicht im Sinne des\r\nGesetzgebers sein, Fernwärme-Bestandskunden dafür zu bestrafen, dass Sie an einem großen\r\nFernwärmenetz angeschlossen sind. Schließlich fördert der Bund den Ausbau der Fernwärmeversorgung. Neuanschlüsse sind zwar von der CO2-Kostenaufteilung befreit, es ist den Fernwärmekunden aber nicht zu vermitteln, dass sie beispielsweise der Strombezug von Wärmepumpen der CO2-Kostenaufteilung nicht unterliegt.\r\nHinzu kommt, dass die Erfüllung der Pflichten des CO2KostAufG für die Wärmelieferanten wesentlich komplexer als im Falle von Brennstofflieferungen ist. Deshalb stellt insbesondere die\r\nAusweisung der CO2-Kosten auf unterjährigen oder rollierenden Rechnungen auch weiterhin\r\neine Herausforderung für viele Vertriebe dar. Hier muss dringend überprüft werden, ob die\r\ndadurch entstehenden Kosten im Verhältnis zum tatsächlichen Nutzen stehen\r\nDes Weiteren treten bei der leitungsgebundenen Wärmeversorgung eine Fülle von Problemen\r\nbei der Umsetzung des CO2KostAufG auf. Es besteht erheblicher administrativer Aufwand und\r\ndie Anwendung ist rechtsunsicher.\r\nIm Sinne der Entbürokratisierung schlägt der BDEW vor, die leitungsgebundene Wärmeversorgung vollständig aus dem Anwendungsbereich des CO2KostAufG herauszunehmen.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\n2 Verbesserungsvorschläge\r\nSofern die leitungsgebunden Wärmeversorgung weiterhin im Anwendungsbereich des\r\nCO2KostAufG unterfallen, sind aus Sicht des BDEW mindestens Erleichterung bei der Erfüllung\r\nder Informationspflichten und der Aufteilung der CO2-Kosten zwischen Vermieter und Mieter\r\nvorzunehmen. Das CO2KostAufG sollte wie folgt geändert werden:\r\n2.1 Zu § 3 Abs. 1 (Informationspflichten)\r\nDie Informationspflicht nach den Nummern 3 und 4 sollte für Brennstofflieferanten, die Gase\r\nder öffentlichen Gasversorgung liefern, nicht heizwertbezogen, sondern, in Analogie zur Energiesteueranmeldung, brennwertbezogen erfüllt werden.\r\nBei Wärmelieferungen sollte sich zudem der Emissionsfaktor nicht auf den Brennstoffeinsatz\r\nfür die Wärmeerzeugung, sondern auf die gelieferte Wärmemenge (Emissionsfaktor des Wärmenetzes) beziehen.\r\n› Begründung:\r\nAbrechnungen der Gasversorger und Jahresanmeldungen für die Energiesteuer erfolgen für\r\nGase der öffentlichen Gasversorgung üblicherweise brennwertbezogen. Durch den Vorschlag,\r\nauch im Rahmen der Informationspflicht nach § 3 für solche Fälle brennwertbezogene Emissionsfaktoren und Energiegehalte auszuweisen, würde die Lesbarkeit der Rechnungen der\r\nBrennstoff- bzw. Wärmelieferanten wesentlich verbessert und die Verständlichkeit der Bestimmung und Aufteilung der CO2-Kosten für Vermieter bzw. Mieter erheblich erleichtert.\r\nIm Falle von Wärmelieferungen ist zu beachten, dass der Kunde auf seiner Abrechnung in der\r\nRegel eine abgerechnete Wärmemenge erhält. Die zur Wärmeerzeugung eingesetzte Brennstoffmenge wird üblicherweise nicht ausgewiesen. Die Abrechnungssysteme der Energieversorger sind darauf angelegt, Wärme abzurechnen. Vor diesem Hintergrund sollte der Emissionsfaktor der Wärmeversorgung sich in solchen Fällen nicht auf den Brennstoff, sondern die\r\ngelieferte Wärme beziehen dürfen. Dieser zusätzliche Spielraum kann die Umsetzungsgeschwindigkeit beim Versorger erhöhen, den Aufwand für die Ausweisung verringern und die\r\nNachvollziehbarkeit der CO2-Kostenausweisung für den Kunden erheblich verbessern.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\n2.2 Zu § 3 Abs. 4 (Stichtagsregelung)\r\nFür die Erfüllung der Informationspflicht nach § 3 Absätze 1 bis 3 sollten für Wärmelieferanten\r\nfolgende zusätzliche Maßgaben gelten, die regeln, dass\r\n• für unterjährige Rechnungen bis einschließlich 30. Juni die Daten zur Berechnung von\r\nBrennstoffemission, Emissionsfaktor und Energiegehalt aus den Emissionsberichten des\r\nVorvorjahres (X-2) herangezogen werden dürfen und spätestens ab dem 1. Juli die Daten der Emissionsberichte des Vorjahres (X-1) verwendet werden;\r\n• für die Jahre 2025 und 2026 für alle Wärmearten als maßgeblicher CO2-Preis der BEHGPreis anzusetzen ist und für die Handelsphase ab 2027 als einziger einheitlicher Stichtag\r\nder 1. Juli des Folgejahres für die Ausweisung von Energieträgereinsatz, Emissionen und\r\nCO2-Kosten festgelegt wird;\r\n• im Fall der Wärmelieferung aus einer im Abrechnungszeitraum neu in Betrieb genommenen Wärmeerzeugungsanlage auf Plan- oder Auslegungsdaten abgestellt werden\r\ndarf, solange noch keine Emissionsberichte für diese Anlage oder für die in dieser Anlage zum Einsatz kommenden Brennstoffe vorliegen.\r\n› Begründung:\r\nWährend Brennstoff- und Wärmelieferungen bspw. aufgrund von Vertragswechseln oder Umzügen praktisch zu jedem Zeitpunkt im Jahr abgerechnet und fakturiert werden müssen, liegen\r\ndie notwendigen Daten zur Erfüllung der Informationspflicht den Wärmelieferanten nicht zu\r\njedem Zeitpunkt in aktueller Form vor. Dies gilt insbesondere für die Emissionsberichte unter\r\ndem BEHG oder dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG), die nur einmal im Jahr zu\r\nerstellen sind. Außerdem liegen diese Daten dem Brennstoff- oder Wärmelieferanten auch\r\nnicht zwingend unmittelbar zum Jahreswechsel, sondern erst zu einem Stichtag vor. Sind Anlagenbetreiber und Wärmelieferant nicht identisch, müssen die Daten des Emissionsberichts zudem erst dem Lieferanten zukommen, um dann in die individuellen Berechnungen Eingang finden zu können.\r\nDer BDEW hat in Abstimmung mit den anderen Energieverbänden AGFW und VKU eine Umsetzungshilfe mit verschiedenen Stichtagsregelungen für die anzusetzenden Datensätze zur\r\nErfüllung der Informationspflichten erarbeitet. Die gemeinsame Handlungsempfehlung für\r\nWärmelieferanten soll eine möglichst brancheneinheitliche Umsetzung ermöglichen, welche\r\ndas Risiko einer individuellen Ungleichbehandlung für Mieter und Vermieter und damit vermehrter Klagen, auch gegen die Lieferanten, vermindert. Diese Handlungsempfehlung stellt\r\nfolglich keine juristische Auslegung oder Beratung dar, sondern ist eine gemeinsame, rechtlich\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nnicht verbindliche Umsetzungsempfehlung der beteiligten Verbände, die zur Anwendung kommen soll, solange keine entsprechenden gesetzlichen Regelungen, Leitfäden oder Auslegungshinweise seitens der Bundesregierung vorliegen. Um einen möglichst einheitlichen Vollzug des\r\nCO2KostAufG zu erreichen, sollten die Vorschläge der gemeinsame Handlungsempfehlung im\r\nGesetz aufgegriffen werden.\r\nFür unterjährige Rechnungen sollten bis zum 1. Juli die Daten zu Emissionsfaktoren, Energieverbräuchen und Anteilen der Wärmeerzeugungsanlagen aus den Emissionsberichten des Vorvorjahres (X-2) herangezogen werden dürfen. Spätestens ab dem 1. Juli sollten die Daten der\r\nEmissionsberichte des Vorjahres (X-1) verwendet werden.\r\nMaßgeblich für die Ermittlung des Kohlendioxidkostenbestandteils ist der Zeitpunkt der Lieferung. Für die Auswahl des Zeitbezuges der Daten sollte jeweils das Enddatum des Abrechnungszeitraumes als Stichtag für die Zuordnung verwendet werden.\r\nZu beachten ist, dass bei „Mischnetzen“ mit emissionshandelspflichtiger und BEHG-unterworfener Wärmelieferungen die „Mischwerte“ für Energieträgereinsatz, Emissionen und CO2-Kosten erst nach Vorlage der jeweiligen Emissionsberichte exakt ermittelt werden können.\r\nZur Reduzierung der Komplexität sollte für die Jahre 2025 und 2026 für alle Wärmearten als\r\nmaßgeblicher CO2-Preis der BEHG-Preis angesetzt werden und für die Handelsphase ab 2027 als\r\neinziger einheitlicher Stichtag der 1. Juli des Folgejahres für die Ausweisung von Energieträgereinsatz, Emissionen und CO2-Kosten festgelegt werden\r\nAußerdem bedarf es Klarstellungen im Hinblick auf den Umgang mit neuen Wärmeerzeugungsanlagen, für die noch keine Emissionsberichte zum Zeitpunkt der Rechnungsstellung vorliegen.\r\n2.3 Zu § 3 Abs. 4 (CO2-freie bzw. -arme Energieträger)\r\nEs sollte geregelt werden, dass\r\n• im Fall der Wärmelieferung in Wärmenetzen, in denen Wärme aus unvermeidbarer Abwärme oder aus Quellen transportiert wird, die im Sinne des Gesetzes für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze (Wärmeplanungsgesetz - WPG)\r\nvom 20. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 394) unvermeidbarer Abwärme gleichgestellt\r\nsind, weder Brennstoffemissionen noch ein Preisbestandteil der Kohlendioxidkosten anzugeben sind;\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\n• für energiesteuerfrei verwendetes Biogas und Biomethan für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung keine CO2-Kosten auszuweisen sind und demzufolge auch keine Nachhaltigkeitszertifizierung für die Anwendung des Nullemissionsfaktors gefordert ist.\r\n› Begründung:\r\nIm Falle der Wärmelieferung aus unvermeidbarer Abwärme im Sinne des WPG sollte keine\r\nCO2-Kostenausweisung erfolgen, da dies im Widerspruch zu Methodik und Zielen des WPG\r\nund der damit verbundenen kommunalen Wärmeplanung und den Dekarbonisierungsplänen\r\nder Wärmeversorger stehen würde.\r\nEnergiesteuerbefreites Biogas und Biomethan steht außerhalb des Anwendungsbereiches des\r\nBEHG. Für das Verwenden eines Nullemissionsfaktors für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung sollte keine Nachhaltigkeitszertifizierung gefordert werden.\r\n2.4 Zu § 3 Abs. 4 Nummer 2 (KWK-Allokation)\r\nUm Inkonsistenzen mit den tatsächlichen Abrechnungsprozessen und Doppelarbeit zu vermeiden, sollte die in Nummer 2 für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung vorgesehene KWK-Allokationsregel anstelle der „Finnischen Methode“ auch andere im Unternehmen etablierte Berechnungsverfahren zulassen. Wärmeversorger sollten hierbei also Werte ansetzen dürfen,\r\ndie schon in anderen Zusammenhängen im Unternehmen genutzt werden (bspw. auf Grundlage des Gebäudeenergiegesetzes (GEG)).\r\nEs ist anzustreben, dass für alle wärmespezifischen Politikinstrumente eine einheitliche Allokationsmethodik zur Anwendung kommt. Insbesondere ist eine andere anerkannte Allokationsmethode, die der tatsächlichen Preiskalkulation des Wärmelieferanten zu Grunde liegt, zu ermöglichen, soweit diese die tatsächlichen Versorgungsverhältnisse angemessen und praxisnah\r\nwiderspiegelt. Zur Begrenzung des Verwaltungsaufwandes ist die Verwendung von bereits bescheinigten Werten (die oft auch länger als ein Jahr gültig sind) der Verwendung von aufwändig zu bestimmenden und jährlich zu aktualisierenden „Ist-Werten“ vorzuziehen.\r\n› Begründung:\r\nIn Nummer 2 wird als Allokationsverfahren im Falle von Wärmelieferungen aus Kraft-WärmeKopplungsanlagen die Zuordnungsregel nach Anhang 1 Teil 3 der Zuteilungsverordnung\r\n2020 festgeschrieben. Diese sogenannte „Finnische Methode“ vergleicht die gekoppelte Erzeugung mit zwei Referenzsystemen (Strom und Wärme). Die Brennstoffaufteilung des KWK-\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\nProzesses wird maßgeblich durch die Referenzwerte bestimmt. Entsprechend liefert die Methodik kein Abbild realer Prozesse, sondern stellt lediglich einen Vergleich in Bezug auf die gewählten Referenzsysteme dar. Physikalische Gesetzmäßigkeiten finden keinen Eingang.\r\nBei der primärenergetischen Bewertung von KWK (KWK in Wärmenetzen und KWK in Gebäuden, z. B. gebäudeintegriertes BHKWs) im Rahmen des Gebäudeenergiegesetzes (siehe § 22\r\nGEG), findet die Stromgutschriftmethode auf Grundlage eines Verdrängungsstrommixes Anwendung. In gleichem Zusammenhang findet sich die Stromgutschrift-Methodik im AGFW Arbeitsblatt FW 309 Teil 1 zur energetischen Bewertung von Fernwärme.\r\nAndere technisch anerkannte KWK-Allokationsmethoden, die in Wärmelieferverträgen zur Anwendung kommen, sind beispielsweise die exergetische Methode (Carnot-Methode) und die\r\nArbeitswertmethode.\r\nUm Inkonsistenzen mit den tatsächlichen Abrechnungsprozessen und Doppelarbeit zu vermeiden, sollte die in Nummer 2 für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung vorgesehene KWK-Allokationsregel die alternative Verwendung einer anderen technisch anerkannten Allokationsmethode, die der tatsächlichen Preiskalkulation des Wärmelieferanten zu Grunde liegt, ermöglichen, soweit diese die tatsächlichen Versorgungsverhältnisse angemessen und praxisnah widerspiegelt.\r\n2.5 Zu § 4 Abs. 3 (maßgeblicher Zertifikatepreis):\r\nDie Frist für die Veröffentlichung des Durchschnittspreises für EU-Zertifikate durch das Umweltbundesamt (UBA) auf seiner Internetseite sollte bis zum Jahresende des Berichtsjahres\r\nund nicht bis zum 31. März des folgenden Kalenderjahres erfolgen.\r\n› Begründung:\r\nDas UBA gibt im Kontext BEHG in der Versteigerungsphase den durchschnittlichen Zertifikatepreis des Zeitraums 1. Juli bis 30. November bis 10 Tage vor Kalenderjahresende bekannt\r\n(siehe § 4 Abs. 1 Nr. 3).\r\nBei der Bestimmung der CO2-Kosten ist für die EU-emissionshandelspflichtige Wärme der\r\nDurchschnittspreis der EU-Emissionszertifikate für die Bestimmung des CO2-Preisbestandteiles\r\nanzusetzen. Dieser wird jährlich vom UBA ermittelt und bis zum 31. März des Folgejahres veröffentlicht.\r\nEin identisches, abgestimmtes Vorgehen wäre auch bei den Zertifikatepreisen aus dem EUEmissionshandel wünschenswert. So wäre auch hier eine Ausweisung jährlich bis spätestens\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\nzum 1. Januar möglich und damit grundsätzlich eine zeitgleiche Preisänderung beider Systeme\r\ngegeben.\r\nDa die letzten Termine der Energiebörse EEX für die Versteigerung von Emissionsberechtigungen mehrere Werktage vor dem Jahresende des betroffenen Kalenderjahres liegen (z. B. für\r\n2024 der 13. Dezember 2024 für Versteigerungen im Namen von Deutschland), ist es möglich,\r\ndie für die Rechnungsstellung maßgeblichen Durchschnittspreise schon spätestens zum Jahresende zu veröffentlichen. Dies würde für die Wärmelieferanten aus Wärmenetzen, die zumindest anteilig aus Wärmeerzeugungsanlagen gespeist werden, die dem Europäischen Emissionshandel unterliegen, die Erstellung von monatlichen oder jahresbezogenen Rechnungen\r\nim ersten Quartal des Folgejahres ermöglichen.\r\n2.6 Aufteilung der tatsächlich in Rechnung gestellten CO2-Kosten\r\nDie Ausweisung der CO2-Kosten ist grundsätzlich auf Grundlage der Rechenvorgaben und Standardwerte des CO2KostAufG vorzunehmen. Die Ergebnisse dieser „fiktiven“ Berechnung weichen allerdings in der Praxis oftmals von den tatsächlich vom Versorger in Rechnung gestellten\r\nCO2-Kosten ab. Die Aufteilung der CO2-Kosten zwischen Mieter und Vermieter erfolgt anschließend anhand des abweichenden, fiktiven Betrages. Hier wäre es wünschenswert zu ermöglichen, dass im Rahmen der CO2-Kostenaufteilung zwischen Mieter und Vermieter anstelle der\r\nnach den Vorgaben des Gesetzes ermittelten Beträge auch eine Aufteilung der tatsächlich in\r\nRechnung gestellten CO2-Kosten vorgenommen werden darf, soweit diese die Kostenbelastung\r\npraxisnäher und sachgerechter abbilden.\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nDr. Martin Ruhrberg\r\nFachgebietsleiter Luftreinhaltung und\r\nKlimaschutz\r\nTel.: 030-300199-1518\r\nmartin.ruhrberg@bdew.de\r\nEvelin Wieckowski\r\nFachgebietsleiterin Wärme\r\nTel.: 030-300199-1031\r\nevelin.wieckowski@bdew.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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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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August 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschläge zur Änderung des\r\nCO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................2\r\n2 Verbesserungsvorschläge...........................................................................4\r\n2.1 Zu § 3 Abs. 1 (Informationspflichten)....................................................4\r\n2.2 Zu § 3 Abs. 4 (Stichtagsregelung) ..........................................................5\r\n2.3 Zu § 3 Abs. 4 (CO2-freie bzw. -arme Energieträger) ..............................6\r\n2.4 Zu § 3 Abs. 4 Nummer 2 (KWK-Allokation) ...........................................7\r\n2.5 Zu § 4 Abs. 3 (maßgeblicher Zertifikatepreis): ......................................8\r\n2.6 Aufteilung der tatsächlich in Rechnung gestellten CO2-Kosten ............9\r\n1 Einleitung\r\nDas CO2-Kostenaufteilungsgesetz vom 5. Dezember 2022 (CO2KostAufG) sieht für Wohngebäude vor, die CO2-Kosten der Brennstoff- oder Wärmelieferungen ab dem Jahr 2023 über ein\r\nStufenmodell entsprechend dem Kohlendioxidausstoß des Gebäudes pro Quadratmeter\r\nWohnfläche zwischen Vermieter und Mieter aufzuteilen. Das CO2KostAufG richtet sich primär\r\nan Vermieter und Mieter, legt aber in § 3 auch für die Brennstoff- und Wärmelieferanten neue\r\nInformationspflichten fest, die ab 2023 bei Erstellung der Rechnungen berücksichtigt werden\r\nmüssen. Insbesondere besteht die gesetzliche Verpflichtung, dass in den Rechnungen des Lieferanten die Ausweisung der CO2-Kosten nach den einheitlichen Vorgaben des CO2KostAufG\r\nerfolgen muss.\r\nDer BDEW bedauert, dass sich der Gesetzgeber im Jahr 2022 auf der „legislativen Zielgeraden“\r\ndazu entschieden hat, die vom EU-Emissionshandel erfasste leitungsgebundene Wärmeversorgung in das CO2KostAufG mit aufzunehmen. Das Ziel des Gesetzes ist es, Vermieter dazu\r\nanzureizen, eine Heizungstechnik zu verbauen, die im besten Fall keine CO2-Emissionen verursacht. Bei dezentralen Heizungsanlagen hat der Vermieter auch direkten Einfluss auf die Wärmeerzeugung, bei einer leitungsgebundenen Wärmeversorgung in der Regel jedoch nicht.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\nAufgrund der neuen Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG), das seit dem 1. Januar\r\n2024 in Kraft ist, ist nach Auffassung des BDEW eine grundlegend neue Bewertung des Sachverhaltes zwingend vorzunehmen: Die Wärmeversorger sind nach den neuen Vorgaben gesetzlich verpflichtet, dass die Wärmenetze bis 2045 emissionsfrei werden. Dazu müssen Wärmenetzbetreiber, deren Netze nicht bereits vollständig mit klimaneutraler Wärmeenergie o.ä.\r\ngespeist werden, bis 31. Dezember 2026 einen Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrplan oder einen Transformationsplan im Sinne der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) vorlegen. Darüber hinaus beinhaltet das WPG mehrere Zwischenstufen für den\r\nDekarbonisierungspfad von Wärmenetzen bis zur vollständigen Klimaneutralität. Es besteht\r\nalso der klare politische Wille, dass die klimaneutrale Fernwärmeversorgung ausgebaut wird.\r\nBestehende BEW-Förderprogramme weisen in die gleiche Richtung.\r\nDas aktuelle CO2KostAufG passt zu dieser Zielrichtung nicht. Vielmehr wirkt es für Vermieter\r\neines fernwärmeversorgten Gebäudes eher als Anreiz sich von der Fernwärme abzukoppeln.\r\nAktuell sind die aufzuteilenden CO2-Kosten aktuell insbesondere aufgrund der großen CO2-\r\nPreisunterschiede zwischen Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) und EU-Emissionshandel deutlich höher als bei einer dezentralen Heizungsanlage. Es kann jedoch nicht im Sinne des\r\nGesetzgebers sein, Fernwärme-Bestandskunden dafür zu bestrafen, dass Sie an einem großen\r\nFernwärmenetz angeschlossen sind. Schließlich fördert der Bund den Ausbau der Fernwärmeversorgung. Neuanschlüsse sind zwar von der CO2-Kostenaufteilung befreit, es ist den Fernwärmekunden aber nicht zu vermitteln, dass sie beispielsweise der Strombezug von Wärmepumpen der CO2-Kostenaufteilung nicht unterliegt.\r\nHinzu kommt, dass die Erfüllung der Pflichten des CO2KostAufG für die Wärmelieferanten wesentlich komplexer als im Falle von Brennstofflieferungen ist. Deshalb stellt insbesondere die\r\nAusweisung der CO2-Kosten auf unterjährigen oder rollierenden Rechnungen auch weiterhin\r\neine Herausforderung für viele Vertriebe dar. Hier muss dringend überprüft werden, ob die\r\ndadurch entstehenden Kosten im Verhältnis zum tatsächlichen Nutzen stehen\r\nDes Weiteren treten bei der leitungsgebundenen Wärmeversorgung eine Fülle von Problemen\r\nbei der Umsetzung des CO2KostAufG auf. Es besteht erheblicher administrativer Aufwand und\r\ndie Anwendung ist rechtsunsicher.\r\nIm Sinne der Entbürokratisierung schlägt der BDEW vor, die leitungsgebundene Wärmeversorgung vollständig aus dem Anwendungsbereich des CO2KostAufG herauszunehmen.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\n2 Verbesserungsvorschläge\r\nSofern die leitungsgebunden Wärmeversorgung weiterhin im Anwendungsbereich des\r\nCO2KostAufG unterfallen, sind aus Sicht des BDEW mindestens Erleichterung bei der Erfüllung\r\nder Informationspflichten und der Aufteilung der CO2-Kosten zwischen Vermieter und Mieter\r\nvorzunehmen. Das CO2KostAufG sollte wie folgt geändert werden:\r\n2.1 Zu § 3 Abs. 1 (Informationspflichten)\r\nDie Informationspflicht nach den Nummern 3 und 4 sollte für Brennstofflieferanten, die Gase\r\nder öffentlichen Gasversorgung liefern, nicht heizwertbezogen, sondern, in Analogie zur Energiesteueranmeldung, brennwertbezogen erfüllt werden.\r\nBei Wärmelieferungen sollte sich zudem der Emissionsfaktor nicht auf den Brennstoffeinsatz\r\nfür die Wärmeerzeugung, sondern auf die gelieferte Wärmemenge (Emissionsfaktor des Wärmenetzes) beziehen.\r\n› Begründung:\r\nAbrechnungen der Gasversorger und Jahresanmeldungen für die Energiesteuer erfolgen für\r\nGase der öffentlichen Gasversorgung üblicherweise brennwertbezogen. Durch den Vorschlag,\r\nauch im Rahmen der Informationspflicht nach § 3 für solche Fälle brennwertbezogene Emissionsfaktoren und Energiegehalte auszuweisen, würde die Lesbarkeit der Rechnungen der\r\nBrennstoff- bzw. Wärmelieferanten wesentlich verbessert und die Verständlichkeit der Bestimmung und Aufteilung der CO2-Kosten für Vermieter bzw. Mieter erheblich erleichtert.\r\nIm Falle von Wärmelieferungen ist zu beachten, dass der Kunde auf seiner Abrechnung in der\r\nRegel eine abgerechnete Wärmemenge erhält. Die zur Wärmeerzeugung eingesetzte Brennstoffmenge wird üblicherweise nicht ausgewiesen. Die Abrechnungssysteme der Energieversorger sind darauf angelegt, Wärme abzurechnen. Vor diesem Hintergrund sollte der Emissionsfaktor der Wärmeversorgung sich in solchen Fällen nicht auf den Brennstoff, sondern die\r\ngelieferte Wärme beziehen dürfen. Dieser zusätzliche Spielraum kann die Umsetzungsgeschwindigkeit beim Versorger erhöhen, den Aufwand für die Ausweisung verringern und die\r\nNachvollziehbarkeit der CO2-Kostenausweisung für den Kunden erheblich verbessern.\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\n2.2 Zu § 3 Abs. 4 (Stichtagsregelung)\r\nFür die Erfüllung der Informationspflicht nach § 3 Absätze 1 bis 3 sollten für Wärmelieferanten\r\nfolgende zusätzliche Maßgaben gelten, die regeln, dass\r\n• für unterjährige Rechnungen bis einschließlich 30. Juni die Daten zur Berechnung von\r\nBrennstoffemission, Emissionsfaktor und Energiegehalt aus den Emissionsberichten des\r\nVorvorjahres (X-2) herangezogen werden dürfen und spätestens ab dem 1. Juli die Daten der Emissionsberichte des Vorjahres (X-1) verwendet werden;\r\n• für die Jahre 2025 und 2026 für alle Wärmearten als maßgeblicher CO2-Preis der BEHGPreis anzusetzen ist und für die Handelsphase ab 2027 als einziger einheitlicher Stichtag\r\nder 1. Juli des Folgejahres für die Ausweisung von Energieträgereinsatz, Emissionen und\r\nCO2-Kosten festgelegt wird;\r\n• im Fall der Wärmelieferung aus einer im Abrechnungszeitraum neu in Betrieb genommenen Wärmeerzeugungsanlage auf Plan- oder Auslegungsdaten abgestellt werden\r\ndarf, solange noch keine Emissionsberichte für diese Anlage oder für die in dieser Anlage zum Einsatz kommenden Brennstoffe vorliegen.\r\n› Begründung:\r\nWährend Brennstoff- und Wärmelieferungen bspw. aufgrund von Vertragswechseln oder Umzügen praktisch zu jedem Zeitpunkt im Jahr abgerechnet und fakturiert werden müssen, liegen\r\ndie notwendigen Daten zur Erfüllung der Informationspflicht den Wärmelieferanten nicht zu\r\njedem Zeitpunkt in aktueller Form vor. Dies gilt insbesondere für die Emissionsberichte unter\r\ndem BEHG oder dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG), die nur einmal im Jahr zu\r\nerstellen sind. Außerdem liegen diese Daten dem Brennstoff- oder Wärmelieferanten auch\r\nnicht zwingend unmittelbar zum Jahreswechsel, sondern erst zu einem Stichtag vor. Sind Anlagenbetreiber und Wärmelieferant nicht identisch, müssen die Daten des Emissionsberichts zudem erst dem Lieferanten zukommen, um dann in die individuellen Berechnungen Eingang finden zu können.\r\nDer BDEW hat in Abstimmung mit den anderen Energieverbänden AGFW und VKU eine Umsetzungshilfe mit verschiedenen Stichtagsregelungen für die anzusetzenden Datensätze zur\r\nErfüllung der Informationspflichten erarbeitet. Die gemeinsame Handlungsempfehlung für\r\nWärmelieferanten soll eine möglichst brancheneinheitliche Umsetzung ermöglichen, welche\r\ndas Risiko einer individuellen Ungleichbehandlung für Mieter und Vermieter und damit vermehrter Klagen, auch gegen die Lieferanten, vermindert. Diese Handlungsempfehlung stellt\r\nfolglich keine juristische Auslegung oder Beratung dar, sondern ist eine gemeinsame, rechtlich\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nnicht verbindliche Umsetzungsempfehlung der beteiligten Verbände, die zur Anwendung kommen soll, solange keine entsprechenden gesetzlichen Regelungen, Leitfäden oder Auslegungshinweise seitens der Bundesregierung vorliegen. Um einen möglichst einheitlichen Vollzug des\r\nCO2KostAufG zu erreichen, sollten die Vorschläge der gemeinsame Handlungsempfehlung im\r\nGesetz aufgegriffen werden.\r\nFür unterjährige Rechnungen sollten bis zum 1. Juli die Daten zu Emissionsfaktoren, Energieverbräuchen und Anteilen der Wärmeerzeugungsanlagen aus den Emissionsberichten des Vorvorjahres (X-2) herangezogen werden dürfen. Spätestens ab dem 1. Juli sollten die Daten der\r\nEmissionsberichte des Vorjahres (X-1) verwendet werden.\r\nMaßgeblich für die Ermittlung des Kohlendioxidkostenbestandteils ist der Zeitpunkt der Lieferung. Für die Auswahl des Zeitbezuges der Daten sollte jeweils das Enddatum des Abrechnungszeitraumes als Stichtag für die Zuordnung verwendet werden.\r\nZu beachten ist, dass bei „Mischnetzen“ mit emissionshandelspflichtiger und BEHG-unterworfener Wärmelieferungen die „Mischwerte“ für Energieträgereinsatz, Emissionen und CO2-Kosten erst nach Vorlage der jeweiligen Emissionsberichte exakt ermittelt werden können.\r\nZur Reduzierung der Komplexität sollte für die Jahre 2025 und 2026 für alle Wärmearten als\r\nmaßgeblicher CO2-Preis der BEHG-Preis angesetzt werden und für die Handelsphase ab 2027 als\r\neinziger einheitlicher Stichtag der 1. Juli des Folgejahres für die Ausweisung von Energieträgereinsatz, Emissionen und CO2-Kosten festgelegt werden\r\nAußerdem bedarf es Klarstellungen im Hinblick auf den Umgang mit neuen Wärmeerzeugungsanlagen, für die noch keine Emissionsberichte zum Zeitpunkt der Rechnungsstellung vorliegen.\r\n2.3 Zu § 3 Abs. 4 (CO2-freie bzw. -arme Energieträger)\r\nEs sollte geregelt werden, dass\r\n• im Fall der Wärmelieferung in Wärmenetzen, in denen Wärme aus unvermeidbarer Abwärme oder aus Quellen transportiert wird, die im Sinne des Gesetzes für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze (Wärmeplanungsgesetz - WPG)\r\nvom 20. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 394) unvermeidbarer Abwärme gleichgestellt\r\nsind, weder Brennstoffemissionen noch ein Preisbestandteil der Kohlendioxidkosten anzugeben sind;\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\n• für energiesteuerfrei verwendetes Biogas und Biomethan für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung keine CO2-Kosten auszuweisen sind und demzufolge auch keine Nachhaltigkeitszertifizierung für die Anwendung des Nullemissionsfaktors gefordert ist.\r\n› Begründung:\r\nIm Falle der Wärmelieferung aus unvermeidbarer Abwärme im Sinne des WPG sollte keine\r\nCO2-Kostenausweisung erfolgen, da dies im Widerspruch zu Methodik und Zielen des WPG\r\nund der damit verbundenen kommunalen Wärmeplanung und den Dekarbonisierungsplänen\r\nder Wärmeversorger stehen würde.\r\nEnergiesteuerbefreites Biogas und Biomethan steht außerhalb des Anwendungsbereiches des\r\nBEHG. Für das Verwenden eines Nullemissionsfaktors für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung sollte keine Nachhaltigkeitszertifizierung gefordert werden.\r\n2.4 Zu § 3 Abs. 4 Nummer 2 (KWK-Allokation)\r\nUm Inkonsistenzen mit den tatsächlichen Abrechnungsprozessen und Doppelarbeit zu vermeiden, sollte die in Nummer 2 für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung vorgesehene KWK-Allokationsregel anstelle der „Finnischen Methode“ auch andere im Unternehmen etablierte Berechnungsverfahren zulassen. Wärmeversorger sollten hierbei also Werte ansetzen dürfen,\r\ndie schon in anderen Zusammenhängen im Unternehmen genutzt werden (bspw. auf Grundlage des Gebäudeenergiegesetzes (GEG)).\r\nEs ist anzustreben, dass für alle wärmespezifischen Politikinstrumente eine einheitliche Allokationsmethodik zur Anwendung kommt. Insbesondere ist eine andere anerkannte Allokationsmethode, die der tatsächlichen Preiskalkulation des Wärmelieferanten zu Grunde liegt, zu ermöglichen, soweit diese die tatsächlichen Versorgungsverhältnisse angemessen und praxisnah\r\nwiderspiegelt. Zur Begrenzung des Verwaltungsaufwandes ist die Verwendung von bereits bescheinigten Werten (die oft auch länger als ein Jahr gültig sind) der Verwendung von aufwändig zu bestimmenden und jährlich zu aktualisierenden „Ist-Werten“ vorzuziehen.\r\n› Begründung:\r\nIn Nummer 2 wird als Allokationsverfahren im Falle von Wärmelieferungen aus Kraft-WärmeKopplungsanlagen die Zuordnungsregel nach Anhang 1 Teil 3 der Zuteilungsverordnung\r\n2020 festgeschrieben. Diese sogenannte „Finnische Methode“ vergleicht die gekoppelte Erzeugung mit zwei Referenzsystemen (Strom und Wärme). Die Brennstoffaufteilung des KWK-\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\nProzesses wird maßgeblich durch die Referenzwerte bestimmt. Entsprechend liefert die Methodik kein Abbild realer Prozesse, sondern stellt lediglich einen Vergleich in Bezug auf die gewählten Referenzsysteme dar. Physikalische Gesetzmäßigkeiten finden keinen Eingang.\r\nBei der primärenergetischen Bewertung von KWK (KWK in Wärmenetzen und KWK in Gebäuden, z. B. gebäudeintegriertes BHKWs) im Rahmen des Gebäudeenergiegesetzes (siehe § 22\r\nGEG), findet die Stromgutschriftmethode auf Grundlage eines Verdrängungsstrommixes Anwendung. In gleichem Zusammenhang findet sich die Stromgutschrift-Methodik im AGFW Arbeitsblatt FW 309 Teil 1 zur energetischen Bewertung von Fernwärme.\r\nAndere technisch anerkannte KWK-Allokationsmethoden, die in Wärmelieferverträgen zur Anwendung kommen, sind beispielsweise die exergetische Methode (Carnot-Methode) und die\r\nArbeitswertmethode.\r\nUm Inkonsistenzen mit den tatsächlichen Abrechnungsprozessen und Doppelarbeit zu vermeiden, sollte die in Nummer 2 für die Zwecke der CO2-Kostenaufteilung vorgesehene KWK-Allokationsregel die alternative Verwendung einer anderen technisch anerkannten Allokationsmethode, die der tatsächlichen Preiskalkulation des Wärmelieferanten zu Grunde liegt, ermöglichen, soweit diese die tatsächlichen Versorgungsverhältnisse angemessen und praxisnah widerspiegelt.\r\n2.5 Zu § 4 Abs. 3 (maßgeblicher Zertifikatepreis):\r\nDie Frist für die Veröffentlichung des Durchschnittspreises für EU-Zertifikate durch das Umweltbundesamt (UBA) auf seiner Internetseite sollte bis zum Jahresende des Berichtsjahres\r\nund nicht bis zum 31. März des folgenden Kalenderjahres erfolgen.\r\n› Begründung:\r\nDas UBA gibt im Kontext BEHG in der Versteigerungsphase den durchschnittlichen Zertifikatepreis des Zeitraums 1. Juli bis 30. November bis 10 Tage vor Kalenderjahresende bekannt\r\n(siehe § 4 Abs. 1 Nr. 3).\r\nBei der Bestimmung der CO2-Kosten ist für die EU-emissionshandelspflichtige Wärme der\r\nDurchschnittspreis der EU-Emissionszertifikate für die Bestimmung des CO2-Preisbestandteiles\r\nanzusetzen. Dieser wird jährlich vom UBA ermittelt und bis zum 31. März des Folgejahres veröffentlicht.\r\nEin identisches, abgestimmtes Vorgehen wäre auch bei den Zertifikatepreisen aus dem EUEmissionshandel wünschenswert. So wäre auch hier eine Ausweisung jährlich bis spätestens\r\nVorschläge zur Änderung des CO2-Kostenaufteilungsgesetzes im Hinblick auf die Informationspflichten von Wärmelieferanten\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\nzum 1. Januar möglich und damit grundsätzlich eine zeitgleiche Preisänderung beider Systeme\r\ngegeben.\r\nDa die letzten Termine der Energiebörse EEX für die Versteigerung von Emissionsberechtigungen mehrere Werktage vor dem Jahresende des betroffenen Kalenderjahres liegen (z. B. für\r\n2024 der 13. Dezember 2024 für Versteigerungen im Namen von Deutschland), ist es möglich,\r\ndie für die Rechnungsstellung maßgeblichen Durchschnittspreise schon spätestens zum Jahresende zu veröffentlichen. Dies würde für die Wärmelieferanten aus Wärmenetzen, die zumindest anteilig aus Wärmeerzeugungsanlagen gespeist werden, die dem Europäischen Emissionshandel unterliegen, die Erstellung von monatlichen oder jahresbezogenen Rechnungen\r\nim ersten Quartal des Folgejahres ermöglichen.\r\n2.6 Aufteilung der tatsächlich in Rechnung gestellten CO2-Kosten\r\nDie Ausweisung der CO2-Kosten ist grundsätzlich auf Grundlage der Rechenvorgaben und Standardwerte des CO2KostAufG vorzunehmen. Die Ergebnisse dieser „fiktiven“ Berechnung weichen allerdings in der Praxis oftmals von den tatsächlich vom Versorger in Rechnung gestellten\r\nCO2-Kosten ab. Die Aufteilung der CO2-Kosten zwischen Mieter und Vermieter erfolgt anschließend anhand des abweichenden, fiktiven Betrages. Hier wäre es wünschenswert zu ermöglichen, dass im Rahmen der CO2-Kostenaufteilung zwischen Mieter und Vermieter anstelle der\r\nnach den Vorgaben des Gesetzes ermittelten Beträge auch eine Aufteilung der tatsächlich in\r\nRechnung gestellten CO2-Kosten vorgenommen werden darf, soweit diese die Kostenbelastung\r\npraxisnäher und sachgerechter abbilden.\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nDr. Martin Ruhrberg\r\nFachgebietsleiter Luftreinhaltung und\r\nKlimaschutz\r\nTel.: 030-300199-1518\r\nmartin.ruhrberg@bdew.de\r\nEvelin Wieckowski\r\nFachgebietsleiterin Wärme\r\nTel.: 030-300199-1031\r\nevelin.wieckowski@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 9. September 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für einen\r\nzukunftsgerichteten\r\nHaushalt 2025 und Wirtschaftsplan des Klima- und\r\nTransformationsfonds (KTF)\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nMit dem vorliegenden Entwurf des Bundeshaushalts 2025, insbesondere des Wirtschaftsplans\r\ndes Klima- und Transformationsfonds (KTF), hat die Bundesregierung einen wichtigen Beitrag\r\nzur künftigen Finanzierung der Transformation geleistet. Der Bundeshaushalt 2025 kann in\r\nVerbindung mit der Wachstumsinitiative einen wesentlichen Beitrag zu mehr Planungssicherheit für die anstehenden Investitionen in die Energiewende leisten. Zugleich lässt der Entwurf\r\ndes Bundeshaushalts 2025 zahlreiche Fragen unbeantwortet, die im parlamentarischen Verfahren durch den Haushaltsgesetzgeber dringend zu klären sind.\r\nDer Entwurf für den Wirtschaftsplan des KTF bringt einige Kürzungen mit sich, bleibt aber ein\r\nwichtiges Instrument zur Unterstützung der Energiewende. Die durch die globale Minderausgabe implizit eingepreiste Unterdeckung bringt jedoch unnötige Unsicherheit dahingehend, ob\r\ndie Fördertöpfe in versprochenem Umfang in Anspruch genommen werden können. Eine\r\nSperre des KTF bei Überzeichnung würde die Energiewende ausbremsen und Vertrauen leichtfertig zerstören. Es ist daher entscheidend, dass in den parlamentarischen Beratungen der KTF\r\nmit ausreichend Mitteln ausgestattet wird und einige Kürzungen korrigiert werden, um die\r\nnotwendigen Investitionen abzusichern.\r\n1. Planungssicherheit durch Ausfinanzierung sicherstellen\r\nDass im KTF durch die globale Minderausgabe in Höhe von neun Milliarden Euro sowie die globale Mehreinnahme in Höhe von drei Milliarden Euro faktisch zwölf Milliarden Euro der eingeplanten Ausgaben nicht unterlegt sind und durch die globale Minderausgabe eine komplette\r\nVerausgabung nicht angestrebt ist, führt zu großer Planungsunsicherheit für Unternehmen\r\nund Privathaushalte. Eine Situation wie nach dem Haushaltsurteil des BVerfG, in der zahlreiche Förderprogramme angehalten und Förderbescheide teilweise aufgehoben wurden, darf\r\nsich hingegen nicht wiederholen.\r\nDie Haushaltstitel des KTF müssen daher zwingend vollumfänglich mit Mitteln unterlegt sein,\r\num die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nDies gilt ferner dahingehend, dass Verpflichtungsermächtigungen für 2026 ff. direkt im Haushaltsplan 2025 mit Sperrvermerken versehen sind – bspw. 829 03 „Umsetzung der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie“. Etwaige 2025 mit Förderzusage begonnene Investitionen begegnen\r\neiner erheblichen Unsicherheit die Fortgeltung der Förderzusage betreffend.\r\nHinsichtlich der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Einnahmeseite des KTF dahingehend zu prüfen, dass einerseits die Annahme zum durchschnittlichen\r\nCO2-Preis dargestellt wird, um etwaige Deckungslücken abschätzen zu können und andererseits im Hinblick auf die fortgeführte Einstellung von Einnahmen durch das nEHS in der mittelfristigen Finanzplanung. Durch den Übergang vom nEHS in den ETS 2 spätestens ab 2028, sind\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\ndie Mittelansatze durch das nEHS nicht mehr realistisch, durch das Marktsystem des ETS 2\r\neine bloße Fortschreibung des Mittelansatzes nicht sachgerecht.\r\n2. Wasserstoffhochlauf ermöglichen\r\nDass die Mittelansätze für den Wasserstoffhochlauf um mehr als 400 Mio. Euro im Vergleich\r\nzum Haushalt 2024 sinken, stellt eine erhebliche Gefahr für die erfolgreiche Etablierung der\r\nWasserstoffwirtschaft und der Dekarbonisierung, insbesondere der Industrie, dar. Insbesondere bei den Haushaltstiteln 829 03 „Umsetzung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ sowie\r\n829 02 „Wasserstoffeinsatz in der Industrieproduktion“ ist die Beibehaltung des Mittelansatzes des Haushaltsplans 2024 notwendig. Dies gilt auch hinsichtlich der mittelfristigen Finanzplanung. Die drastische Kürzung der Verpflichtungsermächtigungen stellt eine erhebliche Gefahr für die Absicherung des Aufbaus der Wasserstoffwirtschaft und die Anreizung des Mengenhochlaufs dar. Hier müssen die Verpflichtungsermächtigungen auf den alten Ansatz zurückgeführt und entsprechend erhöht werden.\r\nVon großer Bedeutung ist, dass im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ die Förderprogramme für systemdienliche Elektrolyseure, Offshore-Elektrolyse\r\nund die European Hydrogen Bank mit konkreten Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die\r\nUnterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung,\r\num das Ziel, 10 GW Elektrolyseleistung bis 2030 am Netz zu haben, erreichen zu können. Dass\r\nin der Erklärung zum Haushaltstitel auf für Elektrolyse geplante Förderproprogramme im Jahr\r\n2025 verwiesen wird, trägt, auch im Sinne der Grundsätze von Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit, nicht zu einer Investitionssicherheit für Unternehmen bei. Es bedarf hingegen\r\neines klaren Mittelansatzes für die Förderprogramme, um die notwendigen Investitionen in\r\nElektrolyseure anzureizen. Insbesondere die Ausweisung von Flächen für Offshore-Elektrolyse\r\nhängt maßgeblich von der Fördermittelbereitstellung ab und wird ohne diese nicht erfolgreich\r\numgesetzt werden. Mit einer Unterlegung der European Hydrogen Bank muss zugleich die\r\nMöglichkeit eröffnet werden, den „Auction as a Service“-Mechanismus zu nutzen.\r\n3. Umsetzung der Kraftwerksstrategie garantieren\r\nZu großer Unsicherheit führt, dass der Haushaltstitel 893 12 „Umsetzung nationale Kraftwerksstrategie“ im Haushaltsentwurf 2025 im Gegensatz zum Haushaltsplan 2024 keine Verpflichtungsermächtigungen mehr ausweist. Ohne konkrete Verpflichtungsermächtigungen, ist\r\nfür Unternehmen keine Investitionssicherheit gegeben, da nicht abschätzbar ist, ob tatsächlich\r\neine finanzielle Unterstützung mittelfristig erfolgen soll. Die fehlenden Verpflichtungsermächtigungen führen gegebenenfalls dazu, dass Unternehmen sich aufgrund der daraus ergebenden fehlenden Planungs- und Investitionssicherheit gar nicht erst an etwaigen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nAusschreibungen beteiligen werden und somit die notwendige steuerbare Leistung nicht oder\r\nnicht rechtzeitig am Netz ist, um die dekarbonisierte Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nUm die Umsetzung der Kraftwerksstrategie erfolgreich zu gestalten und Ausschreibungen\r\nhaushaltsrechtlich durchführen zu können, ist zwingend die Wiedereinstellung der Verpflichtungsermächtigungen zu vollziehen.\r\n4. Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen\r\nDer Mittelaufwachs im Haushaltstitel 893 03 „Transformation der Wärmenetze“ ist zu begrüßen. Der Mittelansatz bleibt gleichwohl hinter dem notwendigen Bedarf in Höhe von drei Milliarden Euro jährlich zurück. Dies gilt nicht nur für die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze, sondern auch für das neu aufgeführte Förderprogramm Geothermie-Explorationsrisiko.\r\nDie veranschlagten 18 Mio. Euro sowie die im Einzelplan des BMWK im Haushaltstitel „Ausgaben im Zusammenhang mit Darlehen der KfW zur Absicherung von Ausfallrisiken geothermischer Bohrungen“ in Höhe von neun Mio. Euro sind nicht ausreichend, um die Investitionsrisiken hinreichend abzubilden, da die Kosten für nur eine Bohrung bereits etwa zehn Mio. Euro\r\nbetragen. Hier ist dringend ein weiterer Aufwuchs notwendig, um das Potenzial der Geothermie für dekarbonisierte Wärmenetze nutzen zu können.\r\nDes Weiteren sollte eine Deckungsmöglichkeit zwischen den Haushaltstiteln 893 03 und 893\r\n10 ermöglicht werden, um etwaige Minderausgaben bei 893 10 für die Transformation der\r\nWärmenetze zu nutzen.\r\n5. Verkehrswende\r\nIm Haushaltstitel 893 02 „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ sind 1,6\r\nMrd. EUR vorgesehen. In den Jahren 2019 bis 2023 wurde dieser Haushaltstitel bisher nur bis\r\nzu maximal 40 % abgerufen, im Jahr 2023 lag das IST bei nur 9 % des SOLL. Der Mittelansatz\r\ndieses Titels ist daher zu überprüfen.\r\nDer Stand des „Deutschlandnetzes“ für e-PKW zeigt, dass solche Programme in der Abwicklung sehr langwierig sind: Bisher wurden von den geplanten 900 regionalen Standorten zwei\r\nStandorte errichtet und drei weitere sind im Bau. Ursprünglich war das Programm für 2023\r\navisiert und bei der EU-Kommission mit einem „Marktversagen“ begründet worden. Parallel\r\nwurden durch die Privatwirtschaft bereits in über 632 der 900 regionalen DeutschlandnetzSuchräume Schnellladeinfrastruktur errichtet, das entspricht 70 % der regionalen Suchräume.\r\nIm Bundeshaushalt 2025 sind nicht nur 667 Mio. EUR für das vertraglich vereinbarte „Deutschlandnetz“ enthalten, sondern auch 386 Mio. EUR für den Aufbau eines e-LKW-Schnellladenetz\r\nan Bundesautobahnen vorgesehen. Bei diesem übernimmt der Bund die Kapitalkosten und\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\ndas Betriebsrisiko und möchte zudem technische Marktstandards setzen, die nicht dem europäischen Ansatz entsprechen.\r\nStattdessen empfehlen wir für einen erfolgreichen Aufbau des e-LKW-Ladeangebotes grundsätzlich die Ausschreibung der Flächenbewirtschaftung für die Bundes-Flächen. Das spart angesichts der Erfahrung mit dem „Deutschlandnetz“ Zeit und Bundesmittel. Über die Flächennutzungsverträge würde der Bund sogar Einnahmen erzielen können und gleichzeitig den flexiblen Entdeckungswettbewerb um die besten e-LKW-Ladedienstleistungen stärken. Um den\r\nAusbau der e-LKW-Ladeinfrastruktur zu unterstützen, könnte die Bundesregierung wettbewerbsneutral einen Teil der Kosten der erforderlichen Netzanschlüsse für alle e-LKW-Ladestandorte übernehmen, anstatt nur für Standorte an den Bundesautobahnen.\r\n6. Energieeffizienz stärken\r\nDer Mittelaufwuchs im Haushaltstitel 686 14 „Beratung Energieeffizienz“ ist zu begrüßen. Der\r\nEnergieberatung kommt bei der effizienten energetischen Sanierung von Privathaushalten\r\neine entscheidende Bedeutung zu. Eine Situation wie im Jahr 2024, in der die Förderung kurzfristig deutlich reduziert wurde, darf nicht erneut eintreten. Daher sollte der mittelfristige Mittelansatz wieder auf das Niveau des Haushaltsplans 2024 erhöht und somit verstetigt werden.\r\nEbenso zu begrüßen ist, die Erhöhung des Mittelansatzes der mittelfristigen Finanzplanung\r\ndes Haushaltstitels 686 08 „Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe“. Die dort umfasste\r\n„Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ leistet einen wichtigen Beitrag zur Senkung des Energieverbrauchs und gilt laut BMWK als eine der effektivsten\r\nMaßnahmen, sodass eine Verstetigung der Mittel ausdrücklich angezeigt ist.\r\n7. Absicherung der Strompreiskompensation\r\nDie Zuschüsse an die stromintensiven Betriebe als Teil der Strompreiskompensation sinken\r\n2025 um etwa 600 Mio. Euro auf 3,3 Mrd. Euro. Des Weiteren sieht die mittelfristige Finanzplanung weiterhin lediglich einen Mittelbedarf in Höhe von vier Mio. Euro vor, sodass bei Verlängerung der Strompreiskompensation in den Folgejahren ein erheblicher Mehrbedarf im\r\nHaushalt entsteht. Dies muss entsprechend mit Haushaltsmitteln unterlegt und abgesichert\r\nwerden.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nAnsprechpartner\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1090\r\nE-Mail: tilman.schwencke@bdew.de\r\nDr. Martin Stark\r\nFachgebietsleiter Strategie und Politik\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1068\r\nE-Mail: martin.stark@bdew.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":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011750","regulatoryProjectTitle":"Bundeshaushalt 2025, Wachstumsinitiative und KTF","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/59/356792/Stellungnahme-Gutachten-SG2409240006.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 9. September 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für einen\r\nzukunftsgerichteten\r\nHaushalt 2025 und Wirtschaftsplan des Klima- und\r\nTransformationsfonds (KTF)\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nMit dem vorliegenden Entwurf des Bundeshaushalts 2025, insbesondere des Wirtschaftsplans\r\ndes Klima- und Transformationsfonds (KTF), hat die Bundesregierung einen wichtigen Beitrag\r\nzur künftigen Finanzierung der Transformation geleistet. Der Bundeshaushalt 2025 kann in\r\nVerbindung mit der Wachstumsinitiative einen wesentlichen Beitrag zu mehr Planungssicherheit für die anstehenden Investitionen in die Energiewende leisten. Zugleich lässt der Entwurf\r\ndes Bundeshaushalts 2025 zahlreiche Fragen unbeantwortet, die im parlamentarischen Verfahren durch den Haushaltsgesetzgeber dringend zu klären sind.\r\nDer Entwurf für den Wirtschaftsplan des KTF bringt einige Kürzungen mit sich, bleibt aber ein\r\nwichtiges Instrument zur Unterstützung der Energiewende. Die durch die globale Minderausgabe implizit eingepreiste Unterdeckung bringt jedoch unnötige Unsicherheit dahingehend, ob\r\ndie Fördertöpfe in versprochenem Umfang in Anspruch genommen werden können. Eine\r\nSperre des KTF bei Überzeichnung würde die Energiewende ausbremsen und Vertrauen leichtfertig zerstören. Es ist daher entscheidend, dass in den parlamentarischen Beratungen der KTF\r\nmit ausreichend Mitteln ausgestattet wird und einige Kürzungen korrigiert werden, um die\r\nnotwendigen Investitionen abzusichern.\r\n1. Planungssicherheit durch Ausfinanzierung sicherstellen\r\nDass im KTF durch die globale Minderausgabe in Höhe von neun Milliarden Euro sowie die globale Mehreinnahme in Höhe von drei Milliarden Euro faktisch zwölf Milliarden Euro der eingeplanten Ausgaben nicht unterlegt sind und durch die globale Minderausgabe eine komplette\r\nVerausgabung nicht angestrebt ist, führt zu großer Planungsunsicherheit für Unternehmen\r\nund Privathaushalte. Eine Situation wie nach dem Haushaltsurteil des BVerfG, in der zahlreiche Förderprogramme angehalten und Förderbescheide teilweise aufgehoben wurden, darf\r\nsich hingegen nicht wiederholen.\r\nDie Haushaltstitel des KTF müssen daher zwingend vollumfänglich mit Mitteln unterlegt sein,\r\num die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nDies gilt ferner dahingehend, dass Verpflichtungsermächtigungen für 2026 ff. direkt im Haushaltsplan 2025 mit Sperrvermerken versehen sind – bspw. 829 03 „Umsetzung der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie“. Etwaige 2025 mit Förderzusage begonnene Investitionen begegnen\r\neiner erheblichen Unsicherheit die Fortgeltung der Förderzusage betreffend.\r\nHinsichtlich der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Einnahmeseite des KTF dahingehend zu prüfen, dass einerseits die Annahme zum durchschnittlichen\r\nCO2-Preis dargestellt wird, um etwaige Deckungslücken abschätzen zu können und andererseits im Hinblick auf die fortgeführte Einstellung von Einnahmen durch das nEHS in der mittelfristigen Finanzplanung. Durch den Übergang vom nEHS in den ETS 2 spätestens ab 2028, sind\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\ndie Mittelansatze durch das nEHS nicht mehr realistisch, durch das Marktsystem des ETS 2\r\neine bloße Fortschreibung des Mittelansatzes nicht sachgerecht.\r\n2. Wasserstoffhochlauf ermöglichen\r\nDass die Mittelansätze für den Wasserstoffhochlauf um mehr als 400 Mio. Euro im Vergleich\r\nzum Haushalt 2024 sinken, stellt eine erhebliche Gefahr für die erfolgreiche Etablierung der\r\nWasserstoffwirtschaft und der Dekarbonisierung, insbesondere der Industrie, dar. Insbesondere bei den Haushaltstiteln 829 03 „Umsetzung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ sowie\r\n829 02 „Wasserstoffeinsatz in der Industrieproduktion“ ist die Beibehaltung des Mittelansatzes des Haushaltsplans 2024 notwendig. Dies gilt auch hinsichtlich der mittelfristigen Finanzplanung. Die drastische Kürzung der Verpflichtungsermächtigungen stellt eine erhebliche Gefahr für die Absicherung des Aufbaus der Wasserstoffwirtschaft und die Anreizung des Mengenhochlaufs dar. Hier müssen die Verpflichtungsermächtigungen auf den alten Ansatz zurückgeführt und entsprechend erhöht werden.\r\nVon großer Bedeutung ist, dass im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ die Förderprogramme für systemdienliche Elektrolyseure, Offshore-Elektrolyse\r\nund die European Hydrogen Bank mit konkreten Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die\r\nUnterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung,\r\num das Ziel, 10 GW Elektrolyseleistung bis 2030 am Netz zu haben, erreichen zu können. Dass\r\nin der Erklärung zum Haushaltstitel auf für Elektrolyse geplante Förderproprogramme im Jahr\r\n2025 verwiesen wird, trägt, auch im Sinne der Grundsätze von Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit, nicht zu einer Investitionssicherheit für Unternehmen bei. Es bedarf hingegen\r\neines klaren Mittelansatzes für die Förderprogramme, um die notwendigen Investitionen in\r\nElektrolyseure anzureizen. Insbesondere die Ausweisung von Flächen für Offshore-Elektrolyse\r\nhängt maßgeblich von der Fördermittelbereitstellung ab und wird ohne diese nicht erfolgreich\r\numgesetzt werden. Mit einer Unterlegung der European Hydrogen Bank muss zugleich die\r\nMöglichkeit eröffnet werden, den „Auction as a Service“-Mechanismus zu nutzen.\r\n3. Umsetzung der Kraftwerksstrategie garantieren\r\nZu großer Unsicherheit führt, dass der Haushaltstitel 893 12 „Umsetzung nationale Kraftwerksstrategie“ im Haushaltsentwurf 2025 im Gegensatz zum Haushaltsplan 2024 keine Verpflichtungsermächtigungen mehr ausweist. Ohne konkrete Verpflichtungsermächtigungen, ist\r\nfür Unternehmen keine Investitionssicherheit gegeben, da nicht abschätzbar ist, ob tatsächlich\r\neine finanzielle Unterstützung mittelfristig erfolgen soll. Die fehlenden Verpflichtungsermächtigungen führen gegebenenfalls dazu, dass Unternehmen sich aufgrund der daraus ergebenden fehlenden Planungs- und Investitionssicherheit gar nicht erst an etwaigen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nAusschreibungen beteiligen werden und somit die notwendige steuerbare Leistung nicht oder\r\nnicht rechtzeitig am Netz ist, um die dekarbonisierte Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nUm die Umsetzung der Kraftwerksstrategie erfolgreich zu gestalten und Ausschreibungen\r\nhaushaltsrechtlich durchführen zu können, ist zwingend die Wiedereinstellung der Verpflichtungsermächtigungen zu vollziehen.\r\n4. Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen\r\nDer Mittelaufwachs im Haushaltstitel 893 03 „Transformation der Wärmenetze“ ist zu begrüßen. Der Mittelansatz bleibt gleichwohl hinter dem notwendigen Bedarf in Höhe von drei Milliarden Euro jährlich zurück. Dies gilt nicht nur für die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze, sondern auch für das neu aufgeführte Förderprogramm Geothermie-Explorationsrisiko.\r\nDie veranschlagten 18 Mio. Euro sowie die im Einzelplan des BMWK im Haushaltstitel „Ausgaben im Zusammenhang mit Darlehen der KfW zur Absicherung von Ausfallrisiken geothermischer Bohrungen“ in Höhe von neun Mio. Euro sind nicht ausreichend, um die Investitionsrisiken hinreichend abzubilden, da die Kosten für nur eine Bohrung bereits etwa zehn Mio. Euro\r\nbetragen. Hier ist dringend ein weiterer Aufwuchs notwendig, um das Potenzial der Geothermie für dekarbonisierte Wärmenetze nutzen zu können.\r\nDes Weiteren sollte eine Deckungsmöglichkeit zwischen den Haushaltstiteln 893 03 und 893\r\n10 ermöglicht werden, um etwaige Minderausgaben bei 893 10 für die Transformation der\r\nWärmenetze zu nutzen.\r\n5. Verkehrswende\r\nIm Haushaltstitel 893 02 „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ sind 1,6\r\nMrd. EUR vorgesehen. In den Jahren 2019 bis 2023 wurde dieser Haushaltstitel bisher nur bis\r\nzu maximal 40 % abgerufen, im Jahr 2023 lag das IST bei nur 9 % des SOLL. Der Mittelansatz\r\ndieses Titels ist daher zu überprüfen.\r\nDer Stand des „Deutschlandnetzes“ für e-PKW zeigt, dass solche Programme in der Abwicklung sehr langwierig sind: Bisher wurden von den geplanten 900 regionalen Standorten zwei\r\nStandorte errichtet und drei weitere sind im Bau. Ursprünglich war das Programm für 2023\r\navisiert und bei der EU-Kommission mit einem „Marktversagen“ begründet worden. Parallel\r\nwurden durch die Privatwirtschaft bereits in über 632 der 900 regionalen DeutschlandnetzSuchräume Schnellladeinfrastruktur errichtet, das entspricht 70 % der regionalen Suchräume.\r\nIm Bundeshaushalt 2025 sind nicht nur 667 Mio. EUR für das vertraglich vereinbarte „Deutschlandnetz“ enthalten, sondern auch 386 Mio. EUR für den Aufbau eines e-LKW-Schnellladenetz\r\nan Bundesautobahnen vorgesehen. Bei diesem übernimmt der Bund die Kapitalkosten und\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\ndas Betriebsrisiko und möchte zudem technische Marktstandards setzen, die nicht dem europäischen Ansatz entsprechen.\r\nStattdessen empfehlen wir für einen erfolgreichen Aufbau des e-LKW-Ladeangebotes grundsätzlich die Ausschreibung der Flächenbewirtschaftung für die Bundes-Flächen. Das spart angesichts der Erfahrung mit dem „Deutschlandnetz“ Zeit und Bundesmittel. Über die Flächennutzungsverträge würde der Bund sogar Einnahmen erzielen können und gleichzeitig den flexiblen Entdeckungswettbewerb um die besten e-LKW-Ladedienstleistungen stärken. Um den\r\nAusbau der e-LKW-Ladeinfrastruktur zu unterstützen, könnte die Bundesregierung wettbewerbsneutral einen Teil der Kosten der erforderlichen Netzanschlüsse für alle e-LKW-Ladestandorte übernehmen, anstatt nur für Standorte an den Bundesautobahnen.\r\n6. Energieeffizienz stärken\r\nDer Mittelaufwuchs im Haushaltstitel 686 14 „Beratung Energieeffizienz“ ist zu begrüßen. Der\r\nEnergieberatung kommt bei der effizienten energetischen Sanierung von Privathaushalten\r\neine entscheidende Bedeutung zu. Eine Situation wie im Jahr 2024, in der die Förderung kurzfristig deutlich reduziert wurde, darf nicht erneut eintreten. Daher sollte der mittelfristige Mittelansatz wieder auf das Niveau des Haushaltsplans 2024 erhöht und somit verstetigt werden.\r\nEbenso zu begrüßen ist, die Erhöhung des Mittelansatzes der mittelfristigen Finanzplanung\r\ndes Haushaltstitels 686 08 „Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe“. Die dort umfasste\r\n„Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ leistet einen wichtigen Beitrag zur Senkung des Energieverbrauchs und gilt laut BMWK als eine der effektivsten\r\nMaßnahmen, sodass eine Verstetigung der Mittel ausdrücklich angezeigt ist.\r\n7. Absicherung der Strompreiskompensation\r\nDie Zuschüsse an die stromintensiven Betriebe als Teil der Strompreiskompensation sinken\r\n2025 um etwa 600 Mio. Euro auf 3,3 Mrd. Euro. Des Weiteren sieht die mittelfristige Finanzplanung weiterhin lediglich einen Mittelbedarf in Höhe von vier Mio. Euro vor, sodass bei Verlängerung der Strompreiskompensation in den Folgejahren ein erheblicher Mehrbedarf im\r\nHaushalt entsteht. 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Gleichzeitig treten in diesen Situationen vermehrt negative Börsenpreise auf, die sich negativ auf die Marktwerte der Anlagen und das EEG-Konto\r\nauswirken. Die Gesamteinspeisung übersteigt die Last in diesen Stunden im Jahr, während\r\ngleichzeitig die Strommenge aus erneuerbaren Energiequellen wie Photovoltaik (PV) weiterhin\r\nwachsen soll.\r\nDie Bundesregierung plant in ihrer „Wachstumsinitiative“ vom 5. Juli 2024 kurzfristige Anpassungen der Regelungen. Ziel muss es sein, die Stabilität der Stromnetze zu erhalten und gleichzeitig negative Preise zu minimieren, um den EE-Ausbau und den Erfolg der Energiewende\r\nfortzuführen. Der BDEW macht hierzu im Folgenden konkrete Vorschläge. Weitere mittel- und\r\nlangfristige Lösungsansätze (z.B. Modernisierung der Steuerungstechnik im Bestand und innovative Netzanschlusskonzepte) bereitet der BDEW vor und wird diese in die weitere Diskussion\r\neinbringen.\r\nBei allen Maßnahmen ist von größter Bedeutung, dem Grundsatz der möglichst hohen Einfachheit und Umsetzbarkeit zu folgen. Maßnahmen, bei denen der Aufwand den Nutzen übersteigt, sind in jedem Fall zu vermeiden. Die Bundesregierung weist in ihrer Wachstumsinitiative zu Recht darauf hin, dass bürokratische Regeln abgebaut werden müssen. Folgende Maßnahmen sind daher möglichst bürokratiearm auszugestalten und unbedingt mit Vereinfachungen der relevanten Verfahren zu begleiten.\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen\r\n1.1 Wiedereinführung der Wirkleistungsbegrenzung für Neuanlagen\r\nBis zum 14. September 2022 musste die maximale Wirkleistungseinspeisung von Anlagen am\r\nNetzverknüpfungspunkt bei Neuanlagen bis 25 Kilowatt (kW) bzw. 30 kW (je nach Inbetriebnahmedatum) auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt werden („70 %-Regel“). Seit\r\ndem 1. Januar 2023 besteht zudem die Möglichkeit, nach einem Antrag beim Netzbetreiber\r\ndie Begrenzungstechnik für Bestandsanlagen bis 7 kW zu entfernen (§ 100 Abs. 3a EEG 2023).\r\nDie Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung entfiel im Zuge der Sofortmaßnahmen zur Begegnung der Energiekrise.\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nBei einer Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten\r\nLeistung können dennoch ca. 97 Prozent der maximal möglichen Energiemenge eingespeist\r\nwerden (siehe BDEW-Stellungnahme vom September 2022, S. 25ff.). Einer erheblich geringeren Netzbelastung, insbesondere in den Mittagsstunden, steht somit eine sehr viel geringere\r\nErtragseinbuße von rund drei Prozent gegenüber.\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Regelung zur Wirkleistungsbegrenzung auf 70 Prozent der installierten Leistung für Neuanlagen bis 25 kW daher schnellstmöglich wieder eingeführt werden. Bei Neuanlagen mit mehr als 7 kW sollte die verpflichtende Wirkleistungsbegrenzung\r\nauf 70 Prozent entfallen, sobald eine reale Fernsteuerbarkeit der Anlage gegeben ist (siehe\r\nfolgende Maßnahme). Die Möglichkeit, die Begrenzung bei Bestandsanlagen zu entfernen,\r\nsofern dies noch nicht geschehen ist, sollte abhängig von noch zu bestimmenden Kriterien in\r\ndas Ermessen des Netzbetreibers gestellt werden (§ 100 Abs. 3a EEG 2023).\r\nBei der Wiedereinführung der 70 %-Regel müssen größtmögliche Planbarkeit bei geringstmöglichem Mehraufwand für Anlagen- bzw. Netzbetreiber und Installateure im Mittelpunkt stehen. Bürokratische Vorgaben wie Nachweispflichten sind auf das Notwendigste zu begrenzen.\r\n1.2 Absenkung der Pflicht zur Fernsteuerbarkeit auf Anlagen von mehr als 7 kW\r\nDie Bundesregierung will die Schwelle für die Steuerbarkeit von EE-Anlagen durch die Netzbetreiber absenken. § 9 Abs. 1 EEG 2023 schreibt bei Einbau eines intelligenten Messsystems\r\n(iMSys) eine Fernsteuerbarkeit von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als\r\n25 kW vor. Die Vielzahl an Anlagen unterhalb dieser Schwelle von 25 kW ist aus Sicht des\r\nBDEW für die netzdienliche Steuerung – auch angesichts des starken Zubaus in diesem Segment – einzubeziehen.\r\nDabei ist eine Absenkung der Schwelle von 25 kW auf 7 kW zielführend. Mit dieser abgesenkten Schwelle ergeben sich Synergien mit der bestehenden Pflicht zum Einbau intelligenter\r\nMesssysteme bei Anlagen von mehr als 7 kW gemäß § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG. Zudem wird so\r\ndem in § 9 Abs. 1 EEG 2023 enthaltenen Verbund zwischen PV-Anlagen und steuerbaren Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG entsprochen, der die Steuerbarkeit von Kleinstanlagen vorschreibt, sofern hinter demselben Netzanschluss steuerbare Verbrauchseinrichtungen\r\nbetrieben werden. Allerdings sollten nicht alle Kleinstanlagen erfasst werden, sondern die Regelung sollte aufgrund des hohen Umrüstungsaufwands auf die netztechnisch relevanten Neuanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 kW begrenzt werden (siehe Gemeinsame Verbändeinitiative vom Mai 2024).\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nEine verpflichtende Fernsteuerbarkeit von Anlagen bis 7 kW ist nicht sinnvoll, da ein unverhältnismäßig hoher Umsetzungsaufwand entstünde, der den EE-Zubau beeinträchtigen\r\nkönnte.\r\nDoch setzt auch die Fernsteuerbarkeit von Anlagen von mehr als 7 kW voraus, dass die Bundesregierung ihre Ankündigung wahr macht, die Steuerung der Anlagen konsequent zu entbürokratisieren, zu digitalisieren und spätestens zum 1. Januar 2026 massengeschäftstauglich\r\nauszugestalten (Wachstumsinitiative, S. 27). Mehraufwand und höhere Kosten sind auf jeden\r\nFall zu vermeiden und Regelungen für eine einheitliche, praktikable Umsetzung sicherzustellen.\r\nVor diesem Hintergrund ist eine zwingende Voraussetzung der schnellere Hochlauf intelligenter Messsysteme, dessen gesetzliche Rahmenbedingungen dringend zu verbessern sind.\r\nDazu muss in Anbetracht begrenzter Ressourcen die Umsetzung der Steuerung der Anlagen\r\nklar priorisiert werden und besonders wichtige Anwendungsfälle sollten bei der Ausstattung\r\nmit einem intelligenten Messsystem Vorrang haben. Das kann durch die richtigen Preisanreize\r\nund längere Fristen für nicht prioritäre Einbaufälle, zumindest in den Verbrauchsgruppen bis\r\neinschließlich 6.000 kWh, erreicht werden. Die technischen Vorgaben in den Technischen\r\nRichtlinien und dem Schutzprofil des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik\r\nsollten auf das Notwendige beschränkt werden und zügig zu Vereinfachungen führen, beispielsweise bei der Sicheren Lieferkette.\r\n1.3 Verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen von mehr als 25 kW\r\nDerzeit sind gemäß EEG 2023 Anlagen ab einer installierten Leistung von über 100 kW zur Direktvermarktung ihres Stroms verpflichtet. Anlagen unterhalb dieser Grenze können zwischen\r\neinem festen Einspeisetarif und der gleitenden Marktprämie wählen, die die Vermarktungskosten berücksichtigt.\r\nDer BDEW empfiehlt die Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung für Neuanlagen bereits ab einer installierten Leistung von mehr als 25 kW. Betreiber von Anlagen in der Direktvermarktung haben in Verbindung mit einem „Marktmengenmodell“ (siehe folgender Abschnitt) im Falle negativer Preise einen Anreiz, den „überschüssigen“ Strom nicht in das Netz\r\neinzuspeisen, sondern für den Eigenverbrauch zu nutzen oder zu speichern. Die Bundesregierung plant laut Wachstumsinitiative eine Absenkung der verpflichtenden Direktvermarktung\r\nauf Anlagen von mehr als 25 kW in drei Jahresschritten ab Jahresbeginn 2025.\r\nWie bei der Ausweitung der Fernsteuerbarkeit von Anlagen gilt auch hier: Flankierende Maßnahmen für einfachere und günstigere Verfahren sind notwendige Bedingung für die Wirtschaftlichkeit und Umsetzbarkeit. Für eine verpflichtende Direktvermarktung von Strom im\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nAnlagensegment von mehr als 25 kW bis 100 kW ist aufgrund der geringeren handelbaren\r\nStrommengen (und damit Erträge) eine massengeschäftstaugliche Ausgestaltung mittels Entbürokratisierung und Digitalisierung samt automatischer Abwicklung noch wichtiger als bei\r\ngrößeren Anlagen. Die Bundesregierung muss auch hier ihrer Ankündigung in der Wachstumsinitiative für eine massengeschäftstaugliche Ausgestaltung spätestens zum Jahresbeginn 2026\r\nTaten folgen lassen. Dies betrifft insbesondere den Nachweis der Fernsteuerbarkeit von Anlagen in der Direktvermarktung (§ 10b EEG 2023), die Meldepflichten der Anlagenbetreiber zur\r\nVeräußerungsform (§ 21c EEG 2023) und die Sanktionstatbestände (§ 52 EEG 2023).\r\n1.4 „Marktmengenmodell“ zur Vermeidung negativer Preise\r\nMit dem EEG 2014 wurde eine Regelung zur Förderreduzierung bei negativen Strompreisen\r\neingeführt: Ist der Spotmarktpreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden negativ, verringert\r\nsich der anzulegende Wert gemäß § 24 Abs. 1 EEG 2014 rückwirkend auf null. Diese Regelung\r\ngalt allerdings nicht für Bestandsanlagen und kleinere Anlagen. Diese Sechs-Stunden-Regel bestand auch im EEG 2017 fort. Mit dem EEG 2021 wurde die Regelung für Neuanlagen sukzessive verschärft, so dass sich ab 2027 gemäß § 51 Abs. 1 EEG 2023 der anzulegende Wert bereits ab der ersten Stunde negativer Preise auf null verringert. Die Bundesregierung sieht nunmehr den vollständigen Entfall der Förderung bei negativen Preisen unabhängig von der Länge\r\ndes Zeitraums negativer Preise bereits ab dem 1. Januar 2025 vor. Für Bestandsanlagen haben\r\ndiese Verkürzungen der Zeiträume keine Auswirkungen, denn es gilt immer die zum Zeitpunkt\r\nder Inbetriebnahme der Anlage geltende Regelung.\r\nDie Einführung eines „Marktmengenmodells“ begrenzt die Förderung auf die Zeiten von\r\nStrommarktpreisen über null.\r\nUm den Erlösausfall in Zeiten negativer Börsenpreise für die Anlagenbetreiber zu begrenzen\r\nund die Direktvermarkter gleichzeitig in die Lage zu versetzen, bei negativen Börsenpreisen\r\nmarktbedingt abzuregeln, ist es sinnvoll, wenn die nicht geförderte Menge zu einem späteren\r\nZeitpunkt nachholend gefördert werden könnte. Im Gegensatz zur Nachholregelung in § 51a\r\nEEG würden so die marktbedingt abgeregelten Mengen, nicht die Stunden nachgeholt. Marktmengenmodelle sehen zu diesem Zweck die Förderung einer festgelegten Zahl von MWh anstelle einer Förderung über einen festen Zeitraum von 20 Jahren vor. Die geförderte Strommenge sollte dabei dem über 20 Jahre zu erwartenden Stromertrag bei durchgehender Einspeisung entsprechen.\r\nGleichzeitig entsteht dadurch für Anlagenbetreiber ein Anreiz, in Zeiten negativer Börsenpreise den erzeugten Strom anderweitig zu verwenden, das heißt vorrangig ohne Einspeisung\r\nin das Stromnetz. So kann der nicht geförderte EE-Strom durch die Nutzung zusätzlicher Vermarktungswege einer höheren Wertschöpfung zugeführt werden. Ein Marktmengenmodell\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nschafft im Gegensatz zur bisherigen Förderung und der Beschränkung durch § 51 EEG zusätzlich Transparenz für die Wirtschaftlichkeitsrechnung der Anlagenbetreiber und kann sich daher positiv auf die Gebotshöhen auswirken und zu einem verstärkten EE-Zubau führen.\r\nAuch für die Umsetzung eines Marktmengenmodells ist der erfolgreiche Hochlauf intelligenter\r\nMesssysteme zwingende Voraussetzung, denn das Modell setzt sowohl Steuerbarkeit als auch\r\ndie Erfassung von Viertelstundenmesswerten voraus.\r\nAusblick\r\nMit den oben beschriebenen Maßnahmen können Einspeisespitzen und das Auftreten negativer Preise in verhältnismäßig kurzer Frist und mit vertretbarem Aufwand gedämpft werden.\r\nWichtig ist dabei eine Einhaltung des Bestandsschutzes, um bereits getätigte Investitionen\r\nnicht zu entwerten. Zudem dürfen diese Änderungen erst für künftige Ausschreibungen nach\r\nden betreffenden EEG-Änderungen greifen, da bereits bezuschlagte EE-Anlagen ihr Gebot auf\r\nGrundlage der zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe geltenden Ausschreibungs- und Förderbedingungen kalkulierten.\r\nLängerfristig müssen zur Minderung von Einspeisespitzen das Potenzial von Stromspeichern\r\nund einer flexibleren Nutzung von Strom vor und hinter dem Netzanschluss unbedingt gehoben werden. Für die Erörterung weiterer Maßnahmen ist ein geordnetes Verfahren zur engen\r\nAbstimmung mit der Branche von größter Bedeutung.\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nErzeugung und Systemintegration\r\nTel. +49 30 300 199-1310\r\nruth.brand-schock@bdew.de\r\n\r\nGunnar Mokosch\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTel. +49 30 300 199-1119\r\ngunnar.mokosch@bdew.de\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 23. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur\r\nStärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung\r\nKurzstellungnahme zum Regierungsentwurf des\r\nBundesministeriums für Wohnen, Stadtentwicklung\r\nund Bauwesen vom 4. September 2024\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu\r\nüberregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und\r\nFernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der TrinkwasserFörderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem\r\nVerhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888.\r\nRegistereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nKurzstellungnahme1\r\nMit der Novellierung des Baugesetzbuches durch das Gesetz zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung werden neben Regelungen zum Wohnungsbau und der Anpassung des\r\nBauplanungsrechts an die Auswirkungen des Klimawandels auch Änderungen im Bauplanungsrecht zur Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien vorgeschlagen.\r\nAus Sicht des BDEW ist der Gesetzentwurf grundsätzlich zu begrüßen, da die Bundesregierung damit einige wichtige Ansätze aufgreift.\r\n› So ist insbesondere positiv hervorzuheben, dass die Nutzung der Geothermie nun klarstellend von der Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB erfasst werden soll.\r\n› Ebenso positiv ist, dass in der Baunutzungsverordnung (BauNVO) jetzt klargestellt werden\r\nsoll, dass Elektrolyseure als Hauptanlagen in Gewerbegebieten und in Industriegebieten\r\nohne Größenbegrenzung ausdrücklich zulassungsfähig werden.\r\nAuch im Bereich der Genehmigung von Windkraftanlagen findet der Entwurf Regelungen,\r\ndie seitens des BDEW unterstützt werden.\r\n› So wird durch die Regelung des § 249 Absatz 2 BauGB für Windenergie-Vorhaben im Außenbereich dadurch Rechtssicherheit geschaffen, dass für die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit im Außenbereich auf den Zeitpunkt der Antragstellung und nicht auf den Zeitpunkt der Genehmigung abgestellt wird.\r\n› Darüber hinaus sind die Regelungen des neuen § 249 Absatz 5 BauGB zu begrüßen, die\r\neine Zulassungserteilung trotz entgegenstehender Festsetzungen im Bauleitplan ohne\r\nvorherige Anpassung des Bauleitplans ermöglichen, wenngleich hier ergänzend auch der\r\nbisher stark eingeschränkte Anwendungsbereich der Norm erweitert werden sollte.\r\n› Weiterhin ist es gut, dass gemäß § 249 Absatz 5a BauGB keine Veränderungssperre und\r\nkeine Zurückstellung von Baugesuchen bei Windenergievorhaben in Gebieten, die in einem Raumordnungsplan als Vorrang- oder Eignungsgebiete für diese Vorhaben als Ziel\r\nder Raumordnung ausgewiesen sind mehr möglich ist.\r\nAllerdings versäumt es der Entwurf, wichtige weitere Regelungsänderungen anzugehen,\r\ndie für den Umbau der Energieversorgung von zentraler Bedeutung sind:\r\n› Wichtig ist, bei der Privilegierung im PV-Bereich die Synchronisation von BauGB-Privilegierung und EEG-Vorgaben herzustellen.\r\n1 Eine ausführliche Erläuterung der genannten Punkte entnehmen Sie bitte der in Kürze vorliegenden umfassenden BDEW-Stellungnahme.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\n› Die Möglichkeit der Gemeinden, zusätzliche Flächen für Windenergievorhaben auszuweisen, auch wenn die Flächenziele des WindBG erreicht sind, muss dringend klarer gefasst\r\nwerden. Es muss klar sein, dass es den Gemeinden freigestellt ist, zusätzliche Flächen als\r\nBeschleunigungsgebiete auszuweisen.\r\n› Abschließend sollte für eine effektive Erleichterung beim Repowering das gemäß dem Regierungsentwurf noch zu berücksichtigende Kriterium der „Grundzüge der Planung“ in\r\n§ 245e Absatz 3 BauGB gestrichen und in § 245e Absatz 3 und § 249 Abs. 3 einen dynamischen Verweis auf § 16b BImSchG zu setzen. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 30. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur\r\nStärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung\r\nEntwurf der Bundesregierung vom 4. September 2024\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung .....................................................................................4\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzentwurf des BauGB............................................5\r\n2.1 Sonderregelungen für die Windenergie - im Entwurf bereits\r\nenthaltene Regelungen: ........................................................................5\r\n2.1.1 Antragstellung als Stichtag für das Planungsrecht - § 249 Absatz 2\r\nBauGB ....................................................................................................5\r\n2.1.2 Keine Bindung an entgegenstehende Bauleitpläne - § 249 Absatz 5\r\nBauGB ....................................................................................................6\r\n2.1.3 Keine Anwendung von Plansicherungsinstrumenten - § 249 Absatz 5a\r\nBauGB ....................................................................................................7\r\n2.2 Sonderregelungen für die Windenergie - im Entwurf nicht enthaltene\r\nRegelungen:...........................................................................................7\r\n2.2.1 Repowering vereinheitlichen – § 245e Absatz 3 und § 249 Absatz 3\r\nBauGB ....................................................................................................7\r\n2.2.2 Positive Vorwirkung von Plänen klarstellen – § 245e Absatz 4 BauGB.8\r\n2.2.3 Zusätzliche kommunale Flächen schaffen – § 249 Absatz 4, 5 und §\r\n249a Absatz 3 BauGB.............................................................................9\r\n2.3 Verfahrensbeschleunigung bei der Planaufstellung - Einstellen des\r\nFlächennutzungsplans in das Internet – § 6a Absatz 2 und § 10a\r\nAbsatz 2 BauGB....................................................................................10\r\n2.4 Ausnahmen und Befreiungen von Bebauungsplänen konkretisieren –\r\n§ 31 BauGB ..........................................................................................10\r\n2.5 Bauplanungsrechtliche Hindernisse verringern, Standortsuche\r\nvereinfachen, Flächenknappheit auflösen –\r\nAußenbereichsprivilegierung für Energieanlagen nach § 35 Absatz 1\r\nBauGB klarstellen ................................................................................11\r\n2.5.1 Planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren im Außenbereich\r\nverbessern ...........................................................................................11\r\n2.5.2 Speicher im Außenbereich zulassen....................................................11\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 14\r\n2.5.3 Privilegierung im Außenbereich für geothermische Energie ..............12\r\n2.5.4 Solaranlagen an Autobahnen und Bahngleisen ..................................12\r\n3 Anmerkung zum Änderungsentwurf der Baunutzungsverordnung (BauNVO)\r\n................................................................................................................13\r\n3.1 Planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren im Innenbereich,\r\ninsbesondere in Industrie- und Gewerbegebieten erleichtern – §§ 8, 9\r\nBauNVO ...............................................................................................13\r\n3.2 Ermöglichung von Sondergebieten für Elektrolyseure – § 11 BauNVO\r\n.............................................................................................................13\r\n3.3 Versiegelungsfaktor (§ 16 Absatz 1 Nr. 2 i. V. m. § 19a BauNVO).......13\r\n4 Ergänzende raumordnungsrechtliche Anmerkungen ................................14\r\n4.1 Befristete Untersagung .......................................................................14\r\n4.2 Weiternutzung von Kraftwerks- und Industriestandorten erleichtern\r\n.............................................................................................................14\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 14\r\n1 Zusammenfassung\r\nMit der Novellierung des Baugesetzbuches durch das Gesetz zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung werden neben Regelungen zum Wohnungsbau und der Anpassung des Bauplanungsrechts an die Auswirkungen des Klimawandels auch Änderungen im Bauplanungsrecht zur Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien vorgeschlagen.\r\nAus Sicht des BDEW ist der Gesetzentwurf grundsätzlich zu begrüßen, da die Bundesregierung damit einige wichtige Ansätze aufgreift.\r\n› So ist insbesondere positiv hervorzuheben, dass die Nutzung der Geothermie nun klarstellend von der Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB erfasst werden\r\nsoll.\r\n› Ebenso positiv ist, dass in der Baunutzungsverordnung (BauNVO) jetzt klargestellt werden\r\nsoll, dass Elektrolyseure als Hauptanlagen in Gewerbegebieten und in Industriegebieten\r\nohne Größenbegrenzung ausdrücklich zulassungsfähig werden.\r\nAuch im Bereich der Genehmigung von Windenergieanlagen findet der Entwurf Regelungen,\r\ndie seitens des BDEW unterstützt werden.\r\n› So wird durch die Regelung des § 249 Absatz 2 BauGB für Windenergie-Vorhaben im Außenbereich dadurch Rechtssicherheit geschaffen, dass für die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit im Außenbereich auf den Zeitpunkt der Antragstellung und nicht auf den Zeitpunkt\r\nder Genehmigung abgestellt wird.\r\n› Darüber hinaus sind die Regelungen des neuen § 249 Absatz 5 BauGB zu begrüßen, die eine\r\nZulassungserteilung trotz entgegenstehender Festsetzungen im Bauleitplan ermöglichen.\r\nHier sollte allerdings der bisher stark eingeschränkte Anwendungsbereich der Norm erweitert werden.\r\n› Weiterhin ist es gut, dass gemäß § 249 Absatz 5a BauGB in Gebieten, die in Raumordnungsplänen als Vorrang- oder Eignungsgebiete für die Windenergie als Ziele der Raumordnung\r\nausgewiesen sind, keine Bauprojekte mehr durch Veränderungssperren und Zurückstellungen verzögert oder verhindert werden dürfen.\r\nAllerdings versäumt es der Entwurf, wichtige weitere Regelungsänderungen anzugehen, die\r\nfür den Umbau der Energieversorgung von zentraler Bedeutung sind:\r\n› Wichtig ist, bei der Privilegierung im PV-Bereich die Synchronisation von BauGB-Privilegierung in § 35 Absatz 1 Nr. 8 BauGB und EEG-Vorgaben in § 37 Abs. 1 Nr. 2 c) EEG hinsichtlich\r\nder Förderfähigkeit von Anlagen entlang Autobahnen und Bahntrassen herzustellen.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 14\r\n› Die Möglichkeit der Gemeinden, zusätzliche Flächen für Windenergievorhaben auszuweisen, auch wenn die Flächenziele des WindBG erreicht sind, muss dringend klarer gefasst\r\nwerden. Es muss klar sein, dass es den Gemeinden freigestellt ist, zusätzliche Flächen als\r\nBeschleunigungsgebiete auszuweisen.\r\n› Abschließend sollte für eine effektive Erleichterung beim Repowering das gemäß dem Regierungsentwurf noch zu berücksichtigende Kriterium der „Grundzüge der Planung“ in\r\n§ 245e Absatz 3 BauGB gestrichen und in § 245e Absatz 3 und § 249 Abs. 3 ein dynamischer\r\nVerweis auf § 16b BImSchG gesetzt werden. Hierdurch wird statt einem Widerspruch zwischen den Normen ein Gleichlauf des BauGB mit dem soeben novellierten BImSchG dauerhaft gesichert.\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzentwurf des BauGB\r\n2.1 Sonderregelungen für die Windenergie - im Entwurf bereits enthaltene Regelungen:\r\n2.1.1 Antragstellung als Stichtag für das Planungsrecht - § 249 Absatz 2 BauGB\r\nNach dem im Regierungsentwurf neu eingefügten § 249 Absatz 2 letzter Halbsatz BauGB wird\r\nfür die Privilegierung im Außenbereich auf den Zeitpunkt der Antragstellung abgestellt. Das ist\r\nzu begrüßen.\r\nIn der vorgeschlagenen Ergänzung von § 249 Abs. 2 S. 3 BauGB sollte jedoch klargestellt werden, dass die Regelung auch für Vorbescheidsanträge nach § 9 Abs. 1a BImSchG gilt. Die Formulierung aus dem Regierungsentwurf „Antrag auf Zulassung“ könnte so gelesen werden,\r\ndass Vorbescheidsanträge nicht darunterfallen. Die Gesetzesbegründung zum Regierungsentwurf zeigt aber, dass die Entwurfsverfasserin ausdrücklich auch Rechtssicherheut für Vorhaben in Vorbescheidsverfahren schaffen wollte.1\r\nEine Einschränkung des Anwendungsbereichs von § 249 Abs. 2 S. 3 2. Hs. BauGB auf nach § 7\r\nAbs. 2 9. BImSchVO vollständige Anträge, wie durch den Bundesrat gefordert, würde zu erheblichen Verzögerungen und Rechtsunsicherheiten in der Genehmigungspraxis führen. Berichte\r\nder Mitgliedsunternehmen aus der Vollzugspraxis zeigen, dass die neuen Vorgaben zur Vollständigkeit aus § 7 der 9. BImSchV teilweise durch die Behörden unterlaufen werden. So wird\r\nder Eintritt der Vollständigkeit teils erheblich verzögert, indem bereits mit dem ersten „Nachforderungskatalog“ (vgl. § 7 Abs. 1 S. 4 f. der 9. BImSchV) eine sachlich unbegründete\r\n1 BT-Drs. 20/13091, S. 99\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 14\r\nÜberarbeitung oder nach der bisherigen Behördenpraxis bislang nicht erforderliche Unterlagen nachgefordert werden. Zudem können die Rechtsauffassungen darüber, ob die zu einem\r\nbestimmten Datum vorgelegte Unterlage tatsächlich die letzte für das Erreichen der Vollständigkeit nach § 7 Abs. 2 S. 2 9. BImSchV erforderliche war, zwischen Behörde und Antragsteller\r\nauseinander gehen. Somit wäre im Verfahren nicht einwandfrei sicher, dass der Antrag vollständig ist.\r\nDie Befürchtung, dass es ohne die Einschränkung von § 249 Abs. 2 S. 3 2. HS. BauGB zu einer\r\nFlut von Anträgen für Standorte außerhalb der ausgewiesenen Gebiete kommt, ist unbegründet. Da die Anträge innerhalb von drei Monaten nach § 20 Abs. 2 S. 2 der 9. BImSchV vervollständigt werden müssen, was bei der aktuellen Gutachtersituation nur bei Nachbesserungen\r\nvon weitgehend vollständigen Anträgen möglich ist, besteht schon aufgrund der erheblichen\r\nVerfahrenskosten kein Anreiz für Vorhabenträger weitgehend unvollständige Anträge zu stellen. Solche Anträge würden sonst regelmäßig nach drei Monaten gemäß § 20 Abs. 2 S. 2\r\nBauGB abgelehnt.\r\nSollte dennoch eine Einschränkung von § 249 Abs. 2 S. 3 2. HS. BauGB für sinnvoll erachtet\r\nwerden, um aussichtslose Anträge auszuschließen, regt der BDEW an, dass zusätzlich zu dem\r\nVorbescheids- und Genehmigungsantrag bei der zuständigen Behörde auch ein Nachweis über\r\ndie Sicherung der Standortgrundstücke bis zur Entscheidung über den jeweiligen Antrag eingereicht werden muss.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 249 Absatz 2 Satz 3 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\n(2) (…). Der Eintritt der Rechtsfolge der Sätze 1 und 2 ist gesetzliche Folge der Feststellung; die\r\nRechtsfolgen der Sätze 1 und 2 treten nicht ein für Vorhaben, für die der Antrag auf Zulassung\r\noder Erteilung eines Vorbescheids bei der zuständigen Behörde vor dem Zeitpunkt der Feststellung nach Satz 1 eingegangen ist und für die der Antragsteller der Behörde bis zur Entscheidung über den Vorbescheid oder die Zulassung eine Erklärung des Grundstückseigentümers über die Sicherung der Standortgrundstücke vorlegt.\r\n2.1.2 Keine Bindung an entgegenstehende Bauleitpläne - § 249 Absatz 5 BauGB\r\nNach dem im Regierungsentwurf geänderten § 249 Absatz 5 BauGB ist der zuständige Planungsträger auch an entgegenstehende Darstellungen oder Festsetzungen in Bauleitplänen\r\n(früher nur an Darstellungen in Flächennutzungsplänen) nicht gebunden. Das ist zu begrüßen.\r\nIn diesen Fällen können die anzupassenden Festsetzungen des Bebauungsplans dem Erlass eines Genehmigungs- bzw. Vorbescheids nicht mehr entgegengehalten werden und auf die\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 14\r\nohnehin erforderliche Anpassung der Bauleitpläne muss dann nicht mehr gewartet werden,\r\nwas eine maßgebliche Beschleunigungswirkung mit sich bringt.\r\nEs sind jedoch die in Absatz 5 im Übrigen enthaltenen Einschränkungen (nur zuständiger Planungsträger und nur zur Flächenzielerreichung) zu streichen (Erklärung siehe weiter unten unter 2.2.3.).\r\nFormulierungsvorschlag\r\n§ 249 Absatz 5 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Der nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger ist bei der Ausweisung von Windenergiegebieten gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes an entgegenstehende Ziele der\r\nRaumordnung oder entgegenstehende Darstellungen oder Festsetzungen in Bauleitplänen\r\nnicht gebunden, soweit dies erforderlich ist, um den Flächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder ein daraus abgeleitetes Teilflächenziel zu\r\nerreichen wenn der Plan an der für Windenergie geplanten Stelle kein Gebiet für mit der Windenergie unvereinbare Nutzungen oder Funktionen festlegt, wobei insbesondere die Festlegung einer landwirtschaftlichen Nutzung mit der Windenergie vereinbar ist. […]“\r\n2.1.3 Keine Anwendung von Plansicherungsinstrumenten - § 249 Absatz 5a BauGB\r\nNach dem im Regierungsentwurf neu eingefügten § 249 Absatz 5a BauGB sind die Vorschriften\r\nüber die Veränderungssperre und die Vorschriften über die Zurückstellung von Baugesuchen\r\nauf Windenergievorhaben in Gebieten, die in einem Raumordnungsplan als Vorrang- oder Eignungsgebiete für diese Vorhaben als Ziel der Raumordnung ausgewiesen sind, nicht anzuwenden. Dadurch dürfen Windenergievorhaben in diesen Gebieten nicht mehr durch die genannten Plansicherungsinstrumente verzögert oder verhindert werden. Die Regelung ist zu begrüßen. Zudem sollte auch die Untersagungsmöglichkeit nach § 12 ROG keine Anwendung finden\r\n(siehe Ziffer 4.1.).\r\n2.2 Sonderregelungen für die Windenergie - im Entwurf nicht enthaltene Regelungen:\r\n2.2.1 Repowering vereinheitlichen – § 245e Absatz 3 und § 249 Absatz 3 BauGB\r\nIm Regierungsentwurf zur Umsetzung der RED III Windenergie an Land und Photovoltaik ist in\r\n§ 245e Absatz 3 und § 249 Absatz 3 BauGB eine eigene Repowering-Definition enthalten. Abgestellt wird dort auf die 2-fache Gesamthöhe der Anlage und auf eine Realisierungsfrist von\r\n24 Monaten. Gleichzeitig wurden die „Grundzüge der Planung“ in § 245e Absatz 3 BauGB als\r\nAusschlussgrund gestrichen. Der BDEW fordert seit Langem die Streichung der Grundzüge der\r\nPlanung als Ausschlussgrund. In der Praxis stellt der Ausschlussgrund der Grundzüge der\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 14\r\nPlanung ein großes Repowering-Hemmnis dar. Die Streichung in § 245e Absatz 3 BauGB durch\r\ndie Regelungsvorschläge zu Umsetzung der RED III ist also unbedingt zu begrüßen.\r\nDemgegenüber ist die Definition des Repowerings im BauGB aus Sicht des BDEW anzupassen.\r\nSie steht im Widerspruch zu den im Genehmigungsrecht geltenden Definitionen für das\r\nRepowering. Denn in § 16b BImSchG und 45c BNatSchG wird auf die 5-fache Gesamthöhe und\r\nauf eine Realisierungsfrist von 48 Monaten abgestellt. Der BDEW fordert, die Repowering-Definition im BauGB im Rahmen des Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung an\r\ndie Regelungen im BImSchG und BNatSchG anzupassen, so dass einheitlich auf die 5-fache Gesamthöhe der Neu-Anlage und auf eine Realisierungsfrist von 48 Monaten abgestellt wird. Der\r\nVerweis auf die alte Fassung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes sollte gestrichen werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 245e Absatz 3 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\n„(3) Die in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 können\r\nVorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung der Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123), das zuletzt\r\ndurch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September 2021 (BGBl. I S. 4458) geändert worden ist,\r\nnicht entgegengehalten werden, (…).“\r\n§ 249 Absatz 3 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\n„(3) Die Rechtsfolge des Absatzes 2 gilt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 nicht für Vorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung\r\nder Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September 2021 (BGBl. I S. 4458) geändert worden ist, es sei\r\ndenn, (…).“\r\n2.2.2 Positive Vorwirkung von Plänen klarstellen – § 245e Absatz 4 BauGB\r\nBei der positiven Vorwirkung von Planentwürfen nach § 245e Absatz 4 BauGB besteht durch\r\ndie Verweise in die Regelungen des ROG nicht wirklich Klarheit, ab wann die Vorwirkung\r\ngreift. Hier sollte eine Klarstellung erfolgen.\r\nEs ist insbesondere nicht klar, inwiefern die Beteiligung abgeschlossen sein muss, damit die\r\nVorwirkung greift. In der Praxis stellt sich die Frage, ob der Ablauf der Fristen genügt oder ob\r\ndie Stellungnahmen ausgewertet sein müssen. Zwar spricht der Verweis auf § 4a Absatz 3 (erneute Beteiligung) für Letzteres, nichtsdestotrotz führt dies zu einer hohen Rechtsunsicherheit, da die Wahrscheinlichkeit einer erneuten Beteiligung für Projektierer nur schwer abschätzbar ist. Der Stand des Planaufstellungsverfahrens wird auf den meisten Internetseiten\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 14\r\nsehr dürftig dokumentiert. Die Verfahren sind für Projektierer oft sehr intransparent. Es ist\r\ndann schwierig eine belastbare Information z. B. für die Bewertung der Planreife nach § 245e\r\nAbsatz 4 BauGB zu erhalten. Dies verzögert die Genehmigungsentscheidung nach § 245e Absatz 4 BauGB.\r\n2.2.3 Zusätzliche kommunale Flächen schaffen – § 249 Absatz 4, 5 und § 249a Absatz 3\r\nBauGB\r\n§ 249 Absatz 4 und 5 BauGB beinhalten die Möglichkeit der Zusatzausweisung von Flächen\r\ndurch die Gemeinden. Hier besteht Klarstellungsbedarf, ob diese Möglichkeit auch nach Zielerreichung noch besteht. Insofern darf das Anpassungsgebot aus § 1 Absatz 4 BauGB nicht entgegenstehen.\r\nAuch die im Kabinettsentwurf zur Umsetzung der RED III in § 249a Absatz 3 BauGB enthaltene\r\nRegelung, dass die Länder durch Landesgesetz bestimmen können, dass es im Ermessen der\r\nGemeinden stehen soll, zusätzliche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete darzustellen, sobald und solange die Flächenbeitragswerte erreicht sind, bringt hier keine abschließende\r\nKlarheit. So stellt sich auch nach dieser Regelung die Frage, ob hierdurch eine Klarstellung bezweckt ist, dass eine zusätzliche Ausweisung generell möglich ist und nur im Ermessen stehen\r\nsoll, ob die Windenergiegebiete zugleich auch Beschleunigungsgebiete sind, oder ob durch\r\ndiese Regelung generell ins Ermessen gestellt werden soll, ob überhaupt zusätzliche (Windenergie-)Gebiete ausgewiesen werden können.\r\nHier sollte eine Klarstellung erfolgen, die eine weite Auslegung der Regelung erreicht, dass\r\n› eine Ausweisung zusätzlicher Flächen auch nach Zielerreichung im Ermessen der Gemeinde\r\nmöglich ist und\r\n› ausgewiesene Windenergiegebiete immer auch Beschleunigungsgebiete sind.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n§ 249 Absatz 5 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Der nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger ist bei der Ausweisung von Windenergiegebieten gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes an entgegenstehende Ziele der\r\nRaumordnung oder entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht gebunden, soweit dies erforderlich ist, um den Flächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz 1 des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes oder ein daraus abgeleitetes Teilflächenziel zu erreichen\r\nwenn der Plan an der für Windenergie geplanten Stelle kein Gebiet für mit der Windenergie\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 14\r\nunvereinbare Nutzungen oder Funktionen festlegt, wobei insbesondere die Festlegung einer\r\nlandwirtschaftlichen Nutzung mit der Windenergie vereinbar ist. […]“\r\nFormulierungsvorschlag\r\n§ 249a Absatz 3 BauGB (Kabinettsentwurf zur Umsetzung der RED III) sollte gestrichen werden:\r\n„Die Länder können durch Landesgesetz bestimmen, dass es abweichend von Absatz 1 Satz 1\r\nim Ermessen der Gemeinde steht, zusätzliche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete darzustellen, sobald und solange der Flächenbeitragswert nach der Anlage Spalte 2\r\ndes Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder das jeweilige daraus abgeleitete Teilflächenziel nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 oder Satz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes\r\nerreicht ist.“\r\n2.3 Verfahrensbeschleunigung bei der Planaufstellung - Einstellen des Flächennutzungsplans in das Internet – § 6a Absatz 2 und § 10a Absatz 2 BauGB\r\nDer BDEW regt an, dass bereits im BauGB festgelegt wird, dass der Flächennutzungsplan (FNP)\r\nauch in den Geodatenportalen der Länder abgebildet/referenziert werden sollte (z. B. wie\r\nschon im Energieportal in RLP). Hierdurch würde der Zugriff auf die entsprechenden Pläne erheblich erleichtert. Das Gleiche sollte auch in § 10a Absatz 2 BauGB umgesetzt werden.\r\n2.4 Ausnahmen und Befreiungen von Bebauungsplänen konkretisieren – § 31 BauGB\r\nDie ausdrückliche Nennung der Erneuerbaren Energien als Befreiungsgrund in § 31 Absatz 2\r\nNr. 1 BauGB kann nicht die erhoffte Wirkung entfalten, weil die Einschränkung durch den unbestimmten Rechtsbegriff der „Grundzüge der Planung“ zu erheblichen Unsicherheiten führt.\r\nBei Umsetzung der Regelung in § 249 Absatz 5 BauGB wird die Befreiung von entgegenstehenden Festsetzungen in Bebauungsplänen künftig erheblich an Bedeutung verlieren.\r\nDa die Regelung des § 249 BauGB nur für Windenergievorhaben gilt, wird gleichwohl vorgeschlagen, die in § 31 Absatz 2 BauGB enthaltene Regelung, dass von den Festsetzungen des\r\nBebauungsplans befreit werden kann, wenn die Grundzüge der Planung nicht berührt werden,\r\ndurch eine Streichung des Begriffs „Grundzüge der Planung“ oder zumindest durch eine Konkretisierung näher einzugrenzen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 31 Absatz 2 BauGB sollte wie folgt geändert werden:\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 14\r\n„(2) Von den Festsetzungen des Bebauungsplans kann befreit werden, wenn die Grundzüge\r\nder Planung nicht berührt werden und (…).“\r\n2.5 Bauplanungsrechtliche Hindernisse verringern, Standortsuche vereinfachen, Flächenknappheit auflösen – Außenbereichsprivilegierung für Energieanlagen nach § 35 Absatz\r\n1 BauGB klarstellen\r\nDer Umbau der Energieinfrastruktur bedarf in den kommenden Jahren zahlreicher planungsrechtlicher Verfahren auch durch kommunale Planungsträger. Beispielhaft können hier die\r\nvielen Bebauungsplanverfahren für die Errichtung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen genannt werden. Die Kapazitäten der Kommunen zur Durchführung dieser Verfahren drohen daher zu einem wesentlichen Engpass für den Umbau der Energieinfrastruktur zu werden. Auf\r\ndas Erfordernis eines Bebauungsplans sollte daher immer dann verzichtet werden, wenn ein\r\nSteuerungserfordernis nicht unbedingt besteht.\r\n2.5.1 Planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren im Außenbereich verbessern\r\nFür Elektrolyseure ist derzeit im Regelfall ein Bebauungsplan erforderlich. Dieser Schritt kostet\r\ndurchschnittlich 2 Jahre Zeit. Eine Außenbereichsprivilegierung in § 35 BauGB könnte hier erhebliche Beschleunigungswirkung entfalten.\r\nDie bauplanungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren zur Herstellung von Wasserstoff\r\nsollte durch eine klarstellende Ausweitung der bestehenden allgemeinen Privilegierung von\r\nEnergieanlagen im Außenbereich (vgl. § 35 Absatz 1 Nr. 3 BauGB) erleichtert werden. Damit\r\nwürde eine sinnvolle Klarstellung geschaffen, dass Elektrolyseure entsprechend den bereits\r\njetzt in § 35 Absatz 1 Nr. 3 BauGB genannten Anlagen, die der öffentlichen Versorgung mit\r\nElektrizität, Gas, Telekommunikationsdienstleistungen, Wärme und Wasser dienen, zu behandeln sind. Die bestehende Regelung in § 249a BauGB ist deutlich zu eng und daher in der Praxis nicht geeignet, den erforderlichen Effekt auf den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu erzielen, da die baurechtlichen Vorgaben von maximal 3,5m Gesamtanlagenhöhe und 100m2\r\nGrundfläche Elektrolyseure in sinnvoller Größenordnung nicht ermöglichen.\r\n2.5.2 Speicher im Außenbereich zulassen\r\nAuch Anlagen zur Speicherung von Strom, Wärme oder Wasserstoff sollten von der Regelung\r\ndes § 35 Absatz 1 BauGB erfasst werden. Dafür sollten neue Privilegierungstatbestände eingeführt werden. Da die Regelung des § 249a BauGB außerdem in der jetzigen Fassung zu eng gefasst ist, ist die Regelung sinnvoll neu zu fassen.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 14\r\n2.5.3 Privilegierung im Außenbereich für geothermische Energie\r\nDass für „geothermische Energie“ in § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB (neu) ein Privilegierungstatbestand aufgenommen wird, ist ausdrücklich zu begrüßen. Dies schafft Planungs- und Rechtssicherheit. Allerdings lässt die im Regierungsentwurf vorgeschlagene Regelung für die Praxis\r\nnoch wesentliche Fragen offen, die im Sinne einer schnellen und rechtssicheren Umsetzung\r\nder Projekte nach Möglichkeit auf gesetzlicher Ebene klargestellt werden sollten. Hierzu gehört insbesondere, dass die zu Anlagen zur Gewinnung geothermischer Energie gehörenden\r\nobertägigen Anlagen, Kraftwerke und Stationsgebäude unzweifelhaft von der Regelung umfasst werden sollten. Aus Sicht des BDEW sollte die Privilegierung daher erweitert werden, damit sie volle Wirksamkeit entfaltet und den gewünschten Ausbau der Geothermie forciert.\r\n2.5.4 Solaranlagen an Autobahnen und Bahngleisen\r\nIn § 35 Absatz 1 Nr. 8 BauGB sind die Voraussetzungen zur Außenbereichsprivilegierung von\r\nPV-Anlagen entlang von Autobahnen und Bahntrassen an die Vorgaben des § 37 Abs. 1 Nr. 2 c)\r\nEEG anzupassen. Dort ist eine Förderfähigkeit in größeren Abständen vorgesehen. Außerdem\r\nsind weitere Restriktionen wie die Begrenzung auf zweispurige Schienentrassen zu streichen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 35 Absatz 1 BauGB sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es (…)\r\n(…)\r\n5. der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach Maßgabe des § 249 oder\r\nder Erforschung, Entwicklung oder Nutzung geothermischer Energie (einschließlich zugehöriger Obertageanlagen, Kraftwerke und Stationsgebäude) oder der Wasserenergie dient,\r\n(…)\r\n8. der Nutzung solarer Strahlungsenergie dient\r\n(…)\r\nb) auf einer Fläche längs von\r\naa) Autobahnen oder\r\nbb) Schienenwegen des übergeordneten Netzes im Sinne des § 2b des Allgemeinen Eisenbahngesetzes mit mindestens zwei Hauptgleisen\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 14\r\nund in einer Entfernung zu diesen von bis zu 200 Metern 500 Metern, gemessen vom äußeren\r\nRand der Fahrbahn (…)\r\n10. „der Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff nach Maßgabe des § 249a\r\ndient,\r\n11. der Speicherung von Strom, Wärme oder Wasserstoff dient.“\r\n3 Anmerkung zum Änderungsentwurf der Baunutzungsverordnung (BauNVO)\r\n3.1 Planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren im Innenbereich, insbesondere in\r\nIndustrie- und Gewerbegebieten erleichtern – §§ 8, 9 BauNVO\r\nDurch die Änderung der §§ 8 und 9 BauNVO wird die Errichtung von Elektrolyseuren in Gewerbegebieten vereinfacht, indem Elektrolyseure als Hauptanlagen in Gewerbegebieten nach § 8\r\nBauNVO und in Industriegebieten nach § 9 BauNVO ohne Größenbegrenzung ausdrücklich zulassungsfähig werden. Diese Regelung ist sehr zu begrüßen.\r\nHierdurch erweitert sich planungsrechtlich die mögliche Flächenkulisse für Elektrolysestandorte in Industrie- und Gewerbegebieten, allerdings sollte die Regelung auch auf solche Speicheranlagen erweitert werden, die nicht bereits durch § 14 BauNVO erfasst werden.\r\n3.2 Ermöglichung von Sondergebieten für Elektrolyseure – § 11 BauNVO\r\nErgänzend wird eine Regelung zur Festsetzungsmöglichkeit von Sondergebieten für Elektrolyseure eingeführt. Auch diese Regelung ist zu begrüßen, wenngleich die Beschränkung der Regelung auf die „unmittelbare Nutzung der Erneuerbaren Energien durch Anlagen zur Herstellung und Speicherung von Wasserstoff“ deutlich zu eng ist. Aus Sicht des BDEW sollte vielmehr\r\neine Regelung geschaffen werden, die sehr viel weiter gefasst ist und die Festsetzung von Sondergebieten für \"Energiecluster\" (bspw. Elektrolyse/H2-Kraftwerke/Batterien/Abfüllstationen)\r\nermöglicht. Bestehende Abgrenzungsschwierigkeiten zu Industriegebieten (IG) würden hierdurch bei multifunktionalen Standorten vermieden.\r\n3.3 Versiegelungsfaktor (§ 16 Absatz 1 Nr. 2 i. V. m. § 19a BauNVO)\r\nDie Möglichkeit der Festlegung eines Versiegelungsfaktors ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings dürfen entsprechende Festlegungen, Anlagen, die der Transformation des Energiesystems dienen, nicht verhindern. Daher sollte für diese Anlagen eine Ausnahme von den Vorgaben eines Versiegelungsfaktors in Erwägung gezogen werden.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 14\r\nZudem fehlt in der Aufzählung in § 19a BauNVO der Begriff der „geschotterten Fläche“. Die\r\nZuwegung in PV-Freiflächenparks liegt häufig auf Schotterflächen. Daher ist es wichtig, eine\r\nEinstufung bzw. Zuordnung von Schotterflächen zu erreichen. Hierzu gibt es keine einheitliche\r\nPraxis, daher sollte der Gesetzgeber hier Klarheit schaffen.\r\nDer BDEW regt an, die Flächen entweder unter Nr. 2 (schwachversiegelte Flächen) oder unter\r\nNr. 3 (teilversiegelte Flächen) mitaufzunehmen.\r\n4 Ergänzende raumordnungsrechtliche Anmerkungen\r\n4.1 Befristete Untersagung\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, dass Windenergievorhaben von der befristeten Untersagung\r\ngemäß § 12 Absatz 2 ROG etwa bis 31. Dezember 2027 ausgenommen werden. In der Praxis\r\nzeichnet sich ab, dass eine Phase entsteht, in der WEA-Vorhaben in bestehenden Flächen\r\nnicht mehr realisiert werden können, neue Flächen aber noch nicht rechtskräftig geworden\r\nsind. Dieser Situation sollte durch eine Änderung des ROG vorgebeugt werden.\r\n4.2 Weiternutzung von Kraftwerks- und Industriestandorten erleichtern\r\nSowohl durch den Bundesgesetzgeber als auch auf der Ebene der Raumordnung der Länder,\r\nmuss die planungsrechtliche Möglichkeit zur Konversion von Kraftwerks- und Industriestandorten für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff eröffnet\r\nwerden. Denkbar wären im Raumordnungsrecht (ROG) etwa die Implementierung eines raumordnerischen Grundsatzes, der die Konversion von alten (fossilen) Energiestandorten für die\r\nNutzung von Wasserstoff generell eröffnet sowie Privilegierungen und verfahrensrechtliche\r\nVereinfachungen zur Abweichung von entsprechenden raumordnerischen Zielen. Dadurch\r\nkönnte auch die Nutzung bereits versiegelter Flächen begünstigt werden. Insoweit würde das\r\nBundesraumordnungsrecht auch als Vorbild für das Raumordnungsrecht der Länder fungieren.\r\nDaneben müssen die landesrechtlichen Raumordnungsprogramme bzw. Landesentwicklungspläne für die Errichtung von Elektrolyseuren auf raumordnerisch ausgewiesenen Kraftwerksund Industriestandorten geöffnet werden (Beispiel: Eckpunkte zur Nachhaltigen Flächenentwicklung in NRW, verabschiedet von der NRW-Landesregierung im Juni 2023). 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 28. Mai 2024\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungsund Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nTransparenz-Register-ID des BDEW: 20457441380-38\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 17\r\nI. Einleitung\r\nDer BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) begrüßt grundsätzlich den Referentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung vom 7. Mai 2024 und die Möglichkeit zur mündlichen Anhörung der Branchenverbände\r\nam 3. Juni 2024. Das Bundesministerium des Innern und für Heimat löst damit das im Rahmen\r\ndes Werkstattgesprächs vom 26. Oktober 2023 gegebene Versprechen ein, den Branchenverbänden noch einmal die Möglichkeit zur Stellungnahme zu geben.\r\nDarüber hinaus wird durch eine Anhörung von Verbänden und Ländern vor der Sommerpause\r\neine schnelle und fristgerechte Umsetzung der NIS2-Richtlinie befördert. Eine schnelle und fristgerechte Umsetzung ist auch vor dem Hintergrund einer veränderten sicherheitspolitischen\r\nLage erforderlich. Es ist aus Sicht des BDEW daher gleichwohl auch nicht nachvollziehbar, dass\r\neine erneute Anhörung der Branchenverbände einerseits erst im Juni 2024 erfolgen wird und\r\nandererseits das Gesetz seit der letzten Verbändebeteiligung in wesentlichen Teilen unverändert geblieben ist.\r\nDiese Umsetzung der NIS2-Richtlinie muss dazu geeignet sein, um einerseits der neuen Bedrohungslage gerecht zu werden, dabei aber andererseits den bürokratischen Aufwand für die Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft so gering wie möglich zu halten. Sicherheit wird\r\nin Zeiten knapper personeller Ressourcen durch Bürokratie nicht gestärkt. Die Unternehmen\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft tragen schon seit vielen Jahren zum Schutz der kritischen\r\nInfrastrukturen bei. Dabei konnten sich diese Unternehmen bisher auf einen geeigneten Rechtsrahmen insbesondere für Cybersicherheit verlassen.\r\nWir sehen mit großer Sorge, dass diese Verlässlichkeit aufgrund von Bürokratismus, unklarer\r\nZuständigkeiten und unzureichender Harmonisierung zwischen Gesetzgebungsinitiativen (insbesondere zum KRITIS-DachG) gefährdet ist. Vor dem Hintergrund einer veränderten sicherheitspolitischen Lage benötigen die Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft dringend\r\neine umfassende, ineinandergreifende sowie verlässliche Sicherheitsarchitektur in Deutschland\r\nund Europa.\r\nDer vorliegende Referentenentwurf des NIS2UmsuCG leistet in Teilen einen Beitrag zu klaren\r\ngesetzlichen Rahmenbedingungen. Wir begrüßen dabei insbesondere:\r\n- Die Bereichsausnahmen für den Sektor Energie und die spezialrechtliche Regelung des\r\n§ 5c EnWG versuchen den bewährten Rechtsrahmen der IT-Sicherheitskataloge der Bundesnetzagentur für den sicheren Netz- und Anlagenbetriebs fortzuschreiben. Allerdings\r\nmüssen die Bereichsausnahmen und die spezialrechtlichen Regelungen verbessert\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 17\r\nwerden, damit eine Doppelregulierung der Betreiber von Energienetzen, die nicht unter\r\ndie Schwellenwerte der BSI-KritisV fallen, im Scope der OT vermieden wird (siehe unten).\r\n- Im Sinne der Internationalisierung ist zu begrüßen, dass das Schutzziel Authentizität bereits weitgehend entfallen ist. Eine vollständige Streichung des Schutzzieles Authentizität muss allerdings im Sinne eines konsistenten Gesetzes noch erfolgen (z.B. in §2 Abs.\r\n13 BSIG).\r\nDamit das NIS2UmsuCG über die genannten Punkte hinaus zu einer umfassenden, ineinandergreifenden sowie verlässlichen Sicherheitsarchitektur beitragen kann, fordert der BDEW die Berücksichtigung folgender Punkte:\r\n• Das Prüfverfahren gemäß § 41 BSIG muss gestrichen und durch eine Ausschlussliste generell nicht-vertrauenswürdiger Hersteller ersetzt werden.\r\n• Die Normen zur Abgrenzung des BSIG zu den spezialgesetzlichen Normen des EnWG\r\nmüssen überarbeitet werden. Im Moment kommt es zu unklaren Doppelregulierungen\r\nvon Unternehmen der Energiewirtschaft (siehe die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 BSIG).\r\n• Auch die spezialgesetzlichen Regelungen des EnWG müssen geändert werden. Insbesondere muss aus den Normen klar hervorgehen, dass die bisherige Logik des § 11 EnWG\r\nnicht geändert werden soll. Nicht alle Energieanlagen, sondern nur kritische Energieanlagen dürfen in den Anwendungsbereich des EnWG mit seinen IT-Sicherheitskatalogen\r\nfallen. In seiner aktuellen Fassung würden auch solche Unternehmen unter die Regelung\r\ndes EnWG fallen, wenn diese aufgrund von Umsatz und Mitarbeitendenzahl in einem\r\nnicht-energiewirtschaftlichen Geschäftsfeld unter die NIS2-Size-Cap fallen und etwa zur\r\nFörderung der Dekarbonisierung des Geschäftsbetriebs Erneuerbare-Erzeugungs-Anlagen mit Einspeisung ins öffentliche Stromnetz betreiben würden. Diese Unternehmen\r\nhätten dann ein ressourcen- und kostenaufwendiges ISMS-Zertifikat zu beschaffen,\r\nohne für den sicheren Netzbetrieb kritisch zu sein. Die IT-Sicherheitskataloge für die\r\nEnergieversorgungsnetze und Energieanlagen dürfen sich zudem nur auf die (kritischen) Anlagen beziehen und nicht auf die Office-IT (siehe die Ausführungen zu § 5c\r\nEnWG). Ansonsten drohen in Querverbundsunternehmen auch Herausforderungen bezüglich der Vorrangigkeit geltender spezialrechtlicher Regelungen, die im weiteren\r\nScope der besonders wichtigen Einrichtung miteinander konkurrieren würden.\r\n• NIS2UmsuCG und KRITIS-DachG sollten stärker miteinander abgestimmt, wesentliche\r\nRegelungsinhalte des KRITIS-DachG mit Relevanz für die Beurteilung des NIS2UmsuCG\r\nden Branchenverbänden zur Kommentierung zugänglich gemacht und beide Gesetze\r\nschließlich gleichzeitig in den Bundestag eingebracht werden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 17\r\n• Anlage 1 Sektoren besonders wichtiger und wichtiger Einrichtungen: NIS2-Richtlinienkonforme Beschränkung auf Ladepunktbetreiber LSV im Sinne der AFIR, die gegenüber\r\nEndnutzern Elektromobilitätsdienstleistungen erbringen.\r\n• Geeignetes Meldewesen (Massenfähigkeit)\r\n• Im Sinne einer notwendigen Begriffsbestimmung im § 2 Abs. 1 Nr. 9 BSIG sollten finanzielle Verluste durch erhebliche oder existenzbedrohende finanzielle Verluste in der\r\nNorm Ersetzung finden. Ebenso sollten hier immaterielle Schäden ausgeschlossen werden.\r\n• § 38 Abs. 2 BSIG – Haftungsverzicht / Vergleich über die Haftung\r\nII. Begründung der einzelnen Positionen\r\n1 Prüfverfahren zu den kritischen Komponenten gemäß § 41 BSIG\r\n1.1 Energiewende und Digitalisierung schaffen neue geopolitische Risiken\r\nDie Energiewende zahlt vor dem Hintergrund der sicherheitspolitischen Zeitenwende auf die\r\nEnergieunabhängigkeit und damit die Energiesicherheit in Deutschland und Europa ein. Das\r\nführt auch zunehmend zu einer Verschiebung im sogenannten energiepolitischen Zieldreieck:\r\nVersorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit stehen immer weniger in einem Spannungsverhältnis, sondern in einem ergänzenden Verhältnis.\r\nGleichwohl ist aus Sicht des BDEW darauf zu achten, dass die eine geopolitische Abhängigkeit\r\nbei den Energieträgern nicht um eine neue geopolitische Abhängigkeit bei den Komponenten\r\nvon Energiewende und Digitalisierung eingetauscht wird. Technologische Souveränität, aber\r\nauch verlässliche Partner für die Diversifizierung der Lieferketten sind hier gleichermaßen entscheidende Faktoren, um dieser Abhängigkeit entgegenzuwirken.\r\nAufgrund des steigenden Digitalisierungsbedarfes der Energiewende und neuen Geschäftsmodellen sollte darüber hinaus auch die zunehmende Bedeutung digitaler Energiedienstleistungen\r\nregulatorisch berücksichtigt werden. Schon heute nehmen in vielen Mitgliedsstaaten der Europäischen Union einzelne Hersteller aus Nicht-EU-Ländern im Segment der Heimspeicher Marktanteile nah an einer marktbeherrschenden Stellung ein. Die Stabilität des Stromnetzes wird\r\nheute sowohl von einzelnen großen Kraftwerken als auch zu einem immer größeren Teil von\r\nvielen kleinen Anlagen erbracht, die gebündelt wie ein großes „virtuelles“ Kraftwerk agieren.\r\nVon beiden kann grundsätzlich im gleichen Maße eine Gefährdung für die Sicherheit der Energieversorgung ausgehen. Durch die Transformation des Energiesystems im Zuge der\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 17\r\nEnergiewende sind im letzten Jahr etwa 5,3 GW Heimspeicher in Deutschland installiert worden. Gegenwärtig fallen Anlagen oder Systeme zur Steuerung oder Bündelung elektrischer Leistung zwar unter die BSI-KritisV, nicht aber unter den Anwendungsbereich des § 41 BSIG i. V. m.\r\n§ 5c Abs. 9 EnWG. Hier sollte im Sinne der Versorgungssicherheit regulatorisch vorgebeugt werden, damit Hersteller eine annähernd marktbeherrschende Stellung zukünftig nicht in eine das\r\nStromnetz beherrschende Macht ummünzen können.\r\n1.2 Berechtigtes politisches Interesse darf nicht zum rechtlichen und wirtschaftlichen\r\nBetreiberrisiko werden\r\nDas berechtigte politische Interesse, den Einsatz von IT-Komponenten jener Hersteller untersagen zu können, die aus geopolitischer Sicht keine verlässlichen oder vertrauenswürdigen Partner sind, darf aber nicht zu einem erheblichen rechtlichen und wirtschaftlichen Risiko für die\r\nBetreiber Kritischer Infrastrukturen werden. Durch den Duldungscharakter des Prüfverfahrens\r\ngemäß § 41 BSIG entstehen betriebliche Risiken im Rahmen der Betriebsführung und möglicher\r\nnachträglicher Ausbauverpflichtungen. Dies kann zu längerfristigen Ausfällen von für den Betrieb essenziellen Komponenten im Leitsystem oder im Umfeld der Fernwartung führen. Das\r\nPrüfverfahren gemäß § 41 BSIG verlangt die umfassende Anpassung, Bildung von Rückstellungen und langfristige Ausrichtung von Beschaffungs- und Einsatzprozessen bei den Betreibern.\r\nFerner werden sich die durch den Prüfprozess gemäß § 41 BSIG anfallenden Mehrkosten im\r\nRahmen der Energieerzeugung bei den Erzeugungspreisen niederschlagen müssen. Geschieht\r\ndies nicht, droht eine Schwächung des energiewirtschaftlichen Standort Deutschland, da hierdurch indirekt Marktkapazitäten an das europäische Ausland verloren gehen. Deshalb sind die\r\nBetreiber im Sinne von Rechts- und Planungssicherheit auf ein transparentes, verlässliches sowie schnelles Verfahren angewiesen. Auch muss vermieden werden, dass die Regelungen des §\r\n41 BSIG im Widerspruch stehen zum europäischen Ausschreibungsrecht.\r\nDer BDEW befürchtet vor diesem Hintergrund, dass das Prüfverfahren des § 41 BSIG nicht dazu\r\ngeeignet ist, die zu erwartende Fülle an Meldungen von kritischen Komponenten durch die betroffenen KRITIS-Betreiber im Sektor Energie zu bewältigen. Denn das Ziel des Prüfverfahrens\r\ngemäß § 41 BSIG, das der Katalog gemäß § 5c Abs. 9 EnWG geerbt hat, ist die Erfassung und\r\nBewertung der Meldungen über kritische Komponenten, die durch lediglich vier TK-Netzbetreiber an das BMI übermittelt werden - und dies ausschließlich im Rahmen ihres 5G-Netzbetriebs,\r\nnicht aber ihres ganzen Netzbetriebs. Dies steht im Gegensatz zum Regelungsgegenstand des §\r\n5c Abs. 9 EnWG i. V. m. §41 BSIG, der sich spartenübergreifend auf alle Netzbetreiber und Erzeugungsanlagenbetreiber erstreckt, die unter die in der BSI-KritisV bestimmten Versorgungsgrade bzw. Schwellenwerte fallen.\r\nDarüber hinaus ist der Regelungsgegenstand des § 5c Abs. 9 EnWG auch nicht wie im Falle der\r\nRegelung im Sektor Telekommunikation auf einen bestimmten und als besonders kritisch bewerteten Netzbetriebsaspekt beschränkt. Bestimmt sich die Kritikalität und damit die\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 17\r\nBegründung der Regelung im Sektor Telekommunikation aus der Sorge um die erhebliche Abhängigkeit bei einer als strategisch wichtig identifizierten Schlüsseltechnologie (5G), so zielt der\r\n§ 5c Abs. 9 EnWG i. V. m. § 41 BSIG auf den sicheren Netzbetrieb im Ganzen und verschiebt\r\ndamit die Qualität der ursprünglichen Begründung des Prüfverfahrens: Anstatt der technologischen Abhängigkeit bei einer Schlüsseltechnologie entgegenzuwirken, die einen Zugewinn an\r\nVersorgungsqualität verspricht, zielt der § 5c Abs. 9 EnWG auf die Versorgungssicherheit überhaupt – und dies unabhängig davon, ob diese in Zukunft von einer bestimmten Schlüsseltechnologie oder von einer Reihe an Schlüsseltechnologien mutmaßlich abhängen mag.\r\nIm Ergebnis konfrontiert der Katalog kritischer Funktionen gemäß § 5c Abs. 9 EnWG das Prüfverfahren gemäß § 41 BSIG mit einer Aufgabe, für die die Regelung nicht erdacht wurde, weil\r\ndas BMI in Zukunft die Meldungen tausender KRITIS-Betreiber bearbeiten bzw. bewerten\r\nmüsste. Gerade aber die Bewertung der Vertrauenswürdigkeit eines Herstellers wird sich als\r\neine ressourcenintensive Herausforderung darstellen, weil der großen und heterogenen Akteurslandschaft der KRITIS-Betreiber im Sektor Energie und insbesondere im Bereich der Erzeugung eine auch ebenso heterogene sowie kleinteilige Herstellerlandschaft gegenübersteht.\r\n1.3 Risiken für Netzausbau und Energiewende\r\nNetzausbau und Energiewende sind ambitionierte Projekte, die auf die Klimaziele, die nachhaltigen Versorgungssicherheit und aus geopolitischer Sicht auf die Energiesicherheit sowie Energieunabhängigkeit einzahlen. Schon jetzt führen Bürokratie und Genehmigungsverfahren zu einem Ausbremsen beider Projekte. Mit dem steigenden Digitalisierungsgrad bei beiden Projekten ergibt sich zwar einerseits eine gewisse Abhängigkeit bei IT-Komponenten, die bei mangelnder Diversifizierung sowie technologischer Souveränität zu einer Verschiebung der geopolitischen Abhängigkeiten bei Energieträgern hin zu IT-Komponenten führen könnte. Andererseits\r\ndarf die für das Gelingen von Netzausbau und Energiewende essenzielle IT-Beschaffung nicht\r\nunverhältnismäßig erschwert werden und es sollte Planungssicherheit bei Beschaffung und Betrieb von IT-Komponenten bestehen.\r\n1.4 Gefährdung der Versorgungssicherheit durch Beschaffungsengpässe\r\nDie Versorgungssicherheit hängt von der Aufrechterhaltung genau jener kritischen Funktionen\r\nab, die in Zukunft im Regelungsbereich des Beschaffungsvorbehalts mit Duldungswirkung bei\r\nkritischen IT-Komponenten des § 5c Abs. 9 EnWG i. V. m. § 41 BSIG liegen werden.\r\nIm Sinne der Versorgungsicherheit sollte daher sichergestellt werden, dass der Weiterbetrieb\r\nvon beanstandeten kritischen IT-Komponenten bestimmter Hersteller immer dann möglich\r\nbleiben muss, wenn eine anderweitige Beschaffung der betroffenen IT-Komponenten aufgrund\r\nvon Beschaffungsengpässen nicht erfolgen kann.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 17\r\nInsbesondere die Beschaffungsengpässe können Folge einer künstlichen und politisch motivierten Marktverknappung sein. Gerade in der künstlichen Marktverknappung – nicht aber in der\r\n„Sabotage by Design“ der IT-Komponenten – sieht der BDEW gegenwärtig den wahrscheinlichen und mächtigsten Hebel, über den die Hersteller aus Drittländern effektiv und nachhaltig\r\neine Abhängigkeit zum Schaden der Versorgungsicherheit ausspielen könnten. Vor dem Hintergrund dieses Szenarios sollte ein Weitebetreib von IT-Komponenten möglich bleiben, wenn\r\nkeine konkreten Erkenntnisse über die Sabotage der Komponenten ab Werk vorliegen und bis\r\neine alternative Beschaffung wieder möglich ist.\r\n➢ Der BDEW fordert daher, das Prüfverfahren zu den kritischen Komponenten gemäß §\r\n41 BSIG durch eine Ausschlussliste von generell nicht-vertrauenswürdigen Herstellern\r\nzu ersetzen.\r\n2 Doppelregulierung von § 28 Abs. 4 BSIG mit dem § 5c EnWG vermeiden / Abschichtung der Anforderungstiefe nach engem KRITIS-Scope (IT-Sicherheitskataloge der BNetzA) sowie weiterem Scope der wichtigen Einrichtung (BSIG) eines\r\nBetreibers kritischer Anlagen\r\nNach § 28 Abs. 4 Nr. 2 BSIG gelten § 31 (Besondere Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen von Betreibern kritischer Anlagen), § 32 (Meldepflichten), § 35 (Unterrichtungspflichten) und § 39 (Nachweispflichten für Betreiber kritischer Anlagen) nicht für Betreiber von\r\nEnergieversorgungsnetzen oder Energieanlagen im Sinne des EnWG, soweit sie den Regelungen\r\ndes § 5c des EnWG unterliegen. Nach der Gesetzesbegründung soll Abs. 4 den bisherigen § 8d\r\nAbs. 2 BSIG fortführen. Mit dem hier vorgeschlagenen Gesetzeswortlaut gelingt dies jedoch\r\nnicht. Vielmehr kommt es zu Widersprüchen mit dem neuen § 5c EnWG.\r\nBesonders deutlich wird dies zunächst beispielhaft für Erzeugung in § 5c Abs. 2 EnWG. Diese Norm\r\nstatuiert die IT-Sicherheitspflichten für die Betreiber von Energieanlagen in Bezug auf die IT-Infrastrukturen des Anlagenbetriebs. Während der bisherige § 11 Abs. 1b BSIG diese Pflichten nur für die\r\nBetreiber von kritischen Infrastrukturen (zukünftig Betreiber von kritischen Anlagen) statuiert, erweitert der § 5c Abs. 2 EnWG diese Pflichten auf alle Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige / wichtige Einrichtungen sind. Da eine Einrichtung bereits ab 50 Mitarbeitenden eine wichtige\r\nEinrichtung ist (vgl. § 28 Abs. 2 Nr. 3 BSIG), wären zukünftig faktisch fast alle Betreiber von Energieanlagen von den neuen Regelungen erfasst. Dies ist abzulehnen und passt auch nicht zur sonstigen\r\nSystematik des § 5c EnWG. Damit findet eine massive Ausweitung des Anwendungsbereichs der ITSicherheitskataloge und die Verwässerung ihres Zweckes statt. Zweck der IT-Sicherheitskataloge für\r\nEnergienetzbetreiber und Erzeugungsanlagenbetreiber ist der sichere Netz- und Anlagenbetrieb.\r\nEine so unverhältnismäßige Ausweitung des Anwendungsbereiches der IT-Sicherheitskataloge auf\r\nunkritische Assets in der Erzeugung und in Konsequenz auch auf Business-Prozesse im Scope der\r\nbesonders wichtigen Einrichtung (z.B. Office-IT), die keinen unmittelbaren oder kritisch mittelbaren\r\nEinfluss auf den sicheren Netz- oder Anlagenbetrieb haben, ist zwingend zu vermeiden. Vielmehr\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 17\r\nsollten der Anwendungsbereich der IT-Sicherheitskataloge auf den klaren und bewährten Scope der\r\nkritischen Anlage begrenzt bleiben. Sie sollten diesen Pflichten auch nur „insoweit“ unterliegen, als\r\ndass sich diese Pflichten auf die kritischen Anlagen beziehen. Nicht erfasst sein dürfen dadurch die\r\nPflichten für die sonstigen IT-Systeme außerhalb des Scopes der kritischen Anlagen, wie z.B. die reguläre Office-IT. Für diese IT-Systeme muss es bei den allgemeinen Regeln des BSIG verbleiben, ohne\r\ndas die Pflichten nach EnWG (bzw. den IT-Sicherheitskatalogen) einschlägig sind (vgl. die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 bzw. zu §§ 30, 31 BSIG).\r\nNicht ausgeschlossen wird zum einen § 30 BSIG, der die Risikomanagementmaßnahmen besonders wichtiger Einrichtungen und wichtiger Einrichtungen regelt. Die Begründung zu § 5c EnWG\r\nweist darauf hin, dass die Anforderungen von § 30 BISG in § 5c EnWG ergänzt worden sind. Der\r\nBDEW geht daher davon aus, dass hier fehlerhaft nicht auch § 30 BSIG in die Aufzählung in § 28\r\nAbsatz 4 BSIG aufgenommen wurde. Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder Energieanlagen müssten sonst neben dem § 5c EnWG immer auch den § 30 BSIG beachten. § 5c EnWG\r\nregelt teilweise auch Risikomanagementmaßnahmen besonders wichtiger Einrichtungen und\r\nwichtiger Einrichtungen, so dass hier eine Doppelung entstünde, die zumindest zu Unklarheiten\r\nführt, in welchem Verhältnis § 30 BSIG zu § 5c Abs. 1 – 3 EnWG steht.\r\nWeiterhin käme es zu Doppelungen im Bereich der Dokumentationen der ergriffenen Maßnahmen bzw. des Nachweises dieser Dokumentationen für Betreiber von Energieversorgungsnetzen. So müssen nach § 5c Abs. 1 letzter Satz EnWG und § 5c Abs. 4 EnWG alle Betreiber von\r\nEnergieversorgungsnetzen ihre Maßnahmen dokumentieren (Abs. 1) und diese Dokumentation\r\nder BNetzA übermitteln bzw. nachweisen (Abs. 4). §§ 65, 66 BSIG wiederum regelt für die besonders wichtigen und wichtigen Einrichtungen ebenfalls Dokumentations- und Nachweispflichten. §§ 65, 66 BSIG sind allerdings durch § 28 Abs. 4 Nr. 2 BSIG ebenfalls nicht ausgeschlossen, sodass diese Pflichten nebeneinanderstünden. Da sich die Dokumentation auf die Pflichten\r\nnach § 30 BSIG bezieht. Entstünde auch dieses Problem nicht, wenn auch § 30 BSIG nicht anwendbar wäre, soweit § 5c EnWG Anwendung findet.\r\n➢ Der BDEW fordert daher, auch die Anwendbarkeit von § 30 BSIG durch § 28 Abs. 4 Nr.\r\n2 BSIG im Scope der kritischen Anlage auszuschließen, soweit Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder Energieanlagen von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nGleiches gilt für die Pflicht zur Registrierung. So schreibt zum einen § 5c Abs. 8 S. 1, 2 EnWG die\r\nRegistrierung von (allen) Betreibern von Energieversorgungsnetzen vor. Gleiches gilt für die Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige Einrichtungen sind. Diese unterlägen in der\r\nvorliegenden Fassung allerdings auch den Registrierungspflichten nach § 33 BSIG. Die Pflichten\r\nstünden nebeneinander.\r\n➢ Der BDEW fordert daher, auch die Anwendbarkeit von § 33 BSIG durch § 28 Abs. 4 Nr.\r\n2 BSIG im Scope der kritischen Anlage auszuschließen, soweit Betreiber von\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 17\r\nEnergieversorgungsnetzen oder Energieanlagen bereits von § 5c EnWG erfasst werden.\r\nSollten diese Argumente für die wichtigen Einrichtungen und besonders wichtigen Einrichtungen nach § 28 Absatz 4 Nr. 1 nicht gelten, sollte für die Betreiber von Energieversorgungsnetzen\r\noder Energieanlagen ein eigener Absatz geschaffen werden.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\nDer BDEW schlägt vor, einen neuen Absatz 5 einzufügen:\r\n(5neu) Die §§ 30, 31, 32, 33, 35 und 39 gelten nicht für Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder Energieanlagen im Sinne des Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli\r\n2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 5. Februar\r\n2024 (BGBl. 2024 I Nr. 32) geändert worden ist, soweit sie den Regelungen des § 5c des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes unterliegen.\r\n3 § 5c EnWG - Notwendige Anpassungen der spezialrechtlichen Regelungen des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes\r\nMit den für das EnWG vorgeschlagenen Regelungen geht die vorliegende Fassung des Gesetzes\r\ndeutlich über die Anforderungen der NIS2-Richtlinie hinaus, ohne dies sachgerecht zu begründen. Die Ergänzung der ursprünglichen Vorgaben aus § 11 EnWG durch die Vorgaben der die\r\nNIS2 Richtlinie ist nicht immer stringent umgesetzt.\r\n3.1 § 5c Abs. 2 EnWG – Anforderungen an die Betreiber von Energieanlagen\r\n§ 5c Abs. 2 EnWG regelt die IT-Sicherheitspflichten für die Betreiber von Energieanlagen in Bezug auf die IT-Infrastrukturen des Anlagenbetriebs. Der bisherige § 11 Abs. 1b BSIG sah Pflichten\r\nnur für die Betreiber der Energieanlagen vor, die durch Rechtsverordnung als kritischen Infrastrukturen (zukünftig Betreiber von kritischen Anlagen) bestimmt wurden. § 5c Abs. 2 EnWG\r\nerweitert diese Pflichten auf alle Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige oder\r\nwichtige Einrichtungen sind und weitet den Anwendungsbereich damit deutlich über das nach\r\nder NIS2-Richtlinie erforderliche hinaus aus. Unabhängig von der entstehenden Unsicherheit\r\nwürde die Erweiterung insbesondere auf eine Vielzahl insbesondere von kleinen Betreibern von\r\nEnergieanlagen zu einer erheblichen Erweiterung der Aufwände führen, die sich mittelbar in\r\nhöheren Strompreisen ausdrücken werden.\r\nIm Übrigen würde die Erweiterung auch nicht zur Systematik des Kritis-Dachgesetzes passen,\r\ndenn der dortige Anwendungsbereich erfasst nur die Betreiber von kritischen Anlagen. Zudem\r\nmüssten auch die Betreiber ihre wertvollen Ressourcen zunächst in die Klärung ihrer\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 17\r\nBetroffenheit vom NIS2-Umsetzungsgesetz / Kritis-Dachgesetz stecken, anstatt in die Sicherheit\r\ninvestieren zu können.\r\nEinrichtungen ab 50 Mitarbeitern sind bereits als eine wichtige Einrichtung nach § 28 Abs. 2 Nr.\r\n3 BSIG anzusehen. Zukünftig wären fast alle Betreiber von Energieanlagen von den neuen Regelungen erfasst, unabhängig davon, ob sie als kritische Infrastruktur oder Anlage eingestuft\r\nwurden. Auch größere Unternehmen, die lediglich kleine bisher nicht als kritisch eingestufte\r\nAnlagen betreiben und z. B. Reststrom aus einer eigenen PV-Anlage einspeisen, würden unter\r\nden Wortlaut der Regelung gefasst werden können, z. B. von § 28 Absatz 2 Nr. 3 BSIG.\r\nNicht verständlich ist auch die Bezugnahme auf § 28 Abs. 2 Satz 1 BSIG. Diese Regelung umfasst\r\nnur Vertrauensdiensteanbieter und den Telekommunikationssektor. Erst Satz 2 würde auch\r\nEnergieversorgungsunternehmen oder Unternehmen, die Energie oder entsprechende Dienstleistungen verkauften einschließen. Entsprechend der Systematik des § 5c EnWG sollten weiterhin ausschließlich Betreiber von Energieanlagen, die Betreiber von kritischen Anlagen sind,\r\nden speziellen Regelungen des EnWG unterliegen. Darüber hinaus sollten sie diesen Pflichten\r\nauch nur „insoweit“ unterliegen, als sich diese Pflichten auf die kritischen Anlagen beziehen.\r\nNicht erfasst sein dürfen die Pflichten für die sonstigen IT-Systeme, die sich auf die kritischen\r\nAnlagen, nicht auswirken wie z. B. die reguläre Office-IT. Für diese IT-Systeme muss es bei den\r\nallgemeinen Regeln des BSIG verbleiben, ohne dass die Pflichten nach dem EnWG und den ITSicherheitskatalogen anzuwenden sind (vgl. die Ausführungen zu § 28 Abs. 4 bzw. zu §§ 30, 31\r\nBSIG).\r\nDieser Hintergrund sollte auch in der Gesetzesbegründung erläutert werden. Anderenfalls\r\nbleibt unklar, welche Anforderungen für Unternehmen zu erfüllen sind, die zwar wichtige oder\r\nbesonders wichtige Unternehmen sind, beispielsweise auf Grund ihrer Größe, die aber keine\r\nkritischen Anlagen (Energieanlagen) betreiben.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende Änderung vor in § 5c Abs. 2 EnWG:\r\n(2) Betreiber von Energieanlagen, die kritische Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 21\r\ndes BSI-Gesetzes sind, die besonders wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 1 Satz 1\r\ndes Gesetzes über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über\r\ndie Sicherheit in der Informationstechnik von kritischen Anlagen und Einrichtungen (BSIGesetz) vom […] oder wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes\r\nsind und die und an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen sind, haben einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 17\r\nDatenverarbeitungssysteme zu gewährleisten, die für einen sicheren Anlagenbetrieb\r\nnotwendig sind […].\r\n3.2 § 5c Abs. 3 EnWG – Inhalt der IT-Sicherheitskataloge\r\n§ 5c Abs. 3 BSIG regelt die Inhalte der IT-Sicherheitskataloge näher. Die jetzige Fassung ist nicht\r\nkonsistent und würde durch den generellen Verweis auf § 5c Abs. 1 und Abs. 2 EnWG auch für\r\nwichtige und besonders wichtige Einrichtungen gelten, die keine Energieanlagen betreiben, die\r\nals kritische Anlagen einzustufen wären. Die Norm lehnt sich dabei zwar erkennbar an die §§30,\r\n31 BSIG an, vollzieht aber dessen Abstufung hinsichtlich der Pflichtentiefe von Betreibern kritischer Anlagen, von besonders wichtigen Einrichtungen und von wichtigen Einrichtungen nicht\r\nhinreichend nach und geht so deutlich über die Richtlinie und das BSIG hinaus.\r\nDies betrifft zunächst § 5c Abs. 3 S. 2 EnWG, der bei der Bewertung der Angemessenheit der ITSicherheitsmaßnahmen im Vergleich mit § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG. nicht ausdrücklich auf die Umsetzungskosten verweist. Diese Umsetzungskosten werden in § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG explizit genannt. Auch für den Bereich der kritischen Anlagen sind die Umsetzungskosten ein maßgeblicher Faktor, der bei der Bewertung der Angemessenheit der Maßnahmen berücksichtigt werden kann. Zwar sind die Umsetzungskosten in § 5c Absatz 3 Satz 1 EnWG erwähnt. Die fehlende\r\nBerücksichtigung bei der Bewertung könnte jedoch dazu führen, dass die Umsetzungskosten\r\nnicht ausreichend berücksichtigt werden.\r\nDie Gesetzesbegründung sollte dies auch deutlicher darstellen, um Missverständnisse zu vermeiden und Sicherheit in der Umsetzung zu geben.\r\nZudem weist der BDEW darauf hin, dass durch den jetzigen § 5c Abs. 3 S. 3 Nr. 11 EnWG faktisch\r\nalle Betreiber von Energieanlagen Systeme mit Angriffserkennung umsetzen müssten. Dies widerspricht dem § 31 Abs. 2 BSIG, der diese Pflicht auf die Betreiber von kritischen Anlagen beschränkt. Auch aus diesem Grund muss § 5c Abs. 2 EnWG auf die Betreiber von kritischen Anlagen beschränkt werden (siehe hierzu die Ausführungen zu § 5c Abs. 2 EnWG).\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\nDer BDEW schlägt vor, § 5c Abs. 3 EnWG wie folgt zu ändern:\r\n(3) Die IT-Sicherheitskataloge nach den Absätzen 1 und 2 sollen den Stand der Technik\r\neinhalten und unter Berücksichtigung der einschlägigen europäischen und internationalen Normen sowie der Umsetzungskosten ein Sicherheitsniveau der informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse gewährleisten, das dem bestehenden Risiko\r\nangemessen ist. Bei der Bewertung, ob Maßnahmen dem bestehenden Risiko\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 17\r\nangemessen sind, sind neben den Umsetzungskosten das Ausmaß der Risikoexposition,\r\nund die Größe des Betreibers, sowie die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von\r\nSicherheitsvorfällen sowie ihre gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswirkungen, zu\r\nberücksichtigen.\r\n3.3 § 5c Abs. 4, 5 EnWG – Nachweiserbringung\r\nZunächst ist positiv zu bemerken, dass lediglich (alle) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und Betreiber von kritischen Energieanlagen der BNetzA die Dokumentation der IT-Sicherheitsmaßnahmen übermitteln bzw. nachweisen müssen. Keine ex ante (also eine proaktive) Nachweispflicht haben dagegen die Betreiber von Energieanlagen, die lediglich eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung sind, aber nicht gleichzeitig eine kritische Anlage\r\nbetreiben. (vgl. § 5c Abs. 4 EnWG).\r\nDie Regelung in § 5c Abs. 5 EnWG ist nicht konsistent mit den übrigen Vorgaben in § 5c Absatz\r\n2 und 4. Danach kann die BNetzA im Einzelfall von Betreibern von Energieanlagen, die wichtige\r\nEinrichtungen sind, ebenfalls die Maßnahmen nach § 5c Abs. 4 durchführen, also Mängelbeseitigungspläne anfordern. Betreiber von Energieanlagen, die besonders wichtige Einrichtungen\r\nsind, erwähnt die Regelung allerdings nicht. Die Norm müsste also – wenn diese Einrichtungen\r\nauch umfasst sein sollen – um die besonders wichtigen Einrichtungen ergänzt werden. Insgesamt sollten in den Regelungsbereich des § 5c EnWG allerdings ohnehin nur Betreiber von Energieanlagen fallen, die auch kritische Anlagen betreiben. Aus Sicht des BDEW wäre diese Regelung also entbehrlich. Hinzuweisen ist vor diesem Hintergrund darauf, dass zwar jeder Betreiber\r\neiner kritischen Anlage gleichzeitig eine besonders wichtige Einrichtung ist (vgl. § 28 Abs. 1 S. 1\r\nNr. 1 BSIG) aber nicht jede besonders wichtige Einrichtung auch gleichzeitig ein Betreiber einer\r\nkritischen Anlage ist.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\nDer BDEW schlägt vor § 5c Absatz 5 zu streichen.\r\n(5) Erlangt die Bundesnetzagentur Kenntnis über Hinweise oder Informationen, wonach ein Betreiber von Energieanlagen, der eine wichtige Einrichtung nach § 28 Absatz\r\n2 Satz 1 des BSI-Gesetzes ist, die Anforderungen aus Absatz 2 nicht oder nicht richtig\r\numsetzt, so kann sie Maßnahmen nach Absatz 4 durchführen. Die Bundesnetzagentur\r\nkann Informationen anfordern, um die Einhaltung der Sicherheitsanforderungen nach\r\nAbsatz 2 zu überprüfen.\r\nEs wird ferner darauf hingewiesen, dass im Rahmen der Nachweiserbringung eine Formulierung\r\nvergleichbar § 39 Abs. 3 BSIG fehlt. In dieser Norm wird geregelt, dass für Bestandsanlagen für\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 17\r\nden ersten Nachweis nach dem neuen Gesetz der letzte Nachweis nach dem alten Gesetz maßgeblich ist. Zudem wird dem BSI eine entsprechende Befugnis erteilt, diese Pflichten dann im\r\nEinzelfall festzulegen. Es wird angeregt eine entsprechende Regel auch in das EnWG einzufügen. Dies dient, wie in der Gesetzesbegründung beschrieben, der Entzerrung der Nachweisprüfung. Hierbei sollte zusätzlich festgelegt werden, dass die Nachweiserbringung auch in Bezug\r\nauf die Systeme zur Angriffserkennung einheitlich gefordert werden. Es muss verhindert werden, dass die Zyklen für die Nachweise der Systeme zur Angriffserkennung von den restlichen\r\nNachweisen abweichen.\r\n3.4 § 5c Abs. 8 – Registrierung\r\nWie mit Blick auf § 5c Absatz 2, und Absatz 5 festgestellt wurde, müssen aus den gleichen Gründen auch die Regelungen in Absatz 8 auf solche Betreiber von Energieanlagen begrenzt werden,\r\ndie kritische Anlagen betreiben. Betreiber von Energieanlagen, die keine kritischen Anlagen betreiben aber wichtige oder besonders wichtige Einrichtungen sind, sollten in den Anwendungsbereich des BSI-Gesetzes fallen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\nDer BDEW schlägt vor § 5c EnWG wie folgt zu ändern:\r\n(8) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und solche Betreiber von Energieanlagen,\r\ndie kritische Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 21 des BSI-Gesetzes sind, die besonders wichtige Einrichtungen nach § 28 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Gesetzes oder wichtige\r\nEinrichtungen nach § 28 Absatz 2 Satz 1 des BSI-Gesetzes sind, sind verpflichtet, spätestens bis zum 1. April, erstmalig oder erneut, sich beim Bundesamt für Sicherheit in der\r\nInformationstechnik zu registrieren. […]\r\n3.5 Weitere Hinweise zu § 5c EnWG\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass im Rahmen der Nachweiserbringung eine mit § 39 Abs. 3 BSIG\r\nvergleichbare Formulierung fehlt. Die Norm regelt, dass für Bestandsanlagen für den ersten\r\nNachweis nach dem neuen Gesetz der letzte Nachweis nach dem alten Gesetz maßgeblich ist.\r\nAußerdem erhält das BSI eine entsprechende Befugnis, diese Pflichten dann im Einzelfall festzulegen. Dies würde, wie in der Gesetzesbegründung zum BSIG beschrieben, der Entzerrung der\r\nNachweisprüfung dienen. Hierbei sollte zusätzlich festgelegt werden, dass die Nachweiserbringung auch in Bezug auf die Systeme zur Angriffserkennung einheitlich gefordert werden. Es\r\nmuss verhindert werden, dass die Zyklen für die Nachweise der Systeme zur Angriffserkennung\r\nvon den restlichen Nachweisen abweichen.\r\n➢ Der BDEW regt an eine entsprechende Regel auch in das EnWG einzufügen.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 17\r\n4 § 2 Abs. 1 Nr. 10 BSIG - Definition erheblicher Sicherheitsvorfall\r\nDer Wortlaut der Norm kann so verstanden werden, dass jeder nur mögliche finanzielle Verlust\r\n- ganz gleich wie groß er ist - zu einem erheblichen Sicherheitsvorfall führt. Da jeder Sicherheitsvorfall allein durch die Behebung zu einem finanziellen Verlust führt, wäre somit diese Regelung\r\nuferlos und unverhältnismäßig. Aus diesem Grund erläutert Erwägungsgrund 101 der NIS2-\r\nRichtlinie auch, dass solche Gefahren vermieden werden sollen, die erhebliche materielle oder\r\nimmaterielle Schäden verursachen können.\r\nEine entsprechende Klarstellung sollte in der Begründung oder im Gesetzestext bzw. spätestens\r\nin einer Verordnung nach § 2 Absatz 2 BSIG auch deswegen erfolgen, weil nach dem Wortlaut\r\nder Norm der finanzielle Verlust gar nicht eingetreten sein muss, sondern allein die Möglichkeit\r\ndes Eintritts ausreicht.\r\n➢ BDEW-Forderung:\r\nKlarstellung, zumindest in der Gesetzesbegründung, dass nicht jeder finanzielle Verlust,\r\nsondern nur erhebliche finanzielle Verluste einen erheblichen Sicherheitsvorfall darstellen können.\r\n5 Anlage 1 Sektoren besonders wichtiger und wichtiger Einrichtungen\r\nIn der Anlage 1 sind in Zeile 1.1.9 Ladepunktbetreiber gemäß § 2 Nr. 8 LSV als Einrichtungsart\r\naufgeführt. Die Ladesäulenverordnung (LSV) wird derzeit geändert. Sie ist zu großen Teilen\r\ndurch die AFIR ersetzt worden. Daher wäre es sinnvoller auf Art. 2 Nr. 49 AFIR zu verweisen.\r\nErfasst wären alle Ladepunkte, auch private Ladepunkte für den Eigengebrauch. Die NIS2 RL\r\nzielt dagegen ausweislich der Anlage 1 auf Betreiber von Ladepunkten ab, die Endnutzern einen\r\nAufladedienst erbringen, auch im Namen und Auftrag eines Mobilitätsdienstleisters die also vor\r\nallem Ladepunktbetreiber öffentlich zugängliche Ladepunkte betreiben. Zu überlegen wäre\r\nauch eine Einschränkung auf öffentlich zugängliche Ladepunkte.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\nAnlage 1 Sektoren besonders wichtiger und wichtiger Einrichtungen sollte in Zeile 1.1.4\r\nergänzt werden:\r\n„Ladepunktbetreiber gemäß § 2 Nr. 8 LSV im Sinne von Art. 2 Nr. 49 AFIR, die gegenüber\r\nEndnutzern Elektromobilitätsdienstleistungen erbringen.“\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 17\r\n6 NIS2UmsuCG und KRITIS-DachG: Abhängigkeiten und notwendige Harmonisierung\r\nIm Verhältnis des NIS2-Umsetzungsgesetzes und des KRITIS-Dachgesetzes gibt es Harmonisierungsbedarf, der zwar absehbar aber derzeit noch nicht vollständig bewertet werden kann. Folgende Punkte sind dabei wesentlich:\r\n6.1 Abschließende Beurteilung des NIS2UmsuCG aufgrund nicht bewertbarer Bezüge\r\nzum KRITIS-DachG nicht möglich\r\nNIS2UmsuCG und KRITIS-DachG sollten stärker miteinander abgestimmt, wesentliche Regelungsinhalte des KRITIS-DachG mit Relevanz für die Beurteilung des NIS2UmsuCG den Branchenverbänden zur Kommentierung zugänglich gemacht und beide Gesetze schließlich gleichzeitig\r\nin den Bundestag eingebracht werden.\r\nDie kohärente Umsetzung der CER-Richtlinie und der NIS2-Richtlinie verlangt eine größtmögliche Harmonisierung und Verzahnung von NIS2UmsuCG und KRITIS-DachG. Diese Verzahnung\r\nsollte bei einer einheitlichen Begriffsbestimmung (z. B. kritische Anlagen) beginnen und mit der\r\nengen Abstimmung der Regelungsinhalten (insbesondere gemeinsamer Nachweispflichten)\r\nfortfahren. Nur so können Doppelaufwendungen vermieden und eine Cyberraum und physischen Raum integrierende Sicherheit im Sinne des All-Gefahren-Ansatzes realisiert werden. Die\r\nzu erlassende Rechtsverordnung sollte im Sinne einer größtmöglichen Harmonisierung zwischen NIS2UmsuCG und KRITIS-DachG auf aktuellen Sektorstudien des BSI und auch der BSIKritisV aufbauen und die dort erarbeiteten sowie bewährten Methoden zur Bestimmung von\r\nSchwellenwerten kritischer Anlagen übernehmen. Die Konkretisierung des Begriffs kritische Anlage sollte im Sektor Energie in enger Abstimmung mit der BNetzA erfolgen. Die Erfahrung mit\r\nder Erarbeitung und Umsetzung der BSI-KritisV haben gezeigt, dass eine frühzeitige und umfassende Einbindung der Branchen und ihrer Verbände sinnvoll und zielführend ist. Abschließend\r\nsollten NIS2UmsuCG und KRITIS-DachG -im Sinne einer größtmöglichen Harmonisierung- auch\r\ngleichzeitig im Bundestag eingebracht werden. Schließlich ist eine abschließende Beurteilung\r\ndes NIS2UmsuCG aufgrund der fehlenden Referenzen zum aktuellen und der Wirtschaft nicht\r\nvorliegenden Referentenentwurfs des KRITIS-DachG und etwaiger zukünftiger Änderungen im\r\nKRITIS-DachG zurzeit nicht möglich.\r\n6.2 Anbindung von Landesbehörden an einheitliches Meldeportal und einheitliche Meldestelle gemäß §12 KRITIS-DachG\r\n§ 12 KRITIS-DachG des Referentenentwurfs vom 21. Dezember 2023 sieht nach dem Grundsatz\r\n„ein Vorfall, eine Meldung“ ein einheitliches Meldeportal sowie eine einheitliche Meldestelle\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 17\r\nfür Vorfälle gemäß KRITIS-DachG und NIS2UmsuCG vor. Ein nicht-bundeseinheitlicher Vollzug\r\ndes KRITIS-DachG in den Sektoren Wasser, Abfallwirtschaft und ÖPNV führt in diesen Sektoren\r\n– und damit auch in Querverbundsunternehmen – allerdings zu einer Zersplitterung der behördlichen Zuständigkeit und des Meldewesens nicht nur bei der Resilienz, sondern auch bei\r\nder Cybersicherheit. Denn aus § 12 KRITIS-DachG des Referentenentwurfs vom Dezember 2023\r\ngeht die Anbindung der für die benannten Sektoren zuständigen Landesbehörden an die gemeinsame Meldeportal und einheitliche Meldestelle noch nicht hervor. Ein Vorfall, der zunächst\r\nals physischer Vorfall durch einen Betreiber in einem Sektor mit behördlicher Zuständigkeit auf\r\nLandesebene eingeordnet und an die zuständige Landesbehörde gemeldet wird, müsste im\r\nFalle einer späteren Qualifizierung als Informationssicherheitsvorfall auf Grundlage weiterführender Erkenntnisse dann erneut und dieses Mal an das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik gemeldet werden. Erfolgt eine Regelung zur Anbindung der Landesbehörden an\r\ndas einheitliche Meldeportal und die einheitliche Meldestelle nicht, müssten bei landesgrenzüberschreitenden Vorfällen darüber hinaus auch mehrere Behörden durch die Betreiber kritischer Anlagen informiert werden und diese Landesbehörden sich miteinander koordinieren.\r\nBeide Szenarien würden im direkten Widerspruch zum Zweck des § 12 KRITIS-DachG stehen,\r\ndas Meldewesen so zu verschlanken, dass Betreiber kritischer Anlagen nur eine Meldung für\r\neinen Vorfall abgeben müssen und die Behörden eine schnelle und umfassende Erstellung von\r\nLagebildern vornehmen können. Schließlich würde die Nichtanbindung die behördliche Koordination und Lagebilderstellung im Falle bundesweiter Vorfälle oder von umfassenden SektorAngriffen erheblich erschweren und einen Anstieg an Kosten auf Bundes- und Länderebene\r\nnach sich ziehen.\r\n➢ Der BDEW fordert aus diesen Gründen eine Regelung zur Anbindung der für die einschlägigen Sektoren zuständigen Landesbehörden in § 12 KRITIS-DachG. Zudem müssen die Landesbehörden die Datenhaltung und die Datenübertragung des Meldewesens auf dem gleichen Niveau wie das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnologie absichern.\r\n7 Geeignetes Meldewesen (Massenfähigkeit)\r\nNach der Inkraftsetzung des NIS2UmsuCG werden voraussichtlich etwa 29.000 bis 30.000 Unternehmen betroffen sein. Diese Unternehmen müssen künftig dem BSI erhebliche Sicherheitsvorfälle melden. Dies führt dazu, dass das BSI eine Art „manuelles bundesweites Sensorsystem“\r\naufbaut und durch neue Meldefristen relativ schnell über Cyberangriffe und Sicherheitslücken\r\ninformiert wird. Ähnliches muss auch in den anderen europäischen Mitgliedsstaaten umgesetzt\r\nwerden.\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz vom 7. Mai 2024\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 17\r\nUnter der Annahme, dass jedes dieser deutschen Unternehmen alle 2 Monate einen meldepflichtigen Vorfall hat (Annahme aus IT-SIG 1.0), handelt es sich um ca. 180.000 Erst-Meldungen\r\npro Jahr (das wären ca. 500 Meldungen pro Tag) dazu kommen noch bis zu 3 Folgemeldungen\r\npro Vorfall.\r\nFalls die anderen Mitgliedsstaaten ähnlich hohe Fallzahlen haben und das BSI zumindest über\r\nmögliche grenzüberschreitende Vorfälle informiert wird, erhöht das die Summe der Meldungen. Darüber hinaus wird in naher Zukunft der Cyber Resilience Act (CRA) in Kraft treten. Dabei\r\nmüssen auch Hersteller, Importeure und Distributoren hilfreiche Informationen an die nationalen Behörden melden. Nimmt man das alles zusammen, sind viele 100 Meldungen pro Tag zu\r\nerwarten. Dabei fehlen noch die Meldungen von Bundes- und Landesverwaltungen, welche in\r\nden Meldeprozessen zurzeit noch nicht integriert sind, welche aber für ein Gesamtbild auch\r\nrelevant wären.\r\nDas Bundesamt benötigt geeignete Technologien und Prozesse, um diese „Meldeflut“ zu bewältigen (E-Mails oder Portale mit ausschließlich manueller Verarbeitung sind ungeeignet) und,\r\nwas noch wichtiger ist, relevante Meldungen/Informationen zu identifizieren und an die zuständigen Stellen und die betroffenen Unternehmen weiterzuleiten damit diese ihre eigene Betroffenheit prüfen und gegebenenfalls Maßnahmen ergreifen können.\r\n8 § 38 Abs. 2 BSIG – Haftungsverzicht / Vergleich über die Haftung\r\nDie NIS2-Richtlinie sieht in Art. 20 Abs. 1 vor, dass Leitungsorgane für Verstöße gegen diesen\r\nArtikel durch die betreffenden Einrichtungen verantwortlich gemacht werden können. Das ist\r\nin Deutschland bereits durch den § 43 GmbHG gewährleistet. Insofern bedarf es für die Umsetzung der Richtlinie keine weiteren Regelungen, wie in § 38 Abs. 2 BSIG aktuell vorgesehen.\r\nAnsprechpartner\r\nMathias Böswetter\r\nFachgebietsleiter KRITIS-, Cyber- und Sicherheitspolitik\r\n+49 30 300199 1526\r\nmathias.boeswetter@bdew.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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repr‰sentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernw‰rmeabsatzes, ¸ber\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, ¸ber 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Fˆrderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister f¸r die Interessenvertretung gegen¸ber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europ‰ischen Transparenzregister f¸r die Interessenvertretung gegen¸ber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach ß 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zus‰tzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten T‰tigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europ‰isch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstrafle 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 19. September 2024\r\nStellungnahme\r\nzum Entwurf eines Gesetzes\r\nzur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nVersion 2.0 (nach Kabinettsbeschluss vom 24.07.2024)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 19\r\nVorbemerkungen\r\nMit der am 13. Juli 2022 verˆffentlichten Gigabitstrategie hat die Bundesregierung ein umfangreiches Maflnahmenpaket vorgelegt, mit der die angestrebte Zielsetzung eines fl‰chendeckenden Glasfaserausbaus bis zum Jahr 2030 umgesetzt werden soll. Um die Maflnahmen der Gigabit-Strategie rechtlich zu verankern, hat das BMDV am 29. August 2023 einen Referentenentwurf f¸r ein Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen (TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz) vorgelegt. Das Bundeskabinett hat mit seiner Sitzung vom 24.\r\nJuli 2024 den Gesetzesentwurf verabschiedet. Die vorliegende Version der BDEW-Stellungnahme geht auf die durch den Kabinettsbeschluss entstandenen ƒnderungen des Gesetzesentwurfes ein.\r\nDie Mitgliedsunternehmen des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\n(BDEW) haben den Glasfaserausbau seit Jahren dort stark vorangetrieben, wo es f¸r die groflen\r\nTelekommunikationsunternehmen lange Zeit nicht ausreichend attraktiv war. So haben sie bis\r\nEnde 2021 rund 70 Prozent der gesamten in Deutschland verf¸gbaren Glasfaseranschl¸sse realisiert. Auch jetzt investieren Stadtwerke und kommunale und regionale Versorgungsunternehmen massiv in den Glasfaserausbau und sorgen damit f¸r eine Erhˆhung der Attraktivit‰t der\r\nRegionen f¸r B¸rgerinnen und B¸rger und Unternehmen sowie f¸r echten Wettbewerb und\r\nAngebotsvielfalt auf dem Markt.\r\nAnhand des TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz soll das bestehende Telekommunikationsgesetz (TKG) punktuell weiterentwickelt werden. Durch den Gesetzesvorschlag sollen insbesondere das Gigabit-Grundbuch als zentrale Informationsstelle gesetzlich verankert und Genehmigungsprozesse effizienter gestaltet werden. Aus Sicht des BDEW sind die Verk¸rzungen der Genehmigungsfristen sowie die Genehmigungsfreiheit geringf¸giger baulicher Maflnahmen generell positiv zu bewerten. Bei beiden Punkten sehen wir jedoch auch nach dem Beschluss des\r\nBundeskabinetts Nachbesserungsbedarf. Ein weiteres Potenzial zur Beschleunigung des Glasfaser- und Mobilfunkausbaus sehen wir in der Nutzung des ¸berragenden ˆffentlichen Interesses.\r\nDieses wurde durch den Kabinettsbeschluss als Kompromissvorschlag aufgenommen. Durch die\r\nEinigung kˆnnte besonders bei Abw‰gungen im Baurecht und Denkmalschutz Zeit gespart werden. Allerdings sehen wir weiterhin Handlungsbedarf bei naturschutzrechtlichen Pr¸fungen, wo\r\ndas ¸berragende ˆffentliche Interesse nach jetzigem Beschluss nur f¸r bestimmte Mobilfunkausbauprojekte gelten soll. Dagegen ist es richtig, dass durch die Vorhaben keine Gef‰hrdung\r\nder im ˆffentlichen Interesse stehenden Sicherheit und Qualit‰t der Trinkwasserver- und Abwasserentsorgung entsteht.\r\nDer BDEW sieht es kritisch, dass auch im Kabinettsbeschluss eine Verschiebung eines eindeutigen Sicherheits- und Zugriffskonzeptes im Gigabit-Grundbuch beibehalten wird. Transparenzvorschriften f¸r digitale Infrastrukturen und Sicherheitsregelungen m¸ssen zwangsweise Hand\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 19\r\nin Hand gehen. Dies gilt umso mehr angesichts der aktuellen Gef‰hrdungslage, der Versorgungsunternehmen ausgesetzt sind. Es ist daher erforderlich, gesetzliche Regelungen zur Sicherheit\r\nvon TK-Infrastruktur im TKG zu verankern und Widerspr¸che zu vermeiden.\r\nIm Nachfolgenden bezieht der BDEW zum geplanten Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus\r\nvon Telekommunikationsnetzen Stellung:\r\n1 Langwierige Verfahren durch eine besondere Bedeutung von Telekommunikationsinfrastrukturen beschleunigen\r\nBei dem Ausbau von Glasfaser- und Mobilfunk kommt es in der Praxis aufgrund langwieriger\r\nVerfahren, insbesondere in den Bereichen Denkmalschutz- und Naturschutzrecht, zu erheblichen Verzˆgerungen. Die Aufnahme einer Regelung, wonach der Glasfaser- und Mobilfunkausbau „im überragenden öffentlichen Interesse“ liegt, kann zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren beitragen. Durch die Zusatzformulierung w¸rde der Infrastrukturausbau bei Abw‰gungsentscheidungen der Genehmigungsbehˆrden eine hˆhere Gewichtung erhalten. Die\r\nEffektivit‰t des Mechanismus wird bereits beim Ausbau erneuerbarer Energien unter Beweis\r\ngestellt.\r\nDer BDEW setzt sich generell in allen Bereichen f¸r die Einf¸hrung eines ¸berragenden ˆffentlichen Interesses ein, das zur klimafreundlichen Transformation der Energie- und Wasserwirtschaft beitr‰gt. Glasfaser leistet aufgrund eines niedrigen CO2-Verbrauchs im Vergleich mit herkˆmmlicher elektronischer Kommunikationstechnologien ebenfalls einen Beitrag zu den Klimazielen1\r\n.\r\nWir begr¸flen, dass das Bundeskabinett das „überragende öffentliche Interesse“ mit einem\r\nKompromissvorschlag in den Gesetzesentwurf aufgenommen hat. Der Kompromiss kann bereits bei Abw‰gungen im Baurecht und Denkmalschutz Zeit sparen. Die vorgeschlagene Erg‰nzung, mit der der Mechanismus zun‰chst bis Ende 2030 begrenzt wird, sehen wir unkritisch.\r\nSollte sich die Regelung nach der Evaluierung (nach ß 231 TKG (neu)) jedoch als effektiv erweisen, muss das „überragende öffentliche Interesse“ in seiner Wirkung fortbestehen.\r\nWeiterer Handlungsbedarf besteht hingegen bei der naturschutzrechtlichen Pr¸fung, wo das\r\n¸berragende ˆffentliche Interesse nur f¸r bestimmte Mobilfunkausbauprojekte gelten soll. Eine\r\n1\r\n Laut einer Studie des Umweltbundesamts sind Glasfaserkabel im Vergleich mit anderen elektronischen Kommunikationsnetzen am effizientesten und f¸hren zu einer Reduktion der CO2- Emissionen (Politische Handlungsempfehlungen Energie- und Ressourceneffizienz digitaler Infrastrukturen (umweltbundesamt.de)).\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 19\r\nErweiterung auf alle Ausbaugebiete und f¸r Glasfaserinfrastruktur notwendig, um die Ausbauziele bis 2030 in allen Regionen zu erreichen.\r\nDie Digitalisierung kann nur ¸ber leistungsf‰hige Festnetzverbindungen realisiert werden. Mobilfunknetze allein sind daf¸r nicht ausreichend. Daher sieht der BDEW die Priorisierung des\r\nMobilfunk- ¸ber den Glasfaserausbau kritisch. Beide Infrastrukturen m¸ssen zusammengedacht werden, da f¸r neue Mobilfunkmasten auch Glasfaserleitungen verlegt werden m¸ssen.\r\nZudem sollten f¸r den Ausbau von Mobilfunkstandorten zun‰chst die Bestandsinfrastrukturen\r\n– wie von Energieversorgungsunternehmen – genutzt werden2\r\n. Nicht zuletzt sollte aufgrund\r\ndes politischen Ziels einer Herstellung gleichwertiger Lebensverh‰ltnisse in Stadt und Land eine\r\nUnterscheidung zwischen Mobilfunk und Glasfaser vermieden werden.\r\nDar¸ber hinaus ist festzuhalten, dass die Regelung des ¸berragenden ˆffentlichen Interesses\r\ndie rechtlich vorgegebene umweltrechtliche Pr¸fung in keinem Fall ersetzt. Sollten zudem Mˆglichkeiten bestehen, Glasfaser mit geringeren Einschnitten f¸r die Umwelt zu verlegen, muss\r\ndas ¸berragende ˆffentliche Interesse zur¸cktreten. Gleiches gilt f¸r besonders sch¸tzenswerte\r\nNatur. Dagegen ist es richtig, dass durch die Vorhaben keine Gef‰hrdung der im ˆffentlichen\r\nInteresse stehenden Sicherheit und Qualit‰t der Trinkwasserver- und Abwasserentsorgung entsteht.\r\nDer BDEW begr¸flt die erg‰nzende Evaluierung der Regelung nach ß 231 TKG des Kabinettsbeschlusses. Aufgrund der generellen Begrenzung bis Ende 2030 schl‰gt der BDEW vor, die Regelung erst vor Ablauf der Regelung zu evaluieren. Der Weiterbestand und weitere Verbesserungen des ¸berragenden ˆffentlichen Interesses kˆnnten mit der Evaluierung verkn¸pft werden.\r\nDer BDEW schl‰gt folgende ƒnderung an ß 1 Abs. 1 Satz 2 TKG und ß 231 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Erg‰nzung des neuen ß 1 Abs. 1 Satz 2 TKG.\r\n› Anpassung des Datums und Erg‰nzung der Evaluierung in ß 231 TKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nß 1 Abs. 1 Satz 2 TKG\r\n2\r\n Energieversorgungsunternehmen bieten bundesweit bereits eine Vielzahl von Standorten und Anlagen zur Mitnutzung von passiver Mobilfunkinfrastruktur an – oft zu g¸nstigen Preisen. Siehe: BDEW-Positionspapier zur mangelnden Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur | BDEW\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 19\r\nDie Verlegung und ƒnderung von Telekommunikationslinien zum Ausbau von ˆffentlichen\r\nTelekommunikationsnetzen liegen bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 im ¸berragenden\r\nˆffentlichen Interesse. Satz 2 findet im Rahmen der naturschutzrechtlichen Pr¸fung nur Anwendung, wenn die Verlegung oder ƒnderung zur Versorgung eines Gebietes durch einen\r\nMobilfunknetzbetreiber erfolgt, in dem dieser keinen durchgehenden, unterbrechungsfreien Zugang zu Sprach- und breitbandigen Datendiensten des ˆffentlichen Mobilfunks ermˆglicht.\r\nß 231 TKG\r\nDas Bundesministerium f¸r Digitales und Verkehr evaluiert die Wirkungen des in ß 1 Absatz\r\n1 Satz 2 und 3 geregelten ¸berragenden ˆffentlichen Interesses unter Einbeziehung der betroffenen Unternehmen und zust‰ndigen Behˆrden nach Ablauf von drei Jahren nach dem\r\nInkrafttreten dieses Gesetzes rechtzeitig vor Ablauf der Regelung am 31. Dezember 2030.\r\nDabei werden insbesondere die Anzahl, die Dauer und der Ausgang der Genehmigungsverfahren zur Verlegung und ƒnderung von Telekommunikationslinien sowie deren Umweltauswirkungen betrachtet. Die L‰nder erheben die f¸r die Evaluation nach Satz 2 erforderlichen\r\nDaten und ¸bermitteln diese sp‰testens bis zum Ablauf von drei Jahren und drei Monaten\r\nnach dem Inkrafttreten dieses Gesetzes zum 30. Juni 2030 dem Bundesministerium f¸r Digitales und Verkehr. Die Regelung hat weiter bestand, sollte deren Effektivit‰t und zuk¸nftige\r\nNotwendigkeit festgestellt werden.\r\n2 Anreize f¸r einen verst‰rkten Glasfaserausbau durch ein Glasfaserbereitstellungsentgelt schaffen\r\nDas Glasfaserbereitstellungsentgelt geregelt in ß 72 TKG ist ein wichtiges Instrument, um Anreize f¸r einen verst‰rkten Glasfaserausbau in der Netzebene 4 zu schaffen. Dies ist essenziell,\r\num die Gigabitziele der Bundesregierung bis 2030 zu erreichen. Die in ß 72 Abs. 2 TKG angesetzten Kostenstrukturen sind jedoch aufgrund der gestiegenen Herstellungskosten nicht mehr\r\nsachgerecht. Dies zeigt sich unter anderem dadurch, dass die Glasfaserbereitstellungsentgelte\r\ndurch zu niedrige Beitr‰ge in der Praxis wenig Anwendung finden.\r\nHinzu kommt, dass der Betreiber eines ˆffentlichen Telekommunikationsnetzes keine finanzielle Kompensation f¸r Kosten erh‰lt, die ihm im Zusammenhang mit dem Anschluss eines Anbieters von TK-Diensten entstanden sind. Die ‹bernahme der tats‰chlich entstandenen Anschlusskosten durch den TK-Diensteanbieter ist bei allen Vorleistungsprodukten ¸blich und daher in diesem Fall interessengerecht und geboten. Um sicherzustellen, dass lediglich die Kosten\r\nabgerechnet werden, die tats‰chlich aufgetreten sind, sollte eine Bestimmung in ß 72 Abs. 3a\r\nSatz 2 eingef¸hrt werden. Gem‰fl dieser Bestimmung w‰re der Betreiber des ˆffentlichen\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 19\r\nTelekommunikationsnetzes dazu verpflichtet, auf Anfrage einen Nachweis ¸ber die tats‰chlich\r\nangefallenen Kosten vorzulegen.\r\nBDEW-Empfehlungen zur ‹berarbeitung des ß 72 TKG:\r\nForderungen\r\n› Erhˆhung des Glasfaserbereitstellungsentgelts in ß 72 Abs. 2 TKG.\r\n› ‹bernahme der entstandenen Anschlusskosten durch Anbieter ˆffentlich zug‰nglicher\r\nTelekommunikationsdienste.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nDas Bereitstellungsentgelt darf im Erhebungszeitraum, der mit Errichtung der Netzinfrastruktur innerhalb des Geb‰udes (Absatz 1 Nummer 1) beginnt, in\r\nwiederkehrenden Zeitabschnitten erhoben werden. Das Bereitstellungsentgelt darf im Jahr\r\nhˆchstens 60 75 Euro und in der Summe (Gesamtkosten) hˆchstens 540 675 Euro je\r\nWohneinheit betragen. Es darf hˆchstens f¸r die Dauer von bis zu f¸nf Jahren erhoben werden; ist dieser Zeitraum zur Refinanzierung der Gesamtkosten nicht ausreichend, kann er auf\r\nhˆchstens neun Jahre verl‰ngert werden. ‹berschreiten die Gesamtkosten 300 400 Euro\r\n(aufw‰ndige Maflnahme), hat der Betreiber nach Absatz 1 die Gr¸nde hierf¸r darzulegen.\r\nEs wird ein neuer Abs. 3a eingef¸gt:\r\nAbs. 3a\r\nDer Anbieter von ˆffentlich zug‰nglichen Telekommunikationsdiensten tr‰gt s‰mtliche Anschlusskosten. Der Betreiber eines ˆffentlichen Telekommunikationsnetzes hat auf Verlangen des Anbieters von ˆffentlich zug‰nglichen Telekommunikationsdiensten den Nachweis\r\nder entstandenen Kosten zu erbringen.\r\nDie Anschlusskosten umfassen insbesondere,\r\n1. Entgelt f¸r die technische Einrichtung der Mitnutzung am Glasfaser-Geb‰udeverteiler\r\n2. Entgelt f¸r das Vertragsmanagement\r\nK¸ndigungsentgelt.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 19\r\n3 Genehmigungsverfahren durch verpflichtende digitale Antragseinreichung und Antragsbearbeitung verk¸rzen\r\nIn der konsequenten Umsetzung der Digitalisierung der Antrags- und Genehmigungsverfahren\r\nsieht der BDEW eines der grˆflten Potenziale zur Beschleunigung des Glasfaser- und Mobilfunkausbaus. Die Erwartungen bleiben hier deutlich hinter dem Anspruch digitale Verfahren bundesweit und fl‰chendeckend zu ermˆglichen zur¸ck. Daher sollte ein Rechtsanspruch auf die\r\ndigitale Antragsstellung in dem TKG verankert – dies w¸rde auch eine beschleunigte Umsetzung\r\ndes OZG-Breitbandportals sicherstellen.\r\nUm Synergieeffekte nutzen zu kˆnnen sollte darauf geachtet werden ein bundesweit einheitliches Verfahren zur elektronischen Antragsbearbeitung zu etablieren. Das OZG-Breitbandportal\r\nsollte als zentrale elektronische Schnittstelle angewendet werden.\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die folgenden ƒnderungen im ß 127 Abs. 1 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Erg‰nzung des ß 127 Abs. 1 TKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nF¸r die Verlegung oder die ƒnderung von Telekommunikationslinien ist die schriftliche oder\r\nelektronische Zustimmung des Tr‰gers der Wegebaulast erforderlich. Betreiber haben das\r\nRecht, ¸ber eine zentrale elektronische Schnittstelle Antr‰ge auf Zustimmung nach Abs. 1\r\nzu stellen. Die Antragsbearbeitung erfolgt dann ebenfalls ¸ber die zentrale elektronische\r\nSchnittstelle.\r\n4 Verk¸rzte Genehmigungsfristen konsequent umsetzen\r\nLangwierige Genehmigungsverfahren stellen eine der grˆflten Hindernisse f¸r einen schnellen\r\nGlasfaser- und Mobilfunkausbau dar. Die Antragsstellung und Genehmigung f¸r den Ausbau von\r\nGigabitinfrastruktur sollten vonseiten des Straflenbaulasttr‰gers bzw. der zust‰ndigen Verkehrsbehˆrde beschleunigt werden.\r\nDaher begr¸flt der BDEW die in ß 127 Abs. 3 Satz 1 TKG geplante Verk¸rzung der Antragspflichten von drei auf zwei Monate. Die verk¸rzten Fristen bei Unvollst‰ndigkeit der Antragsunterlagen von einem Monat auf drei Wochen geht ebenfalls in die richtige Richtung. Nach unserer\r\nAuffassung sollte hier eine Zustimmungsfrist von 10 Werktagen angestrebt werden, um das\r\nvolle Beschleunigungspotenzial auszuschˆpfen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 19\r\nDie Verl‰ngerung der Zustimmungsfrist im Falle von Schwierigkeiten der Angelegenheit von einem auf zwei Monate ist hingegen kritisch zu sehen. Es sollte bedacht werden, dass der Antrag\r\nnach ß 127 TKG lediglich die wegerechtliche Zustimmung beinhaltet. Weitere Genehmigungen\r\nund Zustimmungen aus anderen Gesetzen kˆnnen noch hinzukommen3\r\n. Durch die Streichung\r\nder Verlängerungsoption bei „Schwierigkeit der Antragsstellung“ könnte eine weitere Beschleunigung in der Antragsstellung geschaffen werden. Momentan sind die Zeiteinsparungen im Vergleich mit den geltenden Regelungen marginal (ca. eine Woche weniger). Aufgrund der Mˆglichkeit zur Nutzung des OZG-Breitbandportals (siehe ƒnderungen an ß 127 Abs. 1 TKG) sind die\r\nFristverk¸rzungen verh‰ltnism‰flig.\r\nHinzukommt, dass die Zustimmungsfiktion gem‰fl ß 127 Abs. 3 Satz 1 TKG zwar ihre Wirkung\r\nentfaltet Tiefbauunternehmen jedoch ohne eine offizielle Bescheinigung des Wegebaulasttr‰-\r\ngers oft keine Bauarbeiten beginnen. Ein Verweis auf die rechtlichen Bestimmungen im TKG\r\nsind dabei oftmals ungen¸gend – die Genehmigungsfiktion l‰uft dadurch ins Leere. Daher sollte\r\nder Antragsteller eine schriftliche Best‰tigung ¸ber den Eintritt der Fiktion vom zust‰ndigen\r\nWegebaulasttr‰ger erhalten.\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die folgende ƒnderung im ß 127 Abs. 3 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Streichung des ß 127 Abs. 3 Satz 4 TKG.\r\n› Einf¸gen einer Zusatzregelung f¸r den Eintritt der Genehmigungsfiktion\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nDie Zustimmung gilt nach Ablauf einer Frist von zwei Monaten nach Eingang des vollst‰ndigen\r\nAntrags als erteilt. Auf Antrag des Antragsstellers hat der Wegebaulasttr‰ger den Eintritt der\r\nFiktion innerhalb von 5 Werktagen digital zu best‰tigen.\r\nDer Antrag auf Verlegung oder ƒnderung von Telekommunikationslinien muss mindestens die\r\nfolgenden Angaben enthalten:\r\n1. den Legeort,\r\n2. die Mindest¸berdeckung und\r\n3. das Legeverfahren.\r\n3\r\n Bei der Kampfmittelbeseitigung kommt es etwa zu einer Verzˆgerung von mindestens sechs Monaten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 19\r\nDiese Zustimmungsfrist beginnt nicht, wenn der Antrag unvollst‰ndig ist und der zust‰ndige\r\nWegebaulasttr‰ger dies innerhalb von 10 Tagen 3 Wochen nach Eingang des Antrags beim\r\nzust‰ndigen Wegebaulasttr‰ger dem Antragsteller in Textform mitteilt.\r\nIm Fall der Erg‰nzung oder ƒnderung des Antrags beginnen die Fristen nach den S‰tzen 1\r\nund 2 neu zu laufen.\r\nDie Zustimmungsfrist kann um zwei Monate verl‰ngert werden, wenn dies wegen der\r\nSchwierigkeit der Angelegenheit gerechtfertigt ist. Nach Ablauf der Frist nach Satz 1 muss\r\nder zust‰ndige Wegebaulasttr‰ger dem Antragssteller sp‰testens innerhalb einer Woche\r\nnach Aufforderung durch den Antragsteller den Eintritt der Fiktion nach Satz 1 schriftlich\r\noder elektronisch mitteilen. Die Fristverl‰ngerung ist zu begr¸nden und rechtzeitig mitzuteilen.\r\n5 Weitere Regelungsbeispiele f¸r geringf¸gige bauliche Maflnahmen\r\nDie Einf¸hrung von Regelungsbeispielen f¸r geringf¸gige bauliche Maflnahmen anhand derer\r\nein Hausstich vollzogen werden soll ist aus Sicht des BDEW positiv zu bewerten. Die Regelungsbeispiele tragen bedeutend zu einer Beschleunigung und b¸rgerfreundlichen Umsetzung von\r\nAusbaumaflnahmen bei. Neben der Errichtung von Hausanschl¸ssen – die in der Praxis nur einen kleinen Teil der Gesamtbaumaflnahmen eines Glasfaserausbauprojektes darstellen, sollten\r\nweitere geringf¸gige Baumaflnahmen im TKG erg‰nzt werden.\r\nNeben der Erg‰nzung der Liste von Regelungsbeispielen sollte auch die Frist zur Aufforderung\r\neiner Antragsstellung deutlich gek¸rzt werden. Anhand der derzeitigen Frist von einem Monat\r\nkann die Regelung keine echte Beschleunigung herbeif¸hren. Eine Frist von 5 Werktagen w¸rde\r\nhier dem Ziel der Maflnahme Rechnung tragen. Gleiches gilt f¸r die Frist im Zusammenhang mit\r\nunvollst‰ndigen Antr‰gen.\r\nIm Falle von Entstˆrungs- und Reparaturmaflnahmen m¸ssen TK-Netzbetreiber aber oftmals\r\nkurzfristig handeln, um die Internetversorgung sicherzustellen. Hier sollte eine weitere Ausnahmeregelung im TKG eingef¸hrt werden, wonach diese Maflnahmen bereits mit dem Anzeigen\r\nbeim zust‰ndigen Baulasttr‰ger eine Genehmigungsfiktion erhalten. Die bisherigen Rechtsunsicherheiten f¸hren in der Praxis regelm‰flig zu Verzˆgerungen bei Maflnahmen in der Entstˆrung.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 19\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die folgenden ƒnderungen im ß 127 Abs. 4 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Erg‰nzung von weiteren Regelungsbeispielen „begrenzter baulicher Maßnahmen“.\r\n› Erg‰nzung von Zusatzregelungen f¸r Entstˆrungs-, Reparatur-, und Instandsetzungsarbeiten\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nWird eine nur geringf¸gige bauliche Maflnahme dem zust‰ndigen Wegebaulasttr‰ger vollst‰ndig angezeigt, und fordert dieser nicht innerhalb eines Monats von 5 Werktagen den\r\nAnzeigenden auf, einen entsprechenden Antrag zu stellen, gilt die Zustimmung nach Absatz\r\n1 als erteilt. Diese Zustimmungsfrist beginnt nicht, wenn die Anzeige unvollst‰ndig ist und\r\nder zust‰ndige Wegebaulasttr‰ger dies innerhalb eines Monats von 5 Werktagen nach Eingang der Anzeige beim zust‰ndigen Wegebaulasttr‰ger dem Anzeigenden in Textform mitteilt. Ein vollst‰ndiger Antrag muss eine Mitteilung zu Legeort, Mindest¸berdeckung und Legeverfahren enthalten. Im Fall der Erg‰nzung oder ƒnderung der Anzeige beginnen die Fristen nach den S‰tzen 1 und 2 neu zu laufen.\r\nDiese Zustimmungsfristen entfallen bei ß 127 Abs. 4 Nr. 7 TKG, bei dem die Zustimmung\r\nmit der Anzeige bei dem zust‰ndigen Wegebaulasttr‰ger ausgestellt wird.\r\nEine geringf¸gige Maflnahme liegt vor, wenn die bauliche Maflnahme\r\n1. dem Anschluss von Geb‰uden (Hausstich) dient und eine L‰nge von 100 Metern auf ˆffentlichem Grund nicht ¸berschreitet oder\r\n2. nicht mehr als 100 Meter Grabenl‰nge und nicht mehr als 80 Quadratmeter Fl‰che umfasst, soweit die bauliche Maflnahme auf Gehwegen, Trenn-, Seiten-, Rand- oder Sicherheitsstreifen erfolgt, oder\r\n3. die Dauer von baulichen Maflnahmen f¸nf Arbeitstage nicht ¸berschreitet, oder\r\n4. es sich um eine bauliche Maflnahme zur Anbindung eines Neubaugebietes mit maximal\r\n10 Geb‰uden handelt, oder\r\n5. Gr‰ben f¸r Hauszuf¸hrungen sowie f¸r die Instandhaltung, f¸r Querungen und Legungen\r\nerrichtet werden, oder\r\n6. die bauliche Maflnahme der Errichtung eines Versorgungsschachtes dient, oder\r\n7. Maflnahmen zur Entstˆrung, Instandsetzung und Reparatur von bestehender Telekommunikationsinfrastruktur.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 19\r\nSatz 5 gilt nicht, wenn besondere Schutzmaflnahmen f¸r Baumbepflanzungen erforderlich\r\nsind, Br¸cken oder andere Ingenieurbauwerke, die Straflenausstattung oder ‰hnliche Objekte betroffen sind. Der jeweils zust‰ndige Wegebaulasttr‰ger kann durch Verwaltungsvorschrift weitere geringf¸gige bauliche Maflnahmen definieren.\r\n6 Eindeutiges Sicherheits- und Zugriffskonzept im Telekommunikationsgesetz verankern\r\nAus Sicht des BDEW sollte die geplante Verankerung des Gigabit-Grundbuchs als einheitliches\r\nInformationsportal im Teil 5 des TKG dazu genutzt werden, die bundesseitigen wichtigen und\r\nrichtigen Vorstˆfle zur St‰rkung der Resilienz der Telekommunikationsnetze zu st‰rken, anstatt\r\ndiesen entgegenzusteuern. Die immer weiter steigenden Transparenzanforderungen hinsichtlich konkreter Lokationsdaten sowie Trassenverl‰ufen kritischer Anlagen, besonders wichtiger\r\nEinrichtungen oder wichtiger Einrichtungen (im Folgenden auch bezeichnet als kritische Infrastruktur) erhˆht das Risiko physischer Angriffe. Eine Gef‰hrdung der Versorgungssicherheit\r\ndurch zu hohe Transparenzanforderungen steht nicht im Verh‰ltnis zu dem Nutzen der Infrastrukturdatenhaltung und -verˆffentlichung und muss daher auch im Rahmen des GigabitGrundbuchs unbedingt vermieden werden. Der Status quo ist aus Sicht des BDEW nicht handhabbar und sollte z¸gig durch neue Regelungen im TKG verbessert werden. Die momentane\r\nsicherheitspolitische Lage zeigt zudem, dass ein verst‰rkter Schutz Kritischer Infrastruktur besonders notwendig ist.\r\nDaher sieht der BDEW den Vorschlag des BMDV kritisch, die Regelung eines eindeutigen Sicherheits- und Zugriffskonzeptes bez¸glich der Datenlieferung und -verˆffentlichung im Rahmen\r\ndes Gigabit-Grundbuchs zu verschieben. Statt eine Regelung bereits im Gesetz zu implementieren, sieht der Entwurf des ß 86 TKG vor, eine entsprechende Vorgabe erst im Rahmen einer\r\nVerordnung des BMDV zu regeln. Hier sollte eine z¸gige rechts- und planungssichere Regelung\r\nim TKG angestrebt werden, um den Schutz kritischer Infrastruktur zu st‰rken.\r\nDas Sicherheits- und Zugriffskonzept sollte sich an einer strikten Anwendung des „Need to\r\nKnow“-Prinzips orientieren. Lediglich in wenigen F‰llen ist es f¸r andere Netzbetreiber sowie\r\nf¸r Behˆrden notwendig, die exakte geografische Lage von Telekommunikationsnetzen zu kennen. In den relevanten F‰llen kˆnnte der Austausch von Daten bilateral zwischen den Beteiligten auf Basis professioneller ‹bertragungs- und Speichermethoden und unter Wahrung der\r\nVertraulichkeit stattfinden. Hierdurch entf‰llt die Notwendigkeit einer zentralen Speicherung\r\nsensibler Daten.\r\nAus Sicht des BDEW ist es im Sinne eines ganzheitlichen Gesamtkonzeptes notwendig, dass die\r\naktuell in parallelen Zust‰ndigkeiten laufenden Prozesse k¸nftig in koordinierter Aktion\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 19\r\nzwischen allen betroffenen Ministerien, Behˆrden – insb. BNetzA, Bundesamt f¸r Sicherheit in\r\nder Informationstechnik und Bundesamt f¸r Bevˆlkerungsschutz und Katastrophenhilfe –, der\r\nL‰nder, der Kommunen und der Wirtschaft ablaufen. Gleiches gilt auch f¸r die Integration der\r\nbestehenden CER-Richtlinie sowie dem entstehenden KRITIS-Dachgesetz und der NIS2-Richtlinie in das Sicherheits- und Zugriffskonzept, um eine rechts- und planungssichere und konsistente Regelung im TKG zu finden.\r\nWeitere wichtige Aspekte zur Datenlieferungspflicht kritischer Infrastrukturen werden in den\r\nfolgenden Abschnitten besprochen.\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die folgenden ƒnderungen im ß 86 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Streichung des ß 86 TKG f¸r eine Verordnungserm‰chtigung des BMDV.\r\n› Regelung des Sicherheits- und Zugriffskonzeptes bzgl. der Datenlieferung und -verˆffentlichung im Rahmen des Gigabit-Grundbuchs bereits im TKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nDas Bundesministerium f¸r Digitales und Verkehr wird erm‰chtigt, im Einvernehmen mit\r\ndem Bundesministerium f¸r Wirtschaft und Klimaschutz durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates, Regelungen zu treffen zu den Einzelheiten\r\n1. der ‹bermittlung der Informationen gem‰fl ß 79 Absatz 2 und 3, ß 80 Absatz 3, ß 81\r\nAbsatz 2 sowie ß 83 Absatz 2 und 3 an die zentrale Informationsstelle des Bun-des\r\n(Datenlieferungsbestimmungen), insbesondere\r\na. den Detailgrad, einschliefllich der Parametervorgaben zur Ermittlung der Netzverf¸gbarkeit und der Netzqualit‰t sowie das technische Format der zu ¸bermittelnden Informationen,\r\nb. den Zeitpunkt und den Zeitrahmen f¸r die Datenlieferung,\r\nc. den ‹bermittlungsweg und\r\nd. die Einzelheiten der ‹bermittlung von Informationen durch eine andere datenhaltende Stelle und\r\n2. der Bereitstellung\r\na. der Informationen gem‰fl ß 78 Absatz 1 in Verbindung mit ß 79 Absatz 5, ß 83\r\nAbsatz 4 und ß 82 Absatz 2 zur Nutzung durch Dritte,\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 19\r\nb. der Informationen gem‰fl ß 78 Absatz 1 in Verbindung mit ß 85 Absatz 1 an\r\nOrgane der Gebietskˆrperschaften sowie deren Auftragnehmern, einschliefllich der Vor-kehrungen und Maflnahmen zum Schutz von Betriebs- und Gesch‰ftsgeheimnissen und deren Nachweis gem‰fl ß 85 Absatz 1 Satz 1 Nummer\r\n2 und\r\nc. eines Informationswerkzeugs gem‰fl ß 80 Absatz 4 Satz 3, durch die zentrale\r\nInformationsstelle des Bundes und der Nutzung dieser Informationen (Nutzungsbestimmungen), insbesondere zu den organisatorischen Rahmenbedingungen f¸r die Bereitstellung, den Detailgrad und das technische Format der\r\nbereitzustellenden Informationen sowie den Bereitstellungsweg und die zu\r\nbeachtenden Sicherheitsanforderungen. Die Datenlieferungs- sowie die Nutzungsbestimmungen der aufgrund des Satzes 1 erlassenen Rechtsverordnung\r\nhaben insbesondere der Sensitivit‰t der erfassten Informationen, der vertraulichen Behandlung von Betriebs- und Gesch‰ftsgeheimnissen, dem Schutz personenbezogener Daten und dem zu erwarten-den Verwaltungsaufwand Rechnung zu tragen.\r\n7 Schutz kritischer Infrastruktur durch Ausnahmen von Datenlieferungspflichten\r\nDie derzeitige Regelung der Ausnahmegr¸nde nach ß 79 Abs. 3 TKG ist f¸r die Anforderungen\r\neines ausreichenden Schutzes Kritischer Infrastrukturen ungen¸gend. Die zentrale Informationsstelle des Bundes schlieflt derzeit Infrastruktur, welche f¸r die Funktionsf‰higkeit Kritischer\r\nInfrastruktur erforderlich ist, von der Datenaufnahme nicht aus, obwohl diese nachweislich\r\nschutzbed¸rftig ist. Dies resultiert aus der Notwendigkeit, dass Infrastrukturen alle drei in ß 79\r\nAbsatz 3 Nummer 3 TKG genannten Kriterien erf¸llen m¸ssen, um von der Datenlieferungspflicht ausgenommen zu werden. Allerdings kann auch die Sabotage digitaler Infrastruktur (wie\r\nGlasfaserkabel) einen erheblichen Schaden erzeugen. Daher sollte die Ausnahme der Datenbereitstellung bereits mit dem Erf¸llen eines Kriteriums erfolgen. Des Weiteren ist auf eine gemeinsame Begriffsverwendung zu achten, um eine einheitliche Regelung mit der aktuellen Sicherheitsgesetzgebung, insbesondere KRITIS-Dachgesetz und dem NIS2-Umsetzungsgesetz zu\r\nschaffen.\r\nDaraus schlieflen sich die folgenden BDEW-Empfehlungen zur ‹berarbeitung des ß 79 Abs. 3\r\nTKG:\r\nForderungen\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 19\r\n› Erweiterung der ausgenommenen Kritischen Infrastrukturen nach ß 79 Absatz 3 Nr. 3\r\nTKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nDie zentrale Informationsstelle des Bundes nimmt nach Absatz 2 erhaltene Informationen\r\nnicht in die ‹bersicht nach Absatz 1 Nummer 1 auf, soweit konkrete Anhaltspunkte daf¸r\r\nvorliegen, dass\r\n1. eine Einsichtnahme nach Absatz 4 die Sicherheit und Integrit‰t der Einrichtung oder\r\nder sonstigen physischen Infrastruktur oder die ˆffentliche Sicherheit oder die ˆffentliche Gesundheit gef‰hrdet,\r\n2. eine Einsichtnahme nach Absatz 4 die Vertraulichkeit gem‰fl ß 148 verletzt,\r\n3. Teile einer Infrastruktur betroffen sind, die durch Gesetz oder aufgrund eines Gesetzes als Kritische Infrastrukturen kritische Anlage, besonders wichtige Einrichtung\r\noder wichtige Einrichtung bestimmt worden sind, und nachweislich besonders\r\nschutzbed¸rftig und sind oder f¸r die Funktionsf‰higkeit der Kritischen Infrastruktur\r\nmaflgeblich sind, oder\r\n4. Teile ˆffentlicher Versorgungsnetze oder sonstiger physischer Infrastrukturen betroffen sind, die durch den Bund zur Verwirklichung einer sicheren Behˆrdenkommunikation genutzt werden.\r\nIm Hinblick auf die Datenlieferungspflichten f¸r Kritische Infrastruktur greift zudem das derzeitige Sicherheitskonzept der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu kurz. Besonders der Schutz der Daten des Infrastrukturatlas als Teil des Gigabit-Grundbuchs ist bisher nicht zufriedenstellend. In\r\nder Praxis wird die Sicherheit Kritischer Infrastruktur durch die Bereitstellung von sensiblen Daten im Infrastrukturatlas gef‰hrdet. So greift etwa das aktuelle zweistufige Authentifizierungsverfahren zur Beantragung der Einsichtnahme in den Infrastrukturatlas zu kurz.\r\nTrotz der Mˆglichkeit, eine Ausnahme von der Datenlieferungspflicht im Infrastrukturatlas nach\r\nß 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG zu stellen, m¸ssen die sensiblen Daten zun‰chst an die BNetzA\r\nzugeliefert werden. Im Falle von Cyberangriffen bietet die zentrale Speicherung von Daten eine\r\nerhebliche Angriffsfl‰che. Eine Klassifizierung als Kritische Infrastruktur reicht derzeit nicht aus,\r\num eine Ausnahmegew‰hrung nach ß 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG erteilt zu bekommen.\r\nDem gestiegenen Sicherheitsbed¸rfnis sollte Rechnung getragen werden, indem detaillierte Informationen nach ß 136 Absatz 3 TKG und ß 153 Absatz 3 TKG, statt ¸ber das Gigabit-Grundbuch\r\nlediglich ¸ber Kontaktpersonen des zust‰ndigen Unternehmens anzufragen sind. Eine Auflistung von Kontaktinformationen einer Ansprechperson ist f¸r Unternehmen, die an einer\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 19\r\nMitnutzung passiver Infrastruktur oder Koordinierung von Bauarbeiten interessiert sind, ausreichend. In der Praxis ist f¸r diese Vorhaben die Kontaktaufnahme ohnehin erforderlich, da die\r\ndirekt ¸bermittelten Daten aktueller oder konkreter sind als die im Gigabit-Grundbuch hinterlegten Informationen. Das in der Informationssicherheit wesentliche „Need to Know“-Prinzip\r\nerfordert hier, dass das Gigabit-Grundbuch statt als behˆrdliche Speicherung als behˆrdliche\r\nVermittlung verstanden wird.\r\nDie Eigent¸mer oder Betreiber der nutzbaren Infrastruktur geben auf Nachfrage Informationen\r\nan Interessenten heraus und halten dabei hohe Sicherheitsstandards ein. Die Bereitstellung von\r\nvorrecherchierten Informationen im Rahmen des Gigabit-Grundbuchs bietet daher gegen¸ber\r\ndem hohen Sicherheitsrisiko einen geringen Transparenzvorteil. Angesichts der aktuellen geopolitischen Lage ist das ‹bermitteln, Speichern und Zug‰nglichmachen der geografischen Lage\r\nvon Kritischer Infrastrukturen auf einer zentralen Plattform mit einem zu hohen Risiko belastet.\r\nDer BDEW schl‰gt folgende ƒnderungen an ß 79 Abs. 2 TKG vor:\r\nForderungen\r\n› Ausnahme von Datenlieferungspflichten in ß 79 Abs. 2 TKG.\r\n› Umsetzung des „Need to Know“-Prinzips durch Vermittlung statt Speicherung von Informationen.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nEigent¸mer und Betreiber ˆffentlicher Versorgungsnetze, die ¸ber Einrichtungen verf¸gen, die\r\nf¸r den Ausbau von Telekommunikationsnetzen genutzt werden kˆnnen, sind verpflichtet, der\r\nzentralen Informationsstelle des Bundes f¸r die ‹bersicht nach Absatz 1 die folgenden Informationen ihre Kontaktdaten nach Maflgabe der Datenlieferungsbestimmungen der aufgrund\r\ndes ß 86 Satz 1 Nummer 1 erlassenen Rechtsverordnung zu ¸bermitteln: und berechtigten\r\nDatenanfragenden auf Anfrage hin die folgenden Informationen nach Maflgabe der Datenlieferungsbestimmungen bereitzustellen:\r\n1. ihre Kontaktdaten sowie\r\n2. Informationen insbesondere ¸ber Art, gegenw‰rtige Nutzung sowie tats‰chliche Verf¸gbarkeit und geografische Lage des Standortes und der Leitungswege dieser Einrichtungen.\r\nZu den Einrichtungen gem‰fl Satz 1 z‰hlen insbesondere alle passiven Netzinfrastrukturen.\r\nNicht zu den Einrichtungen nach Satz 1 z‰hlen ˆffentliche Liegenschaften im Sinne des ß 83\r\nAbsatz 1 Satz 1.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 19\r\n8 Den Breitbandanschluss von Neubaugebieten sicherstellen\r\nDie Erschlieflung von Neubaugebieten ist kein Fall der Unterversorgung im Sinne des Universaldienstes. Oftmals ist es nicht mˆglich, diese Neubaugebiete wirtschaftlich neu zu erschlieflen\r\nund daher werden Netzbetreiber dazu gezwungen, einen Anschluss dieser Gebiete durchzuf¸hren. Hier fordert der BDEW, dass Neubaugebiete ¸ber eine ˆffentliche Fˆrderung und von den\r\nKommunen angeschlossen werden, statt diesen Anschluss im Rahmen des Universaldienstes\r\ndurchf¸hren zu lassen.\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die folgende ƒnderung im ß 146 Abs. 2 Satz 2 TKG vor:\r\nForderung\r\n› Anpassung des ß 146 Abs. 2 Satz 2 TKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nIm Rahmen von ganz oder teilweise aus ˆffentlichen Mitteln finanzierten Bauarbeiten f¸r die\r\nBereitstellung von Verkehrsdiensten, deren anf‰nglich geplante Dauer acht Wochen ¸berschreitet, ist sicherzustellen, dass geeignete passive Netzinfrastrukturen f¸r ein Netz mit sehr\r\nhoher Kapazit‰t bedarfsgerecht mitverlegt werden, um den Betrieb eines Netzes mit sehr hoher Kapazit‰t durch Betreiber ˆffentlicher Telekommunikationsnetze zu ermˆglichen. Im Rahmen der Erschlieflung von Neubaugebieten ist stets sicherzustellen, dass geeignete passive\r\nNetzinfrastrukturen die Verlegung geeigneter passiver Infrastrukturen f¸r ein Netz mit sehr\r\nhoher Kapazit‰t mitverlegt werden und deren Anschluss an ein Telekommunikationsnetz sicherzustellen.\r\n9 Wettbewerbskonforme Regelungen f¸r Kupfer-Glasfaser-Migration schaffen\r\nDie Abschaltung veralteter Kupfernetze kann einen wesentlichen Beitrag zu einer hˆheren Planungssicherheit f¸r Glasfasernetzbetreiber leisten, die Rentabilit‰t von notwendigen Investitionen sichern und Endkunden die Mˆglichkeit bieten, ‰hnliche Bedingungen f¸r Glasfaseranschl¸sse zu erhalten. Sie kˆnnte eine zentrale Maflnahme f¸r einen schnelleren Glasfaserausbau\r\nund eine nachhaltige Entwicklung der Telekommunikationsnetze darstellen. Aus Sicht des BDEW\r\nsollte daher eine Regelung f¸r eine wettbewerbskonforme Kupfer-Glasfaser-Migration in das TKNABEG aufgenommen werden.\r\nBleibt diese gesetzliche Regelung aus, besteht nach unserer Auffassung die Gefahr, dass das\r\nmarktbeherrschende Unternehmen seine dominante Position ausnutzt und eine strategische\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 19\r\nAbschaltpolitik verfolgt. Dieses Risiko wurde ebenfalls durch die EU-Kommission identifiziert4\r\n.\r\nDas marktm‰chtige Unternehmen kˆnnte das Kupfernetz in seinen eigenen Ausbaugebieten\r\nabschalten, w‰hrend es in Gebieten, in denen Wettbewerber bereits Glasfasernetze aufgebaut\r\nhaben, weiter Angebote mit Kupfernetzen f¸r Endkunden bereitstellt. Eine solche Praxis w¸rde\r\nalternative Netzbetreiber benachteiligen und den Fortschritt des Glasfaserausbaus verlangsamen. Die Gigabitziele 2030 w‰ren somit noch schwerer erreichbar.\r\nDer BDEW fordert, dass die BNetzA die Abschaltung von Kupfernetzen auch in den Glasfaserausbaugebieten der Wettbewerber vorsieht, wenn in dieser Region Vorleistungsprodukte auf\r\nGlasfaserbasis f¸r Endkunden angeboten werden. Eine Behinderung des weiteren Glasfaserausbaus durch das marktbeherrschende Unternehmen kann so vermieden werden.\r\nDie Regelung f¸hrt ein Gleichbehandlungsmodell ein, das die Abschaltung von Kupfernetzen in\r\nden eigenen Ausbaugebieten des marktbeherrschenden Unternehmens mit der Praxis in Wettbewerbsgebieten verkn¸pft. Dadurch wird sichergestellt, dass die Bundesnetzagentur eingreifen kann, wenn sie feststellt, dass die Abschaltpraxis des marktm‰chtigen Unternehmens diskriminierend ist oder die Migration verzˆgert wird.\r\nDaraus schlieflen sich die folgenden BDEW-Empfehlungen f¸r einen neuen ß 34 Abs. 5a TKG\r\noder ß 34a TKG:\r\nForderung\r\n› Einf¸hrung des ß 34 Abs. 5a TKG oder ß 34a TKG.\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nDie Bundesnetzagentur ber¸cksichtigt im Rahmen ihrer Ermessensentscheidung nach [ß 34\r\nAbsatz 5] Satz 1 das Vorliegen eines Mechanismus, der eine diskriminierungsfreie Abschaltpraxis des Unternehmens mit betr‰chtlicher Marktmacht auch in Gebieten, in denen andere Unternehmen ein Netz mit sehr hoher Kapazit‰t errichtet haben, sicherstellt, wenn\r\ndiese Netzbetreiber angemessene Bedingungen erf¸llen und eine Abschaltung erbitten.\r\n4\r\n Siehe Weiflbuch der EU-Kommission „Wie kann der Bedarf an digitaler Infrastruktur in Europa gedeckt werden?“ (COM(2024) 81 final)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 19\r\n10 Verhinderung des Glasfaser-Doppelausbaus\r\nDie Telekommunikationsbranche besch‰ftigt sich seit mehreren Jahren mit der Problematik des\r\nstrategischen Doppelausbaus. Das Problem des strategischen Doppelausbaus erfordert eine gesetzliche Regelung, die sicherstellt, dass Glasfaserinvestitionen von Wettbewerbern nicht durch\r\nMarktmacht missbraucht werden. Die geplanten Anpassungen des TKG stellen eine Chance dar,\r\nLˆsungsmˆglichkeiten rechtlich zu verankern.\r\nEs braucht nach Ansicht des BDEW zun‰chst eine Missbrauchskontrolle, damit die BNetzA auf\r\nAntrag ein Verfahren zur Pr¸fung von strategischem ‹berbau einleitet. Sollte der BNetzA somit\r\nmehr als f¸nf F‰lle bekannt werden, in denen ein marktbeherrschendes Unternehmen einen\r\nstrategischen Doppelausbau von Glasfasernetzen realisiert oder ank¸ndigt, liegt ein Missbrauch\r\nder Marktmacht vor. Das Verhalten des marktbeherrschenden Unternehmens gilt dann als strategisch, wenn der Ausbau im zeitlichen Zusammenhang zu den Ausbaupl‰nen der Wettbewerber angek¸ndigt wird. Besonders, wenn in dieser Region keine eigenen konkreten Ausbaupl‰ne\r\nˆffentlich bekannt gegeben wurden.\r\nZus‰tzlich fordern wir eine Einf¸hrung einer neuen Regelung in ß 50 Abs. 3 TKG, die verhindern\r\nsoll, dass das marktbeherrschende Unternehmen kurzfristig reagiert, um Wettbewerber zu verunsichern. Durch die Verpflichtung, Ausbaupl‰ne neun Monate im Voraus in eine nicht ˆffentliche Liste einzutragen, kˆnnte vermieden werden, dass solche strategischen Ank¸ndigungen\r\nden Wettbewerb weiter verzehren. Die Regelung ist rechtlich zul‰ssig, da sie weder die Berufsfreiheit noch das Eigentumsrecht unverh‰ltnism‰flig einschr‰nkt. Sie dient dem Gemeinwohl,\r\nindem sie die fl‰chendeckende Versorgung mit Glasfaseranschl¸ssen und den chancengleichen\r\nWettbewerb sicherstellt.\r\nSollte die Regelung ausbleiben, besteht das Risiko, dass bestimmte Gebiete nur noch mit staatlicher Fˆrderung erschlossen werden kˆnnten, was die ˆffentlichen Haushalte zus‰tzlich belasten w¸rde. Eine Ausbausperre von bis zu 24 Monaten f¸r Verstˆfle wird als verh‰ltnism‰flige\r\nMaflnahme angesehen, um sicherzustellen, dass angek¸ndigte Ausbauvorhaben auch umgesetzt werden.\r\nDer BDEW schl‰gt hierf¸r die Einf¸hrung neuer Artikel ß 50 Abs. 2 Nr. 3, Abs. 3a und ß 50 Abs.\r\n4 S. 3.\r\nForderung\r\n› Einf¸hrung des ß 50 Abs. 2 Nr. 3\r\n› Einf¸gung eines neuen Absatzes 3a nach Absatz 3\r\n› Einf¸gung folgender Regelung nach ß 50 Abs. 4 S. 3\r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Telekommunikationsnetzen\r\n(TK-Netzausbau-Beschleunigungs-Gesetz)\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 19\r\nUmsetzungsvorschlag\r\nß 50 Abs. 2 Nr. 3:\r\nin mehr als f¸nf Einzelf‰llen einen strategischen Doppelausbau von Glasfasernetzen realisiert oder angek¸ndigt hat.\r\nNach Absatz 3 wird ein neuer Absatz 3a eingef¸gt:\r\nAbsatz 3 gilt entsprechend, wenn ein Wettbewerber oder ein anderes Unternehmen bei\r\nder Bundesnetzagentur die Einleitung eines ‹berpr¸fungsverfahrens substantiiert und unter Darlegung der Tatsachen beantragt\r\nNach ß 50 Abs. 4 S. 3 wird folgende Regelung eingef¸gt:\r\nWerden der Bundesnetzagentur Tatsachen bekannt oder bekannt gemacht, die die Annahme rechtfertigen, dass ein Verhalten im Sinne von Abs. 2 Nr. 3 vorliegt, verpflichtet sie\r\ndas Unternehmen mit betr‰chtlicher Marktmacht s‰mtliche zuk¸nftige Vorhaben zum Ausbau von Netzen mit sehr hoher Kapazit‰t in der Bundesrepublik, mit Ausnahme von Mobilfunknetzen, mit einem Vorlauf von 9 Monaten in eine nicht ˆffentliche Ausbauliste einzutragen. F¸r Vorhaben, die nicht auf der Ausbauliste stehen, darf das Unternehmen mit betr‰chtlicher Marktmacht keine Ausbauank¸ndigung abgeben oder sonstige vergleichbare\r\nMaflnahmen ergreifen. F¸r Vorhaben, die auf der Ausbauliste stehen, d¸rfen entsprechende Maflnahmen erst nach Ablauf von 9 Monaten erfolgen. Im Falle der Nichtbeachtung\r\ndieser Verpflichtung und f¸r den Fall, dass Vorhaben in die Ausbauliste eingetragen werden\r\nund dann innerhalb eines angemessenen Zeitraums keine Umsetzung erfolgt, kann die Bundesnetzagentur eine zeitlich befristete und r‰umlich begrenzte Ausbausperre anordnen.\r\nDas Unternehmen mit betr‰chtlicher Marktmacht kann abgeschlossene oder nicht mehr\r\nzur Realisierung vorgesehene Vorhaben von der Liste streichen und durch neue Vorhaben\r\nersetzen.\r\nAnsprechpartner\r\nRichard Kaufmann\r\nFachgebietsleiter Digitale Infrastruktur\r\nund Telekommunikation\r\nTelefon: +49 30 300199-1674\r\nrichard.kaufmann@bdew.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":"2024-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011764","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigung von Geothermieanlagen und Großwärmepumpen/GeoGG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/80/376290/Stellungnahme-Gutachten-SG2411260003.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 10. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen,\r\nWärmepumpen und Wärmespeichern sowie weiterer rechtlicher\r\nRahmenbedingungen (GeoWG)\r\nRegierungsentwurf vom 6. September 2024\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung....................................................................................................... 3\r\n2 Wärmewende beschleunigen – Öffentliche Wasserversorgung sicherstellen ... 3\r\n3 Stellungnahme im Einzelnen zum vorliegenden GeoWG-Entwurf .................... 4\r\n3.1 Zu Artikel 1 – GeoWG ............................................................................ 4\r\n3.1.1 § 2 GeoWG (Anwendungsbereich) ........................................................ 4\r\n3.1.2 § 3 GeoWG (Begriffsbestimmung)......................................................... 6\r\n3.1.3 § 4 GeoWG (Überragendes Öffentliches Interesse) .............................. 7\r\n3.1.4 § 5 GeoWG (Vorzeitiger Baubeginn) ..................................................... 7\r\n3.1.5 § 6 GeoWG (Maßgabe für § 39 Absatz 1 Nummer 1 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes) ................................................................. 7\r\n3.1.6 § 7 GeoWG (Beeinträchtigung von Grundstücken) ............................... 8\r\n3.1.7 § 8 GeoWG (Rechtsbehelfe) .................................................................. 8\r\n3.1.8 § 9 GeoWG (Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte) ... 9\r\n3.2 Zu Artikel 2 - Änderungen des Bundesberggesetzes ............................. 9\r\n3.2.1 § 52 BBergG ........................................................................................... 9\r\n3.2.2 § 57e BBergG ....................................................................................... 10\r\n3.3 Zu Artikel 3 - Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes ....................... 12\r\n3.3.1 § 46 WHG ............................................................................................. 13\r\n3.3.2 § 49 WHG ............................................................................................. 14\r\n4 Teil 2: Ergänzende Beschleunigungsvorschläge ............................................. 14\r\n4.1 Klarstellung Außenbereichsprivilegierung .......................................... 14\r\n4.2 Einführung einer finanziellen Beteiligung der Standort- und\r\nAnrainerkommunen ............................................................................ 14\r\n4.3 Konzentrationswirkung der bergrechtlichen\r\nBetriebsplangenehmigung .................................................................. 15\r\n4.4 Bereitstellung von bundeseigenen Flächen ........................................ 15\r\n4.5 Anpassung UVP-Recht ......................................................................... 15\r\n4.6 Informationsdefizite abbauen ............................................................. 16\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nDie Dekarbonisierung der Wärmeversorgung ist eine der größten Herausforderungen für das\r\nGelingen der Energiewende. Im Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz BMWK für eine Erdwärmekampagne – Geothermie für die Wärmewende vom November 2022 wurde bereits angekündigt:\r\n“Konkret soll in der Mitteltiefen und Tiefen Geothermie bis zum Jahr 2030 ein geothermisches Potenzial von 10 TWh so weit wie möglich erschlossen und die derzeitige Einspeisung in Wärmenetze aus dieser Quelle damit verzehnfacht werden (...).”\r\nDazu wurden in dem Papier acht Maßnahmen genannt, die für diese Zielerreichung notwendig\r\nsind. Das vorliegende GeoWG greift davon zwei wichtige Punkte auf: Die Beschleunigung von\r\nGenehmigungsverfahren und (auch dadurch) den Austausch zwischen den beteiligten Akteuren. Insofern kann der vorliegende Gesetzentwurf nur ein erster Schritt zu verbesserten Rahmenbedingungen für Geothermie sein. Auch in Bezug auf Großwärmepumpen und Wärmespeicher müssen weitere Erleichterungen bei Planung, Errichtung und Betrieb geprüft werden.\r\n2 Wärmewende beschleunigen – Öffentliche Wasserversorgung sicherstellen\r\nDer Ausbau der Geothermie ist ein entscheidender Baustein für die Transformation hin zu einer\r\nklimaneutralen Wärmeversorgung. Hierzu enthält der Gesetzesentwurf viele zielführende Ansätze. Dies betrifft u.a. die Festlegung, dass die Nutzung von Geothermie im überragenden öffentlichen Interesse liegt, wie auch die Regelungen zur Vollständigkeit von Antragsunterlagen.\r\nAllerdings könnte der vorgelegte Gesetzentwurf des GeoWG noch ambitionierter sein. Mit dem\r\naktuellen Entwurf ist zu befürchten, dass größere Beschleunigungseffekte bei geothermischen\r\nAnlagen ausbleiben werden. Hierzu unterbreitet der BDEW im zweiten Teil der Stellungnahme\r\nergänzende Vorschläge.\r\nGleichzeitig liegt auch die öffentliche Wasserversorgung als Teil der Daseinsvorsorge im überragenden öffentlichen Interesse. Die Belange der öffentlichen Wasserversorgung und vor allem\r\ndie potenziellen Gefahren für die Trinkwasserressourcen durch geothermische Anlagen sind in\r\ndem Gesetzesentwurf unzureichend berücksichtigt worden. Insbesondere fehlen in dem Gesetzesentwurf des GeoWG klare Regelungen, die die Vorrangstellung der Trinkwassergewinnung\r\nvor der Nutzung von Erdwärme wahren.\r\nUm beide Ziele in Einklang zu bringen, schlägt der BDEW eine klare Vorrangregelung vor: In den\r\nSchutzzonen I und II von Wasserschutzgebieten sind geothermische Anlagen gänzlich zu verbieten. In der Schutzzone III von Wasserschutzgebieten sowie in ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten muss im jeweiligen Einzelfall im Rahmen einer wasserrechtlichen Genehmigung\r\ngeprüft werden, welche Maßnahmen erlaubnisfähig sind. Nur im Rahmen einer\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 16\r\nGenehmigungsentscheidung kann der Schutz von Grund- und Trinkwasser mit Blick auf die geothermische Anlage sorgfältig geprüft und abgewogen werden.\r\n3 Stellungnahme im Einzelnen zum vorliegenden GeoWG-Entwurf\r\n3.1 Zu Artikel 1 – GeoWG\r\n3.1.1 § 2 GeoWG (Anwendungsbereich)\r\nDer BDEW begrüßt, dass mit dem Gesetzentwurf beschleunigende Regelungen für die Zulassung\r\nvon Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern geschaffen werden sollen. Ausweislich des Gesetzeszwecks umfasst dies\r\n- die Aufsuchung, Gewinnung und Nutzung von Erdwärme und\r\n- den Auf- und Ausbau von Wärmepumpen und Wärmespeichern.\r\nDer Anwendungsbereich des Gesetzes lässt hingegen einige Fragen offen.\r\nAnwendungsbereich an den Gesetzeszweck anpassen:\r\nIn Deutschland sind zunächst nur hydrothermale Tiefengeothermie-Vorhaben zu berücksichtigen. Zur Erschließung petrothermaler Tiefengeothermie muss das Gestein durch hydraulische\r\nStimulation, unter hohem Druck und unter Nutzung von Fracking-Fluiden, großflächig aufgebrochen und durchgängig gemacht werden. Über die Relevanz, die Umweltauswirkungen und Ausführung der hydraulischen Stimulation sowie der Zusammensetzung der Fracking-Fluide bei der\r\nNutzung von Geothermie ist bisher jedoch kaum Fachliteratur verfügbar1\r\n und sollte daher, analog der Nutzung der Fracking-Technologie für unkonventionelle Erdgaslagerstätten, grundsätzlich nicht für geothermische Anlagen berücksichtigt werden2\r\n.\r\nZu Nummer 3 – Klarstellung zum Begriff der Wärmepumpe erforderlich:\r\nDaneben lässt der Entwurf offen, ob sich die Regelungen im Hinblick auf Wärmepumpen ausschließlich auf Erdwärmepumpen oder auch auf andere Wärmepumpen beziehen, die andere\r\n1\r\n Deutscher Bundestag, Wissenschaftlicher Dienst (2022). Hydraulische Stimulation zur Erschließung geothermaler Ressourcen. URL: Hydraulische Stimulation zur Erschließung geothermaler Ressourcen Zur Frage der Zusammen-setzung und Bedeutung von Frack-Fluiden (bundestag.de)\r\n2\r\n BDEW-BVEG-Positionspapier (2021). Regelungspaket zum Fracking beibehalten. URL:\r\nhttps://www.bdew.de/service/stellungnahmen/regelungspaket-zum-fracking-beibehalten/\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 16\r\nWärmequellen z. B. Oberflächenwasser nutzen. Aus Sicht des BDEW sollte sich das vorliegende\r\nGesetz entsprechend seinem Titel und den überwiegenden Regelungsgegenständen auf Wärmepumpen im Zusammenhang mit der Nutzung von Erdwärme beschränken.\r\nAnlagen zur Nutzung von Kälte ebenfalls aufnehmen\r\nGrundsätzlich sollte unter der Nutzung von Erdwärme auch die Nutzung von Kälte verstanden\r\nwerden. Gerade das kombinierte Heizen und Kühlen regeneriert den thermischen Einfluss auf\r\nden Untergrund und erhöht das wirtschaftliche Potential der Anlage sowie das thermische Potential des Untergrunds für die umliegenden Nutzungen. So sollte neben dem Heizen mit Grundwasser/Erdwärme auch das Kühlen mit Grundwasser/Erdwärme erleichtert werden.\r\nWasserschutzgebiete aus dem Anwendungsbereich ausnehmen\r\nUm den Schutz unserer Wasserressourcen zu gewährleisten sind geothermische Anwendungen\r\nin den Wasserschutzzonen I und II zu verbieten3\r\n. In der Schutzzone III und in ausgewiesenen\r\nTrinkwassereinzugsgebieten, insbesondere von Grundwasserfassungen, sind geothermische\r\nAnwendungen unter Beachtung der einschlägigen Rechtsvorschriften, insbesondere des Wasserhaushaltsgesetzes und der Trinkwassereinzugsgebiete-Verordnung, sowie ggf. der Wasserschutzgebietsverordnungen als auch unter Einhaltung weiterer Voraussetzungen im Einzelfall\r\ndurch eine wasserrechtliche Erlaubnis genehmigungsfähig.\r\nDie notwendigen Voraussetzungen für die Genehmigungsfähigkeit von geothermischen Anlagen sind, ggf. auch in Rücksprache mit den verantwortlichen Wasserbehörden und/oder den\r\nörtlichen Wasserversorgern, im Rahmen einer wasserfachlichen Prüfung festzulegen. Falls die\r\ngeplante geothermische Anlage in einem ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebiet ohne Wasserschutzgebiet liegt, sollte insbesondere geprüft werden, ob Schutzbestimmungen nach Maßgabe eines Wasserschutzgebietes festzulegen sind. In Betracht käme hier zum Beispiel die Festlegung bestimmter sicherheitstechnischer Vorkehrungen der Geothermieanlage und/oder den\r\nAusschluss bestimmter chemischer Substanzen, die zum Einsatz gelangen dürfen.\r\nIm Rahmen der wasserfachlichen Prüfung von Geothermischen Anlagen sind insbesondere eine\r\nhinreichende hydrogeologische Charakterisierung sowie eine strukturierte konservative Modellierung nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik durchzuführen. Hierbei sind\r\n3\r\n Maßgebliches Ziel einer Schutzgebietsausweisung ist der Schutz des Grundwassers insgesamt. Daraus ergibt\r\nsich, dass die Grenzen des an der Erdoberfläche ausgewiesenen Schutzgebietes nicht nur an der Oberfläche gelten, sondern auch in die Tiefe zu projizieren sind. Das Wasserschutzgebiet bezieht sich damit auf einen dreidimensionalen Gesteinskörper bzw. ein dreidimensionales Geosystem (Vgl. DVGW W 101).\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 16\r\ninsbesondere folgende wasserrelevante Risiken zu identifizieren und zu bewerten, welche die\r\nWasserqualität nachhaltig negativ beeinflussen:\r\n die Auswirkungen der Temperaturänderungen,\r\n die Risiken einer Verunreinigung der Trinkwasserressourcen sowie\r\n die Risiken einer induzierten Seismizität.\r\nDie Erarbeitung einer detaillierten Arbeitsmethodik zur Identifizierung und Bewertung der wasserrelevanten Risiken bei Geothermischen Anlagen sollte durch einen Expertenkreis bis zum\r\nInkrafttreten des GeoWG erfolgen.\r\nInsgesamt sollte der Anwendungsbereich entsprechend den oben genannten Aspekten konkretisiert werden:\r\nFormulierungsvorschlag für § 2 GeoWG:\r\nDieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung\r\n1. einer Anlage zur Aufsuchung oder Gewinnung und Nutzung von Erdwärme aus hydrothermaler Tiefengeothermie einschließlich der erforderlichen Bohrungen,\r\n2. einer Anlage zur Aufsuchung, Gewinnung und Nutzung von Erdwärme aus oberflächennaher Geothermie, einschließlich der erforderlichen Bohrungen,\r\n3. einer Erdwärmepumpe, einschließlich der erforderlichen Bohrungen,\r\n4. eines Wärmespeichers, einschließlich der erforderlichen Bohrungen.\r\nDieses Gesetz gilt nicht in Schutzzonen I und II von Wasserschutzgebieten nach § 51 ff.\r\nWHG. Diese Gebiete dürfen für Geothermieanlagen nicht in Anspruch genommen werden.\r\n3.1.2 § 3 GeoWG (Begriffsbestimmung)\r\nDer Begriff „Wärmenetz“ sollte analog zum Wärmeplanungsgesetz erweitert und genauer definiert werden.\r\nAußerdem sind Wärmespeicher nur im Wärmeplanungsgesetz (WPG) definiert. Aquiferspeicher\r\nüber Teufen von 400 m hinaus fallen unter das Bundesberggesetz. Derzeit sind Wasserspeicher\r\nausdrücklich aus dem Speicherbegriff im BBergG ausgenommen, und es gibt im BBergG auch\r\nkeinen Bezug zum WPG. Es wird also auch im BBergG eine Definition für hydrothermale Speicher benötigt.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 16\r\n3.1.3 § 4 GeoWG (Überragendes Öffentliches Interesse)\r\nGrundsätzlich ist ein überragendes öffentliches Interesse für geothermische Anlagen zu begrüßen. Es ist allerdings nicht sicher, ob die Netto-Treibhausgasneutralität tatsächlich genau 2045\r\nerreicht wird. Daher sollte auf eine Jahreszahl an dieser Stelle verzichtet werden.\r\nIn § 4 GeoWG sollte klarstellend aufgenommen werden, dass in Wasserschutzgebieten und ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten das überragende öffentliche Interesse an der öffentlichen Wasserversorgung dahingehend unberührt bleibt, dass eine nachteilig veränderte Wasserbeschaffenheit ausgeschlossen sein muss. Hiermit soll von vornherein Befürchtungen begegnet werden, dass in der konkreten Vollzugssituation, die Belange der Wasserwirtschaft, insbesondere der öffentlichen Wasserversorgung beeinträchtigt werden. Es bedarf daher einer klarstellenden gesetzlichen Regelung, dass der Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung auch im\r\nHinblick auf die Ressourcenverfügbarkeit gewahrt bleibt.\r\nUm dies im Rahmen des Vollzugs unmissverständlich sicherzustellen, hält der BDEW eine Klarstellung im Rahmen der gesetzlichen Regelung für erforderlich. Der BDEW bittet daher um Ergänzung des § 4 Abs. 1 wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag für § 4 Abs. 1 GeoWG:\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb einer Anlage nach §2 liegt bis zum Erreichen der NettoTreibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und\r\ndient der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. In Wasserschutzgebieten und ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten bleibt das überragende öffentliche Interesse an der öffentlichen Wasserversorgung dahingehend unberührt, dass eine\r\nnachteilig veränderte Wasserbeschaffenheit ausgeschlossen sein muss.\r\n3.1.4 § 5 GeoWG (Vorzeitiger Baubeginn)\r\nDie Regelungen zum vorzeitigen Baubeginn sind zu begrüßen.\r\n3.1.5 § 6 GeoWG (Maßgabe für § 39 Absatz 1 Nummer 1 des Bundesnaturschutzgesetzes)\r\nDie Maßgabe zur Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes bzgl. der seismischen Exploration\r\nist zu begrüßen. Der BDEW regt allerdings an, diese Regelung auch auf die Verbotstatbestände\r\nnach § 44 BNatSchG auszudehnen, um die Genehmigungsverfahren weiter zu vereinfachen.\r\nZudem führt die Formulierung „in der Regel“ zu unklaren Entscheidungsräumen der Behörde.\r\nHier sollte eine klare Definition derjenigen Aspekte erfolgen, die dazu führen, dass eine seismische Exploration als mutwillige Beunruhigung wildlebender Tiere angesehen wird, um eben\r\ndiese unklaren Entscheidungsräume der Behörde auszuschließen.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 16\r\n3.1.6 § 7 GeoWG (Beeinträchtigung von Grundstücken)\r\nNach § 7 GeoWG liegt bei einer Anlage nach § 2 eine unwesentliche Beeinträchtigung im Sinne\r\ndes § 906 Absatz 1 Satz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuches vor, wenn die zugeführte oder entzogene Wärme\r\n1. die Untergrundtemperatur um nicht mehr als sechs Kelvin verändert und\r\n2. eine bestehende oder konkret geplante Nutzung des Grundstücks nicht unmöglich\r\nmacht oder nicht wesentlich erschwert.\r\nDie Regelung ist grundsätzlich zu begrüßen, allerdings bedarf die Vorschrift in Nr. 1 aus Sicht\r\ndes BDEW einer Überarbeitung.\r\nAusweislich der Begründung (S. 23) entspricht der Temperaturrichtwert in Nr. 1 den Empfehlungen der LAWA4\r\n. In dem LAWA-Papier heißt es an der zitierten Stelle, dass die Temperaturspreizung erforderlich ist, „um signifikante Veränderungen der Ökosystemfunktionen und der\r\nZusammensetzung der Biozönosen im Grundwasser zu verhindern.“ Diese Zielrichtung ist ökologischer Natur, während es bei § 906 Abs. 1 BGB um ein privates Abwehrrecht geht. Es ist nicht\r\nerkennbar, dass mit der Überschreitung der Kelvin-Schwelle eine Grundeigentumsbeeinträchtigung vorliegt. Darüber hinaus ist unklar, wo und wie die Untergrundtemperatur gemessen wird.\r\nVor diesem Hintergrund sollte Nr. 1 (unter Beibehaltung von Nr. 2) im Sinne der Förderung der\r\nGeothermie und der Rechtssicherheit der Vorhabenträger mit den folgenden Maßgaben anders\r\nausgestaltet werden: Bei der Definition ist darauf zu achten, dass eine Geothermieanlage die\r\nWärmeenergie des Thermalwassers optimal ausnutzen kann, wenn Wasser mit einer Temperatur von 10°C in die tiefe Lagerstätte zurückgeführt wird. Die Temperatur des einzuleitenden\r\nWassers sollte zwischen 5 und 20 °C liegen. Außerdem muss (ggf. modelltechnisch) nachgewiesen werden, dass bereits bestehende Wärmepumpen- bzw. Geothermieanlagen nicht beeinträchtigt werden.\r\n3.1.7 § 8 GeoWG (Rechtsbehelfe)\r\nDer BDEW begrüßt, dass Rechtsbehelfe gegen Anlagen nach § 2 GeoWG keine aufschiebende\r\nWirkung haben.\r\n4\r\n LAWA, Empfehlungen für wasserwirtschaftliche Anforderungen an Erdwärmesonden und -kollektoren, 2019,\r\nEmpfehlung 21, S. 19\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 16\r\n3.1.8 § 9 GeoWG (Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte)\r\nDer BDEW begrüßt die erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte für Streitigkeiten über Anlagen zur Nutzung von Tiefengeothermie und Wärmepumpen über 500 Kilowatt\r\nthermischer Leistung.\r\n3.2 Zu Artikel 2 - Änderungen des Bundesberggesetzes\r\nEs sollte möglich sein, seismische Exploration auch über Erlaubnisgrenzen hinweg durchzuführen, z.B. um existierende Tiefbohrungen zu Kalibrierungszwecken in den Messbereich zu inkludieren. Damit würde verhindert, dass Geothermie-Entwickler im Sinne eines späteren Betriebs\r\nunnötig große Erlaubnisfelder beantragen müssen und damit benachbarte Projekte eventuell\r\nblockieren.\r\n3.2.1 § 52 BBergG\r\nDie vorgeschlagene Änderung des § 52 Abs. 1 BBergG ermöglicht eine längere Laufzeit von\r\nHauptbetriebsplänen bei Geothermie-Projekten. Kern der Neuregelung ist, dass für die Geothermie längere Hauptbetriebspläne (mindestens vier Jahre bis zu 8 Jahre) zugelassen werden\r\nsollen. Diese Regelung ist sehr zu begrüßen.\r\nDer vorgeschlagene Wortlaut von § 52 Abs. 1 Sätze 3 und 6 BBergG indiziert allerdings, dass\r\neine Antragstellung des Unternehmers für eine Geltungsdauer von mehr als zwei Jahren eine\r\nvorherige Festlegung der Behörde erfordert. Es ist unklar, auf welchem Wege eine solche Festlegung erfolgen soll. Eine solche Festlegung erscheint auch nicht erforderlich, wenn die Kriterien\r\nfür die längere Laufzeit durch den Antrag des Vorhabenträgers ausgefüllt werden. Der Wegfall\r\ndes vorherigen Festlegungserfordernisses entspräche zudem der Zielsetzung des Bürokratieabbaus.\r\nDer BDEW schlägt daher die folgenden Änderungen vor:\r\nFormulierungsvorschlag für § 52 Abs. 1 Sätze 3 und 6 BBergG\r\nSatz 3:\r\nDie zuständige Behörde soll abweichend von Satz 1 festlegen, dass Hauptbetriebspläne auch\r\nfür einen längeren Zeitraum als für zwei Jahre aufgestellt werden können, Abweichend von\r\nSatz 1 können Hauptbetriebspläne auch für einen längeren Zeitraum als zwei Jahre aufgestellt und sollen von der zuständigen Behörde zugelassen werden, wenn eine Kontrolle des\r\nBetriebs auch bei einer längeren Laufzeit des Hauptbetriebsplans möglich ist, insbesondere,\r\nwenn der Betriebsverlauf absehbar ist.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 16\r\n3.2.2 § 57e BBergG\r\nZu Absatz 1:\r\nIn einigen Fällen enthält die Sole, die mit dem heißen Thermalwasser zutage gefördert wird,\r\nauch bestimmte Bodenschätze. Eine Trennung ist vor der Zutageförderung technisch oftmals\r\nnicht möglich. Aus diesem Grund sollten sich die auf die Gewinnung der Erdwärme bezogenen\r\nVorschriften auf diese mitgeförderten Bodenschätze erstrecken. Sofern hierbei eine Gewinnung\r\nder entsprechenden Bodenschätze stattfindet, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zum\r\nSchutz vor Einträgen in Boden und Grundwasser zu berücksichtigen. Entsprechendes gilt für die\r\nNutzung und Lagerung von wassergefährdenden Stoffen. Eine entsprechende Klarstellung sollte\r\nin § 57e Abs. 1 aufgenommen werden.\r\nFormulierungsvorschlag für § 57e Abs. 1 BBergG:\r\n(1) Für die Zulassung von Betriebsplänen für Vorhaben im Zusammenhang mit der Gewinnung\r\nvon Erdwärme sowie anlässlich der Förderung von Erdwärme zu Tage geförderter weiterer\r\nBodenschätze nach diesem Gesetz sind die Absätze 2 bis 85 anzuwenden. Sofern hierbei eine\r\nGewinnung von Bodenschätzen stattfindet, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zum Schutz\r\nvor Einträgen in Boden und Grundwasser zu berücksichtigen. Entsprechendes gilt für die Nutzung und Lagerung von wassergefährdenden Stoffen.\r\n(Fett hervorgehobene Änderungen sind solche des BDEW.)\r\nZum neu eingefügten Absatz 4:\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung einer „Nichtäußerungsfiktion“ in § 57e Abs. 4. Die vorgesehene behördliche, einzelfallbezogene Bearbeitung binnen eines Monats wird – insbesondere\r\nbei einer Beteiligung von Trägern öffentlicher Belange – aus Sicht des BDEW vor dem Hintergrund der zu berücksichtigen komplexen geologischen Gegebenheiten vielfach kaum einzuhalten sein. Gleichwohl sollte auf eine einzelfallbezogene, fachliche Prüfung speziell in geologisch/geohydrologisch heterogenen Wassereinzugsgebieten nicht verzichtet werden. Der\r\nBDEW bittet daher darum, eine ausreichende Reaktionszeit der zuständigen Behörden, von\r\nmindestens 8 Wochen, zu gewährleisten.\r\nAnalog § 10 Absatz 5 Satz 2 BImSchG (in der Fassung nach der jüngsten Änderung) sieht ergänzend vor, dass eingegangene Behördenstellungnahmen unverzüglich auch an den Antragsteller\r\nweiterzuleiten sind. Die ermöglicht dem Antragsteller eine schnelle und kompetente Reaktion\r\nund birgt damit erhebliches Beschleunigungspotenzial. Dementsprechend sollte eine entsprechende Regelung auch für Geothermieanlagen im BBergG aufgenommen werden.\r\n\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 16\r\nFormulierungsvorschlag zu § 57e Absatz 4 BbergG:\r\n(4) Eine Behörde, deren Aufgabenbereich durch ein Vorhaben nach Absatz 1 berührt wird, wird\r\nelektronisch durch die zuständige Behörde über das Verfahren informiert und übermittelt ihre\r\nStellungnahmen ausschließlich elektronisch an die zuständige Behörde. Eingegangene Stellungnahmen der zu beteiligenden Behörden hat die zuständige Behörde unverzüglich an den Antragsteller weiterzuleiten. Hat eine zu beteiligende Behörde bei einem Verfahren zur Zulassung\r\neiner Anlage nach Absatz 1 innerhalb einer Frist von acht Wochen keine Stellungnahme abgegeben, so ist davon auszugehen, dass die beteiligte Behörde sich nicht äußern will. Soweit für\r\ndas Vorhaben selbst oder für weitere damit unmittelbar in einem räumlichen oder betrieblichen\r\nZusammenhang stehende Vorhaben, die für die Genehmigung Bedeutung haben, eine Zulassung nach anderen Gesetzen vorgeschrieben ist, hat die zuständige Behörde eine vollständige\r\nKoordinierung der Zulassungsverfahren sowie der Inhalts- und Nebenbestimmungen sicherzustellen.\r\n(Fett hervorgehobene Änderungen sind solche des BDEW.)\r\nZu Absatz 5\r\nDie Definition zur Vollständigkeit von Antragsunterlagen ist sehr zu begrüßen.\r\nZu Absatz 6\r\nDie klare Fristenregelung und Festsetzung auf ein Jahr ist sehr zu begrüßen.\r\nAuch die kürzere Frist für kleinere Anlagen nach Absatz 6 Satz 1 Nr. 2 ist zu begrüßen. Es ist\r\nallerdings nicht einleuchtend, warum diese kurze Frist nur dann gilt, wenn die Anlagen im Zusammenhang mit einer Wärmepumpe betrieben werden. Daher sollte auf das Erfordernis, dass\r\ndie Nutzung der Erdwärme mit der Installation einer Wärmepumpe verbunden sein muss, verzichtet werden. Darüber hinaus sollte das Wort “Kapazität” durch die Wörter “thermische Leistung” ersetzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag zu § 57e Absatz 6 BbergG:\r\n65) Die zuständige Behörde entscheidet über die Zulassung innerhalb der folgenden Fristen:\r\n1. bei Vorhaben zur Gewinnung von Erdwärme, wenn das Vorhaben der Erzeugung von Strom\r\nmit einer Kapazität von weniger als 150 Kilowatt dient innerhalb eines Jahres,\r\n2. abweichend von Nummer 1 bei Vorhaben zur Gewinnung von Erdwärme nach diesem Gesetz,\r\nwenn diese mittels Installation von Wärmepumpen mit einer Kapazität thermischen Leistung\r\nvon unter 50 Megawatt realisiert werden innerhalb von drei Monaten.\r\n(Fett hervorgehobene Änderungen sind solche des BDEW.)\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 16\r\nBDEW-Vorschlag für einen neuen Absatz 8\r\nDer BDEW regt an, angelehnt an § 8a BImSchG auch für bergrechtlich zuzulassende Geothermieanlagen eine Regelung zur Zulassung des vorzeitigen Beginns zu schaffen.\r\nDer BDEW weist auch für diese Fälle daraufhin, dass im Rahmen dieser Verfahren die Wiederherstellung des ursprünglichen Zustands für den Fall, dass die Anlage später doch nicht genehmigungsfähig wird, i. d. R. nicht ohne Weiteres umsetzbar ist. Entsprechend sollte der vorzeitige\r\nBeginn von Arbeiten, insbesondere in Trinkwasserschutzgebieten und ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten, nur nach sorgfältiger Prüfung und Abwägung genehmigt werden.\r\nFormulierungsvorschlag für § 57e Absatz 8 BBergG:\r\n„(8) Zulassung des vorzeitigen Beginns\r\nIn einem Verfahren nach Absatz 1 soll die zuständige Behörde auf Antrag vorläufig zulassen,\r\ndass bereits vor Erteilung des Betriebsplans mit der Errichtung des Betriebs sowie der Aufsuchung und Gewinnung von Erdwärme und der dabei zu Tage geförderter weiterer Bodenschätze einschließlich der Maßnahmen, die zur Prüfung der Betriebstüchtigkeit der Anlage\r\nerforderlich sind, begonnen wird, wenn\r\n1. mit einer Entscheidung zugunsten des Antragstellers gerechnet werden kann,\r\n2. ein öffentliches Interesse oder ein berechtigtes Interesse des Antragstellers an der vorzeitigen Aufsuchung besteht und\r\n3. der Antragsteller sich verpflichtet, alle bis zur Entscheidung durch die Aufsuchung verursachten Schäden zu ersetzen und, wenn das Vorhaben nicht zugelassen wird, den früheren\r\nZustand wiederherzustellen.\r\nDie Zulassung kann jederzeit widerrufen werden. Sie kann mit Auflagen verbunden oder unter\r\ndem Vorbehalt nachträglicher Auflagen erteilt werden. Die zuständige Behörde kann die Leistung einer Sicherheit verlangen, soweit dies erforderlich ist, um die Erfüllung der Pflichten\r\ndes Antragstellers zu sichern. Die Entscheidung über die Zulassung ist nach Maßgabe des Absatzes 7 zu veröffentlichen.\r\n3.3 Zu Artikel 3 - Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nGeothermische Anlagen und der Trinkwasserressourcenschutz müssen sich nicht grundsätzlich\r\nausschließen (Ausnahme: Anlagen in Wasserschutzzone I und II). Es können durch technische\r\nVorgaben, insbesondere bei den Wärmeträgermedien, Gefährdungen für die Wasserressourcen\r\nminimiert werden. Dies ist aber nur über Nebenbestimmungen in einem wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren rechtssicher möglich und durchsetzbar. Eine wasserrechtliche Erlaubnis\r\nfür Geothermievorhaben sollte grundsätzlich in Wasserschutzgebieten und in den\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 16\r\nausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten Pflicht sein. Nur so kann eine sorgfältige Prüfung\r\ndurch die zuständigen Behörden und betroffene Wasserversorgungsunternehmen sowie ein\r\nvorbeugender Gewässerschutz durch angemessene Festlegung von Nebenbestimmungen gewährleistet werden.\r\nZudem sollte die Errichtung und der Betrieb einer Erdwärmeanlage dem betroffenen Wasserversorger im Vorfeld angezeigt werden. Sonst besteht die Gefahr, dass die betroffenen Wasserversorgungsunternehmen vom Vorhaben überhaupt nichts erfahren. Dabei geht der BDEW davon aus, dass im Falle einer absehbaren Betroffenheit eine einfache Mitteilung mit kurzer Begründung an die Wasserbehörde ausreicht, um das Erfordernis eines Erlaubnisverfahrens geltend zu machen.\r\n3.3.1 § 46 WHG\r\nMit den in § 46 vorgesehenen Änderungen werden die bisherigen erlaubnisfreien Benutzungen\r\ndes Grundwassers für einen Haushalt um die Wärmeversorgung über den Entzug von Wärme\r\naus dem Wasser erweitert.\r\nAus Sicht des Trinkwasserschutzes ist eine generelle Erlaubnisfreiheit für die beschriebenen\r\nAnlagen unbedingt abzulehnen. Bei einer „Erlaubnisfreiheit“ besteht die Gefahr, dass kumulative Effekte nicht mehr erfasst werden. Ein gesamtheitlicher Überblick über Temperaturveränderungen im Grundwasser muss gewährleistet werden. Auch weil es hier um erhebliche Grundwassermengen geht, die entnommen/gefördert werden sollen, ist die geplante Erweiterung des\r\n„Haushalts“ auf „inklusive Wärmeversorgung über den Entzug von Wärme aus dem Wasser“\r\nkritisch zu betrachten und widerspricht dem Wasserhaushaltsgesetz. Aus dieser Art der Grundwassernutzung kann sich ein Gefährdungspotential für die Ressource Grundwasser ergeben,\r\ndas bei einer „Erlaubnisfreiheit“ u. U. nicht mehr erfasst wird.\r\nInsofern bestehen aus Sicht des Trinkwasserschutzes große Bedenken gegen die geplante, generelle „Erlaubnisfreiheit“ für solche Erdwärmeanlagen in Wasserschutzgebieten und Trinkwassergewinnungsgebieten. Das öffentliche Interesse am Schutz des Grundwassers sollte über\r\ndem der Energieentnahme stehen. Vor diesem Hintergrund sind die vorgeschlagenen Änderungen zu § 46 im WHG gänzlich zu streichen.\r\nEine generelle Erlaubnisfreiheit der Benutzung des Grundwassers in Wasserschutzgebieten\r\nund ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten ist unbedingt auszuschließen. Die Entnahme\r\nvon Grundwasser zur Wärmeversorgung im Haushalt mittels Wärmepumpen außerhalb von\r\nWasserschutzgebieten und ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten sollte erlaubnispflichtig mindestens jedoch anzeigepflichtig sein.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 16\r\n3.3.2 § 49 WHG\r\nMit der Änderung des § 49 WHG sollen Erdwärmanlagen wie Erdwärmekollektoren etc. mit einer Verlegetiefe bis zu vier Metern außerhalb von Wasserschutzgebieten erlaubnisfrei, aber anzeigepflichtig gestellt werden, weil vermutet wird, dass die benötigten Erdaufschlüsse keine\r\nnachteiligen Auswirkungen auf die Grundwasserbeschaffenheit haben, wenn sie oder ihre Anlagenteile die Anforderungen nach § 35 Absatz 2 der Verordnung über Anlagen zum Umgang\r\nmit wassergefährdenden Stoffen erfüllen.\r\nEine Reduktion auf die Anzeigepflicht für Erdwärmekollektoren außerhalb von Wasserschutzgebieten ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings ist das Gefährdungspotenzial von Stoffeinträgen ins Grundwasser von der Tiefe des anstehenden Grundwassers unterhalb der Erdoberfläche\r\nabhängig, sprich, ob der Erdwärmekollektor im Grundwasser liegt oder nicht. Daher wird die\r\npauschale Festlegung auf die Verlegetiefe von 4 Metern den praktischen Gegebenheiten vor\r\nOrt oft nicht gerecht. Denn in manchen Gebieten kann bei dieser Tiefe bereits der Grundwasserleiter erschlossen und/oder eine schützende Hemmschicht durchbrochen werden.\r\nDaher geht der BDEW bei einer ausschließlichen Anzeigepflicht davon aus, dass im Falle einer\r\nabsehbaren nachteiligen Auswirkung auf die Grundwasserbeschaffenheit eine kurze Begründung der Wasserbehörde ausreicht, um das Erfordernis eines Erlaubnisverfahrens (3 Monate\r\nFrist) geltend zu machen.\r\n4 Teil 2: Ergänzende Beschleunigungsvorschläge\r\n4.1 Klarstellung Außenbereichsprivilegierung\r\nDer Gesetzentwurf enthält leider keinen Vorschlag zur Änderung des § 35 BauGB (gesetzliche\r\nKlarstellung der Außenbereichsprivilegierung von Geothermie-Vorhaben (und zugehöriger Einrichtungen wie z.B. Wärmestationen). Ebenso wenig sind Änderungen am UVPG beabsichtigt.\r\nEine große Herausforderung bei der Entwicklung von Geothermie-Projekten stellt die Grundstückverfügbarkeit dar. Wie andere erneuerbare Energien (Wind, PV, Biomasse und Wasserenergie), sollte der Privilegierungstatbestand Bauen im Außenbereich auf Geothermieanlagen\r\nin § 35 BauGB ausgeweitet werden.\r\n4.2 Einführung einer finanziellen Beteiligung der Standort- und Anrainerkommunen\r\nHäufig werden die Standortkommunen aufgrund einer fehlenden Infrastruktur nicht direkt von\r\nder ausgekoppelten Wärme der Anlage profitieren können, sondern die Erdwärme wird bspw.\r\nin die benachbarte Großstadt transportiert. Eine Beteiligung der vom Bohrvorhaben betroffenen Standort- und Anrainerkommune(n) – wie im EEG für Wind und PV – könnte die Akzeptanz\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 16\r\nbei solchen Konstellationen verbessern. Dafür wird eine bundesweit einheitliche Regelung benötigt.\r\n4.3 Konzentrationswirkung der bergrechtlichen Betriebsplangenehmigung\r\nMehrere Genehmigungen sind bis zur Fertigstellung einer Tiefengeothermieanlage notwendig.\r\nDie Bohrungen und der Bohrplatz werden beispielsweise durch die Bergbehörde genehmigt,\r\nwohingegen für den obertägigen Teil die Bauaufsichtsbehörden verantwortlich sind. In Bayern\r\nersetzt die bergrechtliche Genehmigung andere Genehmigungen, sodass eine Verfahrensbeschleunigung erreicht werden kann. Über das BBergG sollte eine Konzentrationswirkung bundesweit ermöglicht werden.\r\n4.4 Bereitstellung von bundeseigenen Flächen\r\nFür PV-Freiflächenanlagen, die an den EEG-Ausschreibungen teilnehmen, wurde die\r\nFlächenkulisse im EEG § 37 Abs. 2 g) auf Flächen im Eigentum des Bundes oder der\r\nBundesanstalt für Immobilienaufgaben erweitert. Teilweise liegen diese Flächen besonders\r\ngünstig in Ballungsgebieten und bieten sich für die Wärmeauskopplung an, da eine bestehende\r\nWärmeinfrastruktur genutzt oder eine neue aufgebaut werden kann. Folglich sollten diese\r\nFlächen nicht nur PV-Freiflächenanlagen, sondern auch für wärmeauskoppelnde\r\nTiefengeothermieanlagen im GeoWG zur Verfügung gestellt werden.\r\nDaran anknüpfend könnte auch eine Ermöglichung der Umwidmung von Flächen im Rahmen\r\nder Bauleitplanung bzw. Duldungspflicht für seismische Messungen und Probebohrungen in Erwägung gezogen werden.\r\n4.5 Anpassung UVP-Recht\r\nVorhaben der Tiefengeothermie können ab Erreichen bestimmter Größenwerte ein UVP-pflichtiges Vorhaben darstellen. Das ist in Bezug auf die Geothermie nicht sachgerecht, da Thermalwasser bei der thermischen Nutzung nicht in seiner Menge und Zusammensetzung verändert\r\nwird. Dies rechtfertigt es unter Berücksichtigung der Bedeutung der Geothermie für das Gelingen der Energiewende, einen Sondertatbestand für diese Erzeugungsform zu schaffen.\r\nHierfür sollte ein – ggf. an bestimmte Voraussetzungen geknüpfter – Ausnahmetatbestand geschaffen werden und der Entnahmebegriff zur Wasserentnahme für Geothermie-Vorhaben im\r\nWHG angepasst werden und somit von der UVP-Pflicht ab 10.000.000 m³/a) gemäß Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau) ausgenommen werden.\r\nDer Schutz der Trinkwasserressourcen ist hierbei sicherzustellen. Vergleiche hierzu die genannten wasserfachlichen Aspekte unter Punkt 3.1.1.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und\r\nWärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen (GeoWG)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 16\r\n4.6 Informationsdefizite abbauen\r\nEs fehlt bislang eine fundierte Datenbasis zur Ausweisung von „go-to-Bereichen“ für die Geothermie als Vorzugsbereiche (hier auch Bezug zu RED III), die wiederum im ersten Schritt dazu\r\ndienen Bereiche für die Geothermische Nutzung ausschließen, z.B. aufgrund von fundierten\r\nnicht tragbaren wasserrechtlichen Risiken. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 4. Dezember 2024\r\nStellungnahme\r\nÜberarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der\r\nFFVAV\r\nReferentenentwurf des BMWK vom 28. November 2024\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung...........................................................................................3\r\n2 Zusammenfassung .....................................................................................3\r\n3 Anmerkungen zu einzelnen Regelungen.....................................................7\r\n3.1 Zu § 1 – Gegenstand der Verordnung ...................................................8\r\n3.1.1 Abweichungsverbot ………………………………………………………………………….8\r\n3.1.2 Verbraucherbegriff................................................................................9\r\n3.1.3 Anwendbarkeit auf Fernkälte................................................................9\r\n3.2 Zu § 1a – Begriffsbestimmungen.........................................................10\r\n3.3 Zu § 1b – Veröffentlichungspflichten ..................................................10\r\n3.4 Zu § 2 – Vertragsschluss......................................................................11\r\n3.5 Zu § 2a – Vorgaben zur Vermarktung..................................................11\r\n3.6 Zu § 3 – Anpassung der Wärmeleistung..............................................12\r\n3.7 Zu § 4 – Änderung der Allgemeinen Versorgungsbedingungen .........13\r\n3.8 Zu § 8 – Baukostenzuschüsse ..............................................................14\r\n3.9 Zu § 18 – Messung des Verbrauchs von Fernwärme ..........................14\r\n3.10 Zu § 24 – Preisänderungsklauseln; Ausübung eines\r\nPreisanpassungsrechts bei gestiegenen Gasbezugskosten.................15\r\n3.11 Zu § 24a – Anpassung von Preisänderungsklauseln bei\r\nEnergieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruktur.......16\r\n3.12 Zu § 25 – Abrechnung, Abrechnungsinformationen,\r\nVerbrauchsinformationen ...................................................................18\r\n3.13 Zu § 33 – Einstellung der Versorgung, fristlose Kündigung.................18\r\n3.14 Zu § 36 – Übergangsregelung..............................................................18\r\n3.15 Zu Artikel 3 – Inkrafttreten..................................................................19\r\n4 Forderungen der BDEW aus der Stellungnahme vom 20. August 2024 ......19\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 20\r\n1 Vorbemerkung\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 28. November 2024\r\neinen überarbeiteten „Entwurf zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen\r\nfür die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) und zur Aufhebung der Verordnung\r\nüber die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (FFVAV)“ vorgelegt und damit eine weitere Verbändeanhörung eröffnet.\r\nMit Verwunderung hat der BDEW umfangreiche und sehr einseitige Anpassungen an dem Verordnungsentwurf wahrgenommen. Bisher eingebrachte Anregungen und Hinweise der Versorgungswirtschaft wurden dabei nur punktuell berücksichtigt. Der BDEW nimmt daher die Gelegenheit zur Einreichung einer weiteren Stellungnahme sehr gerne wahr. Angesichts der enormen Zukunftsaufgabe zum Ausbau der Wärmeversorgung muss es gelingen, dass die AVBFernwärmeV ein Regelwerk bereitstellt, das es den Versorgern ermöglicht, die enormen Investitionen vorzunehmen und die Refinanzierung sicherzustellen. Dies scheint mit den jüngsten Änderungen aus dem Blick geraten zu sein.\r\nBereits an dieser Stelle weist der BDEW auf seine zu dem Referentenentwurf vom 25. Juli\r\n2024 eingereichte Stellungnahme vom 20. August 2024 hin1\r\n. An den darin enthaltenen Vorschlägen wird vollumfänglich festgehalten.\r\n2 Zusammenfassung\r\nWährend es mit dem letzten Referentenentwurf noch weitestgehend gelang, die Interessen\r\nder Versorger auf der einen sowie die Kunden- und Verbraucherinteressen auf der anderen\r\nSeite miteinander in Ausgleich zu bringen, lässt der nun vorgelegte Referentenentwurf die erforderliche Ausgewogenheit vermissen. Es muss daran erinnert werden, dass die zuständigen\r\nMinisterien gemäß der Ermächtigungsgrundlage des Art 243 EGBGB beauftragt sind, die Allgemeinen Versorgungsbedingungen ausgewogen zu gestalten und hierbei die beiderseitigen Interessen angemessen zu berücksichtigen.\r\nMit einer AVBFernwärmeV in dieser Fassung sind die Risiken für die Versorger nicht mehr verlässlich abschätzbar. Die Folge ist, dass dringend benötigte Investitionen ausbleiben und der\r\nUm- und Ausbau der Fernwärme ins Stocken gerät. Insgesamt droht die Wärmewende, die zu\r\neinem guten Teil auf dekarbonisierte und ausgebaute Wärmenetze aufbaut, mindestens in\r\nVerzug zu geraten. Das kann aber weder das Ziel der Bundesregierung sein, noch ist es im\r\n1 Veröffentlicht auf der Internetseite des BMWK: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Stellungnahmen/bmwk-stellungnahmen-avbfernwaermev.html.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 20\r\nSinne der Versorgungswirtschaft und ihrer Kunden. Investitionen werden nur vorgenommen,\r\nwenn die Refinanzierung gesichert ist. Der vorliegende Verordnungsentwurf schafft ihr aber\r\ndurch einseitige Kündigungsrechte und fehlende Preisanpassungsregelungen neue Risiken, die\r\nmindestens zu einer Verteuerung, wenn nicht sogar, zu einem Ausbleiben von Investitionen\r\nführen werden. Der Verordnungsentwurf bedarf daher erheblicher Nachbesserungen. Eine\r\nVerabschiedung in dieser Form lehnt der BDEW ausdrücklich ab.\r\nDer BDEW betont nachdrücklich, dass ein verlässlicher Rechtsrahmen sowohl für Fernwärmeversorgungsunternehmen als auch für ihre Kunden unerlässlich ist. Aufgrund der hohen Infrastrukturkosten und der langen Abschreibungszeiträume in der Fernwärmeversorgung braucht\r\nes Planungs- und Investitionssicherheit.\r\nAllerdings sorgen Regelungen wie die starre Begrenzung der Vertragslaufzeit oder die Möglichkeiten des Kunden, die Leistungswerte zu reduzieren bzw. sich vom Vertrag zu lösen, für\r\nerhebliche Unsicherheiten bei den Wärmeversorgern, wodurch der Ausbau der Fernwärme\r\nmassiv erschwert wird. Diese Risiken müssen die Unternehmen in ihre Preiskalkulation einbeziehen, wodurch die Preise für die Fernwärme steigen und die Attraktivität von Fern- und Nahwärmelösungen sinkt. Während bis dato wirtschaftliche und entsprechend der beschrittenen\r\nTransformationspfade zunehmend erneuerbare Fernwärmeoptionen vom Markt verdrängt\r\nwerden, müssen Verbraucher zu teureren und oftmals ineffizienteren Einzellösungen greifen.\r\nFür Verbraucher bedeutet dies, dass ein eigentlich effizientes und gemeinschaftlich genutztes\r\nVersorgungssystem durch strukturelle Hindernisse weniger zugänglich wird. Damit drohen\r\nnicht nur höhere Kosten für die Verbraucher am Wärmenetz und sinkende Versorgungssicherheit, sondern auch eine spürbare Hürde für die Wärmewende. Um solche Risiken zu minimieren, braucht es Regelungen, die Investitionssicherheit schaffen, etwa durch Anpassungen der\r\nVertragslaufzeiten oder verlässliche Regelungen zur Refinanzierung von Netz- und Infrastrukturkosten.\r\nDarüber hinaus gilt es dringend, die Besonderheiten der Fernwärmeversorgung zu beachten.\r\nAn vielen Stellen des Verordnungsentwurf finden sich nunmehr Änderungen in Anlehnung an\r\nvergleichbare Vorschriften zur Gas- und Stromversorgung, die nicht sachgerecht sind. Es handelt sich um nicht vergleichbare Versorgungssysteme, die eine unterschiedliche Betrachtung\r\nbrauchen. Anders als bei der Gas- und Stromversorgung über bundesweit verknüpfte Netze\r\nerfolgt die Fernwärmeversorgung nur durch ein lokal begrenztes Netz. Die Fernwärmeerzeugung und regionale Versorgung der Kunden erfolgen regelmäßig über ein integriertes Unternehmen, das so entlang der gesamten Wertschöpfungskette ein optimiertes System aufbauen\r\nkann. Angesichts der strukturellen Besonderheiten und der Heterogenität der Fernwärmeversorgung muss die AVBFernwärmeV ausreichend flexibel sein und bleiben, so dass Versorger\r\nund Kunden die für beide Seiten (lokal) besten Lösungen vereinbaren können.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 20\r\nBesonderheiten gilt es auch bei der dezentralen Versorgung zu beachten, beispielsweise über\r\nein Nahwärmenetz. Auch hierfür muss der geeignete Rechtsrahmen zur Verfügung gestellt\r\nwerden. Eine einfache Anwendung der Regelung der AVBFernwärmeV wird dem nicht gerecht.\r\nVielmehr sind Ausnahmen, u.a. bei der Laufzeitregelung, den Veröffentlichungs- und Informationspflichten oder beim Leistungsanpassungsrecht des Kunden einzuführen. Ohne diese Ausnahmeregelungen werden Contracting-Lösungen kaum mehr wirtschaftlich anzubieten sein.\r\nVor diesem Hintergrund sind aus Sicht des BDEW insbesondere folgende Anpassungen an\r\ndem nun vorgelegten überarbeiteten Referentenentwurf zwingend erforderlich:\r\n› Kein weitreichendes einseitiges Leistungsanpassungsrecht des Kunden\r\n§ 3 AVBFernwärmeV-E sieht ein Recht des Kunden vor, die vertraglich vereinbarte Wärmeleistung wiederholt einseitig anzupassen. Einseitige Eingriffe einer Vertragspartei in das\r\nvertraglich vereinbarte Synallagma dürfen aber nur im Einzelfall in gerechtfertigten Fällen\r\nmöglich sein. Keinesfalls darf durch einseitige Leistungsanpassungsrechte die Refinanzierung der Fernwärmeinvestition gefährdet werden.\r\nDie Dekarbonisierung der Fernwärme wird durch einen solch erheblichen Eingriff in die\r\nVertragsfreiheit unnötig erschwert und schafft zusätzliche vermeidbare Planungs- und Investitionsunsicherheiten. Mit der einseitigen Anpassung der Wärmeleistung durch den\r\nKunden wird außerdem eine Möglichkeit geschaffen, dass sich einige Kunden zum Nachteil\r\nder anderen angeschlossenen Kunden trotz vertraglicher Zusage aus dem gemeinschaftlich\r\nfinanzierten Fernwärmesystem verabschieden und die anderen Kunden des lokalen Wärmeversorgungssystems den dadurch ausfallenden Refinanzierungsbeitrag übernehmen\r\nmüssen (sog. „Entsolidarisierung“). In den Fällen der dezentralen oder individuellen Wärmeversorgung wäre eine Leistungsanpassung zusätzlich mit dem Risiko verbunden, dass\r\nder Wärmeversorger keinerlei Chancen mehr hätte, seine Investitionen für den individuellen Anschluss, wie bei Vertragsabschluss kalkuliert, in der vorgesehenen Vertragslaufzeit zu\r\nerwirtschaften. Aufgrund dieser Regelung besteht die Gefahr, dass weniger Fernwärme- sowie Contracting-Lösungen angeboten werden, was dem erklärten politischen Willen widersprechen und die Wärmewende als Ganzes gefährden würde.\r\n› Ausreichende Flexibilisierung bei der Preisanpassung notwendig\r\nGemäß § 24 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E ist das Marktelement in der Preisänderungsklausel\r\nnach wie vor angemessen zu berücksichtigen. Der neu eingeführte Ansatz des Marktelements zu 50 Prozent ist hierfür aber weder wirtschaftlich sinnvoll noch als Regelfall tauglich. Ohne Not gibt der Verordnungsgeber vor, in welchem Verhältnis Markt- und Kostenelement zueinanderstehen sollen. Entscheidend muss vielmehr sein, dass ein dem Kostenelement gleichwertiges Marktelement verwendet wird. Gleichwertigkeit ist aber nicht\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 20\r\npauschal durch eine gleiche Gewichtung zu erreichen. In Netzen, die bereits transformiert\r\nworden sind oder die sich in der Transformationsphase befinden, führt ein hoher Anteil des\r\nMarktelements zu aus Kundensicht negativen Auswirkungen auf die Kosten, weil gegenwärtig zahlreiche zur Abbildung des Marktelements üblicherweise genutzte Indizes oft von fossilen Energien dominiert sind. Hier muss seitens des Verordnungsgebers eine entsprechende Flexibilität gewährt bleiben, indem etwa eine geringere Gewichtung des Marktanteils (bis zu 10 Prozent) ermöglicht wird. Zu starre Vorgaben schränken die Möglichkeiten\r\nzur Bildung einer gerechten Preisänderungsklausel unnötig ein. Außerdem sollte das Marktelement bei einem künftig zunehmenden Einsatz von Erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme oder strombasierter Wärmeerzeugungstechnologien nicht auf einem in naher Zukunft nach wie vor auf fossilen Energieträgern basierenden Wärmemarktindex beruhen, wie er in § 24 Abs. 1 Satz 4 AVBFernwärmeV-E vorgesehen ist.\r\n› Anpassungen von Preisänderungsklauseln zulassen\r\nDer BDEW fordert, die Streichung des § 24a AVBFernwärmeV-E (in der Fassung des vorigen\r\nEntwurfs) zurückzunehmen und den Versorgern die Transformation bestehender Versorgungsstrukturen wirtschaftlich zu ermöglichen. Kosten aus der Umsetzung gesetzlich vorgegebener Maßnahmen müssen – sofern sie nicht anderweitig staatlich gefördert werden –\r\nauch erwirtschaftet werden können. Ansonsten bleiben die dringend benötigten Investitionen in die Dekarbonisierung und die Wärmewende aus.\r\nDer Verordnungsgeber hatte dies in dem ersten Referentenentwurf vom 25. Juli 2024 mit\r\nder Einführung des § 24a AVBFernwärmeV-E erkannt, wonach dem „Fernwärmeversorgungsunternehmen, das im Zuge der Wärmewende seinen eingesetzten Energieträger\r\nwechselt oder die Beschaffungsstruktur wesentlich ändert“, die Möglichkeit eingeräumt\r\nwerden sollte, die mit dem Kunden vereinbarte und auf Grund der geänderten Umstände\r\nansonsten leerlaufende Preisänderungsklausel anzupassen. Diese Regelung ist wieder aufzunehmen. Es bedarf daneben auch noch weiterer Regelungen, um den Versorgern die\r\nwirtschaftliche Realisierung der Dekarbonisierung zu ermöglichen. Hier verweist der BDEW\r\nan seine Stellungnahme zum letzten Referentenentwurf vom 20. August 2024.\r\n› Keine Einschränkung notwendiger Flexibilitäten durch zu strenges Abweichungsverbot\r\nNach dem neu eingefügten Satz 3 in § 1 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E soll von den allgemeinen\r\nBedingungen dieser Verordnung nicht zum Nachteil des Kunden abgewichen werden können, wenn dieser ein Verbraucher ist. Auch mit dieser Regelung wird den Vertragspartnern\r\ndie dringend erforderliche Flexibilität bei der Ausgestaltung ihres Versorgungsverhältnisses\r\ngenommen. Eine zu enge Bindung an die Vorgaben der AVBFernwärmeV steht den Bemühungen beider Vertragsparteien entgegen, die Vorgaben unter anderem des WPG und des\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 20\r\nGEG umzusetzen. Hierfür braucht es Flexibilität, in Einzelfällen von einzelnen Regelungen\r\nder AVBFernwärmeV abweichen zu können.\r\nAnhand der Regelungen zur Laufzeit der Verträge, die sich z.B. an der technischen Lebensdauer der Anlagen orientieren könnten, wird dies besonders deutlich: Ginge die Vertragslaufzeit über die vorgesehenen zehn Jahre hinaus, würden günstigere Grundpreise vereinbart werden können, da die Investitionen über eine längere Dauer abgeschrieben werden\r\nkönnten. Der Verbraucher sollte die Möglichkeit erhalten, sich für diese Option zu entscheiden.\r\nDas Abweichungsverbot in dieser Ausgestaltung wird dazu führen, dass für Kunden, die\r\ngleichzeitig Verbraucher sind, keine wirtschaftlichen Angebote für die Umstellung auf Wärmelieferung mehr gemacht werden können. Die Praxis zeigt, dass aber gerade hier eine\r\nhohe Nachfrage besteht. Verbraucher sollten daher eine Wahl haben, ob sie abweichende\r\nVereinbarungen treffen möchten, vor allem, wenn sich diese preissenkend auswirken.\r\n3 Anmerkungen zu einzelnen Regelungen\r\nDie nachstehenden Anmerkungen beziehen sich zuvorderst auf die in dem überarbeiteten Referentenentwurf vom 28. November 2024 vorgenommenen Änderungen und ergänzen die\r\nAusführungen des BDEW aus seiner Stellungnahme vom 20. August 20242\r\n. Neben der generellen grundlegenden Kritik an dem Verordnungsentwurf zeigt sich, dass die getroffenen Regelungen auch noch zahlreiche Fragen hinsichtlich ihrer Umsetzung offenlassen, was die Forderung des BDEW nochmals bestärkt, von einer Novellierung der AVBFernwärmeV in dieser\r\nAusgestaltung Abstand zu nehmen. Es ist nicht sinnvoll, dass erst Jahre vergehen müssen, in\r\ndenen zu den Auslegungsfragen eine gesicherte höchstrichterliche Rechtsprechung entwickelt\r\nwird. Der BDEW befürwortet im Sinne der Versorger und deren Kunden einen klaren und von\r\nAnfang an verständlichen Rechtsrahmen.\r\nAngesichts der nur sehr kurzen Frist zur Stellungnahme und der sehr umfangreichen Änderungen im Vergleich zur vorherigen Entwurfsfassung, sei auch der Hinweis erlaubt, dass nicht alle\r\nRegelungen abschließend überprüft und bewertet werden konnten. Diesbezüglich behält sich\r\nder BDEW ausdrücklich vor, auch im weiteren Verfahren auf Kritikpunkte und ungeklärte Auslegungsfragen aufmerksam zu machen.\r\n2\r\nSiehe auch Fußnote 1.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 20\r\n3.1 Zu § 1 – Gegenstand der Verordnung\r\n3.1.1 Abweichungsverbot\r\nNach § 1 Abs. 3 Satz 3 AVBFernwärmeV-E soll von den allgemeinen Bedingungen dieser Verordnung nicht zum Nachteil des Kunden abgewichen werden können, wenn dieser ein Verbraucher ist. Einer solchen Regelung bedarf es nicht. Der Schutz der Verbraucher ist bereits\r\nmit der aktuellen Regelung in Satz 1 hinreichend gewahrt, da der Versorger jedem Kunden\r\nstets ein Angebot zu den Bedingungen der AVBFernwärmeV machen muss und Abweichungen\r\nnur möglich sind, wenn der Kunde damit einverstanden ist.\r\nAbgesehen davon, dass es in der Praxis unterschiedliche Auffassungen darüber geben dürfte,\r\nwas einen Nachteil in diesem Sinne darstellt, steht eine zu enge Bindung an die Vorgaben der\r\nAVBFernwärmeV den Bemühungen beider Vertragsparteien entgegen, die Vorgaben unter anderem des WPG und des GEG umzusetzen. Hierfür braucht es Flexibilität, in Einzelfällen in beiderseitigem Interesse von einzelnen Regelungen der AVBFernwärmeV abweichen zu können.\r\nAnhand der Regelungen zur Laufzeit der Verträge wird dies besonders deutlich: Längere Laufzeiten als die in § 32 AVBFernwärmeV-E vorgesehenen zehn Jahre, die sich z.B. an der technischen Lebensdauer der Anlagen orientieren, würden günstigere Grundpreise ermöglichen,\r\nweil die Investitionen über eine längere Dauer abgeschrieben werden könnten. Durch die\r\nNeuregelung würde jedoch Rechtsunsicherheit darüber bestehen, ob eine längere Erstlaufzeit\r\ndurch den Vorteil des geringeren jährlichen Grundpreises hinreichend kompensiert wäre und\r\ndamit nicht nachteilig wirkt.\r\nWenn also beispielsweise in einem Contracting-Modell die Abschreibungsfrist bei 15 Jahren\r\nliegt, der Versorger den Kunden aber maximal zehn Jahre binden kann, dann wird das Unternehmen aus wirtschaftlichen Erwägungen heraus die letzten fünf Jahre der Abschreibung (bei\r\nlinearer Abschreibung also ein Drittel der Investitionssumme) auf den Preis umlegen müssen.\r\nDas macht eine solche Lösung unnötig teurer, in vielen Fällen unwirtschaftlich und damit letztlich für das Versorgungsunternehmen wie für den Kunden unattraktiv.\r\n➢ Der BDEW fordert, den Satz 3 in § 1 Abs. 3 AVBFernwärmeV-E ist zu streichen:\r\n„(3) Ein Fernwärmeversorgungsunternehmen kann für den Versorgungsvertrag vorbehaltlich der Sätze 2 und 3 auch Allgemeine Versorgungsbedingungen verwenden, die\r\nvon den §§ 1a bis 34 abweichen, wenn das Fernwärmeversorgungsunternehmen dem\r\nKunden oder Anschlussnehmer einen Vertragsabschluss zu den Regelungen dieser Verordnung angeboten hat und dieser Kunde oder Anschlussnehmer mit den abweichenden Versorgungsbedingungen ausdrücklich einverstanden ist. Von den Bestimmungen\r\nder § 1b Absatz 1, 2 und 4, sowie den §§ 2a, 18, 18a, 20 Absatz 1 Satz 5 und der §§ 25\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 20\r\nund 25a kann nicht abgewichen werden. Soweit Abweichungen nach Satz 1 und 2 zulässig sind, darf in einem Versorgungsvertrag nach Satz 1 zwischen einem Fernwärmeversorgungsunternehmen und einem Verbraucher im Sinne des § 13 des Bürgerlichen Gesetzbuchs nicht zum Nachteil des Verbrauchers abgewichen werden. Auf Allgemeine Versorgungsbedingungen, die von den Allgemeinen Bedingungen dieser Verordnung abweichen, sind die §§ 305 bis 310 des Bürgerlichen Gesetzbuchs anzuwenden.“\r\n3.1.2 Verbraucherbegriff\r\nSoweit an dieser Stelle der AVBFernwärmeV-E – und auch an anderen Stellen des Entwurfs –\r\nauf den Verbraucherbegriff i. S. d. § 13 BGB abgestellt wird, regt der BDEW eine Klarstellung\r\nan, dass die jeweiligen Sonderregelungen der AVBFernwärmeV nur für ebensolche Verbraucher gelten, nicht aber für Wohnungseigentümergemeinschaften (WEG). Diese fallen laut\r\nRechtsprechung des BGH ebenfalls unter den Verbraucherbegriff des § 13 BGB, wenn bereits\r\neines der Mitglieder Verbraucher in diesem Sinne ist. Wohnungseigentümergemeinschaften\r\nbzw. deren Verwaltungen treten jedoch gegenüber dem Fernwärmeversorger nicht als Verbraucher, sondern als vermieterähnliche Interessensgemeinschaft auf und bedürfen aufgrund\r\ndessen auch nicht denselben Schutz wie Einzelpersonen, etwa in Hinblick auf einen kürzeren\r\nZeitraum für eine Vertragsverlängerung (§ 32 Abs. 1 Satz 3 AVBFernwärmeV-E) oder auf die\r\nEinstellung der Versorgung bei entsprechenden Zuwiderhandlungen des Kunden nach § 33\r\nAbs. 1 AVBFernwärmeV. Auch ein Abweichungsverbot, das alle WEGs umfassen würde, ist abzulehnen.\r\n➢ Der BDEW schlägt vor, dass die Sonderregelungen für Verbraucher in der AVBFernwärmeV nicht auch für Wohnungseigentümergemeinschaften gelten. Eine entsprechende Regelung könnte in § 1 AVBFernwärmeV eingefügt werden:\r\n„Die in dieser Verordnung für Verbraucher im Sinne des § 13 des Bürgerlichen Gesetzbuchs getroffenen Regelungen finden keine Anwendung auf Gemeinschaften der\r\nWohnungseigentümer im Sinne des Gesetzes über das Wohnungseigentum und das\r\nDauerwohnrecht in der jeweils gültigen Fassung.“\r\n3.1.3 Anwendbarkeit auf Fernkälte\r\nLaut § 1 Abs. 4 AVBFernwärmeV-E finden die Regelungen der AVBFernwärmeV entsprechende\r\nAnwendung auf den Anschluss an ein Kältenetz und auf die Belieferung mit Fernkälte. Die Verordnung ist jedoch daraufhin zu überprüfen, ob sämtliche Verpflichtungen tatsächlich auch\r\ndurch ein Fernkälteversorgungsunternehmen erfüllt werden kann. Das betrifft etwa die Veröffentlichungspflichten oder beispielsweise die Verwendung eines Wärmepreisindizes.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 20\r\n3.2 Zu § 1a – Begriffsbestimmungen\r\nNicht nachvollziehbar ist, weswegen bei der Definition eines Kleinstnetzes nunmehr beide Voraussetzungen erfüllt sein müssen, nämlich das Unterschreiten einer thermischen Gesamtnennleistung von 5 MW und das gleichzeitige Unterschreiten der Grenze von 100 versorgten Hausanschlüssen. In der bisherigen Entwurfsfassung genügte die Erfüllung einer der\r\nbeiden Vorgaben, was aus Sicht des BDEW zutreffender und damit vorzugswürdiger ist.\r\nHinsichtlich des Begriffs der „thermischen Gesamtnennleistung“ ist nicht eindeutig, worauf\r\nhier abzustellen ist, auf die Leistung am Einspeisepunkt oder am Ausspeisepunkt. So hat schon\r\ndie Verwendung derselben Begrifflichkeit in § 5 Abs. 1 Nr. 2 FFVAV zu entsprechenden Auslegungsschwierigkeiten geführt. Zudem kann ein bloßes Abstellen auf die Leistung zu Spitzenlastzeiten dazu führen, dass einzelne Wärmenetze aus der Sonderregelung herausfallen\r\nkönnten, obwohl die Leistung in den sonstigen Stunden deutlich unter der Leistungsgrenze\r\nliegt. Außerdem würden dadurch Netze benachteiligt, die auf eine Besicherung einer großen\r\nMenge fluktuierender Energieträger angewiesen sind und dadurch eine höhere Nennleistung\r\ndurch ihre Redundanz aufweisen müssen, um für Engpässe ausgerüstet zu sein. Es sollte daher\r\nan der ursprünglichen Entwurfsfassung, ggf. mit einem höheren Wert für die Wärmeabnahme\r\nals 2 MWh, festgehalten werden.\r\n3.3 Zu § 1b – Veröffentlichungspflichten\r\nGenerell bleiben Zweifel an dem Nutzen der Vielzahl an den zu veröffentlichenden Informationen. Die in der Umsetzung sehr aufwendigen Vorgaben erhöhen dramatisch den bürokratischen Aufwand und tragen zudem in vielen Fällen aus Verbrauchersicht nicht wirklich zur Klarheit oder Transparenz bei. Ein Großteil der Daten und Informationen wird die Endkunden\r\nüberfordern und eher für Verwirrung sorgen. Bei dem Versorgungsunternehmen entstehen\r\ndurch die Erhebung und Veröffentlichung der Daten erhebliche Mehrkosten, die am Ende\r\nauch auf die Kunden umgelegt werden. Veröffentlichungspflichten sollten sich auf diejenigen\r\nbeschränken, die auch tatsächlich im Sinne des Verbraucherschutzes sind.\r\nDie in Absatz 4 modifizierte Ausnahmeregelung führt in der jetzigen, geänderten Form dazu,\r\ndass alle Unternehmen mit mehr als 25% öffentlicher Beteiligung, egal welcher Größe, den\r\nVorgaben der Absätze 1 und 2 nun doch unterliegen würden. Damit wird das Ziel der Ausnahmeregel verfehlt. Denn mit dieser Regelung kann es am Ende nun dazu führen, dass auch Betreiber von Netzen mit nur einem Kunden oder wenigen mehr, zahlreiche Daten veröffentlichen müssten, an denen es keinerlei öffentliches Interesse geben dürfte und was zu einem\r\nenormen und auch unverhältnismäßigen Arbeitsaufwand und zusätzlichen Kosten führen\r\nwürde.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 20\r\nAber auch von großen Unternehmen ist es angesichts der Vielfalt vor allem bei dezentralen\r\nLösungen, nur mit unverhältnismäßigem Aufwand leistbar, für jedes einzelne Gebäude, Gebäudenetz etc. die geforderten Veröffentlichungen vorzunehmen. Eine Vergleichbarkeit der\r\nWärmeversorgung kann damit auch nicht hergestellt werden, weil die Wärmeversorgungslösungen bei der dezentralen Versorgung individuell zu verschieden sind.\r\nDie Umsetzung der Veröffentlichungspflichten erfordert insgesamt einen sehr hohen Aufwand, wofür die Unternehmen geschätzt mindestens 18 Monate benötigen. Die geforderte\r\nQualität der im Internet zur Verfügung zu stellenden Informationen verursacht einen erheblichen IT-Aufwand. Dementsprechend braucht es eine auskömmliche Übergangsfrist.\r\n3.4 Zu § 2 – Vertragsschluss\r\nLaut Absatz 3 Nr. 2 muss der Versorgungsvertrag unter anderem Angaben enthalten über die\r\nzu erbringenden Leistungen und beinhaltete Qualitätsstufen. Unklar bleibt, was mit den Qualitätsstufen gemeint ist. Auch etwaige Folgen, sollte unverschuldet eine Qualitätsstufe nicht\r\neingehalten werden können, bleiben unklar. Die Regelung ist daher zu konkretisieren.\r\n3.5 Zu § 2a – Vorgaben zur Vermarktung\r\nIn § 2a Abs. 3 AVBFernwärmeV-E wird nunmehr an § 29 Abs. 1 WPG angeknüpft. Danach sind\r\nim Falle einer Vermarktung nach § 2a AVBFernwärmeV in allen Produkten eines Versorgers\r\njeweils die nach § 29 Abs. 1 WPG Werte einzuhalten (z.B., dass ab 2030 in jedem Produkt\r\nmind. 30 Prozent Erneuerbare Energien-Anteil enthalten sein müssen). In § 2a Abs. 4 AVBFernwärmeV ist jedoch weiterhin die Regelung enthalten, dass der Erneuerbare Energien-Anteil\r\nder Bestandskunden nur dann absinken darf, wenn diese dem zustimmen, auch wenn der Versorgungsvertrag keine ausdrückliche Vereinbarung über den thermischen Energiemix des\r\nWärmeproduktes enthält. Abgesehen davon, dass die Einholung solcher Zustimmungen\r\nschlicht nicht praktikabel sein dürfte, besteht aus Sicht des BDEW insoweit auch kein Schutzbedürfnis der betroffenen Bestandskunden. Denn solange innerhalb seines Produkts die\r\nWerte nach § 29 Abs. 1 WPG eingehalten werden, hat ein Bestandskunde durch ein Absinken\r\ndes Anteils an Erneuerbaren Energien in seinem Produkt keinerlei Nachteil. Wenn z.B. im Jahr\r\n2031 der Anteil eines Bestandskunden von 35% auf 33% absinkt, stellt dies keine Beeinträchtigung des Kunden dar, solange „sein“ Erneuerbarer Energien-Anteil weiterhin über 30% liegt.\r\nEs besteht auch kein Bedarf an einer solchen Regelung, da die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung ausreichend im Wärmeplanungsgesetz geregelt sind.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 20\r\n3.6 Zu § 3 – Anpassung der Wärmeleistung\r\nDer BDEW lehnt die in § 3 Abs. 1 und 2 AVBFernwärmeV-E vorgenommenen Änderungen im\r\nVergleich zu der Fassung aus dem Entwurf vom 25. Juli 2024 ab. Diese sind unausgewogen\r\nund gehen deutlich zu weit.\r\nDie in dem Vorentwurf noch enthaltenen Regelungen für einen angemessenen Interessenausgleich wurde gestrichen. Stattdessen erlaubt die Neufassung eine entschädigungslose Reduzierung der Leistung trotzt eines Anschlusses an eine Wärmeversorgung, welche die Anforderungen nach § 71 Abs. 1 GEG erfüllt. Das kann allenfalls dann zulässig sein, wenn die bestehende Wärmeversorgung darüber hinaus Anforderung des GEG bzw. des WPG nicht erfüllt.\r\nEine entschädigungslose Reduzierung um weniger als 50 Prozent ohne Grund kann mit Blick\r\nauf die Refinanzierung getätigter Investitionen nicht ernsthaft in Erwägung gezogen werden.\r\nDie jetzige Regelung in § 3 Abs. 2 AVBFernwärmeV-E würde es dem Kunden überdies erlauben, den Vertrag zu kündigen, auch wenn der Wärmeversorger bereits zwecks Erfüllung der\r\nAnforderungen des GEG und des WPG in neue Technologien und Energieträger investiert hat.\r\nDadurch würde die Wirtschaftlichkeit neuer Versorgungslösungen einem klimapolitisch vollkommen unnötigen Risiko ausgesetzt werden und vor allem bei kleineren Versorgungsmodellen auch verloren gehen. Ein Weiterbetrieb würde wirtschaftlich nur sinnvoll möglich sein,\r\nwenn die entstehende Finanzierungslücke von den anderen Kunden getragen würde, was wiederum für diese zu ungewollten Preissteigerungen führen würde.\r\nInsbesondere in kleineren Wärmenetzen werden Erzeugung, Netzbetrieb und Abnahme maßgeschneidert und individuell auf die Bedürfnisse der Kunden ausgelegt. Dies ist auch maßgeblich für die Höhe der Investitionen sowie die Kalkulation von Preisen. Daher ist es extrem wichtig, dass die Kunden auch im Nachgang die von ihnen bestellten und installierte Wärmeleistungen abnehmen bzw. bezahlen. Sollte es im Nachgang zu Reduzierungen der Anschlussleistung und somit zu Einnahmenveränderungen beim Versorgungsunternehmen kommen, so\r\nkann die Investition nicht wie geplant refinanziert werden. Eine effiziente und kostengünstige\r\nWärmeversorgung lebt von einer hohen Anschlussdichte und soliden Absatzmengen. Aus diesen Gründen enthielt der letzte Entwurf des § 3 AVBFernwärmeV-E auch entsprechende Ansätze für einen angemessenen Interessenausgleich.\r\nZu beachten ist schließlich, dass die Fernwärmeversorgung im Lichte der Wärmewende vor einem bedeutenden Wandel hin zu einer erneuerbaren Wärmeversorgung steht. Hierbei steht\r\ndie Transformation der Energieträger hin zu einer dekarbonisierten Wärmeversorgung in effizienteren Wärmenetzen mit einem zunehmenden Anteil von Fernwärme aus Erneuerbaren\r\nEnergien und aus unvermeidbarer Abwärme (grüne Fernwärme) im Mittelpunkt. Dieser\r\nWandlungsprozess wird durch einen solch erheblichen Eingriff in die Vertragsfreiheit unnötig\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 20\r\nerschwert. Statt Entlastung und Planungssicherheit werden zusätzliche und vermeidbare Planungs- und Investitionsunsicherheiten geschaffen. Eine effiziente und kostengünstige Wärmeversorgung lebt von einer hohen Anschlussdichte und soliden Absatzmengen.\r\nDie letzte Entwurfsfassung des § 3 AVBFernwärmeV-E orientierte sich nachvollziehbarerweise\r\nnoch daran, inwieweit das Versorgungsunternehmen unter Nutzung Erneuerbarer Energien\r\noder unter Verwendung unvermeidbarer Abwärme die Wärme erzeugt. Erfüllt der Versorger\r\ndie gesetzlichen Anforderungen hieran, ist kein ökologischer Mehrwert erkennbar, wenn die\r\nKunden mit dem eigenen Einsatz Erneuerbarer Energien anstelle des Versorgers Wärme erzeugen und sich damit dem regionalen Wärmeversorgungsystem und dessen Finanzierung\r\nentziehen. Abgesehen von einigen Verbesserungsvorschlägen im Detail gibt es aus Sicht des\r\nBDEW keinen grundsätzlichen weiteren Anpassungsbedarf an der vorherigen Entwurfsfassung\r\ndes § 3 AVBFernwärmeV-E. Keinesfalls darf von der Vorfassung zum Nachteil der Versorgungsunternehmen abgewichen werden. Eine einseitige und ggf. wiederholte Anpassung der Wärmeleistung oder gar eine Kündigung des Versorgungsvertrages darf den Wandlungsprozess\r\nhin zu einer dekarbonisierten Wärmeversorgung in effizienteren Wärmenetzen nicht erschweren, indem zusätzliche und unnötige Investitions- und Planungsunsicherheiten geschaffen\r\nwerden.\r\nEinzig hervorzuheben ist die Regelung in Absatz 3, wonach für Gebäude- und Kleinstnetze eine\r\nAusnahme gelten soll. Angesichts der gravierenden Folgen eines wie in § 3 Abs. 1 und 2 AVBFernwärmeV-E statuierten Anpassungsrechts greift aber auch diese Regelung im Ergebnis zu\r\nkurz. Denn die wiederholte Möglichkeit des Kunden, nach Absatz 1 seine Leistung um mehr als\r\n50 Prozent zu reduzieren, kommt dem Effekt nach einer Kündigung des Versorgungsverhältnisses sehr nahe.\r\nIm Übrigen lässt die Regelung des § 3 AVBFernwärmeV-E auch die nunmehr in § 32 AVBFernwärmeV-E vorgesehene Festlegung der Vertragslaufzeit auf 10 Jahre leider vollkommen leerlaufen. Die zwischen Versorger und Kunden vereinbarte Vertragslaufzeit dient der Investitionssicherheit und gibt Sicherheit bei der Refinanzierung. Sofern ein Vertrag einseitig reduziert\r\nbzw. beendet werden kann, entfällt diese Sicherheit.\r\n➢ Der BDEW fordert die Beibehaltung des § 3 AVBFernwärmeV-E in der Fassung des\r\nEntwurfs vom 25. Juli 2024 unter Berücksichtigung der Verbesserungsvorschläge des\r\nBDEW aus dessen Stellungnahme vom 20. August 2024.\r\n3.7 Zu § 4 – Änderung der Allgemeinen Versorgungsbedingungen\r\n§ 4 Abs. 2 Satz1 AVBFernwärmeV-E sieht vor, dass das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\ndem Kunden oder Anschlussnehmer bei Ausübung eines Rechts zur Änderung seiner Allgemeinen Versorgungsbedingungen, zu denen auch Preisanpassungsklauseln nach § 24\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 20\r\nAVBFernwärmeV gehören, mindestens sechs Wochen vor der beabsichtigten Änderung die\r\nneuen Versorgungsbedingungen in Textform mitteilen und auf seiner Internetseite veröffentlichen muss.\r\nEine solche Mitteilungspflicht dürfte sich vor allem bei größeren Versorgern als praxisuntauglich erweisen. Es ist nicht klar, warum von der bisherigen Regelung abgerückt wird, wonach\r\nallein die öffentliche Bekanntgabe der Anpassung genügt.\r\n3.8 Zu § 8 – Baukostenzuschüsse\r\nDie Absenkung der Baukostenzuschüsse auf 50 Prozent der Kosten widerspricht der politischen Zielstellung, Wärmenetze aus- und umbauen zu wollen. Denn die Absenkung der individuellen Beteiligung des Anschlussbegehrenden an den notwendigen Kosten für die Erstellung\r\noder Verstärkung der Wärmeverteilungsanlagen, die der örtlichen Versorgung dienen, belastet am Ende die allgemeinen Preise der Wärmeversorgung, was wiederum auch eine sozial gerechte Verteilung der Kosten beeinflusst. Auch der mit dem Baukostenzuschuss beabsichtigte\r\nEffekt, dass der Anschlussbegehrende einen Netzanschluss wählt, der möglichst wenige Kosten verursacht, würde reduziert. Zudem würden Anschlüsse an ein bestehendes Netz mit bereits festgeschriebener Preisstruktur hierdurch erschwert werden, da eine Wirtschaftlichkeitslücke beim Versorger entstehen würde, wenn der Baukostenzuschuss nicht hinreichend die\r\ndurch den Neuanschluss entstehenden Kosten abdeckt.\r\nDie Absenkung des Baukostenzuschusses wird das Gegenteil dessen bewirken, was politisch\r\ngewollt ist, und den Ausbau von Wärmenetzen erschweren.\r\n➢ Der BDEW schlägt daher vor, es bei der aktuellen Regelung zu belassen.\r\n3.9 Zu § 18 – Messung des Verbrauchs von Fernwärme\r\nIn § 18 Abs. 3 und 4 AVBFernwärmeV-E ist die Verantwortung des Fernwärmeversorgungsunternehmen bzgl. u.a. Auswahl, Installation und Unterhaltung der Messeinrichtungen an der\r\nÜbergabestelle definiert. In Kombination mit der aktuellen Ausgestaltung des § 18a Abs. 5 ist\r\njedoch die Möglichkeit des Übergangs des zuständigen Messstellenbetreibers – so weit in der\r\nFernwärme überhaupt von dieser Rolle gesprochen werden kann – auf einen Messstellenbetreiber, der nicht das Fernwärmeversorgungsunternehmen selbst ist, im Rahmen des § 6\r\nMsbG nicht eindeutig geklärt.\r\nDie Leistungen bzgl. der Messung sind in aller Regel Bestandteil der Fernwärmelieferverträge.\r\nEs bestehen keine separaten Verträge über den Messstellenbetrieb. Aufgrund fehlender Standards (Messstellenrahmenverträge, Marktkommunikation, usw.) würde ein Herauslösen der\r\nLeistungen des Messstellenbetriebs aus den Lieferverträgen und ein Übergang dieser\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 20\r\nLeistungen an einen Messstellenbetreiber, der nicht das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\n(oder ein Beauftragter Dritter) ist, einen nicht unerheblichen Aufwand für Fernversorgungsunternehmen und Messstellenbetreiber bedeuten.\r\n➢ Der BDEW schlägt daher vor, das Angebot eines Bündelangebots entsprechend § 6\r\nMsbG im Bereich der Fernwärme ausschließlich dem Fernwärmeversorgungsunternehmen oder einem vom diesem beauftragten Dritten vorzubehalten.\r\n3.10 Zu § 24 – Preisänderungsklauseln; Ausübung eines Preisanpassungsrechts bei gestiegenen Gasbezugskosten\r\nGemäß Satz 1 ist das Marktelement in der Preisänderungsklausel ebenso wie das Kostenelement nach wie vor angemessen zu berücksichtigen. Satz 5 nimmt diesbezüglich eine Konkretisierung vor, wann das Marktelement in der Regel angemessen berücksichtigt wird. Nämlich\r\nunter anderem dann, wenn das Marktelement und das Kostenelement in der Preisänderungsformel zu gleichen Teilen gewichtet werden.\r\nDer BDEW spricht sich gegen einen solchen hälftigen Ansatz des Marktelements aus. Dieser\r\nAnsatz ist nicht zielführend und als Regelfall nicht tauglich. Das gilt zum einen für die Wärmeerzeugung aus Erneuerbaren Energien und unvermeidbarer Abwärme. Hier ist nicht nur die\r\nVerwendung eines fossil geprägten Wärmepreisindex wenig aussagekräftig. Zum anderen\r\nsteht der hälftige Ansatz der Zielsetzung der Wärmewende entgegen: In Netzen, die bereits\r\ntransformiert sind oder sich in der Transformation zu Erneuerbaren Energien oder Abwärme\r\nbefinden, führt ein hoher Anteil des Marktelements, das derzeit noch überwiegend auf fossilen Brennstoffen basiert, zu aus Kundensicht negativen Auswirkungen auf die Kosten. Hier\r\nmuss entsprechende Flexibilität gewahrt bleiben, indem zumindest ein Spielraum, bspw. zwischen 10 und 50 Prozent für das Marktelement ermöglicht wird.\r\nEine Gewichtung des Marktelements mit 50 Prozent würde künftig auch zu steigenden Preisen\r\nfür die Fernwärmekunden führen. Eine wie in dem derzeit geltenden § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV vorgegebene kostenorientierte Preisbildung unter angemessener Berücksichtigung der\r\nVerhältnisse auf dem Wärmemarkt gibt den Fernwärmeversorgungsunternehmen die Möglichkeit, eine faire, kostengünstige und wettbewerbsfähige Wärmeversorgung anzubieten.\r\nEine hälftige Abbildung von Kosten- und Marktelement birgt hingegen die Gefahr, dass das\r\nMarktelement die Preise für die Fernwärmekunden erhöht und schwächt die Wettbewerbsfähigkeit der Fernwärmeversorgung gegenüber anderen Wärmealternativen massiv.\r\nIm Übrigen ist eine Beschränkung eines Preisanpassungsrechts auf den Fall gestiegener Gasbezugskosten nicht sachgerecht. Abgesehen davon, dass der Anwendungsbereich der Absätze 3\r\nbis 5 (vormals Absätze 5 bis 7) aufgrund ihrer Bindung an das EnSiG nur sehr eingeschränkt\r\nsein dürfte, bedarf es auch im Blick auf zukünftige Entwicklungen eines generellen\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 20\r\nPreisanpassungsrechts infolge staatlicher Mehr- oder Minderbelastungen in der Wärmeversorgung. Das Beispiel der jüngsten Krise in der Gasversorgung und die damit verbundene Dynamik in der Energiepreisentwicklung hat deutlich gezeigt, dass die Mechanismen der AVBFernwärmeV zur Preisanpassung dann an ihre Grenzen stoßen, wenn gesetzliche Regelungen\r\neingeführt werden, die sich unmittelbar – und für beide Vertragsparteien unvorhersehbar –\r\nauf die Kosten der Wärmeversorgungsunternehmen auswirken. In Betracht kommen dabei\r\ninsbesondere staatliche Abgaben oder brennstoffbezogene Umlagen, soweit sie die Wärmeversorgung betreffen. Beispielhaft zu nennen wäre hier die Einführung der Gasspeicherumlage. Hierdurch hervorgerufene Kostenänderungen müssen auch in der Wärmeversorgung\r\nzeitnah in die Wärmepreise einfließen können. Die in den Preisanpassungsklauseln regelmäßig\r\nverwendeten Indizes vermögen solche neuen Kostenbestandteile in aller Regel nicht abzudecken. Vertraglich vorgesehene Fristen für Preisanpassungen können vor allem bei hohen Kostenbelastungen zu spät sein. Dadurch können erhebliche Liquiditätsprobleme bei den Wärmeversorgungsunternehmen entstehen, was auch zu einer Gefährdung der Versorgung der Kunden mit Wärme führen könnte.\r\nUm zukünftig kurzfristig und angemessen auf solche überraschenden Kostenentwicklungen\r\nreagieren und somit das wirtschaftliche Risiko für beide Vertragspartner reduzieren zu können, muss in der AVBFernwärmeV ein gesetzliches Preisanpassungsrecht vorgesehen werden,\r\nanlehnend an § 41 Abs. 6 EnWG (siehe dazu im Detail die BDEW-Stellungnahme vom 20. August 2024).\r\n3.11 Zu § 24a – Anpassung von Preisänderungsklauseln bei Energieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruktur\r\nDer Verordnungsgeber versäumt es, die Dekarbonisierung der Wärmenetze mit massengeschäftstauglichen Umsetzungsinstrumenten zu flankieren. Die Wärmewende wird nicht gelingen, wenn die Verordnung keine generelle einseitige Umstellung von Preisanpassungsklauseln\r\noder die Implementierung eines neuen Preissystems ermöglicht.\r\nDer BDEW spricht sich daher entschieden gegen die vorgesehene Streichung des § 24a AVBFernwärmeV-E in der Fassung des Referentenentwurfs vom 25. Juli 2024 aus. Diese Vorschrift\r\nmuss wieder aufgenommen und so, wie durch den BDEW in seiner Stellungnahme vom 20.\r\nAugust 2024 gefordert, noch erweitert werden.\r\nBei langfristig gelten Verträge können bei Vertragsschluss nicht alle als Vertragsgrundlage vorausgesetzten Umstände und zukünftigen Änderungen vorhergesehen und von der Preisanpassungsklausel selbst abgedeckt werden. So kann es insbesondere bei Änderungen der vertraglichen Rahmenbedingungen, zum Beispiel im Lichte der Energie- und Wärmewende, die\r\nzum Zeitpunkt des Vertragsschlusses noch nicht vorhersehbar waren, auch einer Anpassung\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 20\r\nder Preisanpassungsklausel selbst bedürfen. Denn anderenfalls bestünde das Risiko des Fernwärmeversorgers, dass die Preisanpassungsklausel aufgrund solch veränderter Umstände\r\nrechtswidrig würde. Würde in solchen Konstellationen die Preisanpassungsklausel weiterverwendet werden, bestünde das Risiko, dass diese unwirksam wäre, was wiederum ein Zahlungsverweigerungsrecht des Kunden mit sich brächte. Die dem Fernwärmeversorgungsunternehmen ansonsten – neben einvernehmlichen Vertragsanpassungen – zur Verfügung stehende Alternative, die Kündigung und der Neuabschluss aller bestehenden Einzelverträge, ist\r\naufgrund der zumeist gegebenen Vielzahl an Verträgen sowie aufgrund unterschiedlicher Laufzeiten mit einem sehr hohen Aufwand und Risiko verbunden.\r\nDas BMWK hat dies bereits mit dem Entwurf für eine Novellierung der AVBFernwärmeV aus\r\ndem Jahr 2022 erkannt und darin erstmals die Vorschrift eines neuen § 24a AVBFernwärmeV\r\naufgenommen. Anerkannt wurde damit die Notwendigkeit einer Umstellung der Preisanpassungsklausel im Fall eines Brennstoffwechsels.\r\nEs ist völlig unklar, aus welchen Gründen in dem jetzigen Entwurf nun von dieser Regelung\r\nwieder Abstand genommen wurde.\r\nDurch die Streichung des § 24a AVBFernwärmeV-E wird die Möglichkeit reduziert, höheren Investitionskosten, die mit der Dekarbonisierung und dem Um- und Ausbau der Wärmenetze\r\nverbunden sind, durch ein Recht zur Anpassung der Preisanpassungsklausel bzw. durch die\r\nEinbeziehung neuer Preisbestandteile sachgerecht Rechnung zu tragen. Stattdessen würden\r\ndie Versorgungsunternehmen in Betracht ziehen müssen, noch laufende Versorgungsverträge\r\nin großem Umfang zu kündigen, um dann darauf zu hoffen, dass die entsprechenden Kosten\r\nfür den gesetzlich geforderten Um- und Ausbau der Fernwärmeversorgung mit vertraglichen\r\nNeuabschlüssen an die Kunden weitergeben werden können. Das aber ist – auf beiden Seiten\r\n– mit einem erheblichen Aufwand und der Unsicherheit verbunden, ob Kunden sich aus diesem Anlass – vor Ablauf der ursprünglich vorgesehenen Laufzeit – doch anders orientieren. In\r\njedem Fall werden die Kunden verunsichert.\r\nEs ist festzuhalten, dass die Erreichung der Klimaschutzziele und die damit verbundene Dekarbonisierung eine praxis- und damit massengeschäftstaugliche Umstellungen in der Brennstoffbeschaffung bzw. Erzeugungstechnologie, Umstrukturierungen im Versorgungssystem und im\r\nZuge dessen sowohl Investitionen in den Bestand als auch die Vornahme von erheblichen\r\nNeuinvestitionen erfordert.\r\n➢ Der BDEW fordert die Beibehaltung des § 24a AVBFernwärmeV-E in der Fassung des\r\nEntwurfs vom 25. Juli 2024 unter Berücksichtigung der Verbesserungsvorschläge des\r\nBDEW aus dessen Stellungnahme vom 20. August 2024.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 20\r\n3.12 Zu § 25 – Abrechnung, Abrechnungsinformationen, Verbrauchsinformationen\r\nZwar wurde in dem vorgelegten Entwurf die Frist in Absatz 1 von sechs Wochen auf vier Monate erweitert. Allerdings setzt auch diese Frist voraus, dass dem Versorgungsunternehmen\r\nalle erforderlichen Daten für die Abrechnung vorliegen.\r\n➢ Der BDEW schlägt daher folgende Ergänzung des § 25 Abs. 1 AVBFernwärmeV-E vor:\r\n„Das Fernwärmeversorgungsunternehmen ist verpflichtet, dem Kunden die Rechnung\r\nspätestens vier Monate nach Ende des vereinbarten Abrechnungszeitraums zu übermitteln. Die Abschlussrechnung ist dem Kunden spätestens vier Monate nach Beendigung\r\ndes Lieferverhältnisses zu übermitteln. Satz 1 steht unter dem Vorbehalt, dass dem\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen seinerseits alle zur Abrechnung erforderlichen\r\nDaten vorliegen. Nach Erhalt dieser Daten, muss das Fernwärmeversorgungsunternehmen dem Kunden die Rechnung unverzüglich übermitteln.“\r\n3.13 Zu § 33 – Einstellung der Versorgung, fristlose Kündigung\r\nDie in § 33 Abs. 3, 4 und 6 AVBFernwärmeV-E gegenüber dem vorherigen Referentenentwurf\r\nneu eingefügten Regelungen stellen eine Übernahme der für die Grundversorgung im Stromund Gasbereich geltenden Regelungen in § 19 Abs. 3 und 5 Strom/GasGVV dar. Diese gelten\r\naber lediglich für in Niederspannung/-druck versorgte Haushaltskunden, die sich nicht für einen Sondervertrag entschieden haben, mithin über einen engen Kreis besonders schützenswerte Kunden. Es ist völlig sachfremd, diese Regelungen auf alle Kunden in der Fernwärme zu\r\nübertragen, die häufig Wohnungsunternehmen mit einer erheblichen Geschäftserfahrung\r\nsind.\r\nDiese Regelungen würden zu einem enormen Aufwand bei den Versorgungsunternehmen und\r\nzu zahlreichen Unsicherheiten bei beiden Vertragspartnern, aber auch bei den Mietern führen, ohne dass sie im Hinblick auf die Schutzbedürftigkeit der Kunden erforderlich wären.\r\n➢ Der BDEW fordert, die im Vergleich zu der Entwurfsfassung vom 25. Juli 2024 vorgenommenen Änderungen und Ergänzungen zu streichen.\r\n3.14 Zu § 36 – Übergangsregelung\r\nEs ist vollkommen unklar, weswegen ein Versorgungsunternehmen nach Absatz 2 seine Preisänderungsklausel in den darin vorgesehenen Fristen anpassen sollte bzw. muss, wenn diese\r\nder bisherigen Rechtslage entsprach. Es bleibt auch völlig offen, unter welchen Umständen\r\ndiese, gemessen auch an den neuen Vorgaben, rechtswidrig werden sollte. Müsste das Versorgungsunternehmen die bestehende Preisänderungsklausel an die Vorgaben des neuen § 24\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 20\r\nAVBFernwärmeV-E anpassen, würden faktisch alle bestehenden Preisänderungsklauseln Makulatur, obwohl die Wärmepreiskalkulationen der Vergangenheit auf sie gestützt worden sind.\r\nVielmehr bedarf es, zumindest für die Dauer der regulären Erstlaufzeit eines Vertrages, eines\r\numfassenden Bestandsschutzes, sofern und so weit Regelungen zu Belastungen der Versorgungsunternehmen führen. Es ist wichtig, dass bei der Einführung neuer Vorgaben der administrative Aufwand für die Fernwärmeversorgungsunternehmen handhabbar bleibt. Innerhalb\r\nder vorgesehenen Übergangsregelung von 18 Monaten würde die Anpassung aller Verträge zu\r\neinem massiven Verwaltungsaufwand führen, der in dieser Frist nicht bewältigt werden kann\r\nund vermutlich nur zu weiterer Verunsicherung im Fernwärmemarkt führen wird. Dies sollte\r\nvermieden werden. Im Hinblick auf die Anforderungen des Wärmeplanungsgesetzes wäre eine\r\ngenerelle Übergangsfrist bis 2030 zielführend.\r\n3.15 Zu Artikel 3 – Inkrafttreten\r\nEs sollte sichergestellt werden, dass die Verordnung nicht bereits kurzfristig zum 1. Januar\r\n2025 in Kraft tritt. Aufgrund des erheblichen Umsetzungsaufwands und der rechtlichen Unsicherheiten sollte die AVBFernwärmeV, soweit sie in der vorliegenden Fassung ergehen sollte,\r\nauch nicht vor dem 1. Januar 2026 in Kraft treten.\r\n4 Forderungen der BDEW aus der Stellungnahme vom 20. August 2024\r\nIm Übrigen hält der BDEW an seinen Forderungen aus seiner Stellungnahme vom 20. August\r\n20243 – ohne diese hier im Einzelnen zu wiederholen – ausdrücklich fest und verweist auf dieser Stelle nochmals auf seine Kernforderungen zur Novelle der AVBFernwärmeV:\r\n› Hervorzuheben ist insbesondere die Notwendigkeit einer ausreichenden Flexibilisierung der Preisanpassung, um die Herausforderungen der Wärmewende auf lange Sicht\r\nstemmen zu können. Dabei führen lange Vertragslaufzeiten unter anderem dazu, dass\r\nsich die langfristig angelegten Infrastrukturkosten der Netze verlässlich refinanzieren\r\nlassen. Sie sind somit eine wichtige Voraussetzung für günstige Versorgungslösungen.\r\nInnerhalb der Laufzeit muss aber neben der angemessenen Anpassung der Preise selbst\r\nauch die Preisanpassungsklausel in sachgerechter Weise angepasst werden können.\r\n› Ein weiteres Schwerpunktthema bei der Gestaltung der zukünftigen Wärmeversorgung\r\nbetrifft die Dekarbonisierung und den Aus- bzw. Umbau der Wärmenetze. Die Erreichung der Klimaschutzziele und die Erfüllung anderweitiger gesetzlicher Pflichten, u.a.\r\n3\r\nSiehe auch Fußnote 1.\r\nStellungnahme: Überarbeiteter Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der AVBFernwärmeV und zur Aufhebung der FFVAV\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 20\r\ndes Wärmeplanungsgesetzes, erfordert in der Praxis Umstellungen in der Brennstoffbeschaffung bzw. Erzeugungstechnologie, Umstrukturierungen im Versorgungssystem und\r\nim Zuge dessen sowohl Investitionen in den Bestand als auch die Vornahme von erheblichen Neuinvestitionen. Die Novelle gibt Versorgern leider nicht ausreichend Möglichkeiten, die Transformation bestehender Versorgungsstrukturen wirtschaftlich realisieren zu können. Kosten aus der Umsetzung von politisch vorgegebenen Maßnahmen\r\nmüssen durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen erwirtschaftet werden können. Werden diese gesetzlich zu bestimmten Aktivitäten verpflichtet, müssen daraus\r\nentstehende Kostensteigerungen auch innerhalb der Vertragslaufzeit Berücksichtigung\r\nfinden können. Umsetzen ließe sich dies beispielsweise durch die Einführung eines Dekarbonisierungszuschlags, der dann erhoben werden könnte, wenn andere Möglichkeiten, wie etwa die Inanspruchnahme von Fördergeldern nicht (vollständig) genügen, die\r\nnachweislich notwendigen Investitionen zu refinanzieren. Angesetzt könnte ein Dekarbonisierungszuschlag dann werden, wenn dem Fernwärmeversorgungsunternehmen im\r\nVergleich zu dem bis dahin veranschlagten Preis tatsächlich Mehrkosten entstünden\r\nund weitere sinnvolle Kriterien für dessen Erhebung festgelegt wären.\r\n› Die Akzeptanz der Fernwärme kann beispielsweise durch transparente Preisänderungsklauseln erhöht werden. Die Nutzung von allgemein zugänglichen Indizes ist dazu\r\nein guter Ansatz. Die Verwendung von Indizes kann die von § 24 Abs. 1 Satz 1 AVBFernwärmeV-E geforderte Kostenorientierung nachvollziehbar und objektiviert gewährleisten und bringt darüber hinaus weitere Vorteile, auch gegenüber einer Abbildung „echter“ Kosten mit sich. Ob ein Index richtig gewählt wurde, kann dabei nur entsprechend\r\nder spezifischen Wärmeversorgungssituation beantwortet werden.\r\n› Zum Teil enthält der Verordnungsentwurf jedoch auch Vorgaben, die den Fortgang der\r\nWärmewende behindern oder die Wärmelieferungen verteuern. In diesem Sinn ist die\r\nNeufassung der Veröffentlichungspflichten immer auch im Verhältnis zum Aufwand zu\r\nbewerten, der auf Versorgerseite wiederum zu höheren Kosten für die bereitgestellte\r\nWärme führt. Womöglich kann der Detaillierungsgrad der Informationen je nach Kundengruppe oder Art der Versorgung im Netz reduziert oder zumindest differenziert\r\nwerden. Letztlich muss der Aufwand der Datenbereitstellung immer in einem angemessenen Verhältnis zum Nutzen für die Kunden stehen.\r\n› Um den Besonderheiten der individuellen Wärmeversorgung gerecht zu werden, müssen für Contracting-Lösungen noch weitere spezifische Regelungen gefunden werden.\r\nDiese sind in besonderem Maße auf Investitionsschutz und Flexibilität angewiesen.\r\nDem muss im Rahmen einer sinnvollen Modernisierung der AVBFernwärmeV unbedingt\r\nRechnung getragen 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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 28. August 2024\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf\r\nder CSRD\r\nVersion: 2.0\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\n1 Ausgangslage\r\nMit dem Inkrafttreten der europäischen Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) Anfang Januar 2023 müssen Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft künftig verstärkt\r\nnachhaltigkeitsbezogene Informationen in ihren Abschlussberichten offenlegen. Der BDEW\r\nhatte das Vorhaben der EU-Kommission, mehr Transparenz in Bezug auf die nachhaltige Ausrichtung von Unternehmen zu schaffen, indem Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nauf eine Ebene gestellt werden, von Beginn an unterstützt. Gleichzeitig warnt der BDEW, dass\r\nmit den neuen Verpflichtungen ein teils erheblicher administrativer Mehraufwand für die betroffenen Unternehmen einhergeht. Das gilt es bei der Umsetzung auf nationaler Ebene zu beachten, Vereinfachungspotenziale weitestmöglich zu nutzen und Unterstützungsangebote für\r\nbetroffene Unternehmen zu schaffen.\r\nDer BDEW fordert mit besonderem Nachdruck, dass im Zuge der nationalen Umsetzung der\r\nCSRD die Belange kleiner und mittlerer kommunaler Unternehmen in besonderer Weise berücksichtigt werden. Diese Unternehmen dürfen nicht überfordert werden und benötigen dringend Unterstützung, um den erhöhten administrativen Aufwand zu bewältigen. Im Sinne des\r\nBestrebens einer weitestgehenden 1:1 Umsetzung der EU-Vorgaben sollte eine vom europäischen Gesetzgeber nicht vorgesehene Verpflichtung kommunaler Unternehmen zur Nachhaltigkeitsberichterstattung durch eine einheitliche bundesrechtliche Regelung vermieden werden.\r\n2 Problembeschreibung: Berücksichtigung kleiner und mittelgroßer Unternehmen\r\nIm Rahmen der nationalen Umsetzung fordert der BDEW, kleine und mittelgroße Unternehmen\r\n(KMU) nicht mit den Anforderungen zu überfordern und bei Bedarf entsprechende Unterstützungsangebote vorzusehen. Bereits in einem Brief an das BMJ vom 31. Januar 2024 und in der\r\nStellungnahme vom 19. April 2024 haben wir angemerkt, dass sich die neuen EU-Vorgaben auch\r\nauf Unternehmen auswirken, die nicht direkt unter den von der EU vorgesehenen Anwendungsbereich der CSRD fallen. Insbesondere kommunale Unternehmen, wie kleine und mittlere Stadtwerke sowie regionale Energieversorger, sind hiervon betroffen. Kleine und mittlere kommunale Unternehmen werden mit der nationalen Umsetzung der CSRD häufig ebenfalls zur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichtet sein, selbst wenn sie nicht die EU-Größenkriterien der\r\nCSRD erfüllen. Die neuen EU-Vorgaben werden (mittelbar) für kommunale KMU außerhalb des\r\nCSRD-Anwendungsbereichs in vielen Fällen sofort wirksam, da landesrechtliche Vorschriften (z.\r\nB. Landeshaushalts-, Gemeindeordnungen bzw. Kommunalverfassungsgesetze, Eigenbetriebsverordnungen, etc.), Satzungen oder Gesellschaftsverträge regelmäßig verlangen, dass öffentliche Unternehmen, unabhängig von ihrer tatsächlichen Größe, wie große Kapitalgesellschaften\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nbilanziert werden müssen. Da Nachhaltigkeitsangaben ausschließlich im Lagebericht gemacht\r\nwerden, unterliegen sie auch der Prüfung durch den Abschlussprüfer.\r\nLaut dem Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) führt der Verweis auf die Erstellung eines Lageberichts gemäß den Vorschriften des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften in den Landesverordnungen, unabhängig von der konkreten Formulierung, zur\r\nmittelbaren Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung, sofern keine expliziten landesrechtlichen Ausnahmen bestehen. Die Umsetzung der neuen Nachhaltigkeitsberichtspflichten stellt\r\nbereits große Kapitalgesellschaften vor Herausforderungen. Die Europäische Union hat nichtbörsennotierte kleine und mittlere Unternehmen explizit von den Pflichten ausgenommen,\r\nda diese mit der Umsetzung überfordert wären. Der Aufwand ist für gerade für KMU kaum\r\nzumutbar und bietet auch keinen wirklichen Mehrwert. Hier sind die Ansätze über Zertifizierungen bzw. Energieaudits Verbesserungen zu erzielen adäquater als eine übermäßige Berichterstattung. Börsennotierte KMU sind zwar berichtspflichtig, jedoch erst zu einem späteren Zeitpunkt und mit vereinfachten Berichtsstandards. Die Bedeutung von Nachhaltigkeitsinformationen wird für kleine und mittlere kommunale Unternehmen zwar zunehmen, jedoch vorrangig\r\ndurch verpflichtende Berichtsstandards für börsennotierte KMU und freiwillige Standards für\r\nandere KMU.\r\n3 Vermeidung neuer Berichtspflichten für KMU\r\nUm die Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD für kleine und mittlere öffentliche Unternehmen zu vermeiden, könnten entweder Anpassungen im Landesrecht vorgenommen oder der aktuelle Umsetzungsentwurf entsprechend erweitert werden. Die zusätzliche Belastung durch neue Berichtspflichten resultiert aus Verweisungsnormen in Landesgesetzen und\r\nder Bundeshaushaltsordnung (BHO). Eine Änderung dieser Regelungen wäre jedoch mit erheblichen Nachteilen verbunden, da sowohl der Bund als auch alle Bundesländer ihre haushaltsrechtlichen Vorschriften und kommunalen Vorgaben anpassen müssten. Angesichts des knappen Zeitrahmens bis zum Inkrafttreten der Richtlinie ist dies eine Herausforderung. Eine bundesweit uneinheitliche Umsetzung der CSRD würde Wettbewerbsbedingungen verzerren und\r\nUnverständnis bei den betroffenen Unternehmen hervorrufen.\r\nDer BDEW hatte deshalb bereits in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf für eine bundeseinheitliche Lösung geworben und schlägt nun gemeinsam mit dem Verband kommunaler\r\nUnternehmen (VKU) und den kommunalen Spitzenverbänden vor, eine entsprechende Regelung in § 289b des Handelsgesetzbuches (HGB) aufzunehmen. Diese würde einheitlich für alle\r\nBeteiligungen von Gebietskörperschaften gelten und den bürokratischen Aufwand deutlich reduzieren, da landesrechtliche Änderungen und Anpassungen von Gesellschaftsverträgen durch\r\ndie Kommunen entfallen könnten.\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nEntsprechend sollte Artikel 1, § 289b HGB um folgenden Absatz 7 ergänzt werden:\r\n(7) 1\r\nIst eine Kapitalgesellschaft aufgrund der Beteiligung einer Gebietskörperschaft\r\nzur Aufstellung und Prüfung des Lageberichts in entsprechender Anwendung der\r\nVorschriften des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften verpflichtet, so richtet sich die Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts\r\num einen Nachhaltigkeitsbericht nach Absatz 1 für Kleinstkapitalgesellschaften,\r\nkleine und mittelgroße Kapitalgesellschaften allein nach dem Gesellschaftsvertrag,\r\nsoweit nicht gesetzliche Vorschriften unmittelbar anwendbar sind. 2Eine Regelung\r\nin einem Gesellschaftsvertrag im Sinne von Satz 1, die lediglich die Aufstellung und\r\nPrüfung des Lageberichts nach den in Satz 1 genannten Vorschriften vorgibt, begründet keine Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht. Die Änderung durch Artikel 21, § 65 Abs. 1 Nr. 4 BHO (Nr. 1 a, S. 81 des\r\nEntwurfs) könnte im Gegenzug gestrichen werden.\r\nIn bestimmten Ländern sind auch kommunale Anstalten des öffentlichen Rechts verpflichtet,\r\neinen Lagebericht nach HGB-Vorgaben zu erstellen. Hier müssen die Länder entscheiden, ob\r\nAnpassungen ihrer gesetzlichen Bestimmungen oder zumindest Klarstellungen notwendig sind.\r\nEine Änderung der Unternehmenssatzungen wäre jedoch nicht erforderlich, was den erforderlichen Aufwand überschaubar hält.\r\n4 Weiterer Anpassungsbedarf\r\n4.1 Aufstellung des Lageberichts im einheitlichen elektronischen Berichtsformat\r\n§ 289g HGB-E sieht vor, dass der Lagebericht von zur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichteten Unternehmen im einheitlichen elektronischen Berichtsformat gemäß Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 aufzustellen und der Nachhaltigkeitsbericht nach Maßgabe\r\ndieser Verordnung auszuzeichnen (sogenanntes „Tagging“) sind. Im Gegensatz hierzu sieht §\r\n328 Abs. 1 Satz 4 HGB vor, dass eine Kapitalgesellschaft, die als Inlandsemittent Wertpapiere\r\nbegibt und keine Kapitalgesellschaft i.S. des § 327a HGB ist, u.a. den (Konzern-)Lagebericht im\r\neinheitlichen elektronischen Berichtsformat gemäß Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU)\r\n2019/815 und den (IFRS-)Konzernabschluss mit Auszeichnungen nach Maßgabe der Artikel 4\r\nund 6 dieser Verordnung offenzulegen hat.\r\nAus Sicht des BDEW sollte auch in § 289g auf die Offenlegung anstatt der Aufstellung abgestellt\r\nwerden, da dies andernfalls weitreichende Auswirkungen auf den formalen Abschlussprozess\r\ndeutscher Unternehmen hätte: Um Informationen aus Nachhaltigkeitsberichten der Öffentlichkeit vergleichbar und maschinenlesbar zur Verfügung zu stellen, ist die Nutzung des XHTMLFormats ein in der Praxis bereits an anderen Stellen etablierter Weg zur Offenlegung. Hiervon\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nklar zu unterscheiden ist der Prozess der Aufstellung von Abschlüssen und Lageberichten – inklusive in digitaler Form. Das in § 245 HGB (für den Abschluss) verankerte Schriftform- und Unterzeichnungserfordernis (mit qualifizierter elektronischer Signatur gemäß § 126b BGB) setzt\r\nein (programmunabhängig) eindeutig darstellbares Datei-Format voraus. Dies ist notwendig,\r\num eine Datei eindeutig, d.h. sowohl bildlich als auch inhaltlich rechtlich verbindlich autorisieren zu können. Das gleiche Petitum gilt in Bezug auf § 315e HGB-E.\r\nDas XHTML-Format gewährleistet allerdings keine authentische Darstellung der Inhalte, sondern ermöglicht lediglich deren software- und endgeräteabhängige Wiedergabe, sodass eine\r\nrechtsverbindliche Autorisierung der Darstellungsform in diesem Format nicht möglich ist. Dies\r\nführt dazu, dass je nach Software des Aufstellers oder Lesers und Hardware des Lesers Darstellungen verzerrt oder sogar falsch wiedergegeben werden können. Aus diesem Grund ist das\r\nXHTML-Format z.B. für notarielle Urkunden im elektronischen Format unzulässig. Für die Führung notarieller Akten und Verzeichnisse (NotAktVV) in elektronischer Form wird daher in § 35\r\nAbs. 4 Satz 1 NotAktVV zwingend die Verwendung des für die Langzeitarchivierung geeigneten\r\nPDF-Formats gefordert.\r\n4.2 Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG)\r\nDer BDEW unterstützt die mit dem vorliegenden Entwurf des CSRD-Umsetzungsgesetzesangestrebte Vermeidung doppelter Berichterstattungspflichten, indem die Berichterstattung nach\r\nCSRD und LkSG aufeinander abgestimmt werden – primär durch den Wegfall der Pflicht zur Abgabe des LkSG-Jahresberichts für Unternehmen (§ 10 LkSG) die nach CSRD Bericht erstatten.\r\nAus BDEW-Sicht wären für eine weitere Entbürokratisierung und damit einhergehende Erleichterung der betroffenen Unternehmen allerdings noch die folgenden weiteren Anpassungen am\r\nLkSG wünschenswert:\r\n› Risikoanalyse: Gemäß § 5 Abs. 4 des LkSG muss die Risikoanalyse aktuell einmal pro Jahr von\r\nUnternehmen durchgeführt werden. Dies führt zu einem großen Aufwand mit begrenztem\r\nMehrwert, da sich Risikoprofile in der Regel innerhalb eines Jahres kaum ändern. Daher sollte\r\ndie Risikoanalyse maximal alle 2 bis 3 Jahre verpflichtend von den Unternehmen durchgeführt werden müssen. Zudem sollte die Sinnhaftigkeit der Risikoanalyse zu menschenrechtlichen Risiken (§ 5 Abs. 1) für Unternehmen in Deutschland grundsätzlich hinterfragt werden,\r\nda in Deutschland ohnehin bereits sehr strenge arbeitsschutzrechtliche Regelungen bestehen. Der Mehrwert durch die LkSG-Risikoanalyse ist daher nicht ersichtlich.\r\n› Konzernprivileg: Nach CSRD kann die Nachhaltigkeitsberichterstattung auf Konzernebene\r\nkonsolidiert werden. Das LkSG verpflichtet dagegen jedes betroffene Unternehmen in einem\r\nKonzern zur Erstellung und Veröffentlichung eines eigenen LkSG-Berichts. In Analogie zur\r\nCSRD sollte daher die Möglichkeit eines konsolidierten LkSG-Berichts auf Konzernebene\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\ngeschaffen werden, um den Mehraufwand für Konzerne mit mehreren LkSG-pflichtigen Unternehmen möglichst gering zu halten.\r\n5 Zusammenfassung\r\nZusammenfassend fordert der BDEW im Rahmen der nationalen Umsetzung der CSRD eine gezielte Berücksichtigung der Belange kleiner und mittlerer kommunaler Unternehmen. Es ist essenziell, diese Unternehmen vor Überforderung zu schützen und ihnen durch klar definierte\r\nRichtlinien sowie durch praktische Unterstützungsangebote zu helfen. Eine effektive Lösung\r\nwäre die Integration einer entsprechenden Regelung in das Handelsgesetzbuch, wie oben vorgeschlagen, die speziell für Beteiligungen von Gebietskörperschaften gilt und so den bürokratischen Aufwand erheblich reduzieren würde. Damit könnte die Belastung durch neue Berichtspflichten minimiert werden, ohne dass umfassende landesrechtliche Anpassungen oder Änderungen der Gesellschaftsverträge erforderlich sind.\r\nAnsprechpartner\r\nFatbardh Kqiku Jonas Wiggers\r\nBetriebswirtschaft, Steuern und Strategie & Politik\r\nDigitalisierung\r\nT +49 30 300 199-1665 T +49 30 300 199-1067\r\nM fatbardh.kqiku@bdew.de M jonas.wiggers@bdew.de\r\nMoritz Mund Martin Müller\r\nEU-Vertretung Leiter der KMU-Vertretung\r\nT +32 2 774-5115 T +49 30 300199-1700\r\nM moritz.mund@bdew.de M martin.mueller@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","regulatoryProjectTitle":"Mangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c5/0b/363905/Stellungnahme-Gutachten-SG2410100009.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nIn dem am 13.05.2024 verˆffentlichten Konsultationsentwurf zur Verl‰ngerung von Frequenzen\r\nin den Bereichen 800 MHz, 1800 MHz und 2600 MHz (bis 2030) durch die BNetzA ist vorgesehen, den Ausbau der Mobilfunknetze mit einer Reihe von Auflagen zu flankieren. Die Sicherstellung von fl‰chendeckender Versorgung ist aus Sicht des BDEW zu begr¸flen. Besonders in l‰ndlichen und d¸nn besiedelten Gebieten bestehen oftmals noch schlecht abgedeckte Gebiete, die\r\nzum Erreichen der Ausbauziele in naher Zukunft erschlossen werden m¸ssen.\r\nAus Sicht des BDEW dr‰ngt sich allerdings die Frage auf, warum die Versorgungsauflagen bislang\r\nverfehlt werden. Energieversorgungsunternehmen bieten bundesweit eine Vielzahl von Standorten und Anlagen1\r\n zur Mitnutzung von passiver Mobilfunkinfrastruktur an – oft zu g¸nstigen\r\nPreisen. Diese Standorte werden von den versorgungspflichtigen Mobilfunknetzbetreibern\r\ntrotz geografischer und topologischer Fl‰chendeckung kaum mitgenutzt. Angebote, die von\r\nEnergieversorgungsunternehmen an die Mobilfunknetzbetreiber gesendet werden, werden in\r\nvielen F‰llen ignoriert oder abgelehnt.\r\nMobilfunknetzbetreiber berufen sich auf die Intransparenz des Marktes und vermeintliche unzureichende Informationen ¸ber nutzbare Bestandsinfrastruktur, um ihre sehr begrenzte Inanspruchnahme vorhandener Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen zu erkl‰ren.\r\nWelche Energieversorger in einem Mobilfunk-Ausbaugebiet ¸ber geeignete Infrastrukturen\r\nverf¸gen kˆnnten, ist in der Regel bekannt oder leicht herauszufinden. Vorhandene Standorte\r\nund Anlagen sind gut zu erkennen und auf topographischen Karten eingezeichnet. Gleichwohl\r\nist die Mitnutzung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen r¸ckl‰ufig. Dies ¸berrascht, weil Mobilfunknetzbetreiber die Versorgungsauflagen bis 2030 sehr wahrscheinlich verfehlen werden, wenn diese ausschliefllich auf den Eigenausbau neuer Mobilfunkmasten setzen. Denn einerseits sind die abzudeckenden Fl‰chen zu umfangreich, und andererseits kommt es h‰ufig zu B¸rgerprotesten gegen die Errichtung neuer Mobilfunkstandorte.\r\nDurch die Mitnutzung der bestehenden passiven Mobilfunkinfrastruktur, die besonders von\r\nneuen Marktteilnehmern wie Energieversorgungsunternehmen angeboten werden, kˆnnten\r\ndie Versorgungsauflagen erf¸llt werden.\r\n1\r\n Nutzbare Assets schlieflen dabei folgende Infrastrukturen ein: Solo-, Freileitungs-, Richtfunk- und Strommasten,\r\nWindkraftanlagen, Geb‰uded‰cher. Zudem werden im Rahmen des Aufbaus des 450 Mhz-Netzes viele Standorte\r\nund Funkmasten neu errichtet. Diese sind oft so dimensioniert, dass alle Mobilfunknetzbetreiber ihre aktive\r\nTechnik in die Masten h‰ngen kˆnnen.\r\nBerlin, 20.09.2024\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nLˆsungsvorschl‰ge f¸r einen effizienten fl‰chendeckenden Mobilfunkausbau\r\n\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nMitnutzung vorhandener Infrastrukturen stellt eine ressourcenarme, unb¸rokratische und\r\nschnell umsetzbare Lˆsung dar, im Rahmen derer keine neuen Masten errichtet werden m¸ssten. Stattdessen bevorzugen Mobilfunknetzbetreiber die Zusammenarbeit mit ihren eng verbundenen Tower Companies und zeigen weniger Interesse an Kooperationen mit anderen Anbietern, wie Energieversorgern, wodurch das Potenzial der bestehenden Infrastruktur ungenutzt bleibt. Eine z¸gige fl‰chendeckende Versorgung wird durch dieses Verhalten auf dem\r\nMobilfunkmarkt erschwert.\r\nHier sollte die BNetzA ansetzen und das bestehende bzw. geplante Instrumentarium versch‰rfen. Der BDEW sieht folgende Lˆsungsmˆglichkeiten, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur zu erhˆhen und damit zur Erreichung der Mobilfunk-Versorgungsziele beizutragen:\r\n• Mehr Transparenz schaffen: Um die Transparenz ¸ber das Marktgeschehen zu erhˆhen,\r\nschlagen wir vor, dass Mobilfunknetzbetreiber ihre Suchkreise und Ausbaupl‰ne zuk¸nftig\r\nverˆffentlichen m¸ssen. Somit werden diese nicht mehr nur mit den etablierten Tower\r\nCompanies geteilt, sondern auch andere Infrastrukturbetreiber kˆnnen passende Angebote\r\nerstellen. Damit kann die Situation vermieden werden, dass mobilfunkausbauende Unternehmen keine passenden Angebote in ihren Suchkreisen finden bzw. erhalten. Zudem sollten Mobilfunknetzbetreiber begr¸nden m¸ssen, weshalb ein vorliegendes Angebot nicht\r\nangenommen wurde. Nach der Erfahrung einiger unserer Mitgliedsunternehmen wurden\r\nAngebote teils ohne Begr¸ndung abgelehnt, obwohl preiswerte Angebote f¸r Bestandsinfrastruktur erstellt wurden. Auch ein verpflichtender Branchendialog zwischen den Mobilfunknetzbetreibern, Energieversorgern, etablierten Tower Companies und anderen Infrastrukturbetreibern – ‰hnlich wie es ihn bereits bei der Fˆrderung des Glasfaserausbaus gibt\r\n– w‰re zu begr¸flen. Nicht zuletzt sollte auch das Bewusstsein bei Kommunen, L‰ndern und\r\nBehˆrden auf Bundesebene gesteigert werden, dass die Option f¸r die Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur besteht.\r\n• Versorgungsauflagen anpassen: Statt bundesweiter Versorgungsauflagen sollte ¸ber eine\r\nAufteilung in kleinere Gebiete nachgedacht werden. Durch kleinteiligere Versorgungsauflagen m¸ssen Mobilfunkanbieter tendenziell schwer erschlieflbare Regionen (besonders\r\nl‰ndliche Gebiete) schneller abdecken. Gleiches fordern bereits einige Bundesl‰nder, die\r\neine Unterteilung der Versorgungsauflagen auf Landesebene pr‰ferieren. Durch angepasste\r\nversorgungsauflagen kˆnnte eine Bevorzugung urbaner Gebiete vermieden und eine tats‰chliche fl‰chendeckende Versorgung schneller erreicht werden. Hierf¸r kˆnnte eine Mitnutzung der Bestandsinfrastruktur ebenfalls wichtiger werden.\r\n• Regulatorische Eingriffe: Die Diskrepanz zwischen Nichterf¸llung der Versorgungsauflagen\r\nund mangelnder Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur kˆnnte durch ein Pr¸fgebot\r\n¸berwunden werden. Damit passende Angebote Abhilfe schaffen kˆnnen, m¸ssen die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber auch den Unternehmen vorliegen, die nicht mit den Mobilfunknetzbetreibern bzw. den etablierten Tower Companies assoziiert sind. Eine\r\n\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nVerpflichtung der etablierten Tower Companies, die Verf¸gbarkeit von nutzbarer passiver\r\nMobilfunkinfrastruktur, insbesondere bei neuen Marktteilnehmern zu ¸berpr¸fen, w¸rde\r\nZeit und finanzielle Ressourcen sparen und eine schnellere Abdeckung unterversorgter Gebiete ermˆglichen. Dar¸ber hinaus sollte die vorgenommene Pr¸fung bei gefˆrderten Ausbauprojekten oder Baugenehmigungen den kommunalen Bau‰mtern vorgelegt werden\r\nm¸ssen. Diese kˆnnten sicherstellen, dass kein unnˆtiger Neubau stattfindet, falls bestehende und geplante Infrastruktur mitgenutzt werden kˆnnte. In dem Ermessensspielraum\r\nder Bau‰mter w¸rde ebenfalls liegen, ob Bauantr‰ge bei einer Mitnutzungsoption ausgestellt werden.\r\nDas laufende Vergabeverfahren bietet auf lange Sicht die letzte Chance, den Wettbewerb im\r\nMobilfunk wirksam zu fˆrdern und strukturelle Hindernisse zu beseitigen. Dies gilt gerade auch\r\nim Bereich der passiven Mobilfunkinfrastrukturen: einfache Transparenzmaflnahmen und -\r\npflichten kˆnnen dazu f¸hren, dass eine schnellere, einfachere und preiswertere Erf¸llung der\r\nVersorgungsauflagen langfristig ermˆglicht wird.\r\nAnsprechpartner\r\nRichard Kaufmann\r\nFachgebietsleiter Digitale Infrastruktur und\r\nTelekommunikation\r\n+49 30 300199-1676\r\nrichard.kaufmann@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Besonders in ländlichen und dünn besiedelten Gebieten bestehen oftmals noch schlecht abgedeckte Gebiete, die\r\nzum Erreichen der Ausbauziele in naher Zukunft erschlossen werden müssen.\r\nAus Sicht des BDEW drängt sich allerdings die Frage auf, warum die Versorgungsauflagen bislang\r\nverfehlt werden. Energieversorgungsunternehmen bieten bundesweit eine Vielzahl von Standorten und Anlagen1\r\nzur Mitnutzung von passiver Mobilfunkinfrastruktur an – oft zu günstigen\r\nPreisen. Diese Standorte werden von den versorgungspflichtigen Mobilfunknetzbetreibern\r\ntrotz geografischer und topologischer Flächendeckung kaum zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung genutzt. Angebote der Energieversorgungsunternehmen zur Mitnutzung dieser Infrastruktur werden von manchen Mobilfunknetzbetreibern in vielen Fällen ignoriert oder abgelehnt.\r\nMobilfunknetzbetreiber berufen sich auf die Intransparenz des Marktes und vermeintliche unzureichende Informationen über nutzbare Bestandsinfrastruktur, um ihre sehr begrenzte Inanspruchnahme vorhandener Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen zu erklären.\r\nWelche Energieversorger in einem Mobilfunk-Ausbaugebiet über geeignete Infrastrukturen\r\nverfügen könnten, ist in der Regel bekannt oder leicht herauszufinden. Vorhandene Standorte\r\nund Anlagen sind gut zu erkennen und auf topografischen Karten eingezeichnet. Gleichwohl ist\r\ndie Mitnutzung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen rückläufig.\r\nDies überrascht, weil Mobilfunknetzbetreiber die Versorgungsauflagen bis 2030 sehr wahrscheinlich verfehlen werden, wenn diese ausschließlich auf den Eigenausbau neuer Mobilfunkmasten setzen. Denn einerseits sind die abzudeckenden Flächen zu umfangreich, und andererseits kommt es häufig zu Bürgerprotesten gegen die Errichtung neuer Mobilfunkstandorte.\r\n1 Nutzbare Assets schließen dabei folgende Infrastrukturen ein: Solo-, Freileitungs-, Richtfunk- und Strommasten,\r\nWindkraftanlagen, Gebäudedächer. Zudem werden im Rahmen des Aufbaus des 450 Mhz-Netzes viele Standorte\r\nund Funkmasten neu errichtet. Diese sind oft so dimensioniert, dass alle Mobilfunknetzbetreiber ihre aktive\r\nTechnik in die Masten hängen können.\r\nBerlin, 08.10.2024\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nLösungsvorschläge für einen effizienten flächendeckenden Mobilfunkausbau\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nDurch die Mitnutzung der bestehenden passiven Mobilfunkinfrastruktur, die besonders von\r\nneuen Marktteilnehmern wie Energieversorgungsunternehmen angeboten werden, könnten\r\nVersorgungsauflagen zügiger erfüllt werden.\r\nMitnutzung vorhandener Infrastrukturen stellt eine ressourcenarme, unbürokratische und\r\nschnell umsetzbare Lösung dar, im Rahmen derer keine zusätzlichen Masten errichtet werden\r\nmüssten. Stattdessen bevorzugen die Mobilfunknetzbetreiber offenbar die exklusive Zusammenarbeit mit ihren eng verbundenen Tower Companies, möglicherweise aufgrund entsprechender vertraglicher Vereinbarungen. Letztere zeigen wenig Interesse an Kooperationen mit\r\nanderen Anbietern, wie Energieversorgern, die im Wettbewerb zu ihnen selbst stehen.\r\nDadurch bleibt das Potenzial der bestehenden Infrastruktur ungenutzt. Eine zügige flächendeckende Versorgung wird durch dieses Verhalten auf dem Mobilfunkmarkt erschwert.\r\nHier sollte die BNetzA ansetzen und das bestehende bzw. geplante Instrumentarium verschärfen. Der BDEW sieht folgende Lösungsmöglichkeiten, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur zu erhöhen und damit zur Erreichung der Mobilfunk-Versorgungsziele beizutragen:\r\n• Mehr Transparenz schaffen: Um die Transparenz über das Marktgeschehen zu erhöhen,\r\nschlagen wir vor, dass Mobilfunknetzbetreiber ihre Suchkreise und Ausbaupläne zukünftig\r\nveröffentlichen müssen. Somit werden diese nicht mehr nur mit den etablierten Tower\r\nCompanies geteilt, sondern auch andere Infrastrukturbetreiber können passende Angebote\r\nerstellen. Damit kann die Situation vermieden werden, dass mobilfunkausbauende Unternehmen keine passenden Angebote in ihren Suchkreisen finden bzw. erhalten. Zudem sollten Mobilfunknetzbetreiber begründen müssen, weshalb ein vorliegendes Angebot nicht\r\nangenommen wurde. Nach der Erfahrung einiger unserer Mitgliedsunternehmen wurden\r\nAngebote teils ohne Begründung abgelehnt, obwohl preiswerte Angebote für Bestandsinfrastruktur erstellt wurden. Auch ein verpflichtender Branchendialog zwischen den Mobilfunknetzbetreibern, Energieversorgern, etablierten Tower Companies und anderen Infrastrukturbetreibern – ähnlich wie es ihn bereits bei der Förderung des Glasfaserausbaus gibt\r\n– wäre zu begrüßen. Nicht zuletzt sollte auch das Bewusstsein bei Kommunen, Ländern und\r\nBehörden auf Bundesebene gesteigert werden, dass die Option für die Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur besteht.\r\n• Versorgungsauflagen anpassen: Statt bundesweiter Versorgungsauflagen sollte über eine\r\nAufteilung in kleinere Gebiete nachgedacht werden. Durch kleinteiligere Versorgungsauflagen müssen Mobilfunkanbieter tendenziell schwer erschließbare Regionen (besonders\r\nländliche Gebiete) schneller abdecken. Gleiches fordern bereits einige Bundesländer, die\r\neine Unterteilung der Versorgungsauflagen auf Landesebene präferieren. Durch angepasste\r\nVersorgungsauflagen könnte eine Bevorzugung urbaner Gebiete vermieden und eine tatsächliche flächendeckende Versorgung schneller erreicht werden. Hierfür könnte eine Mitnutzung der Bestandsinfrastruktur ebenfalls wichtiger werden.\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\n• Regulatorische Eingriffe: Die Diskrepanz zwischen Nichterfüllung der Versorgungsauflagen\r\nund mangelnder Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur könnte durch ein Prüfgebot\r\nüberwunden werden. Damit passende Angebote Abhilfe schaffen können, müssen die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber auch den Unternehmen vorliegen, die nicht mit den Mobilfunknetzbetreibern bzw. den etablierten Tower Companies assoziiert sind. Eine Verpflichtung der etablierten Tower Companies, die Verfügbarkeit von nutzbarer passiver\r\nMobilfunkinfrastruktur, insbesondere bei neuen Marktteilnehmern zu überprüfen, würde\r\nZeit und finanzielle Ressourcen sparen und eine schnellere Abdeckung unterversorgter Gebiete ermöglichen. Darüber hinaus sollte die vorgenommene Prüfung bei geförderten Ausbauprojekten oder Baugenehmigungen den kommunalen Bauämtern vorgelegt werden\r\nmüssen. Diese könnten sicherstellen, dass kein unnötiger Neubau stattfindet, falls bestehende und geplante Infrastruktur mitgenutzt werden könnte. In dem Ermessensspielraum\r\nder Bauämter würde ebenfalls liegen, ob Bauanträge bei einer Mitnutzungsoption ausgestellt werden.\r\nDas laufende Vergabeverfahren bietet auf lange Sicht die letzte Chance, den Wettbewerb im\r\nMobilfunk wirksam zu fördern und strukturelle Hindernisse zu beseitigen. Dies gilt gerade auch\r\nim Bereich der passiven Mobilfunkinfrastrukturen: einfache Transparenzmaßnahmen und -\r\npflichten können dazu führen, dass eine schnellere, einfachere und preiswertere Erfüllung der\r\nVersorgungsauflagen langfristig ermöglicht wird."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012025","regulatoryProjectTitle":"BDEW nimmt Stellung zu naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/02/f0/353577/Stellungnahme-Gutachten-SG2409130002.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 27. August 2024\r\nStellungnahme\r\nzu den naturschutzfachlichen\r\nMindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem\r\nBMWK-Leitfaden\r\nVersion: 2.2\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 22\r\nInhalt\r\nEinleitung ..................................................................................................................4\r\n1 Allgemeine Anmerkungen..........................................................................5\r\n1.1 Vollzugskontrolle durch den Netzbetreiber..........................................5\r\n1.2 Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen ......................................................7\r\n1.3 Beschleunigung durch Entbürokratisierung..........................................7\r\n1.4 Inhaltliche Reichweite der Pflichten nach § 37 Abs. 1a und\r\n§ 48 Abs. 6 EEG 2023.............................................................................9\r\n1.5 Übergangsregelung für die Einhaltung der Pflichten bei bestehenden\r\nBebauungsplänen.............................................................................................9\r\n2 Bewertung der einzelnen Pflichten nach § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG\r\n2023 ........................................................................................................10\r\n2.1 Kriterium 1: Maximale beanspruchte Fläche ......................................10\r\n2.2 Kriterium 2: Biodiversitätsförderndes Pflegekonzept.........................11\r\n2.3 Kriterium 3: Durchgängigkeit für Tiere................................................12\r\n2.4 Kriterium 4: Biotopelemente...............................................................13\r\n2.5 Kriterium 5: Bodenschonender Betrieb ..............................................14\r\n3 Nachweispflichten und -zeitpunkte..........................................................15\r\n3.1 Nachweispflichten nach § 37 Abs. 1a Nr. 2 oder Nr. 5 EEG 2023 .......15\r\n3.2 Nachweispflichten nach § 37 Abs. 1a Nr. 1, 3 und 4 EEG 2023...........15\r\n3.3 Nachweispflichten nach § 48 Abs. 6 EEG 2023 ...................................16\r\n4 Sanktion nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 ...............................................17\r\n4.1 Konkrete Definition des Pflichtverstoßes............................................17\r\n4.2 Fünfjahresturnus der Mitteilungspflichten...................................................18\r\n4.3 Unklarheit der Voraussetzungen für die rückwirkende Änderung der\r\nSanktionshöhe nach § 52 Abs. 3 EEG 2023....................................................20\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 22\r\n4.4 Eingeschränkte Netzbetreiber-Kontrollpflicht bei Kontrolle der Kriterien\r\ndurch Behörden..............................................................................................21\r\n4.5 Sanktionierung nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 bei Kontrolle der Kriterien\r\ndurch Behörden..............................................................................................22\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 22\r\nEinleitung\r\nIm Rahmen der Umsetzung des Solarpakets I werden nun ökologische Mindestkriterien eingeführt, die bestimmte neue Solaranlagen einhalten müssen. Darüber hinaus hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) am 12. Juli 2024 einen Leitfaden mit Hinweisen für die Praxis zu näheren Einzelheiten dieser verschiedenen ökologischen Mindestkriterien für Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) sowie zu geeigneten Nachweisen veröffentlicht. Der BDEW möchte diese Gelegenheit nutzen, um die gesetzlichen Vorgaben zu den\r\nökologischen Mindestkriterien und den BMWK-Leitfaden hierzu aus energiewirtschaftlicher\r\nund juristischer Sicht zu bewerten und Vorschläge für das Solarpaket II bzw. die EnWG-Novelle\r\n(Artikelgesetz) einzubringen.\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung von Mindestkriterien für geförderte Solaranlagen auf der\r\nFreifläche (ausgenommen: besondere Solaranlagen und nicht geförderte Solaranlagen) zur\r\nStärkung der Biodiversität, da sich der Ausbau der Solarenergie ideal dazu eignet, Klimaschutz\r\nund die Stärkung der Artenvielfalt gemeinsam voranzutreiben. Die Branche möchte hierzu einen Beitrag leisten.\r\nAllerdings ist zu beachten, dass die Einhaltung der ökologischen Mindestanforderungen nach §\r\n37 Abs. 1a bzw. nach § 48 Abs. 6 EEG 2023 mindestens überwiegend durch die Netzbetreiber\r\ngeprüft werden muss. Diese Prüfung durch die Netzbetreiber lehnen wir ab. Es ist nicht sachgerecht, dass behördliche Prüfungsaufgaben auf die Netzbetreiber verlagert werden. Die Aufgabe der Netzbetreiber ist, den Netzanschluss, die Netzführung und den Netzausbau zu gewährleisten und ihre Ressourcen hierfür zu verwenden. Gerade bei dem im Zuge der Energiewende aktuell zu verzeichnenden massiven Hochlauf von Netzanschlussbegehren und dem exponentiell zunehmenden Netzausbaubedarf müssen die Netzbetreiber ihre knappen Ressourcen vollständig in den Dienst ihrer Kernaufgaben stellen. Zusätzliche Aufgabenzuweisungen,\r\ninsbesondere zu fachfremden Tätigkeiten, an die Netzbetreiber haben aus diesen Gründen zu\r\nunterbleiben. Vorliegend sollten die ökologischen Mindestanforderungen aus dem EEG in das\r\nAnlagenzulassungsrecht übertragen werden, insbesondere in das Naturschutz- und Baurecht,\r\nso dass die Einhaltung dieser Vorgaben vollständig von den insoweit fachlich zuständigen Behörden kontrolliert werden, was teilweise ja schon geschieht. Die nachfolgenden Ausführungen sind daher nur insoweit relevant, wie der Gesetzgeber an der Verankerung der Anforderungen im EEG festhält.\r\nDer BDEW begrüßt zwar, dass der BMWK-Leitfaden feststellt, dass die Einhaltung der ökologischen Mindestkriterien, die denen in § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 entsprechen, in\r\nvielen Fällen bereits durch die zuständigen Behörden kontrolliert wird, wenn sich diese Anforderungen aufgrund entsprechenden Anlagenzulassungsrecht ergeben. Allerdings wird allein\r\ndie Praxis es zeigen, inwieweit die Prüfung durch die Netzbetreiber durch eine Prüfung durch\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 22\r\ndie untere Bau- bzw. die untere Naturschutzbehörde ersetzt werden kann, wenn die Einhaltung der ökologischen Mindestkriterien im Rahmen der Bauleitplanung bzw. als Auflage zu\r\nBaugenehmigungen angeordnet werden und während der gesamten Förderdauer der betreffenden Anlagen eingehalten und deren Einhaltung entsprechend kontrolliert werden muss.\r\nInsoweit spricht sich der BDEW nicht zuletzt aufgrund der entsprechend vorhandenen Fachkunde für eine dauerhafte Kontrolle durch die genannten Behörden anstelle der Netzbetreiber\r\naus, für die diese Sachverhalte fachfremd sind.\r\nAusweislich dieser Stellungnahme sieht der BDEW es zudem als erforderlich an, sowohl den\r\nGesetzeswortlaut insbesondere von § 37 Abs. 1a, § 38, § 38a, § 48 Abs. 6 und § 52 Abs. 1\r\nNr. 9a EEG 2023 als auch den BMWK-Leitfaden hinsichtlich der konkreten Anforderungen, der\r\nNachweise, der Nachweisführung und der Prüfung durch den Netzbetreiber grundlegend im\r\nZuge des „Solarpaketes II“ zu überarbeiten.\r\n1 Allgemeine Anmerkungen\r\nGrundsätzlich begrüßt der BDEW die neuen Darstellungen im BMWK-Leitfaden. Der BDEW bewertet es besonders positiv, dass bei der maximalen Bedeckung von 60 % der beanspruchten\r\nGrundfläche nur die mit Modulen überstellte Fläche zählt.\r\nZudem weist der Leitfaden darauf hin, dass falls Mindestkriterien im Bebauungsplan festgelegt\r\noder in der Baugenehmigung beauflagt werden, sich nachfolgende Nachweise oder Kontrollen\r\ndurch den Netzbetreiber erübrigen. Diese Anforderungen sollen durch die übliche Überwachungspflicht der Behörde hinreichend erfüllt werden. Dadurch können sämtliche Kriterien\r\nbereits im Bebauungsplanverfahren umfassend nachgewiesen werden.\r\nDiese Stellungnahme behandelt nachfolgend nur diejenigen Kriterien, bei denen der BDEW einen Anpassungsbedarf identifiziert hat.\r\n1.1 Vollzugskontrolle durch den Netzbetreiber\r\nInsbesondere § 37 Abs. 1a, § 48 Abs. 6 und § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 sehen vor, dass die\r\nEinhaltung der Kriterien für die ökologischen Mindestanforderungen durch den AnschlussNetzbetreiber kontrolliert wird. Dem Leitfaden des BMWK zufolge kann sich der Netzbetreiber\r\nmangels ökologischer Fachkunde zwar auf die Plausibilitätsprüfung der durch den Anlagenbetreiber eingereichten Nachweise (Eigenerklärungen oder sonstige Nachweise) beschränken.\r\nAußerdem führt der Leitfaden aus, dass die Einhaltung bestimmter ökologischer Mindestkriterien bereits durch die zuständigen Naturschutz- und Baubehörden kontrolliert werden, wenn\r\ndie jeweiligen Bebauungspläne bzw. Baugenehmigungen mit entsprechenden Auflagen\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 22\r\nversehen sind. Allerdings weist der Leitfaden auch auf die Pflicht des Netzbetreibers zur Überprüfung der Einhaltung der Mindestkriterien hin.\r\nInsoweit ist zudem zu beachten, dass die Sanktionierung nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023\r\nauch in denjenigen Fällen durch den Netzbetreiber durchzuführen ist, in denen eine Behörde\r\ndie Nichteinhaltung von anlagenzulassungsrechtlich angeordneten ökologischen Mindestkriterien feststellt, wenn sich diese auch aus § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 ergeben.\r\nBDEW-Bewertung\r\nAus Sicht des BDEW gibt es sowohl im Gesetzestext als auch im BMWK-Leitfaden einen Widerspruch zwischen dem Mangel an ökologischen Fachkenntnissen des Netzbetreibers und der\r\nAnforderung zur Prüfung der Einhaltung der Mindestkriterien. Hierbei ist festzustellen,\r\n- dass die Einhaltung der meisten Vorgaben in § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023\r\nnicht durch die BNetzA kontrolliert werden kann oder soll, sondern stattdessen durch\r\nden Netzbetreiber kontrolliert werden muss,\r\n- dass die Vorgaben in § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 nicht hinreichend konkret\r\ndargestellt sind, damit der Anlagenbetreiber sicherstellen kann, dass er die Vorgaben\r\nauch gesetzeskonform erfüllen kann, wobei hier der BMWK-Leitfaden zwar weiterhilft,\r\nwegen seiner fehlenden Verbindlichkeit aber auch für Anlagen- und Netzbetreiber\r\nkeine Sicherheit darstellt (s. auch nachfolgend unter Nr. 4.1),\r\n- dass die gesetzlichen Nachweispflichten der Anlagenbetreiber nach Inbetriebnahme\r\nder Anlage mit dem gesetzlichen Fünfjahresturnus zu lang sind, um die Einhaltung der\r\nVorgaben durch die Sanktion nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 sicherzustellen, da der Netzbetreiber nicht von sich aus bemerken kann, ob der Anlagenbetreiber\r\ndie gesetzlichen Vorgaben einhält, oder nicht (s. auch nachfolgend unter Nr. 4.2), und\r\n- dass der Netzbetreiber die Einhaltung der umwelt- und naturschutzbezogenen Vorgaben rein fachlich auch nicht beurteilen kann.\r\nDer BDEW fordert neben den vorstehenden Darstellungen außerdem eine Klarstellung, dass\r\ndie Abgabe eigener Dokumentationen bzw. einer eidesstattlichen Versicherung des Anlagenbetreibers über die Einhaltung der gesetzlichen Voraussetzungen ausreichend ist. Das BMWK\r\nsollte zudem ein bundeseinheitliches Muster-Eigenerklärungsformular (Ankreuzbogen) entwickeln und den Anlagenbetreibern zur Verfügung stellen. Die Prüfpflicht obliegt dann den naturschutzfachlichen Behörden und nicht dem Netzbetreiber. Schließlich sieht der BDEW jenseits des vom BMWK zu erstellenden Leitfadens eine gesetzliche Präzisierung\r\n- der Pflichten der Anlagenbetreiber nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 und § 48 Abs. 6 Satz 1\r\nNr. 1 bis 5 EEG 2023,\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 22\r\n- der Nachweispflichten der Anlagenbetreiber im Sinne dieser Regelungen,\r\n- der Prüfpflichten der BNetzA im Rahmen der bei Gebotsabgabe bzw. des Antrags auf\r\nZahlungsberechtigung bereits vorliegenden Unterlagen (Bebauungsplan, Baugenehmigung) und\r\n- der Prüfpflichten der Netzbetreiber\r\nim Sinne der vorstehenden Ausführungen im Rahmen des anstehenden EnWG-Artikelgesetzes\r\n(Solarpakets II) als zwingend erforderlich an (s. auch nachfolgend unter Nr. 4.1 ff.). Nur dann\r\nkönnen Anlagenbetreiber rechtssicher die gesetzlichen Anforderungen einhalten, die Netzbetreiber werden nicht über Gebühr bei der Prüfung der Einhaltungen der Anforderungen belastet und können die Nichteinhaltung der Anforderungen wirksam kontrollieren. Die Prüf- und\r\nKontrollpflicht sollte aus unserer Sicht bei den naturschutzfachlichen Behörden (Naturschutzund Baubehörde) verankert bzw. die Netzbetreiber von vornherein außen vorgelassen werden.\r\n1.2 Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen\r\nIm BMWK-Leitfaden zur Umsetzung der §§ 37 Absatz 1a, 48 Absatz 6 EEG 2023 wird darauf\r\nhingewiesen, dass die naturschutzfachlichen Mindestkriterien als Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen berücksichtigt werden können, soweit sie im Einzelfall dazu geeignet sind.\r\nBDEW-Bewertung\r\nEs ist weiterhin im Leitfaden enthalten, dass die Mindestkriterien als Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen berücksichtigt werden können - allerdings wurde es nicht näher konkretisiert. Im\r\nLeitfaden wird von einer Einzelfallprüfung gesprochen. Im Sinne der Planungssicherheit plädiert der BDEW für eine Konkretisierung, was unter „Einzelfall“ zu fassen ist.\r\n1.3 Beschleunigung durch Entbürokratisierung\r\nIn den vergangenen Jahren wurde versucht, die Antragsunterlagen zu entbürokratisieren und\r\nzu vereinfachen. Mit den §§ 37 Absatz 1a, 48 Absatz 6 EEG 2023 werden neue Kriterien geschaffen. Dies geht mit einem gewissen Bürokratieaufwand einher.\r\nBDEW-Bewertung\r\nDie Netzbetreiber sollten daher, wo immer möglich, von zusätzlicher Arbeit entlastet werden.\r\nAus Sicht des BDEW sollte es\r\n- bei der Gebotsabgabe und\r\n- beim Antrag auf Zahlungsberechtigung\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 22\r\nausreichend sein, wenn die BNetzA Muster für Eigenerklärungen der Bieter veröffentlicht, auf\r\ndenen ein Ankreuzfeld existiert, das eine ausfüllbare Eigenerklärung unter Bezugnahme auf\r\ndas jeweilige Kriterium nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 EEG 2023 ermöglicht. Der BDEW schlägt\r\nfolgende Formulierung vor:\r\n\"Hiermit bestätige ich, dass ich gemäß §§ 37 Absatz 1a EEG 2023 folgende der geforderten\r\ndrei von fünf Mindestkriterien in meinem Projekt einhalten werde und somit die Voraussetzungen für die Gebotsabgabe bzw. den Antrag auf Ausstellung einer Zahlungsberechtigung\r\nerfülle:\r\n- § 37 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023 (von den Modulen maximal in Anspruch genommene\r\nGrundfläche),\r\n- § 37 Abs. 1a Nr. 2 EEG 2023 (biodiversitätsförderndes Pflegekonzept für den Boden unter der Anlage),\r\n- § 37 Abs. 1a Nr. 3 EEG 2023 (Gewährleistung der Durchgängigkeit für Tierarten),\r\n- § 37 Abs. 1a Nr. 4 EEG 2023 (Anlage von standortangepassten Typen von Biotopelementen),\r\n- § 37 Abs. 1a Nr. 5 EEG 2023 (bodenschonender Betrieb der Anlage).\"\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass es nicht zielführend ist, bereits bei Gebotsabgabe\r\ndrei Kriterien zu definieren, da die Mindestkriterien über die gesamte Projektlaufzeit gewechselt werden können. Relevant ist, dass zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme bzw. der Antragstellung auf die Zahlungsberechtigung mindestens drei Anforderungen erfüllt werden. Daher\r\nplädiert der BDEW für folgende Einfügungen im Gesetzestext im Zug der anstehenden EnWGNovelle (Solarpaket II):\r\n§ 38 Abs. 2 Nr. 7 EEG 2023:\r\n„(2) Der Antrag nach Absatz 1 muss die folgenden Angaben enthalten:\r\n(…)\r\n7. sofern der Antrag für Gebote für Anlagen nach § 37 Absatz 1 Nummer 1 oder Nummer 2\r\ngestellt wird, die Bestätigung des Bieters, dass zum Zeitpunkt der Antragstellung auf Zahlungsberechtigung mindestens drei der die Anforderungen nach § 37 Absatz 1a erfüllt wird\r\nwerden.“\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 22\r\n§ 48 Abs. 6 EEG 2023:\r\n„(6) Betreiber von Solaranlagen nach Absatz 1 Nummer 1 bis 3 und Nummer 6 müssen sicherstellen, dass die Anlagen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme mindestens drei der folgenden Kriterien erfüllen: “\r\n1.4 Inhaltliche Reichweite der Pflichten nach § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG 2023\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Pflichten nach § 48 Abs. 6 EEG 2023 nach aktuellem Gesetzeswortlaut auch auf „Garten-PV-Anlagen“ im Sinne von § 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1a EEG 2023\r\nanzuwenden sind. Der BDEW geht hier von einem gesetzgeberischen Fehler aus, der entsprechend zu korrigieren wäre.\r\n1.5 Übergangsregelung für die Einhaltung der Pflichten bei bestehenden Bebauungsplänen\r\n§ 100 Abs. 41 EEG 2023 sieht aktuell vor,\r\n- dass § 37 Abs. 1a und 2 Nr. 5, § 38 Abs. 2 Nr. 7 und § 38a Abs. 1 Nr. 7 EEG 2023 nicht\r\nfür Zuschlagsverfahren eines Gebotstermins vor dem 1. August 2024 anzuwenden sind,\r\nalso faktisch erst auf alle Gebotstermine ab dem 1. Dezember 2024, und\r\n- dass § 48 Abs. 6 EEG 2023 nicht anzuwenden auf Anlagen ist, die vor dem 1. November\r\n2025 in Betrieb genommen werden.\r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass bereits jetzt in der Praxis feststellbare, inhaltliche Unterschiede zwischen den ökologischen Mindestkriterien in § 37 Abs. 1a sowie § 48 Abs. 6 EEG 2023 und denen in entsprechenden Bebauungsplänen oder Baugenehmigungen bestehen. Dies trifft insbesondere auf die durch den BMWK-Leitfaden konkretisierten\r\nPflichteninhalte zu. Mal sind die aus dem EEG bzw. dem Leitfaden resultierenden Pflichten\r\nstrikter, mal diejenigen aus dem Anlagenzulassungsrecht. Hier sollte in § 37 Abs. 1a und in\r\n§ 48 Abs. 6 EEG 2023 klargestellt werden, dass die Einhaltung dieser Pflichten die bau- und naturschutzrechtliche Zulässigkeit der Vorhaben nicht betrifft, sondern nur die EEG-Förderung.\r\nAußerdem sollte darüber nachgedacht werden, den Termin für die ausschreibungsbasiert geförderten Anlagen ggf. nach hinten zu verlegen. Für diese Anlagen muss zwar bei Gebotsabgabe noch kein Satzungsbeschluss über einen Bebauungsplan vorliegen. Allerdings existieren\r\nbereits zahlreiche Satzungsbeschlüsse für Bebauungspläne von Solaranlagen, die Kriterien aufstellen, die von denen des EEG abweichen, in positiver wie in negativer Hinsicht. Dies kann im\r\nEinzelfall dazu führen, dass Anlagenbetreiber aufgrund strikterer EEG-Vorgaben ihre Anlage\r\nanders, z.B. mit geringerer Leistung, errichten müssen, als ursprünglich geplant gewesen war.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 22\r\nInsoweit sollte der Gesetzgeber prüfen, ob eine entsprechende Änderung der Übergangsregelung in § 100 Abs. 41 EEG 2023 nicht bereits vor dem „EnWG-Omnibus-Gesetz“ erfolgt, um\r\nrechtzeitig zum 1. Dezember 2024 in Kraft zu treten.\r\n2 Bewertung der einzelnen Pflichten nach § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG 2023\r\nGemäß § 37 Abs. 1a, § 38 Abs. 2 Nr. 7 und § 38a Abs. 1 Nr. 7 EEG 2023 muss der Bieter bzw.\r\nder Anlagenbetreiber bei Gebotsabgabe bzw. bei Antragstellung auf Zahlungsberechtigung\r\ndarstellen, dass die Anlage drei der fünf in § 37 Abs. 1a EEG 2023 genannten Kriterien erfüllt.\r\nEs fehlt hier jedoch eine Regelung, wonach der Anlagenbetreiber die Kriterien auch im Laufe\r\ndes Betriebs der Anlagen wechseln darf, solange es weiter drei Kriterien bleiben, und weiterhin eine Regelung, die festlegt, wie dieser Wechsel kommuniziert wird, und wie häufig er\r\nstattfinden darf (s. auch nachfolgend unter Nr. 4.1).\r\nGleiches gilt nach § 48 Abs. 6 EEG 2023 hinsichtlich des Zeitpunktes der Inbetriebnahme der\r\nAnlage: Hiernach muss der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, welche der drei\r\nKriterien er einhalten möchte. Es fehlt auch hier eine Regelung, wonach der Anlagenbetreiber\r\ndie Kriterien später wechseln darf, wie dieser Wechsel kommuniziert wird, und wie häufig er\r\nstattfinden darf.\r\nDer BDEW erachtet es als nicht ausreichend, dass dieser Wechsel als Möglichkeit im BMWKLeitfaden genannt wird, da dieser Leitfaden unverbindlich ist, und der verbindliche Gesetzeswortlaut insoweit einen Wechsel nicht ausdrücklich zulässt.\r\n2.1 Kriterium 1: Maximale beanspruchte Fläche\r\nDem Leitfaden nach gilt das erste Kriterium als erfüllt, wenn die von den Modulen maximal in\r\nAnspruch genommene Grundfläche höchstens 60 % der Grundfläche des Gesamtvorhabens\r\nbeträgt.\r\nBDEW-Bewertung\r\nDie Projekte, die voraussichtlich zum 1. Dezember 2024 an der Ausschreibung für Solaranlagen des ersten Segments teilnehmen werden, verfügen aller Wahrscheinlichkeit nach bereits\r\nüber einen Bebauungsplan, entweder in Form eines Aufstellungs- oder eines Satzungsbeschlusses. Insoweit ist zu beachten, dass die in den Bebauungsplänen dargestellte Grundflächenzahl nicht gleichbedeutend ist mit derjenigen, die nach den EEG-Vorgaben maßgeblich ist:\r\nNach den dem BDEW vorliegenden Informationen haben beide Zahlen eine unterschiedliche\r\nBerechnungsmethodik. Im EEG-Kriterium wird festgelegt, dass die 0,6 die von den Modulen\r\nüberdeckte Fläche beschreibt. In der BauNVO ist es hingegen die überbaute Fläche, wobei hier\r\nsogar Werte über 0,8 zulässig sind, in Fällen, in denen sich keine negativen Auswirkungen auf\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 22\r\ndie Funktion des natürlichen Bodens befürchten lassen. Insoweit sieht der BDEW eine KIarstellung hinsichtlich der divergierenden EEG- und BauNVO-Anforderungen im EEG und auch in einer Folgeauflage des BMWK-Leitfadens als erforderlich an.\r\nSollte hingegen die Methodik entgegen der BDEW-Bewertung dieselbe sein, sollte aufgrund\r\nder in der Praxis divergierenden GRZ-Anforderungen von 0,6 bis 0,8 für eine Übergangsphase,\r\nin der von den bestehenden Bebauungsplänen Gebrauch gemacht werden würde, eine Übergangsregelung geschaffen werden (s. vorstehend unter Nr. 1.5).\r\n2.2 Kriterium 2: Biodiversitätsförderndes Pflegekonzept\r\nDie Einhaltung eines biodiversitätsförderndes Pflegekonzeptes ist das zweite Kriterium nach\r\n§ 37 Abs. 1a Nr. 2 bzw. § 48 Abs. 6 Nr. 2 EEG 2023.\r\nBDEW-Bewertung\r\nZu begrüßen ist die Aufnahme des Biodiversitätsfördernden Pflegekonzepts im EEG. Die Ausführungen im Gesetzestext sollten jedoch klarstellend ausführen, dass unter „auf den Boden\r\nunter der Anlage“ eben nicht nur alle Flächen, die mit technischen Einrichtungen be- bzw.\r\nüberbaut sind, zu verstehen sind, sondern auch die Flächen zwischen den Anlagenreihen.\r\nDenn wenn das Kriterium nicht auf die gesamte Fläche angewendet wird, besteht die Gefahr,\r\ndass die große Bedeutung dieses Mindestkriteriums für landwirtschaftliche Flächen, wie in der\r\nGesetzesbegründung ausgeführt, nicht durchgreift. Es muss auch im Sinne der Biodiversität\r\nnicht nur unter den Anlagen entsprechend gehandelt werden. Der Leitfaden sollte daher auf\r\neine Mindestnutzung unter sowie zwischen den PV-Anlagenreihen abstellen, sodass damit\r\nauch die Nutzung der Fläche des Gesamtvorhabens gemeint ist, statt explizit nur die Flächen\r\nunter den PV-Modulen.\r\nWeiter soll es dem Anlagenbetreiber nach dem BMWK-Leitfaden freistehen, ob die Fläche unter der PV-FFA gemäht (a) oder beweidet (b) wird. Hinsichtlich der Beweidung soll diese intensiv oder extensiv erfolgen können, aber eine Übernutzung soll vermieden werden. Diese Eingrenzung ist ohne Bezugnahme auf die dahinterstehenden agrarrechtlichen Regelungen zu unbestimmt. Denn komplett offengelassen ist, wer in der Praxis entscheiden und bewerten soll,\r\nwas genau darunter zu verstehen ist.\r\nSofern der BMWK-Leitfaden an die Baugenehmigung und insbesondere an den landschaftspflegerischen Begleitplan anknüpft, so sei darauf hingewiesen, dass entsprechende Pläne bei\r\nden Privilegierungstatbeständen des § 35 Abs. 1 BauGB nicht in diesem Umfang vorliegen.\r\nWeiter knüpft der Gesetzeswortlaut an die „dem Flächenertrag angepasste Besatzdichte“ an.\r\nDie Bestimmung des bodenbezogenen Flächenertrages und die Entscheidung über die Besatzdichte erfolgt durch den auf der Fläche aktiven Landwirt unter Anwendung des\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 22\r\nlandwirtschaftlichen Fach- und Förderrechts. Da die Mindestkriterien von großer Bedeutung\r\nfür die landwirtschaftlichen Flächen sein sollen (Gesetzesbegründung) und faktisch von einem\r\naktiven Landwirt gelebt werden müssen, wäre es zugunsten der Nachweisbarkeit und Schlüssigkeit dieses Konzepts nur konsequent, das landwirtschaftliche Fach- und Förderrecht mit\r\nden Mindestkriterien zu verknüpfen. Denn auch die im Leitfaden des BMWK aufgeführten\r\nNachweise, die zur Erfüllung des Mindestkriteriums dienen sollen, reichen ohne die mögliche\r\nlandwirtschaftsbehördliche Kontrolle nicht aus. Der Ansatz dazu kann bereits in der Unterscheidung der Nachweise zwischen Vertrag und Rechnung gesehen werden. Denn dahinter\r\nkann nur verstanden werden, dass entweder ein Landpachtvertrag oder ein Bewirtschaftungsvertrag gemeint ist. Im Falle des Landpachtvertrages muss die Fläche für den landwirtschaftlichen Betrieb GAP-förderfähig sein, da ansonsten die zu leistende Pachtzahlung in Kombination\r\nmit der nicht besonders wirtschaftlichen Nutzung iSd Artenvielfalt nicht auskömmlich ist. Die\r\nGAP sichert diese Art der Nutzung im Sinne der Artenvielfalt jedoch über die Einkommensgrundstütze ab. Insofern wäre eine Ergänzung des § 12 Abs. 4 Nr. 6 GAPDZV notwendig, die\r\nsodann zu einer Verknüpfung mit den Sanktions- und Kontrollmechanismen der Landwirtschaft und somit zu einer rechtssicheren Nachweisbarkeit und Entbürokratisierung führt.\r\n2.3 Kriterium 3: Durchgängigkeit für Tiere\r\nLaut dem BMWK-Leitfaden ist die Anforderung zur Durchgängigkeit für Tiere erfüllt, wenn\r\nhierfür ein Abstand zwischen Oberboden und Zaununterkante von mindestens 15 cm nachgewiesen werden kann. Zudem ist auf die Verwendung von Stacheldraht im unteren Zaunbereich zu verzichten.\r\nDarüber hinaus sieht der Leitfaden vor, dass je vollen 500 Metern ein Wanderkorridor für\r\nTiere angelegt werden soll. Die Breite der Korridore sollte 20 Meter in der Regel nicht übersteigen.\r\nBDEW-Bewertung\r\nZusätzlich zum festgelegten 15 cm-Abstand zwischen Boden und Zaununterkante plädiert der\r\nBDEW für die Berücksichtigung von wolfssicheren Konzepten, wie z.B. Löchern oder Rohre im\r\nansonsten eingegrabenen Zaun. Solche Konzepte setzen Betreiber bereits bei Beweidung in\r\nWolfsgebieten ein. Zudem betrachtet der BDEW die weitere Ausgestaltung der Wanderkorridore durch Dritte, insbesondere durch Naturschutzbehörden und/oder Umweltgutachter, kritisch, was die Beschaffenheit der Korridore betrifft. Der BDEW fordert eine Klarstellung, wie\r\ndie Ausgestaltung der Wanderkorridore durch Dritte erfolgen soll.\r\nIm Leitfaden des BMWK wird außerdem nicht eindeutig geklärt, ob tatsächlich alle 500 Meter\r\nein Korridor eingerichtet werden soll. Dies würde einen erheblichen Flächenverlust bedeuten,\r\ninsbesondere wenn die Gefahr besteht, den tatsächlichen Wanderkorridor des Großwildes zu\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 22\r\nverfehlen. Im Übrigen werden die Naturschutzbehörden Wanderkorridore dort festlegen, wo\r\ndie Wanderbewegungen tatsächlich stattfinden. Daher bittet der BDEW um eine präzisere\r\nKlarstellung der Anforderungen in Bezug auf die 500 Meter-Regelung im Gesetzeswortlaut.\r\nAußerdem sollte im Gesetzeswortlaut klargestellt werden, dass sich das Kriterium in Abhängigkeit von den konkreten behördlichen Auflagen bestimmt, und dass die EEG-Anforderungen\r\nals erfüllt gelten, wenn die Anlage die behördlichen Auflagen einhält.\r\nDarüber hinaus ist die Beschränkung auf 20 Meter für die Breite der Korridore aus Sicht des\r\nBDEW überflüssig. Aktuell fordern die Naturschutzbehörden in der Regel über 50 Meter Breite\r\nfür Wanderkorridore. Dementsprechend sollte im EEG und in einer Folgeauflage des Leitfadens klargestellt werden, dass grundsätzlich 20 m verwendet werden können, aber – wenn für\r\ndie konkrete Anlage vorliegend – der Abstand aus den naturschutzrechtlichen bzw. baurechtlichen Anforderungen maßgeblich ist, damit für dieselbe Anlage nicht je nach Gesetzesquelle\r\nzwei verschiedene, sich inhaltlich wiedersprechende Maßstäbe gelten.\r\n2.4 Kriterium 4: Biotopelemente\r\nIm Abschnitt des BMWK-Leitfadens zum ersten Kriterium „beanspruchte Fläche“ steht ausdrücklich, dass die Grundfläche nur der eingezäunte Bereich darstellt. Die Angaben des Leitfadens zum fünften Kriterium „Biotopelemente“ verweisen allerdings darauf, dass die Anforderungen an die Biotopelemente auf 10 % der Anlagenfläche oder auf angrenzenden Flächen anzuwenden sind. Daher bittet der BDEW um eine Klarstellung im Gesetzeswortlaut, hilfsweise\r\nin einer Folgeauflage des Leitfadens, bezüglich der genauen Fläche, die für das Kriterium der\r\nBiotopelemente relevant ist.\r\nZudem können Biotopelemente jahreszeitenbedingt und möglicherweise erst nach der Inbetriebnahme umgesetzt werden. Es sollte klar sein, dass Betreiber dem Verteilnetzbetreiber\r\nzwar durch den Bebauungsplan und die Baugenehmigung nachweisen können, dass diese Biotopelemente vorgesehen sind, jedoch zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme noch nicht vollständig sein müssen/können. Daher wäre es aus Sicht des BDEW sinnvoll, diese Nachweispflicht\r\nauf ein Jahr nach der Inbetriebnahme der Anlage zu verlängern.\r\nDie im BMWK-Leitfaden enthaltene Vorgabe von fünf Nisthilfen auf 10 m2 ist aus BDEW-Sicht\r\ndeutlich zu hoch und fachlich nicht herleitbar. Vögel und auch Insekten benötigen Mindestabstände zu benachbarten Revieren oder Mindestflächengrößen für ausreichend Nahrung, weshalb viele der zu eng verteilten Nisthilfen ungenutzt blieben würden und damit hohe Kosten\r\nfür den Betreiber ohne ökologischen Nutzen verursachen.\r\nDer Leitfaden differenziert anderseits auch nicht, ob es Nisthilfen für verschiedene Artengruppen sein müssen. Fachlich sinnvoll wäre als Standard „Je [einzelner] Nisthilfe ist die Entstehung\r\neines Biotops von mindestens 50 m2 anzunehmen“.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 22\r\nDer BDEW bittet daher um nochmalige fachliche Überprüfung dieser Aussage im Gesetzeswortlaut wie im Leitfaden und ggf. um entsprechende Konkretisierung der ökologischen Vorgaben\r\nim Gesetzeswortlaut bzw. in einer Folge-Fassung des Leitfadens.\r\n2.5 Kriterium 5: Bodenschonender Betrieb\r\nNach dem Gesetzeswortlaut wird die Freiflächen-Anlage bodenschonend betrieben, indem auf\r\nder Fläche keine Pflanzenschutz- oder Düngemittel verwendet werden und die Anlage nur mit\r\nReinigungsmitteln gereinigt wird, die biologisch abbaubar sind und die Reinigung ohne die\r\nVerwendung der Reinigungsmittel nicht möglich ist.\r\nBDEW-Bewertung\r\nEinerseits wird im Leitfaden empfohlen, bei vorbelasteten Böden im Vorfeld ein Bodengutachten zu erstellen, um die Ausgangslage zu dokumentieren. Dies impliziert, dass nach fünf Jahren ein weiteres Bodengutachten erforderlich wäre, da das ursprüngliche andernfalls obsolet\r\nwürde. Im Leitfaden wird jedoch darauf hingewiesen, dass eine aktualisierte Eigenerklärung\r\nnach Ablauf jedes fünften Jahres nach der Inbetriebnahme ausreichend sei. Der BDEW bittet\r\nin diesem Zusammenhang um abschließende Klarstellung der Nachweismittel im Gesetzeswortlaut.\r\nInsoweit gibt der BDEW auch zu bedenken, dass der Netzbetreiber den Inhalt eines Bodengutachtens nicht fachlich nachprüfen kann. Der Netzbetreiber könnte auch nicht fachlich prüfen,\r\nob eine mögliche Verschlechterung der Bodenqualität, die von einem Bodengutachten zum\r\nanderen bescheinigt werden könnte, aus dem Betrieb der Solaranlage herrühren könnte, oder\r\naus anderen Einflüssen in der Umgebung, z.B. durch die Nähe zu einem entsprechend emittierenden Industriebetrieb.\r\nNach Ansicht des BDEW sollten in der Folgefassung des Leitfadens neben den im Leitfaden bereits genannten Nachweismitteln außerdem folgende Nachweismittel als geeignet aufgeführt\r\nwerden:\r\n- Eigenerklärung des Anlagenbetreibers und\r\n- Verträge mit dem technischen Betriebsführer/ beauftragten Reinigungsunternehmen,\r\naus welchem die Forderungen des Kriteriums beauflagt werden.\r\nHierbei ist insbesondere der vorletzte Satz des Kapitels im Leitfaden hervorzuheben, dass aufgrund des erheblichen Aufwands für den Anlagenbetreiber der Nachweis der Einhaltung des\r\nfünften Kriteriums mit besonderem Augenmerk auf die Verhältnismäßigkeit erfolgen muss.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 22\r\n3 Nachweispflichten und -zeitpunkte\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Nachweispflichten und -termine im EEG 2023 für die ökologischen Kriterien grundlegend überarbeitet werden müssen. Zum einen erscheinen die\r\nNachweiszeitpunkte von fünf Jahren angesichts der auf den fortlaufenden Betrieb der Anlage\r\nabstellenden Sanktion nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 als viel zu lang (s. nachfolgend unter\r\nNr. 4). Zum anderen sind die Nachweismittel des Anlagenbetreibers teilweise gar nicht im EEG\r\nbezeichnet. Die Ausführungen im BMWK-Leitfaden, dass insoweit stets eine Eigenerklärung\r\ndes Anlagenbetreibers verwendet werden muss, muss entsprechend im Gesetzeswortlaut verankert sein, damit sowohl der Anlagenbetreiber hinsichtlich der Sanktionierung in § 52 Abs. 1\r\nNr. 9a EEG 2023 das richtige Nachweismittel wählt, als auch der Netzbetreiber das richtige\r\nNachweismittel vom Anlagenbetreiber prüfen kann.\r\n3.1 Nachweispflichten nach § 37 Abs. 1a Nr. 2 oder Nr. 5 EEG 2023\r\nWählt der Anlagenbetreiber für ausschreibungsbasiert geförderte Solaranlagen des ersten\r\nSegments die Kriterien aus § 37 Abs. 1a Nr. 2 oder Nr. 5 EEG 2023, muss er gegenüber dem\r\nNetzbetreiber die Einhaltung dieser Kriterien auch zum Ablauf jedes fünften Jahres nach der\r\nAusstellung der Zahlungsberechtigung nachweisen (§ 38a Abs. 3 Satz 5 EEG 2023). Hierbei\r\nbleibt allerdings vollkommen offen, welches Nachweismittel der Anlagenbetreiber in diesem\r\nRahmen verwenden muss. Eine Regelung wie in § 48 Abs. 6 Satz 2 und 3 EEG 2023 („Eigenerklärung“ sowie „weitere Nachweise“) fehlt bei ausschreibungsbasiert geförderten Solaranlagen des ersten Segments.\r\n3.2 Nachweispflichten nach § 37 Abs. 1a Nr. 1, 3 und 4 EEG 2023\r\nEs fehlt außerdem eine ausdrückliche Nachweispflicht für die (fortdauernde) Einhaltung der\r\nVoraussetzungen\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023, z.B. hinsichtlich einer Versetzung der Anlage bzw. eines Zubaus von weiteren Modulen auf der Vorhabensfläche,\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 3 EEG 2023 hinsichtlich der fortdauernden Gewährleistung der\r\nDurchgängigkeit,\r\n- nach § 37 Abs. 1a Nr. 4 EEG 2023 hinsichtlich der Anlegung von standortangepassten\r\nTypen von Biotopelementen auf mindestens 10 % der Fläche der Anlage und deren\r\nBeibehaltung.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 22\r\n3.3 Nachweispflichten nach § 48 Abs. 6 EEG 2023\r\n§ 48 Abs. 6 Satz 2 EEG 2023 bestimmt zudem für Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung,\r\ndass Anlagenbetreiber die Erfüllung der Anforderung nach Satz 1 der Regelung gegenüber\r\ndem Netzbetreiber durch Eigenerklärungen nachweisen können, wobei\r\n- die Anforderungen nach Satz 1 Nr. 1, 3 und 4 der Regelung einmalig zum Zeitpunkt der\r\nInbetriebnahme und\r\n- die Anforderungen nach Satz 1 Nr. 2 und 5 der Regelung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme und danach zum Ablauf jedes fünften Jahres gegenüber dem Netzbetreiber\r\nnachzuweisen sind.\r\nEinmalig zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme müssen folglich folgende Umstände nachgewiesen werden:\r\n- die von den Modulen maximal in Anspruch genommene Grundfläche beträgt höchstens 60% der Grundfläche des Gesamtvorhabens,\r\n- die Durchgängigkeit für Tierarten wird gewährleistet und\r\n- auf mindestens 10% der Fläche der Anlage werden standortangepasste Typen von Biotopelementen angelegt.\r\nDiese einmalige Nachweispflicht lässt jedoch außer Betracht, dass die ersten beiden Kriterien\r\nnach Inbetriebnahme der Installation durch Zubau anderer Module verändert werden können,\r\nund dass die Biotopelemente während der Betriebsdauer der Anlage auch gepflegt werden\r\nmüssen. Bei diesen drei Kriterien ist daher nicht sichergestellt, dass diese während der gesamten Betriebsdauer der Anlage auch tatsächlich eingehalten werden. Theoretisch denkbar ist\r\nauch, dass die Anlagenbetreiber während der Betriebsdauer der Anlage zwischen den verschiedenen Punkten von § 48 Abs. 6 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 wechseln, solange mindestens drei\r\ndieser fünf Anforderungen eingehalten werden.\r\nAußerdem weist der BDEW darauf hin, dass der Netzbetreiber die Einhaltung rein fachlich gar\r\nnicht beurteilen kann. Seine Prüfung der Einhaltung dieser Kriterien kann sich folglich nur auf\r\ndie Vorlage der entsprechenden Eigenerklärungen des Anlagenbetreibers und deren Plausibilität beschränken. Dies sollte entsprechend im Gesetzeswortlaut verankert sein, wenn der Gesetzgeber nicht – wie vom BDEW gefordert – ausschließlich die entsprechenden Behörden mit\r\nder Prüfung der Einhaltung der ökologischen Mindestanforderungen beauftragt.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 22\r\n4 Sanktion nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023\r\nDie Nachweispflichten der Anlagenbetreiber für Solaranlagen des ersten Segments und Solaranlagen nach § 48 Abs. 1 EEG 2023 hinsichtlich der Anwendung der ökologischen Kriterien in\r\n§ 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG 2023 sind nicht mit der Systematik der Sanktionierung nach\r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 vereinbar, weshalb letztere droht, ins Leere zu gehen:\r\n4.1 Konkrete Definition des Pflichtverstoßes\r\nEs fehlt in § 52 Abs. 1 Nr. 9a i.V. mit § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 bereits die konkrete Definition des Verstoßes „gegen die Vorgabe aus § 37 Absatz 1a oder § 48 Absatz 6“. Die\r\nmöglichen Verstöße sind aufgrund der verschiedenen Tätigkeiten innerhalb der fünf Kriterien\r\nausgesprochen vielfältig, z.B.\r\n- Verlust eines vorher angelegten Biotops,\r\n- nachträgliches Verhindern der Durchgängigkeit einer Umzäunung einer Solaranlage,\r\n- zweischürige Mahd mit nachträglicher Beweidung der Fläche z.B. durch Schafe innerhalb desselben Jahres und\r\n- unterjähriger Wechsel zwischen den fünf Kategorien, der aber dem Netzbetreiber gar\r\nnicht oder nicht vor dem Wechsel mitgeteilt wird, weshalb der Netzbetreiber z.B.\r\ndurch die Nichtpflege des vorher angelegten Biotops einen Verstoß gegen die gesetzlichen Vorgaben annimmt.\r\nFür alle diese Fälle stellt sich erst einmal die Frage, ob diese überhaupt einen Verstoß darstellen, der nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 zu sanktionieren ist, und dann im zweiten Schritt, ab\r\nwann dieser Verstoß zu sanktionieren ist, und dann im dritten Schritt, wann dieser Verstoß\r\ndenn endet. Für Letzteres sind z.B. folgende, im Gesetzeswortlaut zu klärende theoretische\r\nFälle denkbar:\r\n- Der Anlagenbetreiber behebt den Fehler bei einem Kriterium, z.B. durch Rückbau eines\r\nnicht angenommenen Biotopelementes und dessen Neubau, und\r\n- der Anlagenbetreiber wechselt von einem „fehlgeschlagenen“ Kriterium zu einem anderen,\r\nEbenfalls ist aus dem Gesetzeswortlaut von § 52 Abs. 1 Nr. 9a i.V. mit § 37 Abs. 1a bzw. § 48\r\nAbs. 6 EEG 2023 heraus ist nicht erkennbar, wie häufig ein Anlagenbetreiber je Kalenderjahr\r\nzwischen den Kriterien wechseln darf, und ab welchem Wechsel „zu viel“ ein solcher Wechsel\r\neinen Verstoß darstellt. Hintergrund ist, dass eine „2-schürige Mahd“ im Sommerhalbjahr je\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 22\r\nnach Bewuchs der Aufstell- bzw. der Vorhabensfläche nicht notwendigerweise ausreicht, um\r\nWildgräser am übermäßigen Wachstum zu hindern. Werden die Modulunterkanten z.B. nur\r\n40cm über Grund errichtet, dann können diese binnen 4 Wochen im Zeitraum Mai bis September zugewachsen und die Module entsprechend verschattet sein. Es bedarf somit einer\r\nKlarstellung, ob eine „1. Mahd“ im April, dann ein Wechsel auf Schafe und im Oktober zurück\r\nauf 2. Mahd mit selbiger Ende Oktober/Anfang November nach § 37 Abs. 1a bzw. § 48 Abs. 6\r\nEEG 2023 zulässig wäre, und dementsprechend keinen Verstoß gegen § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG\r\n2023 darstellt.\r\nIn diesem Zusammenhang sind auch die nachfolgend unter Nr. 4.2 und 4.3 enthaltenen Darstellungen zu beachten.\r\n4.2 Fünfjahresturnus der Mitteilungspflichten\r\n§ 52 EEG 2023 sanktioniert Pflichtverstöße der Anlagenbetreiber für alle der dort genannten\r\nFälle vor allem im Rahmen des laufenden Betriebs der Anlagen, was nun auch nach dem\r\nneuen § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 für die ökologischen Pflichten von Solaranlagen gilt. Nach §\r\n52 Abs. 2 EEG 2023 tritt die Sanktion und damit auch der Zahlungsanspruch mit Pflichtverstoß\r\ndes Anlagenbetreibers ein, also unterjährig.\r\nDies ist aber mit der unzureichenden bzw. nicht vorhandenen Nachweispflicht des Anlagenbetreibers unverträglich, s. vorstehend unter Nr. 3: Der Anlagenbetreiber ist nach § 38a Abs. 3\r\nbzw. § 48 Abs. 6 EEG für die im laufenden Betrieb der Anlage einzuhaltenden Anforderungen\r\nnur im Fünfjahresturnus verpflichtet, dem Netzbetreiber Nachweise für die Einhaltung von\r\n§ 37a Nr. 2 und 5 bzw. § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und 5 EEG 2023 vorzulegen, nicht fortlaufend.\r\nDie Einhaltung der Anforderungen nach § 37a Nr. 1, 3 und 4 sowie § 48 Abs. 6 Satz 1 Nr. 1, 3\r\nund 4 EEG 2023 soll der Anlagenbetreiber hingegen gegenüber dem Netzbetreiber gar nicht\r\nnachweisen.\r\nInsoweit ist aktuell unklar, auf welcher Erkenntnisgrundlage der Netzbetreiber etwaige Verstöße gegen die ökologischen Mindeststandards von Solaranlagen des ersten Segments nach\r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 sanktionieren soll. Denkbar ist zumindest, dass der Fünfjahresturnus auf einen Einjahresturnus unter entsprechender Ergänzung der Unterlagen zur Kalenderjahresendmeldung in § 71 EEG 2023 hin angepasst wird, und dann auf alle Fälle in § 37 Abs. 1a\r\nNr. 1 bis 5 und § 48 Abs. 6 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 erweitert wird. Anderenfalls ist zu befürchten,\r\ndass der Netzbetreiber den Betreiber einer Anlage, der gegen die Vorgaben nach § 37 Abs. 1a\r\nbzw. § 48 Abs. 6 EEG 2023 verstoßen hat, für fünf Jahre rückwirkend sanktionieren muss. Dies\r\nwürde bei einer 10 MW-Solar-Freiflächenanlage für fünf Jahre einen Betrag von 600.000 Euro\r\nausmachen. Wenn der Gesetzgeber an der Kontroll- und Sanktionspflicht durch den Netzbetreiber nach der aktuellen Gesetzesfassung festhalten sollten, ist denkbar, dass der\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 22\r\nAnlagenbetreiber im Rahmen der Kalenderjahresendmeldung nach § 71 Abs. 1 EEG 2023 verpflichtet wird, für jedes abgelaufene Kalenderjahr eine entsprechende Eigenerklärung abzugeben.\r\nAußerdem führt der BMWK-Leitfaden auch aus, dass Anlagenbetreiber, die nach dem EEG gegenüber dem Netzbetreiber entsprechende Nachweise erbringen müssen, diese dem Netzbetreiber unaufgefordert und damit auf Termin zur Verfügung zu übermitteln haben. Auch dies\r\nsollte in den Gesetzeswortlaut aufgenommen werden, wenn der Gesetzgeber die Vorlagepflicht nach § 71 Abs. 1 EEG 2023 nicht auf die Vorlagepflicht für diese Nachweise ausweitet.\r\nAus den Erfahrungen mit Wind-Gutachten nach § 36h EEG 2023, die der Anlagenbetreiber\r\nebenfalls in einem Fünfjahresturnus dem Netzbetreiber vorlegen müssen, ergibt sich, dass\r\nviele Anlagenbetreiber die Notwendigkeit der selbstveranlassten und termingerechten Vorlage entweder gar nicht kennen oder diese Nachweise erst sehr verspätet vorlegen.\r\nSchließlich stellt der Leitfaden dar, dass die Einhaltung der Kriterien 1, 3 und 4 durch den Netzbetreiber nur zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage kontrolliert werden muss. Der\r\nBDEW macht das BMWK in diesem Zusammenhang darauf aufmerksam,\r\n- dass Anlagenbetreiber die Anzahl der Module bzw. deren Leistung und damit die maximal in Anspruch genommene Grundfläche des Gesamtvorhabens nach Inbetriebnahme\r\nder Anlage durch Zubau von Modulen oder durch Austausch von Modulen gegen größere bzw. leistungsstärkere verändert können; Anlagenbetreiber teilen diese Maßnahmen dem Netzbetreiber im Regelfall leider nicht mit, weshalb eine nachträgliche Veränderung der in Anspruch genommenen Grundfläche dem Netzbetreiber nicht auffallen wird, wenn die Nachweispflicht nur zum Inbetriebnahmezeitpunkt besteht,\r\n- dass die Durchgängigkeit für Tierarten nachträglich durch den Anlagenbetreiber verändert und damit verschlechtert werden kann, z.B. durch Errichtung von Zubau-Modulen\r\nin den bei Inbetriebnahme noch vorhandenen Korridoren oder durch nachteilige Veränderung der Zäune um die Anlage herum, und\r\n- dass der Anlagenbetreiber ebenfalls die Mindestanlage von standortangepassten Typen von Biotopelementen auf der Fläche nachträglich verändern kann.\r\nIn all diesen Fällen würde diese Nichteinhaltung der gesetzlichen Vorgaben dem Netzbetreiber\r\nnicht mehr bekannt werden, da er hierüber aus seiner Tätigkeit heraus keinerlei Kenntnis erlangen wird. Dies gilt insbesondere dann, wenn diese Kriterien nicht fortlaufend durch die eigentlich hierfür fachlich zuständige Behörde kontrolliert werden. Wenn der Netzbetreiber\r\ndiese Nichteinhaltung aber trotzdem noch über § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 sanktionieren\r\nmuss, da der Gesetzeswortlaut noch nicht entsprechend restriktiv korrigiert worden ist (s.\r\nnachfolgend unter Nr. 4.3 und 4.4), muss der Anlagenbetreiber eine entsprechend\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 22\r\nkalenderjährliche Nachweispflicht auch für diese Kriterien haben, sei es auch nur im Wege einer Eigenerklärung.\r\n4.3 Unklarheit der Voraussetzungen für die rückwirkende Änderung der Sanktionshöhe\r\nnach § 52 Abs. 3 EEG 2023\r\nDarüber hinaus regelt § 52 Abs. 3 Nr. 2 EEG 2023, dass sich die Sanktion von 10 Euro/kW/Kalendermonat rückwirkend auf 2 Euro/kW/Kalendermonat auch im Falle eines Pflichtverstoßes\r\nnach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EG 2023 verringert. Allerdings stellt der Gesetzeswortlaut nicht klar,\r\n- durch welche Handlung des Anlagenbetreibers dies passieren soll,\r\n- bis zu welchem Zeitpunkt dann die Sanktion rückwirkend auf 2 Euro/kW/Kalendermonat gekürzt wird bzw.\r\n- ob die Verringerung für die gesamten zurückliegenden Fünfjahreszeitraum, oder nur\r\nbis zum Zeitpunkt der Feststellung der Nichteinhaltung der betreffenden Vorgabe(n)\r\nerfolgen soll.\r\nInsoweit besteht eine Diskrepanz zwischen § 52 Abs. 3 Nr. 1 EEG 2023, der die maßgeblichen\r\nAngaben für die dort genannten Sanktionsfälle enthält, und § 52 Abs. 3 Nr. 2 EEG 2023, in dem\r\ndiese Angaben für die dort genannten Sanktionsfälle fehlen.\r\nKonkret ist der Fall vorstellbar, dass ein Anlagenbetreiber zwar ein Biotop anpflanzt, dieses\r\naber nicht pflegt und es folglich eingeht, und der Anlagenbetreiber dieses Biotop dann späterhin wieder neu „errichtet“. Hier ist bereits zu hinterfragen, ob dies ein Fall der rückwirkenden\r\nReduzierung der Sanktion ist, weil das Biotop in der Zwischenzeit nicht existiert hatte, und\r\nwenn eine rückwirkende Reduktion bejaht werden soll, bis zu welchem Zeitpunkt diese Reduktion zurückwirkt, dem Zeitpunkt der ersten Anlage des Biotops, dem (konkret kaum feststellbaren) Zeitpunkt des Eingehens des Biotops oder dem Zeitpunkt der Wiederanlage eines Biotops, oder sogar ggf. dem Zeitpunkt eines Wechsels von dem Kriterium des Biotops zu einem\r\nanderen Kriterium.\r\nIn die gleiche Richtung geht die anscheinend im Gesetzeswortlaut angelegte Heilungsmöglichkeit eines Verstoßes gegen die gesetzlichen Vorgaben, dass\r\n- auf der Fläche keine Pflanzenschutz- oder Düngemittel verwendet werden und\r\n- die Anlage nur mit Reinigungsmitteln gereinigt wird, wenn diese biologisch abbaubar\r\nsind und die Reinigung ohne die Verwendung der Reinigungsmittel nicht möglich ist.\r\nWird die Fläche trotzdem gedüngt oder mit Pflanzenschutzmitteln behandelt, oder werden biologisch nicht abbaubare Reinigungsmittel verwendet, ist mehr als fraglich, ob diese bereits\r\nvorliegenden Verstöße inhaltlich überhaupt noch „geheilt“ werden können, ob dies\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 22\r\nrückwirkend möglich ist bzw. sein soll und mit welcher Handlung dies denn geschehen soll.\r\nAus Sicht des Gesetzgebers ist der „Schaden“ an der Fläche bereits entstanden, und ein Wechsel auf biologisch abbaubare Reinigungsmittel, oder ein weiteres Unterlassen der Düngung,\r\nführt nicht zu einer Behebung dieses „Schadens“.\r\n4.4 Eingeschränkte Netzbetreiber-Kontrollpflicht bei Kontrolle der Kriterien durch Behörden\r\nAußerdem stellt der BMWK-Leitfaden dar, dass Netzbetreiber die Einhaltung von Anforderungen nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 und § 48 Abs. 6 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 dann nicht kontrollieren\r\nmüssen, wenn sich diese Anforderungen für den Anlagenbetreiber bereits aus dem Anlagenzulassungsrecht ergeben, v.a. aus dem Bebauungsplan bzw. der Baugenehmigung für diese\r\nAnlage. Der BDEW begrüßt diese Maßgabe prinzipiell aufgrund der hiermit verbundenen Entlastung der Netzbetreiber. Diese Einschränkung der Kontrollpflicht der Netzbetreiber fehlt allerdings sowohl in § 37 EEG 2023 und speziell für die Netzbetreiber-Prüfpflicht in § 38a Abs. 3\r\nEEG 2023, als auch in § 48 Abs. 6 und § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023. Alle diese Regelungen enthalten Mitteilungspflichten an die Netzbetreiber sowie entsprechende Prüf- und Sanktionspflichten ohne jegliche inhaltlichen Einschränkungen.\r\nSollte der Gesetzgeber daher an der Prüfpflicht der Netzbetreiber festhalten, muss diese im\r\nGesetzeswortlaut entsprechend eingeschränkt werden. Diese Einschränkung ergibt sich jedenfalls nicht nach Maßgabe einer praktischen Konkordanz der entsprechenden anlagenzulassungsrechtlichen und EEG-Regelungen, da die Pflichten der Anlagenbetreiber hier im EEG auf\r\nGesetzesebene geregelt werden, während sie sich im Anlagenzulassungsrecht nur aufgrund\r\nvon insoweit gesetzestechnisch nachrangigen Bebauungsplänen oder Verwaltungsakten ergeben würden.\r\nDarüber hinaus ist zu beachten, dass der Netzbetreiber die Inhalte von entsprechenden naturschutzfachlichen Auflagen des Anlagenbetreibers nicht kennen wird, wenn sie sich aus Dokumenten ergeben, die der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber nicht zur Prüfung der sonstigen\r\nFördervoraussetzungen vorlegen muss. Anders wäre es nur dann, wenn der Anlagenbetreiber\r\ndem Netzbetreiber einen beschlossenen Bebauungsplan vorlegen muss, der für die Förderfähigkeit der Anlage erforderlich ist, und wenn sich zudem aus diesem Bebauungsplan auch die\r\nentsprechenden naturschutzfachlichen Auflagen (abschließend) ergeben würden. Der Netzbetreiber wird daher in den allermeisten Fällen erst einmal davon ausgehen, dass er die fortdauernde Einhaltung aller fünf Kriterien zu überprüfen hat. Insoweit muss der Anlagenbetreiber\r\neine entsprechende gesetzliche Mitteilungspflicht darüber haben, dass die Einhaltung eines\r\nTeils der Kriterien aufgrund entsprechend anlagenzulassungsrechtlicher Anforderungen durch\r\ndie zuständige Behörde erfolgt. Ohne eine solche Mitteilungspflicht wird jedenfalls die Entlastung des Netzbetreibers nicht erreicht.\r\nBDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\nin Verbindung mit dem BMWK-Leitfaden\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 22\r\nHierbei ist schließlich auch noch zu berücksichtigen, dass die anlagenzulassungsrechtlich einzuhaltenden und von den zuständigen Behörden zu kontrollierenden Pflichten ja nicht inhaltsgleich zu denen des EEG sein müssen (s. vorstehend unter Nr. 1.5 und Nr. 2.1 bis 2.5). Vielfach\r\nergeben sich in der Praxis Unterschiede, z.B. hinsichtlich der Breite der Korridore. Dann ist\r\nwieder zu hinterfragen, inwieweit die Kontrolle durch die Netzbetreiber durch die Kontrolle\r\ndurch die zuständigen Behörden tatsächlich ersetzt wird.\r\n4.5 Sanktionierung nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 bei Kontrolle der Kriterien durch Behörden\r\nSchließlich bleibt offen, wie der Netzbetreiber von einem Sanktionsfall nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a\r\nEEG 2023 überhaupt erfahren soll, wenn der entsprechende Sachverhalt von der zuständigen\r\nBau- bzw. Naturschutzbehörde überwacht und geprüft wird. Der BDEW hat mehrfach darauf\r\nhingewiesen, dass der Netzbetreiber die Einhaltung der Kriterien nach § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5\r\nund § 48 Abs. 6 Nr. 1 bis 5 EEG 2023 mangels entsprechender Fachkunde gar nicht kontrollieren kann. Dementsprechend wird ihm ein Verstoß der Anlagenbetreiber gegen diese Kriterien\r\nim Zweifel aus seiner eigenen Tätigkeit heraus nicht bekannt werden, und er kann ihn auch\r\nnicht nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG 2023 sanktionieren. Die Sanktionierung wird dann ins Leere\r\ngehen.\r\nWenn aber dieser Verstoß – gemäß den Darstellungen im BMWK-Leitfaden – von der zuständigen Behörde und damit nicht mehr vom Netzbetreiber geprüft werden soll, erfolgt eine\r\nmögliche Sanktionierung über das Anlagenzulassungsrecht, im Zweifel durch eine entsprechende behördliche Anordnung, die der Anlagenbetreiber einhalten muss. Insoweit sollte § 52\r\nAbs. 1 Nr. 9a EEG 2023 ausdrücklich anordnen, dass in diesem Falle kein Sanktionsanspruch\r\ndes Netzbetreibers entsteht. Jedenfalls wäre nicht ersichtlich, wie der Netzbetreiber in diesem\r\nFalle von dem zu sanktionierenden Ereignis erfahren sollte. Eine entsprechende gesetzliche\r\nMitteilungspflicht der zuständigen Behörde an den Netzbetreiber existiert nicht."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Produktionsabhängige Fördermodelle scheinen dafür langfristig nur\r\nbedingt geeignet, daher unterstützt der BDEW als zukünftiges Förderdesign die Wahl eines\r\nproduktionsunabhängigen Fördermodells, in Form von Option 4, vorausgesetzt, die Methodik\r\nder Referenzanlage bzw. des Referenzwerts ist möglichst einfach, praktikabel und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm. Zwingende Voraussetzung ist, dass die genaue Ausgestaltung mit der Branche ausgearbeitet wird, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen.\r\nDie Einführung eines produktionsunabhängigen Fördermodells erscheint bis 2027 nicht adäquat realisierbar. Insofern sollten zunächst Option 1 und 2 in Kombination mit einem Marktmengenmodell verfolgt werden.\r\nBei der Umsetzung jeder Option muss unbedingt darauf geachtet werden, dass der notwendige Hochlauf der Erneuerbaren Energien nicht gefährdet wird, Anreize für Flexibilität nicht\r\nbehindert werden und Vertrauen in den Investitionsstandort Deutschland gegeben ist.\r\nInvestitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\nDer BDEW fordert einen integrierten Kapazitätsmarkt, bei dem die Festlegung des Absicherungsniveaus der Versorgungssicherheit in staatlicher Verantwortung ist und zur Erfüllung\r\nderselben alle Technologien berücksichtigt werden. Der Staat setzt den politischen und\r\nrechtlichen Rahmen, die Unternehmen investieren und stellen die erforderlichen Kapazitäten,\r\nSpeicher und (Last-)Flexibilitäten zur Verfügung.\r\nEs ist aus unserer Sicht praktisch nicht umsetzbar und auch systematisch nicht richtig, die\r\nstaatliche Verantwortung für die Festlegung des Absicherungsniveaus an die regionalen Energieversorger, an Hunderte Bilanzkreisverantwortliche, zu verteilen.\r\nVor diesem Hintergrund lautet die Leitfrage bei der Entscheidung für eine der vorgeschlagenen vier Optionen: Wer trägt die Verantwortung für die Festlegung des Absicherungsniveaus\r\nder Versorgungssicherheit?\r\nFür die Versorgungssicherheit müssen sowohl der Neubau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten,\r\ndie Berücksichtigung bestehender Anlagen (einschließlich KWK), Flexibilitäten, Demand Side\r\nManagement (DSM) und Speicher ihren Beitrag leisten können. In diesem integrierten Markt\r\nwerden alle Technologien und Lösungen berücksichtigt, um das volkswirtschaftliche\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 67\r\nOptimum technologieoffen realisieren zu können. Eine hohe Angebotsliquidität ist unerlässliche Voraussetzung für eine kosteneffiziente Allokation. Daher ist die Offenheit des Kapazitätsmechanismus von fundamentaler Bedeutung.\r\nAus Sicht des BDEW stimmen alle vier vorgeschlagenen Optionen des BMWK darin überein,\r\ndass Flexibilitäten, Speicher und DSM zum Einsatz gebracht werden. Alle Akteure, ob Stadtwerke, regionale oder überregionale Energieversorger, müssen in offenen Verfahren mit ihren\r\nAngeboten wettbewerblich bieten können. Dies muss über die konkrete Ausgestaltung zentraler, wettbewerblicher Ausschreibungen geschehen, damit – neben Kraftwerksstrategie\r\n(bzw. Kraftwerkssicherungsgesetz), KWKG, Flexibilitäten und EE-Investitionsrahmen – der Kapazitätsmechanismus einen hinreichenden und breiten Mix an Technologien und Lösungen gewährleistet. Hier spielt eine differenzierte Marktsegmentierung mit unterschiedlichen Vertragslaufzeiten und ggf. separaten Preisobergrenzen eine Rolle, damit die unterschiedlichen\r\nFinanzierungshorizonte und Einsatzcharakteristika abgebildet werden. Dies ermöglicht unterschiedliche Teillösungen wie Kraftwerksneubau, Umrüstung, KWK, Flexibilitäten und Speicher. Denn natürlich ist der Neubau eines Kraftwerks anders zu bewerten als Retrofit von Bestandsanlagen oder KWK, innovative Lösungen und Speicher.\r\nDie zusätzlichen Anforderungen des Kombinierten Kapazitätsmarktes (KKM) erzeugen eine erhebliche Steigerung der Komplexität und damit der Implementierungs- und Abwicklungsrisiken. Diesen Risiken für eine sichere Versorgung steht kein adäquater Mehrwert gegenüber.\r\nWir sprechen uns für einen integrierten Kapazitätsmarkt und damit für ein System aus, welches rasch und rechtssicher umgesetzt werden kann, der Energiewende dient und fairen\r\nWettbewerb ermöglicht.\r\nLokale Signale\r\nLokale Signale können die Transformation des Energiesystems unterstützen, jedoch den notwendigen Netzausbau nicht ersetzen. Eine zügige Digitalisierung, insbesondere durch einen\r\nschnellen Smart-Meter-Rollout, ist hierbei zentrale Voraussetzung. Der BDEW begrüßt, dass\r\ndie Beibehaltung der Gebotszone bei Implementierung aller Instrumente Priorität hat. Bei jeder Anpassung der Netzentgeltsystematik ist eine Prüfung der Kosten und des Nutzens sowie\r\ndie Möglichkeit von Inc-Dec-Gaming notwendig. Konkrete Maßnahmen im Bereich der lokalen\r\nSignale sind notwendig, um den Netzausbau bis zum letzten Kilowatt zu vermeiden und die\r\ndezentralen Ziele der Energiewende einzubeziehen.\r\nNachfrageseitige Flexibilitätspotentiale\r\nEs ist für das Gelingen der Energiewende essenziell, alle, aber insbesondere lastseitige Flexibilitätsoptionen zu heben. Die Unterscheidung zwischen markt-, system- und netzdienlicher Flexibilität muss klar definiert und priorisiert werden. Der BDEW sieht bei der Einführung von\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 67\r\nflexiblen Tarifen Klärungsbedarf und begrüßt die Ausarbeitung einer Flexibilitäts-Agenda. Es\r\nist jedoch an der Zeit, dass diese Agenda zügig ausgearbeitet, auf Praktikabilität und Kosteneffizienz geprüft und in die Tat umgesetzt wird. Auch die verbesserte Umsetzung des Redispatch 2.0 in der Praxis sollte weiter vorangetrieben werden, möglichst in Verbindung mit den\r\nlokalen Signalen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 67\r\nPräambel\r\nDas Strommarktdesign ist eine der zentralen Stellschrauben für die Gestaltung einer zukunftsfähigen, nachhaltigen und wettbewerbsfähigen Energieversorgung. Daher begrüßt der BDEW\r\ndas BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“, das konkrete Vorschläge zur Weiterentwicklung des Strommarktdesigns enthält. Vor dem Hintergrund der fortschreitenden Energiewende stehen wir als Branche vor der Herausforderung, die bestehenden Marktstrukturen\r\nund -mechanismen an neue technologische Entwicklungen, politische Ziele und gesellschaftliche Erwartungen anzupassen. Die Energiewende und die damit verbundene Transformation\r\ndes Energiesystems stellen nicht nur technologische und wirtschaftliche Anforderungen, sondern auch fundamentale regulatorische und marktgestalterische Fragestellungen, die in einem\r\ndynamischen und zunehmend dezentralen Umfeld berücksichtigt werden müssen.\r\nAus Sicht des Branchenverbandes sind folgende fünf Anforderungen und Ziele von entscheidender Bedeutung, um eine robuste und zukunftsorientierte Marktgestaltung zu gewährleisten. Die Erfüllung dieser Ziele definieren die Kriterien, die aus Sicht des BDEW für alle Anpassungen im Strommarktdesign anzulegen sind, und gelten auch für die im Papier aufgeführten\r\nThemenbereiche EE-Förderung, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten, lokale Signale\r\nund nachfrageseitige Flexibilitäten.\r\n› Klimaneutralität und Zukunftsfähigkeit: Die Erreichung der Klimaneutralität bis spätestens 2045 erfordert eine tiefgreifende Transformation des Energiesystems. Das Strommarktdesign muss daher in der Lage sein, die Integration Erneuerbarer Energien voranzutreiben, fossile Energieträger sukzessive aus dem Markt zu drängen und damit die\r\nDekarbonisierung aller Sektoren zu ermöglichen. Daher muss das Marktdesign die\r\nKopplung von Strom-, Wärme- und Mobilitätssektor fördern. Es ist unerlässlich, dass\r\ndas Strommarktdesign kompatibel mit den Energiewendezielen ist. Gleichzeitig muss es\r\noffen für Anpassungen an technologische, wirtschaftliche und politische Entwicklungen\r\nbleiben. Das Erreichen der Klimaneutralität benötigt Investitionen in Anlagen, Infrastruktur, Technologien und Geschäftsmodelle. Dies kann nur mit stabilen finanziellen\r\nRahmenbedingungen gelingen.\r\n› Systemstabilität: Die Stabilität des Energiesystems muss auch bei einer zunehmend dezentralen und volatilen Stromerzeugung gewährleistet bleiben. Ein widerstandsfähiges\r\nStrommarktdesign sollte daher sowohl kurzfristige als auch langfristige Anforderungen\r\nan die Systemstabilität berücksichtigen und Mechanismen zur Prävention und Bewältigung von Netzengpässen und physikalischen Störungen bereitstellen. Dabei sind sowohl\r\nbewährte Ansätze als auch innovative Lösungen, wie Flexibilitätsoptionen und Digitalisierung, von zentraler Bedeutung. Die verstärkte Integration digitaler Technologien zur\r\nOptimierung der Energieinfrastruktur und zur Förderung intelligenter Systeme spielen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 67\r\ndabei eine Schlüsselrolle. Gleichzeitig muss der Schutz kritischer Infrastrukturen, z.B.\r\nvor Cyberattacken, gewährleistet sein.\r\n› Marktprinzip: Liquide und entwickelte Märkte sind für die Wettbewerbsfähigkeit und\r\nEffizienz des Strommarktes entscheidend. Die Weiterentwicklung des Marktdesigns und\r\nder Fördermechanismen muss dabei immer eine breite Vielfalt an Marktteilnehmern\r\nund -produkten adressieren und den Wettbewerb gewährleisten. Nur so werden die Risiken für alle Beteiligten verringert und stabile Preise für Industrie und Verbraucher ermöglicht. Dafür sollte die Transparenz in allen Marktsegmenten erhöht werden, um\r\nfundierte Entscheidungen und eine faire Preisgestaltung sicherzustellen.\r\n› Versorgungssicherheit: Versorgungssicherheit wird zu einem Großteil vom Vorhandensein steuerbarer Kapazität gewährleistet, insbesondere in Zeiten hoher Nachfrage\r\nund/oder geringer Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Dafür müssen sowohl\r\nInvestitionen in flexible steuerbare Erzeugungskapazitäten als auch in Speichertechnologien und Lastmanagement adressiert werden. Ein zukunftsfähiges Marktdesign muss\r\nein Marktumfeld schaffen, dass Investitionen und den Betrieb dieser Kapazitäten anreizt.\r\n› Systemkostenoptimierung und geringe Komplexität: Ein effizientes Marktdesign sollte\r\nAnreize für kosteneffiziente Lösungen, u.a. durch Wettbewerb, bieten; dies umfasst die\r\nErneuerbaren Energien als zentrale Säule des Stromsystems und den bedarfsgerechten\r\nAusbau der Netzinfrastruktur. Dazu sollte langfristig angestrebt werden, das Strommarktdesign innerhalb der EU zu harmonisieren. Gleichzeitig darf ein Marktdesign nicht\r\nzu komplex werden, um Marktzugangsbarrieren möglichst niedrig zu halten, Ressourcen effizient einzusetzen und Innovationen sowie eine ständige Weiterentwicklung des\r\nStrommarktes zu ermöglichen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 67\r\nInhalt\r\n1 Leifragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien ........10\r\n1.1 Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der\r\ngenannten Optionen?..........................................................................10\r\n1.2 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nAusgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und\r\nsystemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch\r\nfolgende Teilaspekte: ..........................................................................13\r\n1.2.1 Option 1: zweiseitiger CfD mit Marktkorridor.....................................13\r\n1.2.2 Option 2: zweiseitiger CfD...................................................................14\r\n1.2.3 Option 1 und 2: produktionsabhängiger CfD ......................................14\r\n1.2.4 Option 3 und 4: produktionsunabhängige Förderung ........................15\r\n1.2.5 Option 3: Produktionsunabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag ...16\r\n1.2.6 Option 4: Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem\r\nRefinanzierungsbeitrag........................................................................17\r\n1.2.7 Zu allen Optionen: ...............................................................................18\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nderen Ausgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie\r\ndabei auch folgende Teilaspekte:........................................................20\r\n1.4 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nderen Ausgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und\r\nadministrative Umsetzbarkeit und mögliche Systemumstellung?\r\nBeachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:..................................22\r\n1.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 26\r\n2 Leitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten.....28\r\n2.1 Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und\r\nAnschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige\r\nEntwicklungen ein?..............................................................................28\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 67\r\n2.2 Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer\r\nTechnologien und insbesondere flexibler Lasten angemessen zu\r\nberücksichtigen, sowie das Risiko einer Überdimensionierung?........29\r\n2.3 Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und\r\nflexible Lasten durch die europarechtlich geforderten Rückzahlungen,\r\ndie insbesondere im ZKM zum Tragen kommen?...............................31\r\n2.4 Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten\r\nKKM hinsichtlich der Chancen und Herausforderungen? ...................32\r\n2.5 Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS\r\ndenkbar?..............................................................................................35\r\n2.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 36\r\n3 Leitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale........................................................39\r\n3.1 Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft? .................39\r\n3.2 Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen\r\nfür lokale Signale?................................................................................43\r\n3.2.1 Vorteile der Optionen:.........................................................................43\r\n3.2.2 Nachteile der Optionen:......................................................................46\r\n3.3 Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu\r\netablieren und sowohl effizienten Einsatz/Verbrauch als auch\r\nräumlich systemdienliche Investitionen anzureizen? .........................49\r\n3.4 Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale\r\nSignale im Strommarkt zu etablieren? ................................................50\r\n3.5 Wie können lokale Preissignale möglichst einfach ausgestaltet\r\nwerden, um neue Komplexität und etwaige\r\nUmsetzungsschwierigkeiten zu reduzieren?.......................................51\r\n3.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 53\r\n4 Leitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität.............................................................55\r\n4.1 Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?..55\r\n4.2 Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die\r\neinzelnen Aktionsbereiche? ................................................................57\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 67\r\n4.3 Welche konkreten Flexibilitätshemmnisse auf der Nachfrageseite\r\nsehen Sie und welche Lösungen?........................................................62\r\n4.4 Welche konkreten Handlungsoptionen sehen Sie in den einzelnen\r\nHandlungsfeldern? ..............................................................................65\r\n4.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 66\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 67\r\n1 Leifragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\nDie Bundesregierung plant derzeit eine Umstellung des Fördermechanismus für Erneuerbare\r\nEnergien und die Abkehr von der aktuell angewandten Gleitenden Marktprämie. Durch die\r\nRichtlinie zum Europäischen Strommarktdesign sind die EU-Mitgliedstaaten verpflichtet bis\r\nAnfang des Jahres 2027 die Fördermechanismen so anzupassen, dass Übererlöse abgeschöpft\r\nwerden. Eine Pflicht zum Wechsel des grundlegenden Fördersystems besteht jedoch nicht.\r\nDer BDEW begrüßt das Diskussionspapier „Strommarktdesign der Zukunft“ und die genaue Betrachtung der Vor- und Nachteile der vier diskutierten Optionen zur künftigen Förderung des\r\nAusbaus Erneuerbarer Energien. Das BMWK bekräftigt im Diskussionspapier zu Recht die Erfolge und die neue Ausbau-Dynamik der Erneuerbaren in den letzten beiden Jahren.\r\nDie jüngst abgeschlossene Reform des Strommarktdesigns unterstrich zugleich die Notwendigkeit, die Investitionen in Erneuerbare Energien zu beschleunigen, sowie auch die Strommärkte\r\nweiter zu stärken. Dabei sollte der Gradmesser bei der Frage der Ausgestaltung des zukünftigen Förderregimes sein, einerseits die hohen Investitionskosten für den Zubau erneuerbarer\r\nErzeugungsleistung finanziell langfristig abzusichern, und diesen andererseits dabei kosteneffizient und marktkonform zu gestalten.\r\n1.1 Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der genannten Optionen?\r\nDer BDEW hatte sich bereits an der EURELECTRIC-Studie „Unlocking the Power of two-way\r\nContracts for Difference“ beteiligt, die sich detailliert mit verschiedenen Ausgestaltungsmöglichkeiten von CfDs befasste. Diese teilt in weiten Teilen die Einschätzung der Chancen und\r\nHerausforderungen der genannten Optionen.\r\nWeitere Herausforderungen:\r\n› Ein ganz wesentlicher Aspekt ist der Erhalt und die Stärkung unterschiedlicher bestehender Strukturen. Brüche im System, ein Attentismus bei den Investitionen und unnötig komplexe Förderinstrumente sowie Regulatorik führen zu massiver Investitionsunsicherheit, einer Verteuerung des EE-Ausbaus und einer Verdrängung kleinerer und mittlerer Unternehmen aus dem Markt.\r\n› Durch die Einführung von zweiseitigen CfDs wird die Aktivität an Terminmärkten weiter\r\nreduziert, da der CfD zusätzlich zur Risikobegrenzung im System der Gleitenden Marktprämie auch weitere Erlöschancen begrenzt. Die Förderung für den zusätzlich zum\r\nmarktgetriebenen Ausbau der Erneuerbaren Energien geförderten Zubau sollte so ausgestaltet werden, dass die Ausbauziele erreicht werden und der größtmögliche Anreiz\r\nbesteht, EE-Anlagen im Markt zu bauen und den Terminmarkt liquide zu halten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 67\r\n› Der Investitionsrahmen soll primär Investitionen für einen marktgetriebenen Zubau anreizen. Ein geförderter Investitionsrahmen für Erneuerbare darf dem marktlichen EEAusbau nicht im Wege stehen. Zudem greift die strikte Trennung zwischen gefördertem\r\nund ungefördertem Ausbau einen der größten Vorteile des aktuellen Systems nicht auf\r\nund steigert den Förderbedarf für den EE-Ausbau in Deutschland unproduktiv.\r\n› Aus Sicht des BDEW muss sich jedes neue Förderregime hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem förderfreien Zubau über PPAs messen lassen. Daher sind Auswirkungen\r\nauf Marktwerte, aber auch Kombinations- oder Wechselmöglichkeiten zwischen dem\r\ngeförderten und dem marktlichen Segment zu prüfen. Ansonsten würde es zu einem\r\nAustrocknen des aufkeimenden Markts für PPAs kommen und das von der Bundesregierung vorgegebene Ziel eines „möglichst großen, rein marktlichen Segments“ würde\r\nkonterkariert. Die Liquidität am Terminmarkt der einheitlichen Gebotspreiszone wäre\r\nstark eingeschränkt, EE-Erzeuger würden den Kontakt zum Endkunden verlieren. Zudem\r\nbesteht das Risiko, dass sich die Industrie dadurch nicht mehr am Terminmarkt absichern kann.\r\n› Aus Sicht des BDEW ist der im Papier benutzte Begriff der „Referenzanlage“ irreführend. Hier muss, wie in Box 6 erläutert, im Detail erörtert werden, wie das Potential von\r\nunterschiedlichen EE-Technologien transparent, sachdienlich und fair bewertet wird.\r\nDer BDEW geht hierbei nicht von einer Einzelanlage als Referenzwert aus, sondern von\r\neiner technologiespezifischen Klassifizierung. Zur Erarbeitung der Methodik für die Ermittlung einer Referenz erwartet der BDEW die frühzeitige Einbindung der Branche.\r\nWichtig ist dabei, dass zur Ermittlung des Referenzertrages, der die Höhe der Rückzahlung an den Staat vorgibt, wenn möglich bereits vorhandene Daten verwendet werden.\r\nMöglich sind hier Daten des Deutschen Wetterdienstes, die in hoher Auflösung und\r\nQualität vorliegen. Es darf keine Umsetzungsoption gewählt werden, die den weiträumigen Verbau von zusätzlichen Messeinrichtungen erfordert.\r\n› Das Inflationsrisiko sollte in keinem Fall vom Betreiber getragen werden, da es nicht zu\r\nkalkulieren ist und lediglich zu einer Erhöhung der Kapitalkosten führt. Die Absicherung\r\nsollte daher über die komplette Laufzeit des Kontraktes mit einer Inflationsindexierung\r\nversehen werden.\r\n› Zudem dürfen etwaige behördliche Prüfungsaufgaben nicht auf die Netzbetreiber verlagert werden. Die Aufgabe der Netzbetreiber ist, den Netzanschluss, die Netzführung\r\nund den Netzausbau zu gewährleisten und ihre Ressourcen hierfür zu verwenden. Gerade bei dem im Zuge der Energiewende aktuell zu verzeichnenden massiven Hochlauf\r\nvon Netzanschlussbegehren und dem exponentiell zunehmenden Netzausbaubedarf\r\nmüssen die Netzbetreiber ihre knappen Ressourcen vollständig in den Dienst ihrer\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 67\r\nKernaufgaben stellen. Zusätzliche Aufgabenzuweisungen an die Netzbetreiber, insbesondere zu fachfremden Tätigkeiten, haben aus diesen Gründen zu unterbleiben. Der\r\nBDEW weist darauf hin, dass Prüfungen und Aufgaben der Leistungsverwaltung, die wesentlich über den jetzigen Aufwand der gesetzlichen Fördermechanismen hinausgehen\r\nund nicht mit dem Netzbetrieb im engeren Sinne verbunden sind und auch nicht im\r\nAufgabenbereich der EVUs liegen, nicht ohne weiteres zu bewältigen sind.\r\n› Ein neuer Investitionsrahmen kann nur für Neuanlagen gelten. Der Investitionsschutz\r\nfür Bestandsanlagen muss weiter gewährleistet sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 67\r\n1.2 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und Ausgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und systemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Wie relevant sind aus Ihrer Sicht Erlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe durch Prognoseunsicherheit von Stunden mit Null- oder Negativpreisen je Option?\r\n• Wie schätzen Sie die Relevanz der Intraday-Verzerrungen durch produktionsabhängige\r\nInstrumente ein?\r\n• Welche Auswirkungen hätte eine Umsetzung der oben genannten Optionen auf die\r\nTerminvermarktung von Strom durch EE-Anlagen? Unterscheiden sich die Auswirkungen zwischen den Optionen? Erwarten Sie Auswirkungen auf die Terminvermarktung\r\nvon Strom durch die Beibehaltung und Breite eines etwaigen Marktwertkorridors?\r\nDer BDEW hat die vier verschiedenen Optionen untersucht und hinsichtlich der oben genannten Fragestellungen bewertet:\r\n1.2.1 Option 1: zweiseitiger CfD mit Marktkorridor\r\nDas Modell der Option 1 entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie\r\nweiter: Es gibt eine Erlösuntergrenze, bei deren Unterschreiten wie bisher eine staatliche Förderung gezahlt wird. Bei Überschreiten der Obergrenze des Marktwertkorridors wird der zusätzliche Erlös entsprechend den neuen EU-Vorgaben abgeschöpft. In diesem Sinne ähnelt es\r\nauch Option 2 mit dem Unterschied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst\r\nvorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denkbar, um das Mengenrisiko zu adressieren.\r\nDie Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert\r\ndes Korridors gesetzt wird. Solange dessen Setzung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur\r\neine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaffinität erlauben (und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein). Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte\r\nes keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anlagenbetreiber sind im Falle eines langen\r\nReferenzzeitraumes, innerhalb des Korridors angehalten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Modell einen effizienten Dispatch anreizen.\r\nOption 1 ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für\r\ndie Terminvermarktung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer\r\nder Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur\r\nauf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 67\r\n1.2.2 Option 2: zweiseitiger CfD\r\nDurch die Umstellung der Gleitenden Marktprämie auf einen zweiseitigen CfD, d.h. Option 1\r\nohne Preiskorridor, besteht die bisherige Systematik der EEG-Förderung weitgehend fort.\r\nWird die Ausgestaltung zusätzlich anhand einer unabhängig vom Zeitraum zu fördernden\r\nStrommenge gewählt, kann das Mengenrisiko abgefedert werden und der Kapitalrückfluss ist\r\ngewährleistet, wenn auch über einen längeren Zeitraum.\r\nHierbei werden Erlöse oberhalb des Zuschlagswerts des CfDs abgeschöpft. Dadurch besteht\r\neinerseits eine hohe Sicherheit beim Kapitalrückfluss und es werden Übererlöse automatisch\r\nabgeschöpft. Diese Entwicklung ist stark von regulatorischen Entscheidungen abhängig, insbesondere von der Frage, wie schnell Flexibilitäten in den Markt gelangen werden und der Netzausbau voranschreitet.\r\nAufgrund der fehlenden Preisunsicherheit sowohl im Risiko als auch den Erlöschancen setzt\r\ndiese Option keine Anreize für eine zusätzliche Vermarktung der Assets am Terminmarkt.\r\n1.2.3 Option 1 und 2: produktionsabhängiger CfD\r\nErlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe hinsichtlich der Preisprognosen können bei beiden produktionsabhängigen Optionen ein „K.O.-Kriterium“ darstellen, wenn sie nicht abgefedert werden. Angesichts der geplanten Verfünffachung der EE-Erzeugungsleistung in den kommenden\r\nJahren wird die Anzahl der Stunden mit Null- oder Negativpreisen bedingt durch die Gleichzeitigkeit der Erzeugung von PV- oder Windenergieanlagen noch wesentlich zunehmen. Das\r\nkönnte eine Refinanzierung der getätigten Investitionskosten in EE-Erzeugungsanlagen erheblich erschweren bzw. unmöglich machen, zumal neben dem verstärkten Auftreten negativer\r\nPreise im Spotmarkt auch die Preise für Terminmarktprodukte mit einem hohen Anteil an PVund Windstrom sinken werden. Dieser Effekt tritt bei der Photovoltaik und bei Offshore Wind\r\nstärker auf als bei Windenergie an Land.\r\nDaher ist davon auszugehen, dass bei beiden produktionsabhängigen Varianten die Unsicherheit bzgl. der Refinanzierbarkeit neuer EE-Anlagen aufgrund des Mengenrisikos steigen wird,\r\nwas zu einem Verfehlen der Ausbauziele führen könnte. Durch negative Preise entstehen erhebliche Erlösunsicherheiten, da nicht prognostiziert werden kann, wie häufig negative Preise\r\nim zukünftigen Strommarktdesign auftreten.\r\nIn den Optionen 1 und 2 können die Erlösunsicherheiten durch die Umstellung auf ein Mengenmodell reduziert werden, wie der BDEW bereits vorgeschlagen hat. Dieses Modell sollte\r\naufgrund seiner Vorteile weiterhin geprüft werden. Alternativ gibt es auch weitere Möglichkeiten, etwa in Zeiten negativer Preise auf Kapazitätszahlungen umzustellen, wie das in Frankreich passiert. Vorteilhaft hingegen dürfte sein, dass Optionen 1 und 2 an das bestehende Förderregime anknüpfen und somit Finanzierungsinstitute auch relativ vertraut sein dürften mit\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 67\r\nder Risiko- und Erlösbewertung in diesem Modell. Zudem sollte bei produktionsabhängigen\r\nCfDs darauf geachtet werden, welche Referenzperiode (stündlich, monatlich, quartalsweise,\r\njährlich) für die Vergütung bzw. Rückzahlung gewählt wird.\r\nBei beiden Optionen wirken sich die gezahlten produktionsabhängigen Förderungen auf das\r\nGebotsverhalten der Marktteilnehmer am Spotmarkt aus. Die positive/negative Marktprämie\r\nstellt Opportunitätskosten dar, die gemeinsam mit den Grenzkosten am Spotmarkt geboten\r\nwerden. Im aktuellen System der Gleitenden Marktprämie erzeugt dieses Gebotsverhalten\r\nkonsistent negative Gebote der Direktvermarkter. Eine produktionsabhängige Abschöpfung\r\ngeht als negative Marktprämie ähnlich wie positive Grenzkosten in das Gebot ein und hat\r\ndementsprechend Einfluss auf die Merit-Order und die Wechselwirkung von Day-Ahead- und\r\nIntraday-Markt. Die praktische Relevanz durch die negative Marktprämie im Claw-Back-Regime scheint aktuell begrenzt, da die beschriebenen Effekte insbesondere dann auftreten,\r\nwenn die Intraday-Preise sehr deutlich unter den Day-Ahead-Preisen liegen.\r\n1.2.4 Option 3 und 4: produktionsunabhängige Förderung\r\nProduktionsunabhängige Optionen mindern die Preis- und Mengenrisiken, die bei den produktionsabhängigen Fördermechanismen bestehen. Da jedoch die Vermarktung der Anlage am\r\nStrommarkt bei EE stets zur Refinanzierung der Investition beiträgt, muss im Sinne einer zu\r\nvermeidenden Überförderung ein sinnvoller und risikoarmer Claw-Back-Mechanismus entwickelt werden.\r\nIn beiden Modellen wird der Claw-Back als Differenz von tatsächlichen (Option 4) oder potentiellen (Option 3) Erlösen gegenüber denjenigen einer Referenzanlage berechnet. Der Betreiber ist hinsichtlich der tatsächlichen Produktion völlig dem Marktpreissignal ausgesetzt und\r\nwird seine Anlage dementsprechend ökonomisch effizient betreiben und somit z.B. bei negativen Preisen abregeln, so die Überlegung.\r\nDer BDEW sieht bei der Ausgestaltung des Referenzwertes insbesondere den Bezug auf eine\r\neinzelne Referenzanlage deshalb kritisch, weil dann eine Optimierung im Portfolio gegenüber\r\ndieser einzelnen Anlage anstelle einer Gesamtoptimierung erfolgt. Für eine Gesamtoptimierung bedarf es vielmehr einer Reihe solcher Referenzanlagen. Denn die Referenz sollte die regionalen Gegebenheiten abbilden, etwa die lokalen Wetterverhältnisse, Effekte durch benachbarte Anlagen in einem Windpark, Abschaltung aufgrund von Genehmigungsauflagen. Nur\r\ndann können sich Anlagen besser und vor allem systemdienlicher am Markt verhalten. Gäbe\r\nes hingegen nur eine einzelne Referenzanlage für das gesamtdeutsche Marktgebiet, so wäre\r\nneben einer ohnehin schwierigen Bestimmung dieser Referenzanlage, eine Gesamtoptimierung für eine bspw. zeitgleich sich im Norden und Süden befindliche Anlage nicht gegeben.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 67\r\nÄhnliche sowie bislang in der Diskussion nicht berücksichtigte Fragestellungen ergeben sich\r\nfür den noch heterogeneren Bereich der PV-Anlagen.\r\nDie Schwierigkeit der Modelle ergibt sich aus der Notwendigkeit einer Referenz, anhand derer\r\nein theoretischer Ertrag bestimmt wird, dessen Erlös durch den Betreiber zurückgezahlt werden muss. Die Ermittlung dieses Werts ist komplex und benötigt eine hohe Menge an Messvorrichtungen zur Ermittlung eines korrekten anlagenbezogenen Wertes. Die jeweilige Referenzanlage muss in jedem Fall vor Gebotsabgabe bekannt sein. Die Frage der Ausgestaltung\r\nder Referenz ist dabei noch offen, obwohl gerade dies der Dreh- und Angelpunkt des Modells ist.\r\nTreten länger andauernde Stillstände der produktionsunabhängig geförderten Anlagen auf,\r\nkann ein Betreiber in Bedrängnis kommen, wenn die zurückzuzahlenden Markterlöse der Referenzanlage in der jeweiligen Phase den Referenzmarktpreis in Option 3 oder die Kapazitätszahlungen in Option 4 überschreiten. Für diese Härtefälle bei nachgewiesenem Anlagenausfall\r\nsollte ein monatsweises Opt-out vorgesehen werden, in denen der Anlagenbetreiber keine\r\nStrommarkterlöse der Referenzanlage zurückzahlen muss, aber auch keine Förderung erhält.\r\nSofern die Anlage wieder betriebsbereit ist, sollte eine Rückkehr in die produktionsunabhängige EEG-Förderung monatsweise ermöglicht werden.\r\nEin effizienter Anlageneinsatz und systemdienlicher Einsatz lassen sich nur gewährleisten,\r\nwenn ein Anreiz zu einem höheren Erlös im Falle eines entsprechenden Einsatzes besteht.\r\nDiese erscheint uns am ehesten bei produktionsunabhängigen Varianten der Fall, da man hier\r\nden Anreiz hat, besser als eine Referenzanlage zu agieren.\r\nDie Einführung produktionsunabhängiger Förderungen bringt ein hohes Implementierungsrisiko mit sich, da sie eine fundamentale Umstellung der Fördersystematik beinhaltet. Daher\r\nempfiehlt der BDEW produktionsunabhängige Fördermechanismen (Option 4) frühzeitig im\r\nRahmen von Reallaboren zu testen, um nähere Details zur konkreten Umsetzung erarbeiten zu\r\nkönnen. Dazu gehört vor allem die Erarbeitung möglicher Definitionen von Referenzanlagen.\r\n1.2.5 Option 3: Produktionsunabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag\r\nBei Option 3 erhält der Anlagenbetreiber eine produktionsunabhängige staatliche Zahlung. Die\r\nHöhe ergibt sich für jede theoretische zu erzeugende Kilowattstunde aus der Differenz von anzulegendem Wert abzüglich des durchschnittlichen Marktwerts, sofern der Referenzpreis den\r\nMarktwert übersteigt.\r\nGrundsätzlich würde das System Anreize für Anlagen mit hoher installierter Leistung pro Fläche schaffen und nicht für eine maximale Auslastung des Systems. Durch Korrekturmechanismen, z.B. für Nachführsysteme wie Tracker, könnte dies zwar verhindert werden, macht das\r\nSystem aber nochmals komplexer.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 67\r\nDie Option 3 löst das Problem nach unserem Verständnis nicht, weil im Falle negativer Preise\r\naus europarechtlichen Gründen auch hier keine Auszahlung der Marktprämie stattfinden\r\ndürfte. Dies ist unabhängig davon, ob die für die Auszahlung zugrunde zu legende Strommenge gemessen oder produktionsunabhängig über eine Referenz ermittelt wird\r\nBei Windkraftanlagen ist die Optimierung über den Anlagenbetrieb jedoch nur begrenzt möglich. Im Falle der Photovoltaik gäbe es zwar einen Anreiz, eine Ost-West-Ausrichtung zu wählen, die systemfreundlicher wäre als eine Südausrichtung. Nachführsysteme wären jedoch aufgrund der geringeren installierten Leistung pro gleicher Solarparkfläche im Nachteil. Sinnvoll\r\nwäre es, eine nach Süden ausgerichtete Anlage als Referenz zu definieren und um diese\r\nherum Korrekturfaktoren für Ost-West- und Nachführanlagen zu kalibrieren, so dass diese\r\nbesser abgerechnet werden können.\r\nOption 3 ist daher aus Sicht des BDEW nicht weiter zu verfolgen.\r\n1.2.6 Option 4: Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag\r\nDurch eine Ausschreibung wird eine über den gesamten Förderzeitraum jährlich gleiche staatliche Kapazitätszahlung an den Anlagenbetreiber festgelegt. Der Betreiber zahlt einen fiktiven\r\nMarkterlös bezogen auf eine Referenz zurück. Durch eine bessere Vermarktung des erzeugten\r\nStroms entsteht die Möglichkeit zusätzliche Erlöse zu erzielen. Diese Kapazitätszahlung mit\r\nproduktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag kann ein geeignetes Mittel sein, um den\r\nRückfluss der Investitionskosten in eine Erzeugungsanlage abzusichern. Ausschlaggebend ist\r\nhier, wie die Referenz konkret definiert ist. In Anbetracht dieser möglichen Unsicherheit kann\r\ndurch den Wechsel des Fördersystems eher eine Investitionszurückhaltung befürchtet werden. Zudem entstehen Fehlanreize bei der Portfoliooptimierung, wenn nur auf eine Anlage referenziert werden würde. Diese würde sich dann gänzlich an dieser einen Anlage orientieren,\r\nanstatt das Gesamtsystem im Blick zu haben. Daher muss hier schnell eine Klärung herbeigeführt werden.\r\nBei Option 4 wird die Wetterabhängigkeit der Erlöse abgemildert, da hier ein Teil des Kapitalrückflusses unabhängig von der tatsächlichen Stromproduktion gewährleistet ist, solange der\r\nreale Erlös aus der Vermarktung mit dem der Referenzanlage übereinstimmt. Zusätzlich treten\r\nRisiken des Weiterbetriebs bei negativen Preisen nicht auf, weil die Kapazitätszahlungen unabhängig von den Preisen am Spotmarkt sind. Bezüglich des positiven Einflusses auf die systemdienliche Auslegung der Anlagen ist die Option 4 von Vorteil: Durch eine jährliche Kapazitätszahlung kann das Preissignal im Spotmarkt voll wirken und sichert dennoch die Erlöse so weit\r\nab, dass eine Finanzierung möglich ist. Gleichzeitig ist die Administrierung dieser Abschöpfung\r\nkomplex umzusetzen. Gibt es zusätzlich auch noch ein Signal für Systemdienlichkeit, werden\r\nAnlagen systemdienlich dimensioniert.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 67\r\nAuch hier gilt: Die Frage der Ausgestaltung der Referenz ist dabei noch offen, obwohl gerade\r\ndies der Dreh- und Angelpunkt des Modells ist. Insofern ist dies vor einer perspektivischen\r\nEntscheidung für einen Wechsel zu Option 4 mit der Branche zu klären.\r\n1.2.7 Zu allen Optionen:\r\nInsgesamt wird die Bereitstellung von Systemdienstleistungen an Bedeutung gewinnen und\r\ndarf durch den Fördermechanismus nicht behindert oder eingeschränkt werden.\r\nMarktverzerrungen durch Day-Ahead-Intraday-Arbitrage:\r\nDa CfDs schon in einigen Ländern genutzt werden (UK, Skandinavien) müsste es zur Relevanz\r\nmöglicher Marktverzerrungen durch produktionsabhängige Förderinstrumente bereits empirische Erfahrungen geben. Der BDEW empfehlt eine Auswertung dieser Daten. Denn das im Optionenpapier erläuterte Phänomen ist schlicht die betriebswirtschaftlich rationale Optimierung aller Kosten- und Erlösströme unter Einbeziehung der positiven/negativen Marktprämie.\r\nDie vom BMWK vorgebrachten möglichen Verzerrungen des Intraday-Marktes sind plausibel\r\nund treten bei Anwendung der Optionen 1 und 2 auf. Die praktische Relevanz ist aktuell begrenzt, da die Verzerrungen insbesondere dann auftreten, wenn die Intraday-Preise sehr deutlich unter den Day-Ahead-Preisen liegen. Die Relevanz könnte mit zunehmendem EE-Ausbau\r\njedoch steigen. Im Falle positiver Preise in der Day-Ahead-Auktion und negativer Preise im Intradayhandel gibt es in den Optionen 1 und 2 leichte Fehlanreize beim Einsatz, weil der Anreiz\r\nzum Abschalten erst bei negativen Preisen in der Höhe der erwarteten Marktprämie einsetzt.\r\nDiese verbleibende Verzerrung lässt sich in den Optionen 1 und 2 mit vertretbarem Aufwand\r\nnicht beseitigen. Sie wird vom BDEW allerdings auch nicht als gravierend eingeschätzt. Die Relevanz könnte mit zunehmendem EE-Ausbau jedoch steigen\r\nEine Optimierung der Anlagen im Intraday gegenüber dem Day-Ahead findet auch heute\r\nschon statt. Dass solch ein rationales Verhalten marktverzerrend und damit ein K.O.-Kriterium\r\nfür produktionsbasierte CfD sein soll, ist nicht nachvollziehbar. Insbesondere nicht, weil zweiseitige produktionsabhängige CfD seit Jahren in der Diskussion um ein reformiertes Marktdesign präsent sind und durch die reformierte Strombinnenmarktrichtlinie nun das Standardförderkonzept innerhalb der Europäischen Union sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 67\r\nAuswirkungen auf Terminmärkte:\r\nDie wichtigste Stellschraube für den Erhalt der Liquidität in Terminmärkten ist der Fortbestand eines marktlichen Zubaus in wesentlichem Umfang. Neben dem geförderten Neubau\r\nmuss es auch marktlichen Zubau geben. Dieser wird sich weitestgehend langfristig über klassische Terminmärkte und PPAs vermarkten. Außerdem werden auch Altanlagen, die aus der\r\nFörderung oder aus PPAs fallen, für Liquidität auf den Terminmärkten sorgen. Es muss daher\r\nsichergestellt werden, dass auch bei einem Umstieg auf CfDs, eine einmalige Wechselmöglichkeit von der Förderung in PPAs und zurück, erhalten bleibt.\r\nFür eine stärkere Integration der erneuerbaren Energien in den Strommarkt wäre vor allem\r\ndie zunehmende Terminvermarktung wünschenswert. Diese ist jedoch in keiner der Optionen\r\nmöglich. Da Spotmarktpreise oberhalb des anzulegenden Werts bzw. oberhalb des Caps beim\r\nKorridor zu Rückzahlungsverpflichtungen führen, muss der Anlagenbetreiber stets in der Lage\r\nsein, die höheren Erlöse auch zu realisieren. Eine Terminvermarktung zu einem festen Preis\r\nwürde dem entgegenstehen. Es ist daher wichtig, gute Rahmenbedingungen für die Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien außerhalb der beschriebenen Optionen zu schaffen. Dafür ist es wie beschrieben von zentraler Bedeutung, durch die Flexibilisierung des\r\nStromversorgungssystems hohe Marktwerte zu erhalten.\r\nInsbesondere in Optionen 2, 3 und 4 wird der Anreiz, Strom aus EE-Anlagen auf dem Terminmarkt zu vermarkten, erheblich eingeschränkt. Einerseits verringert die Übernahme des Preisrisikos seitens des Staates durch eine fixe Zahlung den Anreiz, sich auf dem Terminmarkt gegen Preisschwankungen abzusichern. Gleichzeitig wird durch die Erlösabschöpfung ein starker\r\nAnreiz gesetzt, den Strom zur gleichen Preisreferenz zu vermarkten, die für die Berechnung\r\nder Rückzahlung angesetzt wird. Werden die Erlöse für die Referenzanlage in Option 3 und 4\r\nbeispielsweise mit dem Day-Ahead-Preis berechnet, entsteht für Anlagenbetreiber ein starker\r\nAnreiz, ihre gesamte Stromerzeugung am Day-Ahead-Markt zu vermarkten, um das Basisrisiko\r\neiner Diskrepanz zwischen den Erlösen der Referenzanlage und der eigenen Anlage bestmöglich zu minimieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 67\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Welche Kapitalkostenunterschiede erwarten Sie im Vergleich von einem Investitionsrahmen mit und ohne einen Marktwertkorridor?\r\n• Welche Kapitalkosteneffekte erwarten Sie durch Ausgestaltungsoptionen, die einen\r\neffizienten Anlageneinsatz und eine systemdienliche Anlagenauslegung verbessern sollen (zum Beispiel durch längere Referenzperioden, Bemessung von Zahlungen an geschätztem Produktionspotenzial oder Referenzanlagen, …)?\r\nWichtigster Treiber für die Kapitalkosten ist der Anteil der abgesicherten Erlöse, je höher der\r\nAnteil, desto geringer die Kapitalkosten. Im Weiteren wird der Einfluss verschiedener Faktoren\r\nauf die Kapitalkosten erörtert.\r\nKapitalkostenmindernd wirkt die sichere Erlössituation auf den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Dies hat sich in der jüngeren Vergangenheit bereits bei den Ausschreibungen\r\nfür PV-Freiflächenanlagen gezeigt: Die Zuschlagswerte entwickelten sich in kurzer Zeit erheblich nach unten und zeigten dennoch Umsetzungsraten nahe 100 %. Kapitalkostensteigernd\r\nwirken für die produktionsunabhängige Förderung die Unsicherheiten bezüglich der Übereinstimmung des fiktiven Erlöses aus dem fiktiven Stromertrag und des tatsächlichen Erlöses. Die\r\nproduktionsunabhängigen Modelle, insb. die Option 4, haben ein kapitalkostensenkendes Potenzial, weil bei korrekter Ausgestaltung Cashflows und Erlöse gut planbar sind. Im aktuellen\r\nMarktprämienmodell beobachten wir dagegen eine steigende Risikowahrnehmung seitens der\r\nfinanzierenden Institutionen aufgrund des zunehmenden aber schwer zu kalkulierenden Negativpreisrisikos. Wenn ein produktionsunabhängiges Fördermodell (Option 4) etabliert und die\r\nStellschrauben gut eingestellt sind, gehen wir vor gleichbleibenden bis leicht reduzierten\r\nFremdkapital-Kosten im Vergleich zum bisherigen Marktprämienmodell aus.\r\nNiedrigere Kapitalkosten würde das Kreditausfallrisiko senken und damit den Risikoaufschlag\r\ndes Kreditgebers verringern. Bei Option 4 ist hierfür jedoch eine nachvollziehbare und den tatsächlichen Ertrag realistisch abbildende Ausgestaltung der Referenzanlage Voraussetzung. Daher muss besonders bei Option 4 darauf geachtet werden, das Basisrisiko zu beschränken. Bei\r\nder Ausgestaltung des Referenzmodells sollten daher insbesondere die folgenden Risiken für\r\nden Anlagenbetreiber minimiert werden: Auftreten negativer Preise, Technologiewandel, Umweltauflagen, großflächige Abschattungseffekte und eine mögliche Gebotszonenspaltung.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 67\r\nZu Frage 1:\r\nInnerhalb der produktionsabhängigen Optionen werden die Kapitalkosten umso höher, je größer die Differenz zwischen Stromgestehungskosten und anzulegendem Wert ist. Die Finanzierungsinstitute bewerten nur die Erlöse unterhalb des Floorpreises als sicheren Kapitalrückfluss.\r\nZu Frage 2:\r\nDer BDEW wünscht sich Klarheit, wie Systemdienlichkeit in diesem Kontext definiert wird. Der\r\nFokus bei der Ausgestaltung des künftigen Förderrahmens sollte vorrangig auf der weiteren\r\nMarktintegration der Erneuerbaren Energien liegen und damit auf dem effizienten Anlageneinsatz. Der Anreiz für eine systemdienliche Anlagenauslegung ergibt sich aus dem regulatorischen Rahmen im Strommarkt und sollte nicht Aufgabe des Fördermechanismus sein. Es sollte\r\nein EE-Fördermechanismus etabliert werden, der den effizienten Anlageneinsatz am besten\r\nermöglicht und dabei Preis- und Mengenrisiken für die Anlagenbetreiber minimiert.\r\nMaßnahmen zur verlässlichen und für die Finanzierer nachvollziehbaren Verbesserung des effizienten Anlageneinsatzes werden die Kapitalkosten niedriger halten, da der Rückfluss der Kapitalkosten als verlässlicher bewertet wird. Dabei ist eine übermäßige Komplexität zu vermeiden,\r\nda sie die Umsetzung der Projekte erschwert. Entscheidend ist ein hoher Anteil sicherer Erlöse.\r\nLösungsvorschläge setzen also entweder zu allgemein an und öffnen Räume für kreative Geschäftsmodelle, oder sie sind so kleinteilig, dass sie komplex und damit fehleranfällig werden.\r\nKontinuierliche Anpassungen und ein regulatorisches Nachsteuern wird damit zwangsläufig ein\r\nsolches Fördersystem charakterisieren und die Stabilität und Vorhersehbarkeit aus Sicht der Investoren negativ beeinflussen. Gerade diese relative regulatorische Kontinuität und Sicherheit\r\nhat den EE-Ausbau in Deutschland jedoch bislang ausgezeichnet und zu den mitunter niedrigsten Kapitalkosten im Vergleich zu anderen Ländern geführt. Aufgrund der beschriebenen inhärenten regulatorischen Unsicherheiten bei der Definition der Referenzanlage kann dieser Vorteil bei den Optionen 3 und 4 wegfallen. Ein genereller Anstieg der Kapitalkosten für Erneuerbaren-Projekte in Deutschland kann die Folge sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 67\r\n1.4 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und administrative Umsetzbarkeit und\r\nmögliche Systemumstellung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Wie groß schätzen Sie die Herausforderungen und Chancen einer Systemumstellung\r\nein?\r\n• Wie schätzen Sie die Umsetzbarkeit eines Modells mit produktionsunabhängigen Zahlungen auf Basis lokaler Windmessungen und die Umsetzbarkeit eines Modells mit eines produktionsunabhängigen Refinanzierungsbeitrags auf Basis von Wettermodellen\r\nein?\r\nGrundsätzlich ist eine Systemumstellung auf ein noch nicht in der Praxis erprobtes Modell immer mit dem Risiko eines unerwünschten Einbruchs beim Zubau oder gar eines „Fadenrisses“\r\nverbunden. Unter diesem wesentlichen Gesichtspunkt ist insbesondere bei den Optionen 3\r\nund 4 bei einer nicht sachgemäßen Einführung der neuen Fördersysteme eine Investitionszurückhaltung zu befürchten. Es ist auch zu erwarten, dass die Eigenkapitalquote aufgrund der\r\nUnsicherheiten einer Systemumstellung und produktionsunabhängigen Risikozunahme steigen wird, was wiederum zu einer Schwächung des Zubaus und Mittelstandes führen würde.\r\nGleichzeitig sieht der BDEW eine Investitionsförderung in Form einer jährlichen Kapazitätszahlung als energiewirtschaftlich grundsätzlich sachgerecht an, weil für EE-Anlagen hohe Investitions- und geringe Arbeitskosten anfallen.\r\nDen Netzbetreibern kommt derzeit eine zentrale Rolle bei der Umsetzung der Förderung erneuerbarer Energien zu, u.a. sind sie für die korrekte Auszahlung der Förderbeträge zuständig.\r\nSchon heute weist das EEG mit seinen zahlreichen unterschiedlichen Fassungen, die teilweise\r\nfür Bestandsanlagen fortgelten, eine selbst für Experten nur schwer zu überschauende Komplexität auf. Um auch zukünftig eine möglichst effiziente Förderung sicherzustellen, sollte bei\r\neiner Novellierung des EEG die operative Umsetzbarkeit nicht aus dem Auge verloren werden.\r\nUm den Zusatzaufwand neuer Förderregelungen möglichst gering zu halten, sollten zudem\r\nSonderregelungen und Ausnahmen möglichst vermieden werden. Um rechtliche Unsicherheiten und Streitfälle zu vermeiden, sollte darauf geachtet werden, dass Regelungen möglichst\r\npräzise und eindeutig formuliert sind.\r\nZu Frage 2:\r\nBei Modellen mit produktionsunabhängigen Zahlungen oder einem Refinanzierungsbeitrag hat\r\ndie Definition des Produktionspotentials bzw. der Referenzanlage einen erheblichen Einfluss\r\nauf den Betrieb und die Dispatchentscheidung. Es ist sicherzustellen, dass der Benchmark\r\ntransparent, diskriminierungsfrei und robust gestaltet ist, um missbräuchliches oder mögliches\r\nunbeabsichtigtes Verhalten zu unterbinden. Von größter Bedeutung ist es, dass\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 67\r\nVorhabenträger mit ausreichender Vorlaufzeit und Sicherheit das Produktionspotenzial einer\r\netwaigen Referenzanlage mit ihrer eigenen Anlage vergleichen können, um zuverlässig die Anlagen- und Windparkauslegung, sowie das Gebot für die Ausschreibungen zu planen. In der\r\nPraxis werden die finalen Entscheidungen bezüglichen Anlagenauswahl und Windparkdesign\r\netwa drei Jahre vor Teilnahme in den EEG-Ausschreibungen getroffen – denn diese Entscheidungen sind die Grundlage für die notwendigen Gutachten und das anschließende BImSchGVerfahren.\r\nDas Referenzertragsmodell (REM) für Wind On-Shore im System der gleitenden Marktprämie\r\nist ein bewährtes und unerlässliches Element, um auch dargebotsschwache Standorte für die\r\nEnergiewende zu erschließen und mögliche Überrenditen an dargebotsstarken Standorten zu\r\nvermeiden. Ein REM ist grundsätzlich mit allen vier Optionen kompatibel und sollte unbedingt\r\nimplementiert werden, um das Erreichen der Ausbauziele durch den Wegfall dargebotsschwacher Standorte nicht zu gefährden. Die Details des angepassten REM müssen frühzeitig mit der\r\nBranche konsultiert werden, insbesondere für Option 4, da diese als Kapazitätszahlung am\r\nweitesten vom aktuellen System abweicht.\r\nBeim Abschöpfungsmechanismus sollte in Phasen überdurchschnittlich hoher Inflationsraten\r\nberücksichtigt werden, dass bei stark ansteigenden Kosten nicht gleichzeitig die steigenden\r\nErlöse abgeschöpft werden. Hierfür könnten z.B. Schwellenwerte definiert werden.\r\nZudem sehen wir, dass Abweichungen zwischen Referenzanlage und tatsächlicher Anlage zu\r\nMehr- oder Mindereinnahmen führen würden. So hätte etwa der Ausfall der Anlagen oder Wartungs- oder Umweltbedingungen (Vogel- und Fledermausabschaltungen) während einer Hochpreisphase deutliche Mindereinnahmen zu Folge. Die tatsächliche Verfügbarkeit von Windkraftanlagen ist beispielsweise durch Betriebsauflagen eingeschränkt. Der Grad der Technologieund Standortspezifität der Referenz bestimmt somit das Abweichungsrisiko.\r\nDie Herausforderungen verschiedener Möglichkeiten zur Messung des Produktionspotenzials\r\nsind seitens des BMWK im vorliegenden Papier bereits benannt worden. Die anlagenscharfe\r\nMessung der lokalen Wetterdaten direkt an der Anlage bringt zwar korrekte Werte, ist aber\r\nmit hohem Aufwand für die flächendeckende Installation der notwendigen Messeinrichtungen\r\nzu akzeptablen Kosten verbunden. Auch für die Netzbetreiber steigt der Aufwand erheblich\r\nan. Auch die Ermittlung des Produktionspotenzials durch Wetterdaten unabhängiger Wetterdienste ist mit hohen Kosten und Umsetzungsaufwand verbunden. Beide Optionen wären aus\r\nSicht des BDEW aber zumindest umsetzbar und liefern korrekte Daten.\r\nWichtig ist dabei, dass zur Ermittlung des Referenzertrages, der die Höhe der Rückzahlung an\r\nden Staat vorgibt, wenn möglich bereits vorhandene Daten verwendet werden. Möglich sind\r\nhier Daten des Deutschen Wetterdienstes, die in hoher Auflösung und Qualität vorliegen. Es\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 67\r\ndarf keine Umsetzungsoption gewählt werden, die den weiträumigen Verbau von Messeinrichtungen erfordert wie beispielsweise eine Messung des tatsächlichen Windes an jeder einzelnen Anlage. Bei Neuanlagen jedoch stellt die Messung des tatsächlichen Windes kein Problem dar. Für PV-Anlagen müssen ebenso praktikable und in der Praxis risikoarm umsetzbare\r\nLösungen erarbeitet werden.\r\nDarüber hinaus besteht die Option einer Zahlung pro kWh in Höhe der durchschnittlichen Einspeisemenge eines festen Pools von Anlagen jeder Technologie. Hier ist zu erwarten, dass das\r\nRisiko der Abweichung der einzelnen Anlage von der Referenzproduktion besonders hoch ist.\r\nDiese massive Unsicherheit würde sich in der Praxis auf Finanzierungskosten und damit auf die\r\nGebotshöhen auswirken und zu Kostensteigerungen führen.\r\nFür einen regionalen Ausgleich sind zudem Modifikationen zwingend notwendig:\r\n› Einerseits könnte ein Betreiberindex gebildet werden, der die reale Erzeugungsleistung\r\nvon allen Anlagen eines bestimmten Typs und/oder Rotordurchmessers in einer bestimmten Region als Vergleichsgröße zusammenfasst.\r\n› Andererseits muss bei der aggregierten Winderzeugung in ganz Deutschland als Referenzgröße zwingend eine Übertragung des Referenzertragsmodells auf das neue Modell\r\nstattfinden: Dafür bietet sich insbesondere eine Anhebung/Absenkung des pauschalen\r\nKapazitätsbetrags an.\r\n› Darüber hinaus hält der BDEW für die Ausgestaltung der Referenzmethodik folgende\r\nSystematiken für relevant: Alternativ können auch Standard-Leistungskennlinien genutzt werden, welche etwa die durchschnittliche Leistungskennlinie aller genehmigten\r\noder bezuschlagten Anlagen der letzten Jahre abbilden. In diesem Fall müssten die Referenzerträge lokale Windverhältnisse annäherungsweise abbilden.\r\n› und durchschnittliche Ertragsverluste durch typische Abschaltauflagen berücksichtigt\r\nwerden, weil diese sich aus der BImSchG-Genehmigung ergeben und nicht vom Betreiber beeinflussbar sind (etwa Nachtabschaltungen und Vogelflug).\r\n› Gleichzeitig muss die Referenzanlage kein vollständiger digitaler Zwilling der realen Anlage werden und damit nicht alle Windverhältnisse, Leistungskennlinien und Abschaltauflagen für die individuelle Anlage exakt abbilden. Eine gewisse Abweichung kann sogar wünschenswert sein, um einen Wettbewerb und eine systemdienliche Auslegung\r\nder Anlagen sicherzustellen.\r\n› Wichtig wäre aber in jedem Fall, dass die Rahmendaten der Referenzanlage bereits einige Jahre vor der Ausschreibungsteilnahme feststehen und transparent kalkulierbar\r\nsind, um investitionssichere Rahmenbedingungen für die Windparkplanung zu schaffen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 67\r\n› Standorte mit geringeren Referenzerträgen müssen in jedem Fall weiter auskömmliche\r\nErlöse erhalten, um eine systemdienliche und volkswirtschaftlich günstige Verteilung\r\nder Erzeugungskapazität zu fördern.\r\nEntscheidend für eine erfolgreiche Einführung der Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Finanzierungsbeitrag (Option 4) ist daher eine möglichst unkomplizierte Umsetzung\r\nder Erlösabschöpfung.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 67\r\n1.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDer BDEW teilt weitgehend die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der im Papier genannten Optionen. Dabei muss die Dualität von marktlichem und gefördertem Zubau\r\nweiterhin erhalten bleiben.\r\n› Bei der potenziellen Einführung von Offshore Stromgebotszonen würde jedes Modell\r\nmit einer Referenzanlage mit besonderen Herausforderungen verbunden sein. Dies ist\r\nim Optionenpapier bisher nicht adressiert und muss in Zukunft mitgedacht werden.\r\n› Auch wenn Subventionen in der Transformationsphase des Stromsystems weiterhin\r\nteilweise notwendig sein können, sollte das Marktdesign so ausgerichtet werden, dass\r\nInvestitionen in Erzeugungsanlagen, Netze oder Speicher perspektivisch auch ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar sind. Der Blick ist auch auf die kommende post-fossile,\r\nförderfreie EE-Welt zu richten. Ein künftiges Fördersystem sollte ein Abschmelzen der\r\nFörderung bzw. ein Herausgleiten der EE-Anlagen aus den Förderregimen bereits mitdenken, um die Überführung in einen förderfreien, 100%igen erneuerbaren Strommarkt vorzubereiten.\r\n› Auch die Attraktivität von Sektorenkopplung soll durch die Einführung eines neuen Fördermodells nicht gehemmt werden. Grüner Strom sollte für andere Sektoren mit seiner\r\ngrünen Eigenschaft verwendbar sein, um den erheblichen künftigen Strombedarf decken zu können. Ein reformiertes Fördermodell sollte daher die Verwendung des\r\nGrünstroms in anderen Sektoren nicht hemmen.\r\n› Pauschale Ausnahmeregelungen für Kleinstanlagen sind nicht sachgerecht. Durch die\r\ngroße Menge solcher Anlagen wird auch hier eine unsaubere Umsetzung der Modelle\r\nzum systemverzerrenden Problem.\r\n› Darüber hinaus wäre die Beanreizung von Standorten für eine zeitliche Synchronisation\r\nvon Netz- und EE-Ausbau hilfreich und könnte durch die Ermittlung der Vergütungsdauer anhand von Strommenge oder Volllaststunden statt Jahreszeiträumen geschaffen\r\nwerden.\r\n› EVUs finanzieren sich, wenn verfügbar, über langfristige Förderkredite – insbesondere\r\nder KfW- oder Namensschuldverschreibungen. Hürden in der Regulierung von Banken\r\nund Versicherungen, die eine langfristige Kreditvergabe und Finanzierung erschweren,\r\nsollten abgebaut werden. Mit diesem Ziel sollten die Basel-Regulierungen und deren\r\nkonkrete Umsetzungen durch die Bankaufsichtsbehörden geprüft werden, damit durch\r\nBasel IV die Finanzierung von Projekten nicht erschwert wird.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 67\r\nDer BDEW betont, dass bei der Einführung eines neuen Fördersystems auf eine angemessene\r\nÜbergangsfrist zwischen dem aktuellen und neuen Fördersystem zu achten ist. Insbesondere\r\ndie politische Umsetzung bis zum 1. Januar 2027 erscheint nicht machbar. Zudem muss die\r\nÜbergangsfrist so gewählt werden, dass in der Ausschreibung gemäß dem bestehenden Fördersystem bezuschlagte Anlagen bis zum Ablauf der Realisierungsfrist zu aktuellen Bedingungen ans Netz angeschlossen werden können.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 67\r\n2 Leitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\n2.1 Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen ein?\r\nDer BDEW ist überzeugt, dass ein anpassungs- und anschlussfähiger Kapazitätsmechanismus\r\nfür künftige Entwicklungen von entscheidender Bedeutung ist. So können steuerbare Kapazitäten zur Wahrung der Versorgungssicherheit in einem Stromsystem angereizt werden, das zu\r\neinem überwiegenden Teil von fluktuierenden EE geprägt ist. Bei der Einführung eines Kapazitätsmechanismus (KM) muss jedoch darauf geachtet werden, dass es nicht zu unerwünschten\r\nNebeneffekten kommt und das System zukunftsfähig ist. Ein KM hat eine Verteilwirkung, da\r\nein Teil der für die Stromanbieter erzielbaren Renditen vom Strom- auf den Kapazitätsmarkt\r\nverschoben wird. Daher sind alle Elemente eines KM genau im Hinblick auf Auswirkungen auf\r\nden Großhandelsmarkt abzuwägen. Die Entscheidung für einen Kapazitätsmarkt muss gut begründet sein und eine Vielzahl von Eigenschaften erfüllen, um den großen Einfluss des KM zu\r\nrechtfertigen und dessen definierten Anforderungen gerecht zu werden. Der Kapazitätsmarkt\r\nsoll dynamisch und anpassbar in Ausgestaltung und Ausführung sein. Kurzfristiges und mittelfristiges Nachjustieren, ohne Einfluss auf bestehende Investitionen zu nehmen, muss möglich\r\nsein, Innovationen müssen integriert und Lock-in-Effekte vermieden werden.\r\nEs ist notwendig, dass der KM Neuanlagen, insbesondere aber auch dezentrale Bestandsanlagen, Speicher und Flexibilitäten potenzialgerecht einbezieht. Dabei muss er technologieoffen\r\nund ohne ungerechtfertigte Bevorzugung oder Benachteiligungen auskommen. Zudem ist es\r\nerforderlich, dass er so ausgestaltet ist, dass die Auswirkungen auf den Strommarkt geringgehalten werden. Gleichzeitig muss ein Kapazitätsmarkt bestehende Fördersystematiken berücksichtigen, die Klimaziele der Energiewende adressieren, Investitionen anreizen, eine Entwertung bereits getätigter Investitionen verhindern, Überförderung vermeiden, Marktmacht verhindern und die Versorgungssicherheit möglichst kostengünstig gewährleisten. Diese genannten Ausgangsbedingungen müssen zwingend im Kapazitätsmarktdesign berücksichtigt und integriert werden.\r\nDie Anforderungen an einen Kapazitätsmarkt sind vielschichtig und die Energiewende bringt\r\ngroße Veränderungen mit sich. Deshalb muss sichergestellt werden, dass der Kapazitätsmarkt\r\nan veränderte Gegebenheiten selbstständig anpassbar ist und einer regelmäßigen Überprüfung durch die Regulierungsbehörden unterliegt. Der BDEW schlägt vor, dass eine zweijährliche Überprüfung mit Einbeziehung aller Stakeholder erfolgt, in der die Auswirkungen und die\r\nDetailausgestaltung des Kapazitätsmarktes in einem Konsultationsverfahren geprüft werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 67\r\n2.2 Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer Technologien und\r\ninsbesondere flexibler Lasten angemessen zu berücksichtigen, sowie das Risiko einer\r\nÜberdimensionierung?\r\nDer BDEW fordert, dass unabhängig vom gewählten Modell der Beitrag neuer Technologien\r\nund insbesondere flexibler Lasten angemessen berücksichtigt wird. Auch das Risiko der Überdimensionierung muss Eingang in das KM-Design finden. Es geht dabei um die konkrete Ausgestaltung des KM-Designs, bei dem modellunabhängig die genannten Herausforderungen\r\nadressiert werden müssen.\r\nEs ist wichtig, die Erfahrungen mit KM in anderen europäischen Ländern zu berücksichtigen.\r\nDabei ist zu beachten, dass die Situation in anderen Ländern nicht notwendigerweise mit dem\r\nzukünftigen Strommarkt in Deutschland vergleichbar ist, wenn dort der Anteil an volatiler Erzeugung aus Wind und Sonne weitaus geringer ist oder konventionelle Kraftwerke eine wesentlich größere Rolle spielen.\r\nDarüber hinaus muss darauf hingewiesen werden, dass die Entwicklung innovativer, neuer\r\nTechnologien mit steuerbaren Anteilen mit hohen Unsicherheiten behaftet ist und anschließend die Entwicklungszeit bis hin zur Marktreife berücksichtigt werden muss. Diesen steht es\r\nvon Beginn an offen, am KM teilzunehmen, allerdings handelt es sich nicht um planbare und\r\nkurzfristige Optionen, gleichwohl kann aber ein langfristiger Beitrag für das Energiesystem bis\r\n2045 aus potenziellen Innovationen folgen. Die Poolung kleiner und kleinster Flexibilitätsanbieter ist seit vielen Jahren ein etabliertes Geschäftsmodell vieler Anbieter am deutschen\r\nEnergiemarkt, zum Beispiel zum Zwecke der Regelreservevermarktung.\r\nFür den zentralen Kapazitätsmarkt (ZKM) wird die Möglichkeit der Einbindung neuer Technologien durch vier Eigenschaften bestimmt: Die Präqualifikation und das De-Rating, die Bedarfsaufteilung und den zeitlichen Vorlauf. Zusammenfassend kann man sagen, dass im ZKM der\r\nausgeschriebene Bedarf zwischen den verschiedenen Auktionen aufgeteilt wird, im kombinierten Kapazitätsmarkt (KKM) hingegen zwischen dem zentralen und dezentralen Teil. In beiden\r\nFällen muss das Risiko für Attentismus adressiert werden. EVUs bzw. Erzeuger könnten darauf\r\nspekulieren, dass die benötigten Kapazitäten erst zu einem späten Zeitpunkt angeboten werden bzw. könnten sich Versorger beim DKM erst spät mit Zertifikaten eindecken.\r\nTechnologiebezogene, standardisierte Präqualifikationsbedingungen im ZKM können neue\r\nTechnologien und haushaltsnahe Flexibilitäten vor Herausforderungen stellen. Für sie ist es\r\nungleich schwieriger, standardisierte Vorgaben zu erfüllen. Allerdings müssen Flexibilitäten\r\nund Innovationen auch in einem DKM reguliert werden, um Scheinlösungen, also Lösungen,\r\ndie die Versorgungssicherheit nicht gewährleisten können, zu vermeiden. Es erscheint\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 67\r\nnachvollziehbar, dass der dezentrale Kapazitätsmarkt (DKM) Lastflexibilitäten und Innovationen tendenziell – aber nicht per se – besser einzubeziehen vermag als ein ZKM.\r\nEs ist eine Herausforderung im ZKM, Überkapazitäten zu vermeiden. Es muss jedoch festgestellt werden, dass zur Bestimmung des Bedarfs der zentralen Auktion in einem KKM ebenfalls\r\neine Abschätzung der Nachfrage sowie der Lastreduktionspotenziale und flexibler Technologien weit im Voraus stattfinden muss. Es ist ebenso darauf hinzuweisen, dass europäisches\r\nRecht den geförderten Aufbau von Überkapazitäten in einem transparenten Verfahren klar\r\nuntersagt. Ein Beispiel hierfür ist die Beibehaltung der Reservekraftwerke sowie die europarechtliche Vorgabe, die auszuschreibende Kapazität am LOLE-Wert, in Deutschland 2,77 Stunden/Jahr, zu orientieren. Auch in anderen Ländern wird dieses Risiko im ZKM-Design adressiert. In Belgien wird der Bedarf nicht vom Regulierer selbstständig festgelegt, sondern in einem Konsultationsprozess bestimmt. Der BDEW unterstützt dies auch für zentrale Ausschreibungen in Deutschland. Dies senkt das Risiko einer Überdimensionierung, da der Bedarf anhand der Einschätzungen verschiedener Stakeholder determiniert wird. Darüber hinaus gibt es\r\nweitere Ansätze zur Optimierung der Dimensionierung, zum Beispiel die Berücksichtigung von\r\nUnsicherheiten in der Bedarfsfestlegung (Least-Worst-Regret-Ansatz in Großbritannien) und\r\ndie mögliche Berücksichtigung der Saisonalität beim Kapazitätsbedarf.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 67\r\n2.3 Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und flexible Lasten durch die\r\neuroparechtlich geforderten Rückzahlungen, die insbesondere im ZKM zum Tragen\r\nkommen?\r\nWie bereits im Papier dargelegt, ist eine klassische Erlösabschöpfung in Zeiten hoher Preise\r\nbei Speichern wenig geeignet. Speicher erzielen ihre Erlöse durch Preisvolatilität am Stromgroßhandel. Auch flexible Lasten reagieren nicht allein auf hohe Strompreise, sondern vor allem auf die kurzfristigen Preisveränderungen im Strommarkt. Die geforderte Rückzahlung\r\nkann dazu führen, dass flexible Lasten nicht aktiviert werden. Das Thema ist bei zentralen Ausschreibungen von enormer Relevanz, da sich für Speicher und flexible Lasten die Ermittlung\r\nder Deckungsbeiträge als äußerst schwierig erweist. Die Erfahrungen aus dem belgischen Kapazitätsmarkt zeigen dies sehr deutlich.\r\nInsbesondere bei Speichern und flexiblen Lasten, die oft einer komplexeren Vermarktungsstrategie unterliegen, kann eine Rückzahlung nur durch Orientierung an den tatsächlichen Erlösströmen der Vermarktung über alle Märkte (Termin, Spot, Regelleistung) erfolgen. Jedoch\r\nhat die Erfahrung mit der Überschusserlösabschöpfung im StromPBG gezeigt, dass eine derartige regulatorische Berücksichtigung von hoher Komplexität ist.\r\nDer Schwellenwert für Rückzahlungen sollte hoch gewählt und dynamisiert werden, um einen\r\neffizienten Dispatch zu gewährleisten und Unsicherheiten zu reduzieren.\r\nAufgrund dieser Herausforderungen würden wir eine gründliche juristische Prüfung begrüßen,\r\nob die in der Beihilferichtlinie genannten „Beschränkungen der Rentabilität und/oder Rückforderung im Zusammenhang mit möglichen positiven Szenarien“ im Falle eines ZKM zur Gewährung der Angemessenheit notwendig sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 67\r\n2.4 Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten KKM hinsichtlich\r\nder Chancen und Herausforderungen?\r\nBeim KKM muss vor allem geklärt werden, wie das Zusammenspiel aus zentraler und dezentraler Beschaffung gelingt und wie die Bemessung der zentralen Ausschreibung gegenüber der\r\ndezentral beschafften Leistung erfolgen kann. Eine ausführliche Bewertung des im Kurzpapier\r\nvon Consentec, r2b und Öko-Institut vorgestellten KKM erfolgt separat.\r\nDer KKM ist aus Sicht der Anbieter von verbrauchsseitiger Flexibilität und Speicherleistung zu\r\nbegrüßen, dürfte aber mit erheblichem Aufwand an zentraler und dezentraler behördlicher\r\nPlanung, zusätzlichen Kontrollmechanismen und Analysen und Datenhandling auch für die\r\nStromlieferanten verbunden sein. Auch ist die Massengeschäftstauglichkeit des kombinierten\r\nModells noch nicht erprobt und würde finanzielle sowie Haftungsrisiken aufwerfen.\r\nDamit Aufwand und Nutzen in einem ausgewogenen Verhältnis stehen und letztlich die richtigen Investitionsanreize ausgelöst werden, muss der administrative Aufwand gering sein. Andernfalls würde der intendierte Vorteil, Kleinstflexibilitäten einzubinden, an bürokratischen\r\nHürden scheitern.\r\nDie frühzeitige Festlegung auf einen KM ebnet den Weg für einen schnellen Einstieg in die entscheidende Diskussion um die Ausgestaltung des Mechanismus. Aus dem Papier geht klar hervor, dass zentrale Ausschreibungen mit entsprechender Vorlaufzeit im Falle des KKM nur für\r\nNeuanlagen eingerichtet werden sollen. Aus dem Papier geht nicht eindeutig hervor, dass die\r\nAusschreibungen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) den Einstieg in die zentralen Ausschreibungen bilden. Es wird weiterhin von einer Integration des KWSG in den KM gesprochen\r\n– es ist jedoch vielmehr ein Übergang.\r\nGenerell ist im KKM festzulegen, welche Technologien besser im KKM-D oder KKM-Z angereizt\r\nwerden. Dabei sind die jeweiligen Folgen für Investoren aufgrund unterschiedlicher Refinanzierungszeiträume zu berücksichtigen. Für Bestandsanlagen oder Anlagen mit Umrüstungsoder Modernisierungsbedarf bedeutet die Verortung im dezentralen Teil voraussichtlich ein\r\nhöheres Refinanzierungsrisiko (Preisvolatilität bei Kapazitätszertifikaten) als im ZKM. Auch für\r\nSpeicher wäre zu entscheiden, in welchem Segment eine höhere Anreizwirkung realisiert wird.\r\nUnklar bleibt vor allem, inwieweit KWK-Anlagen und H2-Umrüstungen in die vorgeschlagenen\r\nOptionen integriert werden können, was aus Sicht des BDEW notwendig ist.\r\nDer KKM ist das komplexeste Modell unter den vorgestellten Optionen. Er basiert auf zwei bereits komplexen Modellen, deren Interaktion schwer prognostizierbar ist und geregelt werden\r\nmuss. Somit besteht eine höhere regulatorische Irrtumswahrscheinlichkeit. Allein die Administration der zentralen Komponente würde einen erheblichen Aufwand verursachen. Darüber\r\nhinaus müssen für die Einbeziehung des dezentralen Anteils im KKM ein Zertifikatemarkt\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 67\r\naufgebaut, Zertifikate spezifiziert, Pönalen festgelegt und sowohl die Zertifikate als auch die\r\nabschaltbaren Lasten bei EVUs und Erzeugern überprüft werden. Diskutiert werden muss, inwiefern im dezentralen Teil Präqualifikationsbedingungen für die Emission von Leistungszertifikaten notwendig und anwendbar sind.\r\nDie Anrechenbarkeit der Zertifikate aus den zentralen Ausschreibungen und weiterer Fördermechanismen (z.B. EEG, KWKG) ist von entscheidender Bedeutung, damit die Bilanzkreisverantwortlichen genau wissen, welchen Anteil ihrer Höchstlast sie im DKM besichern müssen.\r\nDavon ausgenommen ist die Selbsterfüllung, bei welcher die Vorgaben und Überprüfbarkeit\r\nder Selbsterfüllung noch ausgestaltet werden müssen. Die detaillierte Ausgestaltung zur Anrechenbarkeit der Zertifikate aus der zentralen Ausschreibung ist komplex. So ist bspw. beim Abschlagsmodell keine einfache quotale Berechnung möglich, da sich die Gesamtmenge der Zertifikate erst durch das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage ergibt. Beim Handelsmodell – bei dem der KKM-Administrator der zentrale Anbieter ist – muss allen Marktteilnehmern ein transparentes Verfahren bekannt sein, das eindeutig festlegt, wer, wie und zu welchem Preis die Zertifikate handelt. Eine nachträgliche Anpassung des Verfahrens ist in jedem\r\nFall schwierig.\r\nEines der Hauptprobleme des KKM ist der Marktanteil des Staates am dezentralen Kapazitätsmarkt. Der Marktanteil steigt mit zunehmendem, über die zentrale Komponente angereiztem,\r\nNeubau sukzessive an. Eine weitere signifikante Erhöhung ergäbe sich, wenn, wie im Konzeptpapier angedacht, auch weitere vom Kapazitätsmarkt ausgeschlossene Kapazitäten (z.B. geförderte Kapazitäten (EE, KWK) und Kohleanlagen) vom Staat vermarktet würden. Dies hieße,\r\ndass der noch auszugestaltende KKM-Administrator in den Anfangsjahren zum dominanten\r\nMarktakteur auf dem Zertifikatemarkt werden würde.\r\nEs müsste vorab analysiert werden, welche Auswirkungen die Verzahnung von DKM und ZKM\r\nauf die Preisbildung haben wird. Bei der Überführung der Zertifikate aus dem zentralen in den\r\ndezentralen Teil muss geklärt werden wer, zu welchem Preis die Zertifikate verkauft. Es darf\r\ndurch diesen Verkauf zu keiner Verzerrung auf dem DKM kommen.\r\nEin weiteres Risiko des KKM besteht darin, dass durch einen zu hohen Bedarf in der zentralen\r\nAuktion zu viele Zertifikate ausgegeben werden bzw. die durch die Verbraucher zu beschaffende Zertifikatsmenge zu stark reduziert wird. Hierdurch könnten sämtliche Zertifikatspreise\r\ngedrückt werden. Dies hätte zur Folge, dass Altanlagen sowie Neuanlagen mit kürzeren Refinanzierungszeiträumen weniger Finanzierung erhalten, möglicherweise früher als ökonomisch\r\nsinnvoll vom Netz genommen werden oder zu geringe Investitionsanreize für Flexibilitäten bestehen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 67\r\nDarüber hinaus ist ausführlich zu evaluieren, welche Vor- und Nachteile eine ex-post bzw. exante Bestimmung oder eine Mischung der beiden bei der Beschaffung der Zertifikatsmenge im\r\ndezentralen Teil haben. Hier sollte zudem überprüft werden, welche Lehren man aus dem\r\nfranzösischen KM ziehen kann.\r\nEine Herausforderung liegt außerdem in dem möglicherweise zurückhaltenden Marktverhalten der Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) im DKM. Es kann sein, dass dieses Marktverhalten\r\ndazu führt, dass Innovationen nicht ausreichend einbezogen werden.\r\nDa im dezentralen Kapazitätsmarkt von den Kapazitätsnutzern Zertifikate gekauft werden\r\nmüssen, werden die Kapazitätskosten über die entstehenden Erlöse gedeckt und verursachungsgerecht allokiert; dieser Teil des KKM benötigt zwar keine staatliche Unterstützung\r\noder anderweitige Refinanzierung, die Kosten werden jedoch unmittelbar von den Endkunden\r\nzu tragen sein.\r\nEs bestehen zum KKM keine empirischen Erfahrungen. Ob ein liquider Markt für Kapazitätszertifikate zu Stande kommt – was für ein effizientes Funktionieren des KKMs Voraussetzung ist –\r\nist aktuell kaum abzuschätzen. Hier können schon unabsichtliche Regulierungsfehler den\r\nMarkt austrocknen lassen.\r\nZu diskutieren ist inwiefern die gleichen De-rating-Faktoren KKM übergreifend angewendet\r\nwerden sollten und ob im dezentralen Teil überhaupt ein De-rating notwendig ist. Des Weiteren schlägt der BDEW vor ein anlagenscharfes, bzw. ein Self-De-rating zu prüfen.\r\nDer KKM kann die Vorteile des ZKM und des DKM verbinden, sofern es gelingt, das Ineinandergreifen der Modelle praktikabel und möglichst einfach auszugestalten. Andernfalls besteht die\r\nGefahr, dass der KKM die Nachteile der beiden Modelle vereint. Bei der Ausgestaltung des\r\nKKM ist darauf zu achten, Überkomplexität zu vermeiden und Risiken bei der Verschneidung\r\nzu adressieren. Zu große Komplexität zöge unter anderem eine langwierige beihilferechtliche\r\nPrüfung nach sich und würde die Einführung eines KM verzögern, wie auch die praktische Umsetzung erschweren oder behindern. Der BDEW begrüßt im Grundsatz eine frühzeitige Festlegung auf einen KM, um bis zur Einführung im Jahr 2028 die Ausgestaltung im Detail diskursiv\r\nzu erörtern, weist aber erneut auf das Modell des integrierten Kapazitätsmarktes hin.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 67\r\n2.5 Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS denkbar?\r\nAus Sicht des BDEW widersprechen sich ZKM und KMS grundlegend, da der KMS auf Knappheitspreissignalen beruht, um in diesen Preisspitzen das missing-money zu erwirtschaften. Der\r\nZKM stellt jedoch einen Markt bereit, um dieses separat zu erlösen. Solange Investoren Hoffnung auf eine gesicherte Zahlung in einem ZKM haben können, werden sie sich mit Investitionen auf der Basis eines KMS zurückhalten, weil eine marktlich getragene Investition immer riskanter ist als eine Absicherung.\r\nEin Vorteil des Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging (KMS) gegenüber des DKM ist die rein marktliche Implementierung, die daher keiner beihilferechtlichen\r\nGenehmigung bedarf. Bei gelungener Ausgestaltung erfolgt zudem eine unkomplizierte Einbindung von Flexibilität (siehe Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 56). Aus\r\nSicht des BDEW fehlt jedoch der entscheidende Nachweis einer funktionierenden Schnittstelle\r\nzwischen den beiden Systemen ZKM und KMS. Bislang liegt für die Kombination aus ZKM und\r\nKMS keine hinreichende Beschreibung vor. Darüber hinaus erachtet der BDEW das Modell als\r\nnoch komplexer als einen KKM und im Hinblick auf die Versorgungssicherheit als unsicherer.\r\nAus Sicht der BKVs bzw. EVUs müssen sich bei der Ausführung der Hedgingverpflichtung Aufwand und Nutzen die Waage halten. Es ist unklar, inwiefern BKVs im KMS einen Nutzen generieren können.\r\nBei der Ausgestaltung der Kombination aus KMS und ZKM sind je nach Ausgestaltung des Mechanismus die im ZKM erforderlichen Definitionen der Präqualifikationsbedingungen und das\r\nDe-Rating als kritisch anzusehen, da Anlagenbetreiber im KMS die gesicherte Leistung in\r\nKnappheitssituationen selbst beurteilen. Die Einschätzung, ob eine Knappheitssituation vorliegt und wie hoch der Bedarf in dieser ist, kann von einem einzelnen Betreiber jedoch nicht\r\numfassend vorgenommen werden.\r\nAuch der KMS bedeutet hohen administrativen Aufwand: Er ist eine konkrete Realisierung der\r\nVorgaben in Art. 18a BMRL, die über den europarechtlich geforderten Rahmen hinausgeht.\r\nEine komplexe Überwachung der Einhaltung und Pönalisierung, die Schaffung von Handelsprodukten sowie der Aufbau eines Risikomanagements ist notwendig und er stellt durch die Verpflichtung auf einen bestimmten Typ von Derivat einen direkten Eingriff in die Unternehmensstrategie dar. Der Handel mit derartigen Derivaten wurde 2015 bereits von der EEX eingeführt\r\nund mangels Nachfrage wieder eingestellt. Diese Produkte gelten als sehr komplex und sind\r\naußerdem als Finanzinstrumente zu bewerten, für die noch dazu ein besonderes Risikomanagement erforderlich ist. Gerade für kommunale Versorger ist der Handel mit komplexen Finanzinstrumenten in der Regel durch die jeweiligen Gemeindesatzungen der Länder teilweise\r\nnicht erlaubt.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 67\r\n2.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nAus Sicht des BDEW ist hervorzuheben, dass angesichts des umfassenden Eingriffs in das bestehende Marktdesign durch einen Kapazitätsmarkt eine detaillierte Darlegung der Gründe\r\nund Ziele für die gewählte Ausgestaltung sowie eine Konsultation mit den Beteiligten erforderlich ist. Nach Analyse der vielfältigen Ausgestaltungsmöglichkeiten und Abwägung von Aufwand und Nutzen halten wir den integrierten Kapazitätsmarkt für die beste Option.\r\n› Die Festlegung auf diesen KM könnte den Weg für einen schnellen Einstieg in die Diskussion um die passende Ausgestaltung ebnen. Der BDEW begrüßt, dass im Laufe dieses Jahres eine Entscheidung getroffen und eine zeitnahe Implementierung angestrebt\r\nwird.\r\n› Wichtig bei allen Optionen ist, dass die ohnehin schon bestehende administrative Belastung auf Behördenseite, wie auch für die Energievertriebe nicht weiter zunimmt. Das\r\nZielsystem sollte daher schlank und daten- und nachweisarm sein. Eine schnelle beihilferechtliche Genehmigung ist von zentraler Bedeutung.\r\n› Bei allen KM mit zentralem Teil ist es unausweichlich, die auszuschreibende Menge in\r\neinem transparenten Konsultationsverfahren gemeinsam mit der Branche zu bestimmen.\r\n› Es ist in allen KM zu prüfen, inwiefern eine lokale Komponente integriert werden kann.\r\nDarüber hinaus muss in jedem KM die Rolle von Aggregatoren, welche Flexibilitäten\r\nbündeln, berücksichtigt werden.\r\n› Für Vertriebe ist es wichtig, mittel- bis langfristig insbesondere bei den SLP-Kunden konstante Kostenbestandteile in die Preisbildung einbeziehen zu können. Unsicherheiten\r\nbei Kostenbestandteilen führen zu Risikoaufschlägen und höheren Preisen für Endkunden. Insbesondere ist darauf zu achten, dass eine Änderung der Umlagenhöhe kein Sonderkündigungsrecht auf Seiten der Kunden auslöst, insbesondere im Bereich Haushalt\r\nund Kleingewerbe, sondern wie eine Änderung von Steuern und Abgaben behandelt\r\nwird.\r\n› Des Weiteren wird im Optionenpapier das Zusammenwirken von KWSG und KM nur am\r\nRande angesprochen, jedoch ohne detaillierte Erläuterungen. Es wäre wünschenswert,\r\nwenn aufgezeigt würde, wie notwendige Projekte im Rahmen des KWSG und anderen\r\nFördermechanismen auch in einem Kapazitätsmechanismus ohne Doppelförderung berücksichtigt werden können. Angesichts des Kohleausstiegs betont der BDEW, dass es\r\neinen schnellen Ausschreibungsstart durch das KWSG geben muss. Eine Besicherung\r\nder Versorgung übergangsweise über die Reserven ist keine Option. Ebenso ist unklar,\r\ninwiefern KWK-Anlagen, die neben der Versorgungssicherheit im Stromsektor auch die\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 67\r\nSpitzenlast in einem dekarbonisierten Wärmesystem abdecken, und H₂-Umrüstungen in\r\ndie vorgeschlagenen Optionen „integriert“ werden sollen. Aus BDEW-Sicht ist das zwingend erforderlich.\r\n› Im Hinblick auf die Resilienz des gesamten Energiesystems und die Realisierung der\r\nWärmewende sind steuerbare Stromerzeugungsanlagen mit Wärmeauskopplung im unteren Leistungsbereich, z.B. BHKW > 5 MW, ein wichtiger Bestandteil. Kurzfristig muss\r\nin diesem Segment die Investitionssicherheit über das KWKG hergestellt werden. Der\r\nBDEW hat zusammen mit anderen Energieverbänden konkrete Vorschläge dafür unterbreitet.\r\n› Der BDEW begrüßt die europäische Einbettung und grundsätzliche wettbewerbliche\r\nAusrichtung der Vorschläge für das Strommarktdesign, z.B. die weitere Nutzung der\r\nMerit Order für die Steuerung des Kraftwerkseinsatzes oder die Nutzung von unverzerrten Preissignalen, damit diese ihre Steuerungswirkung sowohl in Richtung der Stromverbraucher als auch der Stromerzeuger entfalten können.\r\n› Mit dem angestrebten Verkehrswachstum auf der Schiene und dem damit verbundenen Anstieg des Strombedarfs werden steuerbare Kraftwerksleistungen für die Bahn gerade auf stark frequentierten Hochleistungskorridoren und in Ballungsgebieten erheblich an Bedeutung gewinnen. Aus Gründen der Versorgungssicherheit kann sich die\r\nBahnstromversorgung nicht ausschließlich auf den Strombezug aus der öffentlichen\r\nStromversorgung verlassen. Daher sollte bei der Ausgestaltung des zukünftigen Strommarktdesigns auch der Bahnstrom im Blick behalten werden, denn er kann bei geeigneten Rahmensetzungen flexibel steuerbare Kraftwerksleistung – perspektivisch klimaneutral – an verschiedenen Standorten anbieten und damit seinen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zum Gelingen der Energie- und Verkehrswende leisten.\r\n› Ausschlaggebend ist, dass bei Ausschreibungen im Kapazitätsmarkt Marktverschlüsse\r\nvermieden und die Ausübung von Marktmacht verhindert werden.\r\n› Um die Teilnahme an den KWSG-Ausschreibungen nicht zu verzerren, bietet sich an, vor\r\nder ersten Ausschreibung das Marktdesign für den KM festzulegen.\r\nAus Sicht des BDEW ist ersichtlich, dass sämtliche Lösungsansätze zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit unterschiedliche Vor- und Nachteile aufweisen. Das Ziel muss folglich darin\r\nbestehen, den Mechanismus mit dem besten Kosten-Nutzen-Verhältnis zu identifizieren, mit\r\nmöglichst geringer Komplexität umzusetzen und entsprechend der vorher definierten Zielsetzung auszugestalten. Nach unserer Überzeugung ist dies nur mit dem integrierten Kapazitätsmarkt erreichbar. Darüber hinaus betont der BDEW die Bedeutung einer vollständigen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 67\r\nKomplettierung der Instrumente zur Versorgungssicherheit durch eine Reserve, wie auch im\r\nPapier angedacht.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 67\r\n3 Leitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale\r\n3.1 Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft?\r\nAus Sicht des BDEW geht die Abgrenzung zwischen lokalen Signalen und Flexibilitäten aus dem\r\nPapier des BMWK nicht eindeutig hervor. Nach dem Verständnis des BDEW dienen lokale Signale dazu Flexibilitäten anzureizen und nutzen zu können. Das Nutzen von Flexibilitäten im\r\nStrommarktdesign der Zukunft ist ein wesentlicher Beitrag für ein gesamtheitlich effizientes\r\nSystem. Die lokalen Signale sind (monetäre) Anreize, um Investitionen, aber auch konkret Erzeugung und Verbrauch örtlich und zeitlich so zu steuern, dass sie gut ineinandergreifen.\r\nZwei Prämissen definieren den Rahmen:\r\n› Die Beibehaltung der einheitlichen Stromgebotszone.\r\n› Der zügige Netzausbau ist Garant für einen funktionierenden Strommarkt und einen sicheren Netz- und Systembetrieb.\r\nFlexibilitäten, die durch lokale Signale angereizt und genutzt werden können, müssen den\r\nNetzausbau ergänzen, können ihn aber nicht ersetzen. In dieser ergänzenden Rolle können\r\nsie, gleichwohl einen wichtigen Beitrag leisten, um das Netz nicht bis auf das letzte Kilowatt\r\nausbauen zu müssen. Das Nutzen von Flexibilitäten durch lokale Signale kann auch Lösungen\r\nzur Reduzierung von Engpässen für die Zeiten bieten, in denen der Netzausbau noch nicht wie\r\nerforderlich erfolgt ist.\r\nVor diesem Hintergrund unterstützt der BDEW, dass lokale und regionale Netzengpasssituationen, deren Relevanz zukünftig noch zunehmen wird, durch das Setzen lokaler Signale verringert werden sollen. Im Zuge der fortschreitenden Dezentralisierung der Stromerzeugung mit\r\neinem höheren Grad an Volatilität sind lokale Signale ein adäquates Mittel, um system- und\r\nnetzdienliche Investitionen und Verhalten zu ermöglichen bzw. entsprechende Anreize dazu\r\nzu setzen. Dabei ist sorgfältig zu differenzieren, dass lokale Signale sich zum einen auf die geographische Netztopologie, zum anderen auf die Hierarchie der verschiedenen Netzebenen beziehen, die jeweils koordiniert werden müssen.\r\nDas Thema lokale Signale wird im Papier weit gefasst, sowohl in Bezug auf die Definition von\r\n„lokal“ als auch auf mögliche Signale. Zum einen können lokale Signale darauf abzielen, Investitionsanreize zu setzen, um neue Verbraucher, Stromspeicher oder Erzeuger bei der Standortwahl zum Beispiel im Sinne der Netzdienlichkeit anzureizen. Zum anderen können lokale Signale die konkrete Fahrweise bestehender Erzeuger, Speicher und Verbraucher anreizen.\r\nLokale Signale können Einflüsse auf bestehende Märkte haben und Wechselwirkungen und\r\nNutzenkonkurrenzen können entstehen. Daher ist die Koordinierung der jeweiligen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 67\r\nInstrumente besonders relevant, um insbesondere die Einflüsse solcher Instrumente auf alle\r\nMarktsegmente zu adressieren und die „richtigen“ Anreize zu setzen.\r\nBei Investitionsanreizen durch lokale Signale muss die durch den fortschreitenden Netzausbau\r\nund durch Anpassungen auf Verbraucherseite bedingte Entwicklung der Engpasssituation beachtet werden. Daher ist es aus Sicht des BDEW von großer Bedeutung, das Gesamtsystem\r\neng im Blick zu haben (siehe Positionspapier vom Juli 2024). Insofern lokale Signale nicht auf\r\nInvestitionsentscheidungen an netzdienlichen Standorten gerichtet sind, sondern den dynamischen Einsatz bestehender Ressourcen betreffen, muss die technische und prozessuale Umsetzbarkeit im Netz zwingend beachtet werden. So müssen als erstes die technischen und\r\nwirtschaftlichen Voraussetzungen für die Mess- und Steuerbarkeit der Netzengpasssituationen, der EE- und auch der Verbrauchseinrichtungen geschaffen und bestehende Technik qualitätsgesichert werden.\r\nDie Digitalisierung der Stromnetze hat demnach -Priorität. Die notwendige Steuerbarkeit und\r\ndie Einführung dynamischer Tarife sind an den Smart Meter-Rollout geknüpft, vor diesem Hintergrund müssen zunächst die gesetzlichen Rahmenbedingungen verbessert werden. Dazu\r\nmüssen\r\n› Anforderungen an die technischen Funktionalitäten auf das Notwendige beschränkt\r\nwerden und Vereinfachungen der Prozesse, beispielsweise bei der sicheren Lieferkette,\r\nendlich zügig umgesetzt werden.\r\n› Energiewende-relevante Kundengruppen, wie flexible Haushaltskunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, PV-Aufdachanlagen und/oder Heimspeichern, vorrangig\r\nmit intelligenter Technik ausgestattet werden.\r\n› Neben der technischen Umsetzbarkeit auch die prozessuale Umsetzbarkeit z.B. mit\r\nBlick auf die notwendigen Marktprozesse im Massenmarkt beachtet werden.\r\n› Transparenz bzgl. der Ausgestaltung und Berechnung der differenzierten Netzentgelte\r\ngewahrt werden.\r\nMöglichen Anreizen über flexible Tarife und einer Überprüfung der Netzentgeltstruktur steht\r\nder BDEW grundsätzlich offen gegenüber. Hier ist jedoch zum einen eine Beachtung der Nutzenkonkurrenz wichtig: Eine Flexibilität kann zu einem bestimmten Zeitpunkt nur einem\r\nZweck dienen (Markt, Netz oder System), die Anforderungen müssen dabei nicht gleichgerichtet sein. Im Falle gegenläufiger Signale ist eine Priorisierung netzdienlicher Flexibilität, sofern\r\nihr Einsatz aufgrund von Netzengpasssituationen erforderlich wird, unabdingbar; diese Priorisierung ist bei rein monetären Signalen (Stromtarif, Netzentgelt) voraussichtlich schwer abzubilden. Daher muss der Anschlussnetzbetreiber auch zukünftig im Fall einer drohenden\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 67\r\nNetzüberlastung steuernd eingreifen können. Zum anderen müssen Kosten und Nutzen im\r\nBlick behalten werden und die Komplexität sollte so gering wie möglich gehalten sein.\r\nRegional und zeitlich differenzierte Netzentgelte können dabei zukünftig je nach Ausgestaltung sinnvolle Anreize für ein netz- bzw. systemdienliches Verbrauchsverhalten darstellen.\r\nIhre Einführung geht aber mit erheblichen Ausgestaltungs- und Umsetzungskomplexitäten einher. Zum Beispiel erfordern sie entsprechende technische Standards im Netz und auf Kundenseite, die derzeit nicht flächendeckend gegeben sind, aber eine Voraussetzung für die Umsetzung sind. Zudem ist im Einzelfall noch offen, welche realen netzdienlichen Wirkungen flexible\r\nNetzentgelte haben, insbesondere wenn andere Preissignale z.B. der Commodity-Preis gegenläufige Anreize setzen.\r\nGrundsätzlich muss jeder Schritt in Richtung einer Flexibilisierung der Netzentgelte den Prinzipien der Kostenreflexivität, Marktneutralität, Erlösstabilität- und Planbarkeit, Verständlichkeit,\r\nNachvollziehbarkeit und Einfachheit gerecht werden. Auch die Verteilungswirkung der Netzentgelte auf alle Kundengruppen ist zu berücksichtigen. Dynamische Netzentgelte müssten so\r\ngestaltet sein, dass die sichere Versorgung für Kunden und die notwendige Finanzierung der\r\nNetze gewährleistet sind.\r\nFlexible Lasten werden in Zukunft einen Beitrag zur Vermeidung und Behebung von Netzengpässen leisten müssen. Der BDEW begrüßt, dass sich die Bundesregierung der Frage annimmt,\r\nwie hierfür entsprechende Rahmenbedingungen aussehen könnten. Die über den bestehenden Redispatch 2.0 für Erzeugungsanlagen geschaffene Prozesswelt bietet hierfür sinnvolle\r\nAnknüpfungspunkte (u.a. Netzbetreiberkooperation Connect+). Um eine Einbindung von Lastflexibilität zu ermöglichen, müssen die bestehenden Redispatch 2.0-Prozesse für Erzeugungsanlagen optimiert und bestehende Umsetzungsschwierigkeiten behoben werden. Hieran arbeiten Bundesnetzagentur und Branche bereits im Rahmen eines laufenden Festlegungsverfahrens. Gleichzeitig kann eruiert werden, ob und wie flexible Lasten ergänzend eingesetzt\r\nwerden können. Zu beachten ist dabei, dass insbesondere bei lokalen Flexibilitätsmärkten in\r\nunteren Spannungseben Umsetzungsschwierigkeiten in Sachen Liquidität und räumlicher Enge\r\nder jeweiligen Märkte bestehen. Bei der marktlichen Einbindung von Lasten ins Engpassmanagement ist außerdem das Potenzial strategischen Bieterverhaltens (Inc-Dec-Gaming) zu berücksichtigen. Dieses Risiko muss in möglichen Umsetzungsüberlegungen adressiert und weitgehend ausgeschlossen werden, darf die Überlegungen aber nicht bereits im Grundsatz ersticken. Bei den Überlegungen sollte besonders auf bestehende Branchenerfahrungen aus Forschungsprojekten (z.B. SINTEG und Kopernikus) zurückgegriffen werden. Dazu können großflächige Pilotprojekte in einzelnen Netzgebieten, unterstützt durch BMWK und Bundesnetzagentur inkl. Kostenanerkennung, weitere Erkenntnisse für die effektive Nutzung von Lasten im\r\nEngpassmanagement liefern.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 67\r\nAus Sicht des BDEW ist es auch wichtig, den Ausbau einer Speicherinfrastruktur durch lokale\r\nSignale voranzubringen. Stromspeicher können mit ihrer Fähigkeit, sowohl ein- als auch auszuspeisen – und über die Konservierung von Energie hinaus – erheblich zur Stabilität in der\r\nStromversorgung beitragen und sind daher für die Energiewende unverzichtbar. So können\r\nbeispielsweise durch regional differenzierte Baukostenzuschüsse Anreize zur Wahl eines günstigen Netzanschlusspunktes insbesondere für flexible Stromspeicher gesetzt werden. Daher\r\nsollten Anpassungen der Regelungen zu Baukostenzuschüssen bei Stromspeichern Anreize für\r\neine netzdienliche Standortwahl beinhalten und diese honorieren. Voraussetzung sind allerdings einfache und objektive Kriterien sowohl für Netz- als auch Speicherbetreiber.\r\nGrundsätzlich spricht sich der BDEW mit Blick auf die anstehenden Herausforderungen für das\r\nbewährte Motto „vom Groben ins Feine“ aus, bei dem der Fokus auf einfache und praktikable\r\nLösungen gelegt werden sollte. Diese können bedarfsgerecht im Zeitablauf entsprechend den\r\nBedarfen und Prioritäten iterativ weiterentwickelt werden. Ein solch agiles Vorgehen ermöglicht es, fokussiert die begrenzten Ressourcen zu nutzen, Lerneffekte zu berücksichtigen und\r\nauch schnelle Lösungen zu ermöglichen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 67\r\n3.2 Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen für lokale Signale?\r\nMit Blick auf Anreize für Investitionsentscheidungen sind auch die Grenzen lokaler Signale zu\r\nbeachten. Wenn sich im Zeitverlauf die Engpässe verändern, bspw. bei Veränderung der Entgelte, hat dies Einfluss auf die Investition, bzw. den „Business Case“.\r\nBei der Einführung lokaler Signale ist jeweils zu beachten, welche konkreten Voraussetzungen\r\ndafür erforderlich sind. Das betrifft die technischen und prozessualen Voraussetzungen (insbesondere weitere standardisierte Digitalisierung der Verteilnetze und der Messeinrichtungen),\r\ndie zunächst geschaffen werden müssen. Davon abhängig ist, wie kurzfristig das Signal eingeführt werden kann. Der BDEW hat im August 2024 einen Vorschlag zur Einführung kurzfristiger\r\nMaßnahmen vorgelegt (Dringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im\r\nNetz und im Markt).\r\n3.2.1 Vorteile der Optionen:\r\nVorteile Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Grundsätzlich stimmt der BDEW zu, dass Potenzial besteht, um sinnvolle und systemdienliche Anreize über Netzentgelte zu bieten. Dabei ist insbesondere für die Integration flexibler Verbraucher oder zuschaltbarer Lasten eine Überprüfung der Netzentgeltsystematik geboten. Es ist richtig zu hinterfragen, an welcher Stelle die heutige Netzentgeltsystematik der Netz- aber auch Systemdienlichkeit entgegenwirkt und dementsprechende Korrekturen vorzunehmen.\r\n› Differenzierte Netzentgelte könnten auch einen Beitrag für die Steuerung der Nachfrageseite in Regionen mit netzbedingten Überschüssen darstellen.\r\n› Die vorgeschlagenen Maßnahmen sind grundsätzlich mit der aktuellen Systematik kompatibel.\r\n› Bei der Entwicklung zeitlich/regional differenzierter Netzentgelte kann auf Erfahrungen\r\naus der Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG zurückgegriffen werden und\r\nSchlussfolgerungen für eine weitere Flexibilisierung der Netzentgelte können gezogen\r\nwerden.\r\nVorteile Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Die Europäische Kommission postuliert in ihrer Empfehlung vom 13. Mai 2024 zur Gestaltung von Auktionen für erneuerbare Energien eine stärkere Einbeziehung „nichtpreislicher“ Komponenten bei der Förderung von erneuerbaren Energien. Die lokale\r\nKomponente und die Integration des Energiesystems werden hier bewusst als mögliche\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 67\r\nElemente genannt. Vor diesem Hintergrund sind entsprechende Kriterien zur regionalen Steuerung auch von Erneuerbaren Energien zu erwarten.\r\n› Die Instrumente sind v.a. in Hochlaufphasen in geeigneter Ausgestaltung sinnvoll. Bspw.\r\nda im Rahmen des Markthochlaufs von Wasserstoff Elektrolysezubau in großen Teilen\r\nnur mit Förderung möglich ist, ist dieses Instrument für diese Technologie besonders\r\nprädestiniert. So sind die geplanten Ausschreibungen im § 96 WindSeeG positiv hervorzuheben. Es gilt jedoch, dieses Instrument auch aktiv zu nutzen.\r\n› Zudem ist zu unterstützen, dass bei Förderprogrammen, sofern sinnvoll, Netzdienlichkeit als Anforderung mitgedacht wird, da dies tendenziell eine netzdienliche Wirkung\r\ndieser Anlagen unterstützt.\r\n› Die vorgeschlagenen Maßnahmen sind kurzfristig umsetzbar und bieten einen zielgerichteten Investitionsanreiz für die Technologien.\r\n› Die Verteilungswirkungen im Gesamtsystem werden durch die Maßnahmen beschränkt.\r\nVorteile Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Lasten müssen einen Beitrag zur Vermeidung und Lösung von Engpasssituationen leisten. Daher ist begrüßenswert, dass die Rolle flexibler Lasten im Engpassmanagement\r\nstärker berücksichtigt werden soll. Eine marktliche Ausgestaltung würde den Flexibilitäten ein Gebot zu Opportunitätskosten erlauben.\r\n› Flexible Lasten können das verfügbare Redispatch-Potenzial, bspw. für positiven Redispatch, und so die Kosteneffizienz erhöhen. Das Potenzial wird insbesondere auch dann\r\nweiter verfügbar sein und an Bedeutung gewinnen, wenn weniger konventionelle Kraftwerke am Markt teilnehmen.\r\n› Prognostizierbarkeit, Planbarkeit, Sichtbarkeit und Steuerbarkeit expliziter Flexibilität1\r\nsind bei der Behebung von Netzengpässen klare Vorteile. Anders als bei Anreizen über\r\nz.B. variable Tarife kann hier gezielter mit der Flexibilität geplant werden.\r\n› Eine Kompatibilität mit bestehenden energiewirtschaftlichen und kommunikationstechnischen Prozessen muss sichergestellt werden, um die Einführung so einfach wie\r\n1 Explizite Flexibilität beschreibt die zugesagte und planbar abrufbare Nutzung flexibler Ressourcen. Implizite Flexibilität beschreibt die (nicht garantierte) Reaktion flexibler Ressourcen auf Preissignale.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 45 von 67\r\nmöglich zu gestalten. Hierbei kann auf das existierende prozessuale und infrastrukturseitige (z.B. Connect+) Grundgerüst aus Redispatch 2.0 effizient aufgesetzt werden.\r\n› Die konkrete Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Prozesse im Engpassmanagement sollte auf Basis von Praxiserfahrungen und etwaigen Vorarbeiten der Branche erfolgen.\r\n› Die Nutzung flexibler Lasten im Rahmen des Engpassmanagements kann in großflächigen Pilotprojekten kurzfristig erprobt werden um Ausgestaltungsoptionen, Implikationen und wirtschaftliche Effekte zu untersuchen. Hierbei sind jedoch aktuelle Weiterentwicklungsprozesse im Redispatch 2.0 zu beachten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 46 von 67\r\n3.2.2 Nachteile der Optionen:\r\nNachteile Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Das Instrument zeitlich differenzierter Netzentgelte als alleiniges Instrument kann die\r\nlokale Überlastung fester Netzinfrastruktur nicht sicher vermeiden.\r\n› Jede Anpassung in den Netzentgelten und in der Netzentgeltsystematik kann sich an\r\nanderer Stelle auf viele Kunden auswirken. Eine Reduzierung der Netzentgelte für eine\r\nKundengruppe führt zu einer Erhöhung bei anderen Kundengruppen. Darüber hinaus\r\nbleibt offen, wie regional bzw. lokal und zeitlich differenziert werden würde. Zu kleinteilige Regelungen sind prozessual, sehr komplex und entsprechend äußerst aufwändig\r\nin der Umsetzung. Damit stünde das Nutzen-Aufwand-Verhältnis in Frage.\r\n› Die Reduzierung von Netzentgelten in bestimmten Zeiten/Regionen kann die Netzentgelte in den übrigen Zeiten/Regionen erhöhen, was besonders für wenig flexible Kunden nachteilig ist. Dies kann zu ungewollten Verteilungseffekten führen, muss aber mit\r\nevtl. reduzierten Netzbetriebskosten (Redispatch) verglichen werden.\r\n› Potenziell könnten neue Leistungsspitzen beim Anschlussnetzbetreiber am Umspannwerk durch flexible Fahrweisen von (Groß)-kunden entstehen.\r\n› Je nach Ausgestaltung können mit differenzierten Netzentgelten sowohl erhebliche\r\nUmsetzungsaufwände als auch Erlösrisiken für Netzbetreiber verbunden sein.\r\n› Zeitlich bzw. regional differenzierte Netzentgelte sind für einen Teil der großen Anbieter von Flexibilität nicht relevant. Beispielsweise sind Batteriespeicher und Elektrolyseure aktuell nach Anforderungen der Übergangsregelung des § 118. Abs 6 EnWG von\r\nNetzentgelten befreit. Bei Einführung von differenzierten Netzentgelten müssen solche\r\nBefreiungstatbestände jedoch berücksichtigt und zunächst der Fokus auf (Groß-)Verbraucher gelegt werden.\r\n› Insgesamt stellt sich die Frage, wie eine stärkere Differenzierung der Netzentgelte mit\r\nder angestrebten regionalen Wälzung von energiewendebedingten Mehrkosten zwischen den Netzbetreibern im Zielbild kompatibel ist.\r\nNachteile Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Eine regionale Steuerung der Förderprogramme wirkt nur für geförderte Anlagen und\r\nist daher in seiner Wirkung begrenzt.\r\n› Bei Flexibilitäten wie z.B. Elektrofahrzeugen sind die Einsatzentscheidungen wichtiger\r\nals der Standort.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 47 von 67\r\n› Insbesondere die faire und transparente Ausgestaltung von reinen Bonus-Malus Systemen ist schwierig und kann Marktverzerrungen hervorrufen.\r\n› Es besteht ein Risiko für Fehlsteuerungen und mögliche Innovationsbeschränkungen,\r\ndie den Fortschritt hemmen könnten. Dies umfasst insbesondere den Wärmesektor; so\r\nsind hier die Dekarbonisierungsalternativen begrenzt und eine regionale Komponente\r\nkann bspw. bei (Groß-)Wärmepumpen den Technologiehochlauf bremsen.\r\n› Die regionale Steuerung von Förderprogrammen wurde in der Vergangenheit bereits\r\nmehrfach umgesetzt (z.B. Biomethanverstromung in Süddeutschland). Bisher hatte das\r\nInstrument jedoch größtenteils nur eine geringe Wirkung, u.a. aufgrund der Bedeutung\r\nanderer Standortfaktoren.\r\nNachteile Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Aktuell bestehen noch Umsetzungsherausforderungen im bestehenden Redispatch 2.0-\r\nProzess für Erzeugungsanlagen. Vor diesem Hintergrund entwickelt die BNetzA die entsprechenden Festlegungen aktuell weiter. Daher ist es notwendig, diesen Prozess unter\r\nEinbeziehung aller beteiligten Akteure erfolgreich abzuschließen und die bestehenden\r\nPraxishürden zu überwinden und einen stabilen Prozess zu etablieren. Da eine Nutzung\r\nflexibler Lasten sich in das bestehende System einfügen muss, ist ein zeitlich abgestimmtes Vorgehen erforderlich.\r\n› Eine Integration in den kostenbasierten Redispatch erscheint nur schwer möglich, da\r\neine objektive Kosteneinschätzung für Lasten nicht möglich ist. Lasten müssen daher in\r\nder Lage sein, ihre individuellen Opportunitätskosten in einen marktlichen RedispatchMechanismus zu bieten.\r\n› Die im Optionenpapier beschriebenen Risiken bezüglich strategischer und engpassverschärfender Verhaltensweisen bei Flexibilitätsanbietern (Inc-Dec-Gaming) stellen ein\r\nProblem dar, für das Lösungen entwickelt werden müssen. In der Ausgestaltung einer\r\nEinbindung flexibler Lasten ins Engpassmanagement muss dies umfassend adressiert\r\nund so weit wie möglich ausgeschlossen werden. Hierbei sollte auf die Erfahrung aus\r\n(Pilot-)Projekten auf nationaler (SINTEG), aber auch europäischer Ebene zurückgegriffen werden, insb. weil marktbasierter Redispatch das Europäische Standardmodell für\r\nEngpassmanagement darstellt (Art. 3.2 BMVO).\r\n› Durch Praxiserkenntnisse kann die Effektivität flexibler Lasten bei der Behebung realer\r\nEngpässe getestet und abgeschätzt werden. Das gilt entsprechend auch für die wirtschaftlichen Effekte für Branche und Netzkunden. Aus diesem Grund sind Pilotierungen\r\nunabdingbar und generieren empirische Nachweise.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 48 von 67\r\n› Grundsätzlich ist die Einbindung von Verbrauchern ins Engpassmanagement anspruchsvoll und komplex in der Umsetzung. Es handelt sich eher um eine mittel- und langfristige Option.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 49 von 67\r\n3.3 Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu etablieren und sowohl\r\neffizienten Einsatz/Verbrauch als auch räumlich systemdienliche Investitionen anzureizen?\r\nVorrangregionen sind ein wichtiger Steuerungsimpuls für EE-Anlagen, könnten aber ebenso\r\nals Signal für die Ansiedlung von Speichern und Elektrolyseuren dienen. Anders als bei Vorranggebieten für Windenergieanlagen sollten bei möglichen Vorrangregionen für Speicher und\r\nElektrolyseure oder andere Verbraucher netz- und systemdienliche Regionen ausgewiesen\r\nwerden. Eine netzdienlichere Ausgestaltung der Netzanschlusskosten und Baukostenzuschüsse könnte einen weiteren Anreiz für eine netz- oder systemdienliche Standortwahl darstellen.\r\nSämtliche angeführten Optionen für die Einbeziehung von Lasten ins Engpassmanagement\r\nsollten in Pilotprojekten erprobt und untersucht werden, wobei auf Erfahrung vergangener\r\nProjekte wie SINTEG oder Kopernikus zurückgegriffen werden kann. So kann überprüft werden, ob und wie die Berücksichtigung einer marktlichen Komponente in Ergänzung zu einem\r\nrein kostenbasierten Konzept als Instrument zur Engpassbehebung sinnvoll umgesetzt werden\r\nkann.\r\nFür das Zielbild 2045 sind die vorgebrachten Ideen gut nachzuvollziehen, sie sind aber mit erheblichem, auch zeitlichem, Umsetzungsaufwand verbunden. Wichtig sind aber auch Lösungen, die kurzfristiger wirken und auch von allen Beteiligten (mit überschaubarem Aufwand\r\nund Investitionskosten) umgesetzt werden können.\r\nMit Blick auf effizientere Betriebsanreize sind in erster Linie derzeit bestehende Flexibilitätshemmnisse abzubauen, insb. Bestandsregelungen für die individuellen Netznutzungsentgelte,\r\nda dies insbesondere für Lasten auf höheren Netzebenen ein maßgebliches Betriebskriterium\r\ndarstellt.\r\nMindestens so wichtig wie lokale Signale für Verbraucher und Speicher ist eine stärkere netzdienliche Steuerung dezentraler Einspeiser. Hierfür müssen besonders Vereinfachungen in der\r\nDirektvermarktung gefunden werden. Im Optionenpapier wird dieser Aspekt nicht behandelt.\r\nAlle Instrumente zur Nutzung lokaler Signale sollen neben der Verbesserung der Netzsicherheit auch eine breite Teilhabe von Marktakteuren sicherstellen. Die Vermarktung von Flexibilität (und damit die Reaktion auf die lokalen Signale) obliegt dabei stets dem Flexibilitätsanbieter und deren Vermarktern und Lieferanten.\r\nAus Sicht des BDEW geht es bei den Maßnahmen nicht um ein Entweder-Oder, sondern darum, alle drei Maßnahmen perspektivisch nebeneinander zu etablieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 50 von 67\r\n3.4 Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale Signale im Strommarkt zu etablieren?\r\nDie Kosten der Energiewende im Blick zu halten, ist wesentlich für die Akzeptanz und das Gelingen der Energiewende. Insofern ist es notwendig, Optionen zu diskutieren, die gesamtheitlich die Effizienz befördern. Dabei sollte das gesamte Energiesystem inklusive anderer Sparten\r\nund Energieträger berücksichtigt werden. Diese Optionen können bei bestehenden Netzengpässen wirken, bis der notwendige Netzausbau erfolgt ist oder langfristig den Netzausbau ergänzen.\r\nBei der Implementierung lokaler Signale ist zu beachten und zu überprüfen, dass es nicht zu\r\nungewollten Fehlanreizen kommt, dies hätte zur Folge:\r\n› Dass Netz und Markt weiter auseinanderfallen und sich damit die Herausforderungen\r\nfür den Netzbetrieb erhöhen und lokale Engpässe dadurch verstärkt werden.\r\n› Dass kurzfristig ansteigende Kosten durch Redispatch entstehen und mit zusätzlichen\r\nKosten für Systemdienstleistungen einhergehen, langfristig ggf. sogar mit wachsendem\r\nNetzausbaubedarf, was als Konsequenz steigende Kosten für Endkonsumenten hätte.\r\n› Dass sich der Druck auf die Teilung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone erhöht.\r\nObig angeführte Risiken treten ungeachtet ungewollter Fehlanreize auch auf, wenn keine lokalen Signale eingeführt werden und alleinig der kostenbasierte Redispatch als Instrument des\r\nnetzdienlichen Flexibilitätseinsatzes herangezogen wird.\r\nDarüber hinaus können lokale Signale im Strommarkt ein relevantes Koordinierungssignal für\r\ndie Systemintegration sein. Insbesondere die Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur und\r\ndessen Nutzung baut auf einer klaren Perspektive zur Verortung der Einspeise- und Entnahmepunkte für Wasserstoff auf. Elektrolyseure und wasserstofffähige Stromerzeugungsanlagen\r\nsind hier maßgebliche Schnittstellen zum Stromsektor.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 51 von 67\r\n3.5 Wie können lokale Preissignale möglichst einfach ausgestaltet werden, um neue Komplexität und etwaige Umsetzungsschwierigkeiten zu reduzieren?\r\nDie Regelung zum Nutzen statt Abregeln nach § 13k EnWG ist ein jüngst eingeführtes Instrument für lokale Preissignale. Die Herausforderung, das richtige Verhältnis von Risikovermeidung und Komplexität zu finden, ist hier sehr deutlich geworden. Mit dem gewählten Modell\r\nwerden alle Risiken vermieden, was mit hohen Anforderungen zur Teilnahme an diesem Instrument einhergeht. Durch diese hohen Anforderungen besteht jedoch die Gefahr, dass von\r\ndem Instrument nicht ausreichend Gebrauch gemacht wird.\r\nDie zur Anwendung kommende Erprobungsphase ist daher essenziell, um den § 13k EnWG\r\nund dessen Ausgestaltung bewerten und ggf. verbessern zu können. Bei der Ausgestaltung\r\nweiterer Instrumente für lokale Preissignale spricht sich der BDEW für eine stärkere Einbindung der betroffenen Stakeholder aus.\r\nEine Annäherung an eine umsetzbare Ausgestaltung von lokalen Preissignalen kann vorbereitet werden, indem Ansätze in Form von Reallaboren in Netzgebieten erprobt werden, die\r\nheute den Großteil des Redispatch-Volumens ausmachen. Das Netz kann so Knappheitssignale\r\nsenden. Zentraler Akteur zur Erschließung von Flexibilität ist hier aber – unbundlingkonform –\r\nder Lieferant. Netzgesellschaften müssen sich auf Netzausbau, Netzbetrieb und Netzführung\r\nsowie die dringend notwendige Digitalisierung konzentrieren.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Für die Ausgestaltung zeitlich/regional differenzierter Netzentgelte sollten zunächst Erfahrungen aus der Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG gesammelt werden.\r\nDarauf basierend können diese weiterentwickelt werden.\r\n› Der BDEW spricht sich bei der Ausgestaltung zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte für ein schrittweises Vorgehen aus. Dieses umfasst folgende Punkte:\r\no Es sollte nur ein Teil der Netzkosten über variable Netzentgelte erlöst werden.\r\nDer andere Teil könnte beispielsweise über ein eingeführtes Kapazitätsentgelt\r\nsichergestellt werden.\r\no Bei der regionalen Differenzierung ist ebenfalls ein Vorgehen vom Großen zum\r\nKleinen empfehlenswert. Beispielhaft könnten regional differenzierte Netzentgelte zunächst auf Regionen mit Netzengpässen beschränkt werden.\r\no Für die zeitliche Differenzierung sollten zunächst verschiedene Netzentgelte für\r\ndefinierte Zeitfenster, analog zur Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG,\r\neingeführt werden. Dynamische Netzentgelte sollten erst im letzten Schritt eingeführt werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 52 von 67\r\no Differenzierte Netzentgelte sollten zunächst für eine abgegrenzte Kundengruppe eingeführt und Erfahrungen hieraus gesammelt werden. Das von der\r\nBNetzA vorgesehene Verfahren für die Einführung flexibler Industrienetzentgelte kann dafür beispielhaft genannt werden.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Berücksichtigung einer lokalen Komponente oder zielgenaue getrennte Ausschreibungen bei der Ausgestaltung eines Kapazitätsmarkts.\r\n› Berücksichtigung einer lokalen Komponente bei der Weiterentwicklung des EE-Ausschreibungsdesigns sowie weiterer zu fördernder Technologien, insbesondere der\r\nElektrolyse.\r\n› Ausschreibung von systemdienlicher Elektrolyse nach § 96 WindSeeG.\r\n› Netzdienliche Ausgestaltung von Baukostenzuschüssen und dauerhafte Befreiung von\r\nNetzentgelten für Speicher.\r\n› Keine regionale Steuerung über Förderprogramme im Wärmesektor.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Durch das Aufbauen auf bestehenden energiewirtschaftlichen und kommunikationstechnischen Prozessen kann die Einbindung flexibler Lasten ins bestehende System des\r\nEngpassmanagements grundsätzlich sichergestellt werden. Voraussetzung hierfür ist,\r\ndass die bestehenden Regeln für Erzeugungsanlagen im Redispatch 2.0 ausreichend gut\r\nfunktionieren.\r\n› Ein stufenweises Vorgehen auf Basis von Pilotprojekten und mit einer robusten Startlösung wird empfohlen. Dabei sollten negative Implikationen auf bestehende Märkte minimiert und sicherstellt werden, dass frühzeitig Praxiserfahrungen gesammelt werden.\r\n› Gleichzeitig können die Erfahrungen der Pilotprojekte und weiterer Vorarbeiten der\r\nBranche genutzt werden, um branchenübergreifend weitere Überlegungen zur sinnvollen Einbindung von Lasten ins Engpassmanagement zu diskutieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 53 von 67\r\n3.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDie Optionen in diesem Handlungsfeld werden noch sehr offen diskutiert. Wir möchten noch\r\neinmal den Bedarf an verbindlichen Maßnahmen in naher Zukunft unterstreichen (siehe unser\r\naktuelles Positionspapier zum Netzanschluss von Großverbrauchern mit konkreten Vorschlägen). Wie bei der Umstellung der EE-Förderung sollten aussichtsreiche Umsetzungsoptionen\r\nfür Netzentgelte in Reallaboren rasch getestet werden. Lokale Signale sollten sich bei Anlagengruppen wie Elektrolyseure und Stromspeicher auf Anreize für einen systemdienlichen Betrieb\r\nim Engpassmanagement (z.B. § 13k EnWG) oder Förderprogramme beschränken.\r\nDer zunehmende Ausbau der Erneuerbarer Energien sowie der Anschluss neuer Verbrauchseinrichtungen stellt Netzbetreiber vor administrative und technische Herausforderungen. Es\r\nist daher weiterhin erforderlich, die Netze auszubauen und den Netzanschluss kontinuierlich\r\nzu vereinfachen, die entsprechenden Prozesse zu digitalisieren und zu standardisieren.\r\nFür eine bessere Koordination der Netzanschlussanfragen und eine mögliche Lenkung der\r\nNetzkunden, sollten Netzbetreiber Informationen über die in ihrem Netzgebiet verfügbaren\r\nKapazitäten veröffentlichen. Eine konkrete Ausgestaltung solcher Veröffentlichung bezüglich\r\ndes Detailgrades (z.B. betroffenen Spannungsebenen, Granularität der Regionen, etc.) und der\r\nDifferenzierung sollte in einem gemeinsamen Prozess mit der Branche und den Netzbetreibern ausgearbeitet werden. Reservierte, aber nicht genutzte Kapazitäten sollten verfügbar gemacht werden können.\r\nVor der konkreten Ausgestaltung und Operationalisierung lokaler Signale, braucht es daher\r\nlangfristig planbare Korridore bzw. Netzkapazitäts-Ziele, auf deren Basis die Notwendigkeit\r\ndes Umfangs lokaler Signale oder Leistungsbegrenzungen abgeleitet werden kann. Erst dann\r\nist eine konkrete Ausgestaltung lokaler Signale seriös möglich. Hierfür können die Netzausbaupläne der Verteilnetzbetreiber sowie der Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber herangezogen werden. Die bisherige Vorgehensweise, die Netzausbauziele weitgehend\r\nunbeachtet zu lassen und an Stelle dessen lokale Signale auszugestalten, erscheint weder\r\nsinnvoll noch zielführend.\r\nZu bedenken gilt, dass sich implizite und explizite Signale gut ergänzen können und die Optionen nicht als ausschließlich verstanden werden sollten. Eine wichtige und im Papier nicht genannte Herausforderung bei den sog. dynamischen Netzentgelten ist, dass der Bedarf für\r\nWerkzeuge zur Engpassbehebung, die mit einer echten Steuerbarkeit seitens Netzbetreiber\r\neinhergehen, dadurch nicht vollständig ersetzt werden kann.\r\nEs ist hervorzuheben, dass es ein gewisses Volumen an Redispatch immer geben wird, gerade\r\nbei einem immer volatiler werdenden Stromsystem. Daher ist Redispatch als integraler Bestandteil in einem „Strommarktdesign der Zukunft“ anzusehen und nicht als Fehler im System.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 54 von 67\r\nDaher gilt es, das bestehende Redispatch-System kontinuierlich weiterzuentwickeln. Auch\r\neine Gebotszonenneukonfiguration wird den Redispatch-Bedarf nicht vollständig reduzieren\r\nkönnen.\r\nDie im Optionenpapier vorgeschlagenen Instrumente weisen stellenweise einen kurzfristigen\r\nFokus auf. So sollte der Fördermittelbedarf für bestimmte Technologien nur temporär sein,\r\nandererseits können sich die Netzentgelte perspektivisch weiter verändern.\r\nBei allen Optionen ist immer die Komplexität und das Kosten-Nutzen Verhältnis im Blick zu\r\nhalten und es dürfen etwaige behördliche Prüfungsaufgaben nicht auf die Netzbetreiber verlagert werden.\r\nDie aufgezeigten Optionen sind immer als Ergänzung und Optimierung zu verstehen, können\r\ndie Notwendigkeit eines schnellen, gezielten und umfangreichen Netzausbaus aber nicht verhindern und sollten nicht als dessen Ersatz verstanden werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 55 von 67\r\n4 Leitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität\r\n4.1 Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?\r\nJa/Nein\r\nAus Sicht des BDEW ist die Hebung von Flexibilitätspotenzialen im Strommarkt die notwendige\r\nErgänzung zum Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Stromnetze. Wir teilen die Ansicht, dass es nicht effizient ist, das Netz bis zum „letzten kW“ auszubauen. Flexibilität ist die\r\nGrundvoraussetzung für die Weiterentwicklung eines auf Erneuerbaren Energien basierenden\r\nStrommarkts und sollte deshalb große Priorität in den Umsetzungsschritten des BMWK bzw.\r\nder BNetzA erfahren. Dabei wirken die aktuellen Regelungen zu § 41a EnWG und zu dynamischen Tarifen nur bedingt, da sie die Varianten eines flexiblen Tarifes sehr eng definieren.\r\nGrundsätzlich ist der regulatorische Rahmen derzeit ausreichend, um weitere Modelle der Flexibilisierung im Markt zu erproben. Allerdings dürfen marktseitige Anreize und Wirtschaftlichkeit nicht durch konträre Vorgaben wie Hedging oder starke Einengung der möglichen Preisvolatilität behindert werden. Es sollte daher ein Monitoring im Übergang von der Nische zum\r\nMassenmarkt erfolgen, vorschnelle Regulierung jedoch verhindert werden. Gleichzeitig darf\r\ndie Marktentwicklung nicht durch drohende „nachgezogene“ Regulierung, die „Pioniere“ in\r\ndiesem Bereich benachteiligen und bremsen.\r\nDynamische Netzentgelte und innovative Stromtarife können das System resilienter machen\r\nund sind, sofern die Kosten-Nutzen-Relation stimmt, ein Teil der Lösung. Parallel müssen alle\r\nHemmnisse für Flexibilitätslösungen wie Speicher und Wasserstoff konsequent abgebaut werden.\r\nDas Flexibilitätspotenzial der Energiespeicherung wird einen Hebeleffekt für die Realisierung\r\nder Energiewende haben, indem es Volatilitäten der primären Stromerzeugung und des finalen Letztverbrauchs elektrischer Energie ausgleicht und die Stabilität des Stromversorgungssystems stärkt. Daher sollte die aktuelle Regelung gemäß §118 Abs. 6 EnWG nach der Speicher\r\nvon der Zahlung von Netzentgelten befreit sind, entfristet und technologieneutral weiterentwickelt werden. Zudem muss sichergestellt werden, dass die Befreiungen von Umlagen ebenfalls bestehen bleiben bzw. technologieneutral weiterentwickelt werden. Wichtig ist, dass bestehende Erleichterungen für Speicher nicht ersatzlos entfallen, um ihre Wirtschaftlichkeit\r\nnicht zu gefährden. Die Speicherbranche benötigt stabile Rahmenbedingungen, um auch langfristig stabilisierend wirkende Investitionen umsetzen zu können. Aufgrund der Bedeutung\r\nvon Großbatteriespeichern, sollten diese ähnlich wie auch Wasserstoffspeicher im Außenbereich über § 249a BauGB im Außenbereich privilegiert werden.\r\nDas BMWK stellt in seinem Papier insbesondere flexibles Verbrauchsverhalten als zentrales\r\nInstrument in den Mittelpunkt. Der BDEW sieht diesen Bereich ebenfalls als relevantes Feld\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 56 von 67\r\nan. In den nächsten Jahren wird es zu erheblichen Zuwächsen bei den Großverbrauchern mit\r\nhohen Leistungsanforderungen kommen (Rechenzentren, große Wärmepumpen, Elektrolyseure, E-LKW-Ladeinfrastruktur, etc.). Der BDEW hat hierzu in seinem Positionspapier zum\r\nNetzanschluss von Großverbrauchern Vorschläge unterbreitet, wie größerer Flexibilität beim\r\nNetzanschluss und Anreize zum erzeugungsnahen Verbrauch geschaffen werden können.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber auch ein flexibler und bedarfsgerechter Einsatz von erzeugungsseitigen Kapazitäten ein ebenso wichtiger Baustein und darf nicht unberücksichtigt bleiben, sei\r\nes seitens der primären Stromerzeugung oder durch die Flexibilisierung durch erzeugungsnahe Stromspeicherung wie z. B. Batteriegroßspeicher. Dabei muss unterschieden werden, in\r\nwelchem Bereich die Flexibilität eingesetzt wird. In der Diskussion wird der Fokus meist auf die\r\nnetzdienliche Flexibilität gelegt. Die marktdienliche Flexibilität darf hierbei aber nicht außer\r\nAcht gelassen werden. Der Großteil der Flexibilitätspotenziale kommen in Day-Ahead- und Intradaymarkt zum Einsatz. Diese Märkte werden stetig weiterentwickelt, um weitere Flexibilitätspotenziale zu heben. Zudem ist Flexibilität nicht ausdifferenziert. So fehlen nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen und insbesondere die Momentanreserve. Auch wenn\r\ndiese bereits (in Teilen) marktlich beschafft werden, so ist ein Umbau zu prüfen, um dem\r\nneuen Energiesystem Rechnung zu tragen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 57 von 67\r\n4.2 Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die einzelnen Aktionsbereiche?\r\nWir begrüßen ausdrücklich das Vorhaben des BMWKs, eine koordinierte Flexibilitäts-Agenda\r\naufzusetzen. Dieser Schritt ist seit langem überfällig. Nur so kann die erforderliche Differenzierung der Instrumente erfolgen.\r\nDie Liste der Aktionsbereiche ist aus Sicht des BDEW nicht vollständig:\r\n› Unseres Erachtens liegt der Fokus der Aktionsbereiche zu einseitig auf der Ausgestaltung und Anpassung von Netztarifen, insbesondere hinsichtlich des Bereichs „Industrielle Flexibilität ermöglichen“.\r\n› Absenkung der Steuern, Abgaben, Umlagen auf dem Strompreis: Strom ist zu 27 Prozent mit Steuern, Abgaben und Umlagen belastet. Dieser staatliche Anteil macht den\r\nStrom teuer, auch wenn eigentlich der Strompreis gerade niedrig ist und daher eigentlich der Verbrauch angereizt werden sollte. Dies macht flexiblen Verbrauch weniger attraktiv. Deutsche Haushalte zahlen auch aufgrund der hohen Steuern/Abgaben/Umlagen europaweit den höchsten Strompreis. Das riskiert die Unterstützung der Bevölkerung für die Energiewende. Deshalb sollte die Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß und die Mehrwertsteuer dauerhaft von 19 auf 7 Prozent abgesenkt werden.\r\nNeue Steuern, Abgaben und Umlagen auf Strom sind in jedem Falle abzulehnen. Es\r\nwäre zu prüfen, ob netzdienlich betriebene Anlagen Steuer oder Abgabevorteile erhalten können.\r\n› Der zentrale Aktionsbereich ist für uns intelligenter Stromverbrauch. Der größte\r\nHemmschuh ist hierbei der fehlende Smart Meter Ausbau, der aufgrund fehlender technischer und wirtschaftlicher Rahmenbedingungen derzeit intelligente Steuerung und\r\nDynamisierung noch nicht ermöglicht. Hier sind dringend Maßnahmen zu ergreifen, die\r\nden Rollout einfacher, wirtschaftlicher und damit schneller machen. Es gilt nicht nur\r\nschneller, sondern auch besser zu werden. (Siehe Maßnahmen unter Punkt 4.4).\r\nDie Flexibilisierung der Netzentgelte kann eine relevante Rolle spielen, um den Verbrauch\r\nnetzentlastend zu flexibilisieren. Hierbei muss sorgsam nach Netzebenen und Verbrauchergruppen unterschieden werden. Die Anreizwirkung flexibler Netzentgelte ist dabei individuell\r\nzu bewerten. Darüber hinaus müssten sie als Massengeschäft vollständig automatisiert wirken\r\nund abgerechnet werden. Bei allen Maßnahmen müssen Kosten und Nutzen abgewogen werden.\r\nBei der netzdienlichen Flexibilität werden zudem wesentliche Elemente einer sachgerechten\r\nNetzentgeltsystematik außer Acht gelassen: Bei einer Anpassung der Netzentgeltregelungen\r\nhin zu einem Flexibilitätsanreiz ist in jedem Falle das auch europäisch verankerte Prinzip der\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 58 von 67\r\nKostenreflexivität zu beachten und einzuhalten. Das Netznutzungsentgelt für einen Netznutzer\r\noder eine Handlung muss demnach die Kosten widerspiegeln, die der Nutzer bzw. die Handlung für das Stromnetz verursacht. Dies ist bei allen Überlegungen zugrunde zu legen.\r\nDie kostenorientierte und verursachungsgerechte Kostenreflexivität subsumiert auch „Verursachungsgerechtigkeit“ und „Sachgerechtigkeit“. Das heißt, dass bei den Netzentgelten Marktneutralität geboten sein sollte. Das Netz bietet eine neutrale Plattform für alle Netznutzenden, sodass das Netz eine Marktteilnahme zu einem aus Netzsicht kostenreflexiven Preis ermöglicht. Andere nicht kostenbezogene Effekte dürfen sich nicht im Netzentgelt widerspiegeln.\r\nEin weiterer Punkt, der in den Aktionsfeldern nicht angesprochen wird, ist die Erlösstabilität\r\nund -planbarkeit. Die Systematik der Netzentgelte muss sicherstellen, dass die zugestandenen\r\nErlöse aus den Netzentgelten weiterhin sicher, planbar und kontinuierlich erreicht werden.\r\nAuch die Verständlichkeit der Netzentgelte ist ein weiterer zentraler Grundsatz der Netzentgeltsystematik. Auch aus Netzbetreiber- und Vertriebssicht ist es wichtig, dass der Netznutzende bzw. der Kunde die Netzentgeltsystematik bzw. die in der Rechnung gestellten Kosten\r\nleicht nachvollziehen kann. Die Struktur der Netzentgelte muss daher so einfach wie möglich\r\nund nur so komplex wie nötig sein.\r\nBei den dargestellten Lösungsansätzen muss immer geprüft werden, wie sehr sich die Komplexität eines solchen Systems erhöht und wie hoch der Aufwand für die Umsetzung ist. Die Verfügbarkeit von Fachkräften und Experten der Marktkommunikation zur Entwicklung entsprechender Lösungen ist begrenzt. Daher ist es zwingend erforderlich, mögliche Ziele zu priorisieren, zu involvierende Rollen und damit Schnittstellen auf ein erforderliches Minimum zu begrenzen und die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten im Blick zu behalten.\r\nEs ist des Weiteren wichtig, eine Balance zu finden zwischen dem angestrebten und dem maximal möglich umsetzbaren Flexibilisierungsvolumen. Ein Großteil des Energieverbrauchs ist\r\nvon standardisiertem Verbrauchsverhalten geprägt, das bezüglich der Entnahmecharakteristik\r\nkaum veränderbar ist, wie z.B. der Haushaltsverbrauch in Großstädten.\r\nZu den genannten Aktionsbereichen:\r\nDie Aktionsbereiche werden im Optionenpapier lediglich umrissen und enthalten keine konkreten neuen Vorschläge. Im Wesentlichen liegen diese Aktionsbereiche in der Zuständigkeit\r\nder Bundesnetzagentur. Insofern ist nicht erkennbar, ob und welche Effekte die Aktionsbereiche entfalten werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 59 von 67\r\nZu Aktionsbereich 1: Preisreaktionen ermöglichen\r\nDynamische und innovative Tarifmodelle können dabei helfen, Flexibilitäten auf Verbrauchsseite zu heben. Hieraus kann ein positiver Beitrag der Nachfrageseite in Situationen mit Erzeugungsüberschuss oder auch Lastunterdeckung entstehen, sofern ein entsprechendes Tarifsignal erfolgt. Hierfür werden sich spezielle Anbieter etablieren, die mit der Komplexität umgehen können. Eine pauschale Vorgabe wie § 41a EnWG, die alle Vertriebe verpflichten würden,\r\ndiese Komplexität zu managen, ist bei der weiteren Etablierung von Flexibilitätsmodellen im\r\nEndkundenmarkt nicht zu empfehlen. Gleichzeitig besteht das Risiko, dass es zu einer Verschärfung von Engpasssituationen kommt, wenn auf Verbrauchsseite durch Tarifsignale und\r\nden hohen Automatisierungsgrad neue Lastspitzen entstehen. Beispielhaft sind Situationen, in\r\ndenen aufgrund niedriger Spotmarktpreise eine höhere Nachfrage angeregt wird, die wiederum den Nord-Süd Stromtransport erhöhen kann. Dies zeigt zudem auf, dass eine konsistente\r\nAusgestaltung mit möglichen Instrumenten der zeitlich variablen Netznutzungsentgelte erfolgen muss, damit eine sowohl markt- als auch netzdienliche Verbrauchsentscheidung getroffen\r\nwerden kann. Es ist daher zu begrüßen, dass das BMWK diese Verbindung näher betrachten\r\nmöchte.\r\nMittel- bis langfristig muss nach erfolgtem Netzausbau der kurative Einsatz von §14a EnWG\r\ninsb. bei „marktbedingten“ Konzentrationsspitzen ohne Netzausbauverpflichtung, so wie in\r\nder Begründung der BNetzA Festlegungen zum §14a EnWG bereits beschrieben, möglich sein.\r\nEine Optimierungsstufe wäre die Einführung eines komplementären präventiven Instrumentes, bei dem z.B. ein nicht-monetäres Netzkapazitätssignal (Leistungs-Hüllkurve) zu berücksichtigen ist.\r\nZu Aktionsbereich 2: Netzentgeltstruktur erneuern\r\nEine eventuell weitere Dynamisierungsstufe der Netzentgelte sollte immer im Zusammenhang\r\nund unter Beachtung der Erfahrungen der Umsetzung des Moduls 3 der § 14a EnWG-Festlegung erfolgen. Modul 3 der §14a-Festlegung sollte hinsichtlich der Optimierungsmöglichkeiten\r\neiner saisonalen Differenzierbarkeit von Zeitfenstern geprüft werden.\r\nEine Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur und eine Erhebung eines kapazitätsbasierten\r\nNetzentgelt(-anteils) könnte eine faire, verursachungsgerechte Kostenbeteiligung sicherstellen\r\nund ermöglicht eine ungestörte Marktteilnahme der Kunden ermöglichen. Es sollte geprüft\r\nwerden, wie eine flexibilitätsfördernde Reform der Netzentgeltsystematik den Anforderungen\r\naller Beteiligten gerecht wird. Dabei müssen sowohl die Planbarkeit der Erlöse ausreichend\r\nberücksichtigt als auch die Anreize für Flexibilitäten adäquat gesetzt werden.\r\nGrundsätzlich sind die Überlegungen zur flexibilitätsermöglichenden Weiterentwicklung der\r\nNetzentgeltsystematik positiv zu bewerten. Zu beachten ist jedoch, dass Netzentgelte anders\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 60 von 67\r\nals die Stromtarife, welche insbesondere die Stromerzeugungskosten abbilden sollen, der Refinanzierung des Ausbaus, der Instandhaltung und des Betriebs der Netze dienen. Netzentgeltsignale sollten sich auf die jeweilige Netzsituation beziehen. Hier kann es dazu kommen, dass\r\nMarkt- und Netzsignale einander widersprechen und gegenteilige Flexibilitätsverhalten anreizen. Hier muss eine konsistente Anreizstruktur sichergestellt sein. In der Praxis bestehen darüber hinaus weitere zentrale Herausforderungen bei der Umsetzung und Ausgestaltung einer\r\nflexibilitätsermöglichenden Netzentgeltsystematik, die zunächst adressiert werden müssen:\r\nDies betrifft die Verständlichkeit und Nachvollziehbarkeit der individuellen Netzentgeltbelastungen, erhebliche Umsetzungs- und Abrechnungsaufwände bei Kunden und Netzbetreibern\r\nsowie der aktuell noch akute Mangel an digitaler Infrastruktur zur Darstellung variabler Entgelte. Auch mit Blick auf die Verteilungsgerechtigkeit bestehen noch offene Fragen, da insbesondere wenig flexible Haushalte und andere Kundengruppen am Ende stärker belastet werden würden.\r\nAktionsbereich 3: Industrielle Flexibilität ermöglichen\r\nInsbesondere die individuellen Netzentgelte gem. § 19 Abs. 2 StromNEV zählen seit Jahren zu\r\neiner der größten Hemmnisse für industrieseitige Flexibilität, welche auch Auswirkung auf\r\neine mögliche Effektivität zeitlich differenzierte Netzentgelte hätte. Entsprechend ist das Bestreben, diese nun zu überarbeiten, positiv zu bewerten. Die Bundesnetzagentur hat hierzu\r\nmit ihrem Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich einen ersten Schritt gemacht. Dabei ist entscheidend, für welchen Zweck die Flexibilitätspotenziale genutzt werden sollen. Es ist wichtig und richtig, Wege zu suchen, wie die Flexibilitätspotenziale in der Industrie gehoben werden können. Dabei müssen Preissignale so ausgestaltet werden, dass sie Flexibilität für die Unternehmen anreizt und ihnen ein Wettbewerbsvorteil entstehen kann. Dies braucht es, um den Industriestandort Deutschland attraktiv zu\r\nhalten. Das Papier bezieht sich hierbei jedoch nur auf Netzentgelte und lässt weitere Konzepte\r\nfür mehr Flexibilität in der Industrie außer Betracht. Hier sollte ein Dialog mit der Branche\r\nstattfinden, der die unterschiedlichen Prozesse und Gegebenheiten der Branche abbildet. Dabei müssen auch solche Industrieprozesse berücksichtigt werden, die nicht flexibilisiert werden können, sondern einen kontinuierlichen Prozess voraussetzen.\r\nVon der anzureizenden Flexibilitätsbereitstellung im industriellen Bereich sollten keine Risiken\r\nfür die Netzsicherheit ausgehen. Das Kriterium der Netzdienlichkeit ist im Sinne aller Parteien\r\nund sollte im Fokus stehen. Im Papier werden dabei nur Maßnahmen zur Flexibilisierung genannt, die implizite Flexibilität erschließen. Nicht adressiert werden Mechanismen zur expliziten Nutzung von Flexibilität, die insbesondere aus Sicht der Systemstabilität als letzte Maßnahmen nahe Echtzeit benötigt werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 61 von 67\r\nAnknüpfend an die Überlegungen des Papiers könnte ein stärker entnahmeunabhängiges Entgelt hilfreich sein, um den hohen Fixkostenanteil im Verteilungsnetz sachgerecht zu berücksichtigen. Dies könnte mindestens im Haushaltsbereich bzw. speziell bei Prosumern in der Niederspannung sinnvoll sein.\r\nDas vorrangige Ziel der Netzbetreiber ist der effiziente Netzausbau. Um dies zu erreichen, ist\r\neine auf die Leistung bezogene Netzausbauplanung erforderlich. Bei der Netzausbauplanung\r\nist im Detail mit den jeweiligen Netzkunden eine ausreichende, aber nicht überhöhte, Netzanschlussleistung zu vereinbaren. Hierbei kann ein neu einzuführendes Kapazitätsentgelt zusätzlich zum jährlich zu zahlenden Leistungspreis helfen, das Anschlussleistungsniveau zu optimieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 62 von 67\r\n4.3 Welche konkreten Flexibilitätshemmnisse auf der Nachfrageseite sehen Sie und welche\r\nLösungen?\r\nUm Flexibilität voranzubringen, gilt es, eine große Bandbreite an technischen, regulatorischen\r\nund (sozio-)ökonomischen Hemmnissen zu adressieren. Der Handlungsbedarf ist dabei je nach\r\nKategorie der Flexibilitätsoption (kleinskalige bis hin zu industrieller Flexibilität) sehr unterschiedlich. Während für kleinskalige Flexibilität oftmals die fehlende digitale Messinfrastruktur\r\nsowie die fehlende Digitalisierung der Verteilnetze technische Hemmnisse darstellen, steht für\r\nindustrielle Lasten insbesondere die Frage nach der Produktqualität und der Abhängigkeit von\r\nFolgeprozessen sowie auch betriebsorganisatorischen Konsequenzen im Vordergrund.\r\nWenn flexible Tarife auf Basis der Börsenpreise, Kapazitätsbedarfe im Markt und zeitlich differenzierter Netzentgelte, die die Netzdienlichkeit anreizen, gemeinsam als Preissignale wirken,\r\nkönnte hier ein Hebel bei der Nutzung von nachfrageseitigen Flexibilitäten entstehen. Bei flexiblen Tarifen ist neben der direkten Nutzung/Steuerung durch einzelne Kunden auch die Aggregatoren-Rolle relevant, in der der Aggregator viele kleine Lasten in seinem Portfolio steuert, die Signale aus dem Markt und aus dem Netz matcht und den Kunden dafür eine Prämie\r\naus seinen Einsparungen/Erlösen auszahlt. Noch existieren allerdings keine eindeutigen Aussagen, wie sich Preissignale aus dem Netz und dem Markt gegenseitig beeinflussen. Spätestens\r\nbei Nutzung dieser Tarife in einem Massenmarkt könnten ungewollte Effekte entstehen. Hier\r\nmuss parallel ein Monitoring aufgebaut werden, um solche Effekte frühzeitig zu erkennen. Regulatorische Eingriffe sollten, wenn notwendig, basierend auf diesen Monitoringergebnissen\r\nerfolgen und nicht auf Basis nicht evidenter Einschätzungen. Die regulatorischen Eingriffe sollten aber auch dann auf das notwendige Minimum beschränkt werden.\r\nHemmnisse:\r\n› Zu hoher staatlich induzierter Preissockel, der für flexible Letztverbraucher das Preissignal des Marktes bzw. von Netzentgelten verzerrt bzw. abschwächt (in Relation zum Gesamtpreis).\r\n› Fehlende Steuerbarkeit und oder steuerbare Leistung bei Kunden (z.B. Mieter), die wirtschaftlich eine Investition in HEMS-Systeme oder ähnliches ermöglicht.\r\n› Fehlende Akzeptanz bei Kunden, für Eingriffe in Ihren Energieverbrauch und zu komplexe Verträge und Prozesse sind hinderlich.\r\n› Fehlende vertragliche Kopplung flexibilisierter Netzentgelte zum Preissignal am Strommarkt, um Mehr- oder Minderverbrauch anzureizen.\r\n› lange Ausschreibungszeiträume für Produkte der Systemdienstleistungen stellen eine\r\nMarkteintrittsbarriere für Anlagenbetreiber und Stromverbraucher dar.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 63 von 67\r\n› Nachteilige Pooling-Bedingungen für kleine Anbieter und die Teilnahmebedingungen\r\nam Regelleistungsmarkt sind - historisch gewachsen – ungünstig für die Integration von\r\nErneuerbaren in diese Märkte. Eine Integration von deutlich mehr Anlagen ist wichtig.\r\n› Fehlende technische Voraussetzungen „ab Werk“ in den Wärmepumpenflotten und PVHeimspeichersystemen: sie folgen ausschließlich der Wärmelast oder festen Zeitfenstern oder Mustern (erst Speicher mit PV füllen, dann einspeisen, keine Möglichkeit\r\nNetzstrom zwischenzuspeichern).\r\n› Geringe Umsetzung der Digitalisierung (inklusive des Smart Meter Rollouts) und zu\r\nkomplexe Regelungen.\r\n› Fehlende Vorgaben zur Interoperabilität von flexiblen Verbrauchern hinter dem Netzverknüpfungspunkt.\r\n› § 13k EnWG: Zu strikte Zusätzlichkeitskriterien sorgen grundsätzlich für eine zu geringe\r\nMöglichkeit daran teilzunehmen und verhindern den Einsatz von Kleinstflexibilitäten im\r\nNiederspannungsnetz durch Aggregatoren.\r\n› Zu strikte und kleinteilige Datenschutzverordnungen und -richtlinien.\r\nViele industrielle Prozesse, gerade auch von Unternehmen mit entsprechender Größenordnung, sind nicht flexibilisierbar. Das größte Potenzial besteht in Überkapazitäten bzw. wärmegebundenen Industrieprozessen oder auch der Eigenerzeugung von Kunden. Die bisher angebotenen Tarifmodelle basieren auf einer Freiwilligkeit der Inanspruchnahme, d.h. für Netzbetreiber besteht grundsätzlich das Risiko, dass kundenseitig zugesichertes Flexibilisierungspotenzial bzw. netzdienliches Verhalten nicht garantiert werden kann. Des Weiteren scheinen\r\ndie finanziellen Anreize für entsprechende Kunden nicht hoch genug, um an zusätzlichen system- oder netzdienlichen Aktionen teilnehmen zu wollen.\r\nLösungen:\r\nEs hat sich bisher gezeigt, dass es keine „one-size-fits-all“ Lösung im Bereich der Flexibilitätshemmnisse gibt. Es bedarf vielmehr eines spezifischen Ansatzes je Kategorie der Flexibilitätsoption oder Hemmnis-Kategorie. Dies muss in der koordinierten Flexibilitätsagenda erarbeitet\r\nwerden. Es bedarf sowohl technischer als auch regulatorischer Lösungen.\r\n› Schneller Smart-Meter-Rollout in den energiewende-relevanten Kundengruppen: Smart\r\nMeter Ausbau entbürokratisieren, beschleunigen und priorisieren.\r\n› Konzepte im kleinen und pragmatischen Testen und nicht bis zur Perfektion in der Theorie ausreifen. Kurzfristig sollten auch „80 %-Lösungen“ zulässig sein, die dann im Nachgang ausgebessert werden können.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 64 von 67\r\n› Steuern, Abgaben, Umlagen senken und auf neue Umlagen auf den Strompreis verzichten, sodass das Preissignal unmittelbarer bei den Kundinnen und Kunden ankommt.\r\n› Wärmewende und Mobilitätswende beschleunigen.\r\n› Kunden mit Flexibilisierungspotential sollten Qualitäts- bzw. Qualifizierungsnormen,\r\nwie z.B. ein zertifiziertes Energiemanagementsystem, nachweisen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 65 von 67\r\n4.4 Welche konkreten Handlungsoptionen sehen Sie in den einzelnen Handlungsfeldern?\r\nZielführend wäre die Einführung eines komplementären, netzdienlichen und präventiven Instrumentes. Ziel ist es, nach erfolgter Netzertüchtigung (Wärme-, Verkehrswende, EE) den\r\nMarkt dazu zu befähigen, dass möglichst wenige kurative Eingriffe des Netzbetreibers ausgelöst werden und den Netzausbau auf ein volkswirtschaftlich sinnvolles Maß zu begrenzen.\r\nWir empfehlen folgende Maßnahmen für einen schnelleren und besseren Smart Meter Ausbau:\r\n› Bürokratische Hürden reduzieren: Gerade Smart Meter für Haushalte mit kleineren\r\nVerbräuchen benötigen nur einen Bruchteil des Funktionsumfangs, den das deutsche\r\nRecht derzeit fordert. Deshalb sollten die Anforderungen praxisgerecht reduziert werden, um unnötige Kosten zu vermeiden und mehr Wettbewerb im Markt zu ermöglichen.\r\n› Datenaustausch in Echtzeit: Leider erhalten Stromanbieter aktuell die Verbrauchsdaten\r\nder Smart-Meter-Kundinnen und -kunden vom Messstellenbetreiber in der Regel erst\r\neinen Tag, nachdem der Strom verbraucht wurde. Um eine intelligente netzdienliche\r\nSteuerung zu ermöglichen, sollten Stromanbieter gegen Bezahlung die viertelstündlichen Verbrauchsdaten unmittelbar erhalten.\r\nAus netztechnischer Perspektive bedarf es Anreize zur Flexibilitätslenkung in Regionen mit besonders hohem Flexibilitätsbedarf. Je nach regionaler Gegebenheit der Erzeugungsstruktur\r\nsind unterschiedliche Flexibilitätsmaßnahmen sinnvoll und entsprechend über Förderinstrumente oder marktliche Anreize zu lenken. In Regionen mit hoher PV-Erzeugung sind zum Beispiel Batteriespeicher eine gute Ergänzung zur Erzeugungscharakteristik. Mit dem Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte durch die BNetzA und den Wachstumsimpulsen der Bundesregierung zum Abbau von Hemmnissen für einen flexiblen Stromverbrauch wurden zum Teil die Weichen für eine zukünftige Flexibilisierung der Industrie gestellt.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 66 von 67\r\n4.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDer Teil zu Flexibilität fokussiert noch sehr stark auf den Abbau von Hemmnissen bei Industrie\r\nund Privatkunden und weist nur wenig konkrete Konzepte zur Einbeziehung dieser in das\r\nEnergiesystem auf. Dieser Hemmnisabbau ist jedoch zu unterstützen und weist insbesondere\r\nmit dem Wegfall der Bandlast-Regelung den Weg in eine flexiblere Energiezukunft.\r\nGenerell stellt der schnelle Ausbau von Flexibilitäten im zentralen und dezentralen Stromnetz\r\ndie größte Herausforderung zur Stabilisierung und Kostensenkung neben dem Ausbau der\r\nNetze dar. Die angekündigte Flexibilitäts-Roadmap sollte nicht nachgeliefert werden müssen,\r\nsondern vor der Abwägung unterschiedlicher systemverändernder und risikobehafteter Maßnahmen stehen. Entsprechend kritisiert der BDEW das Fehlen konkreter Maßnahmen zur Erhöhung von Flexibilitätskapazitäten im vorliegenden Papier.\r\nEs ist von der Entwicklung theoretisch perfekter und allumfassender Konzepte abzusehen;\r\nneue Instrumente und Maßnahmen sollten besser im Rahmen von Pilotprojekten erprobt werden. Die Zeitschiene dieser Maßnahmen ist aktuell nicht erkennbar. Bei der Vielzahl an komplexen und tiefgreifenden geplanten Änderungen wird eine strikte Priorisierung der Maßnahmen das oberste Gebot sein müssen. Hier gilt es, in der Agenda einen klaren Zeitplan aufzusetzen. In der Flexiblitäts-Agenda sollte von zu kleinteiliger Einzelregulierung je Technologieart\r\nabgesehen werden. Es geht darum, ein klares Zielbild zum system- und netzdienlichen Flexibilitätseinsatz unter Berücksichtigung bereits bestehender Flexibilitäten aufzuzeigen. Wichtig\r\nist, die Flexibilitäten netzdienlich oder netzneutral in das Energiesystem zu integrieren. Vor allem bei Haushaltsflexibilität sollte bei einer freiwilligen Bereitstellung eine Steuerbarkeit durch\r\nEnergieversorger sichergestellt werden, um den Dispatch der Anlagen tatsächlich zu gewährleisten.\r\nNicht nur mit Blick auf diesen Bericht wäre die Entwicklung eines gemeinsamen Verständnisses von System- und Netzdienlichkeit wünschenswert.\r\nDezentrale Stromspeicher sollten so weit wie möglich systemunterstützend genutzt werden.\r\nDie Wiedereinführung der Wirkleistungsbegrenzung für PV-Anlagen oder die Absenkung der\r\nSchwelle für die Steuerbarkeit von EE-Anlagen durch die Netzbetreiber von 25 kW auf 7 kW\r\nwären geeignete Maßnahmen, um dieses Ziel zu unterstützen.\r\nUnd schließlich muss die Bundesregierung die Nachfrage nach heimischem erzeugtem Wasserstoff schnell und unbürokratisch vorantreiben. Der Aufbau von heimischen Elektrolysekapazitäten ist damit beiderlei, Beitrag zur Deckung der steigenden Wasserstoffnachfrage als auch\r\nessenzielles Instrument zur Stabilisierung des Stromsystems.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 67 von 67\r\nAnsprechpartnerInnen:\r\nDr. Maximilian Rinck\r\nAbteilungsleiter\r\nHandel und Beschaffung\r\nmaximilian.rinck@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1550\r\nBastian Olzem\r\nGeschäftsbereichsleiter\r\nErzeugung und Systemintegration\r\nbastian.olzem@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1300\r\nNatalie Lob\r\nFachgebietsleiterin Handel Strom\r\nnatalie.lob@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1554\r\nTimon Groß\r\nFachgebietsleiter Nachhaltiges Stromsystem\r\ntimon.gross@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1309\r\nVera Klöpfer\r\nFachgebietsleiterin Energienetze\r\nvera.kloepfer@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1120"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen\r\nüber regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Stromund gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95\r\nProzent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der AbwasserEntsorgung in Deutschland.\r\nwww.bdew.de\r\nIhr Kontakt beim BDEW\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nMehr Infos zu Energie in Europa\r\nfinden Sie hier:\r\nwww.energie-in-europa.de\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 771-9642\r\nviola.rocher@bdew.de\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1090\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nMoritz Mund\r\nFachgebietsleiter EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 774-5115\r\nmoritz.mund@bdew.de\r\nErscheinungsdatum: Mai 2024\r\n3\r\nWir brauchen Europa! Davon ist die gesamte deutsche\r\nEnergiewirtschaft zutiefst überzeugt. In den kommenden Jahren stehen wir vor einer Vielzahl von Herausforderungen, die nur gemeinsam in einer starken Europäischen Union gelöst werden können. Um international\r\nhandlungs- und wettbewerbsfähig zu bleiben, muss die\r\nEU in einer zunehmend von Geopolitik geprägten Welt\r\nnoch enger zusammenstehen und strategisch mutige\r\nund gleichzeitig klare Entscheidungen für die klimaneutrale Zukunft unseres Kontinents treffen. Eine Rückkehr\r\nzu einem rein nationalstaatlichen Handeln wäre dagegen\r\nnicht nur für unsere Gesellschaft, sondern auch für\r\nunsere Energieversorgung ein großer Rückschritt. Denn\r\nder europäische Energiebinnenmarkt sorgt nachweislich für eine sicherere und günstigere Energieversorgung\r\naller Bürgerinnen und Bürger und ist Garant für die internationale Wettbewerbsfähigkeit Europas. Deswegen\r\nmuss es Handlungsmaxime sein, ihn zu bewahren und\r\nnicht durch weitere Markteingriffe zu schwächen. Nicht\r\nzuletzt kann auch die Transformation hin zur Klimaneutralität nur im Verbund erfolgreich gemeistert werden.\r\nDie abgelaufene europäische Legislaturperiode 2019\r\nbis 2024 war in vielerlei Hinsicht ein klimapolitischer\r\nMeilenstein. Mit der Verabschiedung des Europäischen\r\nKlimagesetzes wurde erstmalig ein für die gesamte\r\nEU rechtlich verbindliches Treibhausgasreduktionsziel festgelegt. Spätestens bis 2050 muss die gesamte\r\nEU klimaneutral sein. Bis 2030 müssen die Emissionen\r\num mindestens 55 Prozent reduziert werden. Auf diese\r\nZiele arbeitet die deutsche Energiewirtschaft bereits seit\r\nvielen Jahren beherzt hin. Dabei konnten schon viele\r\nFortschritte gemacht werden: Im Jahr 2023 wurde in\r\nDeutschland erstmals über die Hälfte des Strombedarfs\r\nmit Erneuerbaren Energien gedeckt und auch der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft nimmt dank wichtiger\r\nGrundsatzentscheidungen im EU-Gaspaket und dem\r\nBeschluss zum Aufbau eines deutschen Wasserstoffkernnetzes Fahrt auf.\r\nKlar ist aber auch, dass noch viel zu tun ist auf dem Weg\r\nzur Klimaneutralität. Das heißt, dass Ziel- und Grundsatzdiskussionen in den Hintergrund rücken müssen,\r\ndenn ambitionierte Ziele können nur dann erreicht\r\nwerden, wenn Unternehmen Planungssicherheit haben\r\nund mit Optimismus für die Zukunft investieren können.\r\nNach vielen wegweisenden Entscheidungen im „Fit for\r\n55“-Paket ist es daher unerlässlich, dass die Implementierung des Beschlossenen in der folgenden Legislaturperiode bis 2029 im Fokus steht. Gleichzeitig muss an\r\neinzelnen Stellen gezielt nachgebessert werden. Das\r\nbedeutet vor allem, den zukunftsgerichteten Ausbau der\r\nStromnetze zu ermöglichen, den Wasserstoffhochlauf in\r\nEnergie für ein starkes Europa\r\nEuropa und gemeinsam mit zuverlässigen Partnern weltweit voranzutreiben sowie wichtige europäische Schlüsselindustrien zu stärken. Weitere wichtige Aufgaben\r\nwerden sein, das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS)\r\nals Herzstück der europäischen Klimapolitik kontinuierlich weiterzuentwickeln und schnell den Grundstein für\r\ndie Abscheidung, den Transport und die Speicherung von\r\nCO2 zu legen.\r\nÜberzeugt von der EU zu sein, bedeutet aber nicht, ihre\r\nPolitik nicht auch kritisch zu hinterfragen. Denn so richtig\r\nes ist, dass die EU den übergeordneten Rechtsrahmen\r\nfür einen möglichst harmonisierten Binnenmarkt setzt,\r\nso sehr wurde sich in den vergangenen Jahren im regulatorischen Klein-Klein verloren. Das kostet Zeit und führt\r\nzu übermäßig komplexen und bürokratischen Regeln.\r\nBei aller zum Erreichen der Klimaneutralität notwendigen Regulierung benötigen wir in Zukunft wieder mehr\r\nPragmatismus. Insbesondere regionale Besonderheiten\r\nmüssen berücksichtigt werden. Unternehmen sollen\r\nsich wieder auf ihre Kernaufgaben konzentrieren dürfen,\r\nanstatt von Melde- und Berichtspflichten in Beschlag\r\ngenommen zu werden. Das heißt nicht nur neue Bürokratie zu vermeiden, sondern auch bestehende Bürokratie abzubauen.\r\nDie deutsche Energiewirtschaft steht bereit, mit vollem\r\nEinsatz ihren Beitrag zur Transformation der europäischen Wirtschaft hin zur Klimaneutralität zu leisten. Mit\r\ndieser Broschüre zeigen wir, was die Europäische Union\r\ntun kann und muss, um diese Transformation zu ermöglichen.\r\nUm international handlungs- und\r\nwettbewerbsfähig zu bleiben, muss die\r\nEU in einer zunehmend von Geopolitik\r\ngeprägten Welt noch enger zusammenstehen und strategisch mutige und\r\ngleichzeitig klare Entscheidungen für\r\ndie klimaneutrale Zukunft unseres\r\nKontinents treffen.\r\n4\r\n8 Empfehlungen\r\nder deutschen Energiewirtschaft für die Legislaturperiode 2024 bis 2029\r\n1 Energiebinnenmarkt aufrechterhalten und\r\nstärken\r\n2 Beim Klimaschutz Kurs halten und\r\nBeschlossenes umsetzen\r\n3 Erneuerbare Energien ausbauen und\r\nWasserstoffhochlauf vorantreiben\r\n4 Strom- und Gasinfrastruktur fit für die Zukunft machen\r\n5 Resilienz der Energiewende mithilfe aktiver\r\nIndustriepolitik absichern\r\n6 Attraktives Umfeld für\r\nEnergiewende-Investitionen schaffen\r\n7 Bürokratie abbauen\r\n8 Rahmen für Digitalisierung und\r\nKI gestalten\r\nEuropäischer Energiebinnenmarkt 5\r\n8,6\r\n8,8\r\nFR\r\nAT, CH\r\nPL, CZ\r\nTWh\r\nTWh\r\nTWh\r\n5,7\r\nBE, NL, LU\r\nTWh\r\n8,4\r\nTWh\r\nDK, NO, SE\r\n22,6\r\nDer europäische Energiebinnenmarkt sorgt nachweislich für eine sicherere und günstigere Energieversorgung aller Bürgerinnen und Bürger. Liquide Märkte und ein freier und grenzüberschreitender\r\nHandel von Gas und Strom haben die Energiekrise im Jahr 2022 trotz massiver Disruptionen in der\r\nGasversorgung den Umständen entsprechend erfolgreich für Verbraucherinnen und Verbraucher und\r\nMarktakteure abgemildert. Zwar stiegen die Preise aufgrund der damit verbundenen Energieknappheit zunächst stark an. Andererseits setzte dies die notwendigen Anreize zum Energiesparen und\r\nwurde richtigerweise durch sozial- und energiepolitische Maßnahmen kurzfristig abgefedert. Ohne\r\nauf einen funktionierenden Binnenmarkt zurückgreifen zu können, wären die Auswirkungen des\r\nImport- und Exportmix Strom Deutschland 2023\r\n1. ENERGIEBINNENMARKT AUFRECHTERHALTEN UND STÄRKEN\r\nZIELE\r\n• Von Markteingriffen und grundlegenden Marktreformen absehen.\r\n• Kapazitätsmärkte pragmatisch ermöglichen.\r\n• Investitionssicherheit durch Stabilität der einheitlichen Preiszone gewährleisten.\r\n Solar\r\n Wind\r\n Sonstige EE\r\n Erdgas\r\n Kohle & sonstiges Fossil\r\n Kernkraft\r\nQuelle: BDEW\r\n42,4\r\nTWh\r\nTWh\r\n54,0\r\nImportmix nach Deutschland gesamt Exportmix aus Deutschland gesamt\r\n52 %\r\nImporte\r\nEE\r\n60 %\r\nExporte\r\nEE\r\n42,4\r\nTWh\r\nTWh\r\n54,0\r\nENERGIEBINNENMARKT\r\n6 Europäischer Energiebinnenmarkt\r\nrussischen Angriffskrieges auf Energiepreise und Versorgungssicherheit\r\nnoch deutlich stärker zu spüren gewesen. Damit hat sich gezeigt, dass\r\nder europäische Energiebinnenmarkt gerade auch im Krisenfall Garant\r\nfür Versorgungssicherheit ist sowie, dass Wettbewerb und grenzüberschreitende Zusammenarbeit funktionieren. Das derzeitige Marktdesign\r\nhat sich also bewährt. Allein der grenzüberschreitende Stromhandel\r\nbrachte Verbraucherinnen und Verbrauchern in der EU laut der Agentur\r\nfür die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) in den\r\nvergangenen zehn Jahren Vorteile von 34 Milliarden Euro pro Jahr.\r\nMit den Herausforderungen der Energiewende gewinnt der Energiebinnenmarkt weiter an Bedeutung, nicht nur eine sichere und möglichst\r\ngünstige, sondern auch eine zunehmend CO2-freie Energieversorgung\r\nin ganz Europa zu garantieren. Die vernetzte europäische Strom- und\r\nzukünftig Wasserstoffinfrastruktur ermöglicht es, Windstrom aus dem\r\nNorden und Solarstrom aus dem Süden möglichst kostengünstig in der\r\ngesamten EU zu verteilen und damit die Vorteile dargebotsabhängiger Erneuerbarer Energien bestmöglich zu nutzen. Der Energiehandel im europäischen Binnenmarkt verringert so die Kosten für die\r\nEnergiewende und erhöht die Versorgungssicherheit.\r\nAuch Deutschland profitiert vom europäischen Strombinnenmarkt: Zu Zeiten, in denen in den Nachbarländern zu niedrigeren Preisen Strom erzeugt werden kann, wird dieser importiert. Das senkt nicht\r\nnur die Kosten, sondern meist auch den CO2-Ausstoß, denn im Jahr 2023 stammte über die Hälfte\r\ndes nach Deutschland importierten Stroms aus Erneuerbaren Energien, da deren Gestehungskosten\r\nbesonders niedrig sind. Gleichermaßen exportiert Deutschland Strom in seine Nachbarländer – ebenfalls überwiegend dann, wenn der Erneuerbaren-Anteil hoch und damit der Strompreis in Deutschland besonders niedrig ist. So wird sichergestellt, dass im europäischen Strombinnenmarkt immer\r\ndort Strom erzeugt wird, wo es am günstigsten ist.\r\nDeshalb gilt es, das Vertrauen in die Märkte und Marktprozesse unbedingt aufrechtzuerhalten, den\r\neuropäischen Energiebinnenmarkt auszubauen und zu stärken. Freier Handel und funktionierende\r\nMärkte stabilisieren den europäischen Wirtschaftsraum und schaffen Investitionssicherheit, die wir für\r\neinen möglichst schnellen Ausbau der Erneuerbaren Energien und den Wasserstoffhochlauf dringend\r\nbenötigen. Eingriffe in den Markt sind deshalb zu vermeiden bzw. auf minimale Eingriffe in Ausnahmesituationen zu beschränken. Nach teilweise verständlichen, teilweise überzogenen Markteingriffen während der Energiekrise im Jahr 2022 heißt das, vom „Krisenmodus“ wieder in den „Normalzustand“ zurückzukehren. Die Reformen des europäischen Strom- und Gasmarktdesigns haben die\r\nLehren aus der Preiskrise dauerhaft im EU-Recht verankert und unter anderem die Langfristmärkte\r\nfür Strom gestärkt. Nun muss der Blick nach vorne gerichtet und vorerst Abstand von weiteren Marktreformen genommen werden. So sollte der derzeitige Preisbildungsmechanismus am Strommarkt\r\nals effiziente Zusammenführung von Angebot und Nachfrage (Merit Order) in seiner Funktionsweise\r\nunberührt bleiben. Von Instrumenten wie Erlösobergrenzen oder Preisbeschränkungen für Strom\r\noder Gas ist abzusehen, denn sie würden die dringend erforderlichen Investitionen hemmen.\r\nHandlungsbedarf gibt es in einem zunehmend auf volatilen und dargebotsabhängigen Erneuerbaren\r\nEnergien basierenden Energiesystem noch im Bereich der langfristigen Versorgungs- und Systemsicherheit. In Zukunft werden in Deutschland Wasserstoffkraftwerke, Speicher und Flexibilitäten die\r\nSchwankungen bei der Stromerzeugung aus Windkraft und Solar ausgleichen. Die aktuelle Marktsituation sendet jedoch nicht überall die erforderlichen Investitionsanreize für den benötigten Ausbau\r\nFreier Handel und funktionierende Märkte stabilisieren den\r\neuropäischen Wirtschaftsraum\r\nund schaffen Investitionssicherheit, die wir für einen möglichst\r\nschnellen Ausbau der Erneuerbaren Energien und den\r\nWasserstoffhochlauf dringend\r\nbenötigen.\r\nEuropäischer Energiebinnenmarkt 7\r\ngesicherter Leistung sowie notwendiger Speicherkapazitäten und für den Einsatz von Nachfragemanagement (Demand Response). Deshalb müssen bei der Umsetzung des reformierten Strommarktdesigns in Deutschland, aber vor allem auch durch die EU-Kommission im Rahmen der geplanten Leitlinien und der konkreten Genehmigungsverfahren Kapazitätsmärkte pragmatisch im bestehenden\r\nRechtsrahmen verankert werden. Im Sinne des europäischen Binnenmarkts ist es entscheidend, dass\r\ndabei alle Technologien, sowohl auf der Erzeugungsseite als auch zur Speicherung und Verbrauchsreduktion, landes- und preiszonenübergreifend entsprechend ihres Beitrags zur Versorgungssicherheit\r\nBerücksichtigung finden.\r\nFür Investitionen in Stromerzeugungskapazitäten sind zudem langfristige Preissignale sowie gut entwickelte und hoch liquide Terminmärkte für Strom, Gas und CO2 wichtig. Insbesondere für Strom ist dabei\r\nder Zuschnitt der Preiszonen von Bedeutung. Jede Änderung daran hat Auswirkungen auf die Qualität\r\nund Verlässlichkeit des mittel- bis langfristigen Preissignals und damit auf die Investitionsbedingungen\r\nfür den Erneuerbaren-Ausbau. In einer Zeit, in der möglichst schnell möglichst viel investiert werden\r\nmuss, sollten daher Unsicherheiten durch Maßnahmen wie einen Preiszonensplit vermieden und die\r\nregelmäßige ergebnisoffene Prüfung des Preiszonenzuschnitts grundsätzlich überdacht werden. Stattdessen müssen Netzengpässe durch einen beschleunigten Netzausbau sowie einen systemdienlichen\r\nAusbau von Erzeugungsanlagen und Elektrolyseuren behoben werden.\r\nNeben der Bewahrung und Stärkung des Strombinnenmarkts muss zudem auch der Gasbinnenmarkt\r\nweiter ausgebaut werden. Die Gasversorgungskrise im Jahr 2022 hat seine Wichtigkeit eindrucksvoll\r\nvor Augen geführt. Durch die gemeinsamen Anstrengungen aller Mitgliedstaaten konnten trotz einer\r\nhohen Importabhängigkeit die Gasversorgung gesichert und innerhalb kürzester Zeit neue Optionen\r\nzur Diversifizierung der Gaslieferungen geschaffen werden.\r\n8 Europäischer Energiebinnenmarkt\r\n0\r\nJan 22\r\nJan 23\r\nFeb 22\r\nMär 22\r\nApr 22\r\nMai 22\r\nJuni 22\r\nJuli 22\r\nAug 22\r\nSep 22\r\nOkt 22\r\nNov 22\r\nDez 22\r\nFeb 23\r\nMär 23\r\nApr 23\r\nMai 23\r\nJuni 23\r\nJuli 23\r\nAug 23\r\nSep 23\r\nOkt 23\r\nNov 23\r\nDez 23\r\nWerte in %\r\n20\r\n60\r\n40\r\n80\r\n100\r\nInländische Förderung Russland Niederlande Norwegen Sonstige Sonstige via dt. LNG-Terminals\r\n5,1\r\n4,5\r\n4,5\r\n4,9\r\n5,4\r\n5,8\r\n5\r\n5,2\r\n5,1\r\n5,3\r\n5,2\r\n4,9\r\n4,8\r\n4,6\r\n4,9\r\n5,9\r\n4,9\r\n6,6\r\n5\r\n4,3\r\n7,4\r\n4\r\n5,1 31,4 37,6 26,7\r\n34,8\r\n36,8\r\n37,7\r\n37\r\n26,2\r\n10,1\r\n9,2\r\n29,7\r\n36,2\r\n35,4\r\n38,7\r\n33,0\r\n30,4\r\n31,2\r\n31,9\r\n30,7\r\n32,6\r\n28,1\r\n24,4\r\n25,6\r\n30,8\r\n34,1\r\n19,8\r\n19,5\r\n17,9\r\n21,3\r\n32,7\r\n24,4\r\n37,8\r\n35,6\r\n35,5\r\n33,2\r\n35,7\r\n37,8\r\n34\r\n31,8\r\n35,6\r\n36,9\r\n40,6\r\n39,1\r\n38,4\r\n34,2\r\n19,3\r\n28\r\n26,5\r\n23,9\r\n27,2\r\n31,7\r\n37,9\r\n27,3\r\n23\r\n23,7\r\n19,7\r\n21,9\r\n20,9\r\n21,4\r\n21,4\r\n14,8\r\n17\r\n12,8\r\n22,1\r\n24,4\r\n15,5\r\n26,7\r\n10,9\r\n11,8\r\n16,4\r\n19,8\r\n19,8\r\n23,5\r\n3,1\r\n4,5\r\n4,9\r\n6,5\r\n6,4\r\n8\r\n6,4\r\n7,3\r\n7,9\r\n6,4\r\n9,2\r\n15,8\r\n24,7 28 7,4\r\n4,1 27 39,4 22,1 6,6\r\nHerkunft des in Deutschland verbrauchten Erdgases\r\nAuch für die Transformation zur Klimaneutralität spielt der Gasbinnenmarkt eine zentrale Rolle. Denn gerade zur Ermöglichung des Wasserstoffhochlaufs ist es wichtig, von vornherein europäisch zu denken und\r\neinen grenzüberschreitenden Handel und Transport aller erneuerbaren\r\nund CO2-armen Gase in der EU zu ermöglichen. Sowohl um innereuropäisch produzierten Wasserstoff zu den Verbraucherinnen und Verbrauchern zu bringen als auch zur Ermöglichung von Importen aus NichtEU-Staaten.\r\nNicht nur mit Blick auf Importe von Erdgas und zukünftig von Wasserstoff,\r\nsondern auch im Strombereich muss der Blick dabei über den europäischen Binnenmarkt hinaus gerichtet werden. Insbesondere die Kooperation mit dem Vereinigten Königreich, das sehr ambitionierte Ziele für den\r\nOffshore-Windenergieausbau verfolgt, sollte nicht nur im Bereich der\r\nEnergie-, sondern auch bei der Klimapolitik – beispielsweise durch eine\r\nVerknüpfung der Emissionshandelssysteme – weiter vertieft werden.\r\nDarüber hinaus sollten etwa auch die Verhandlungen über ein Stromabkommen mit der Schweiz und weitere Partnerschaften mit anderen Drittstaaten, wie unter anderem der Ukraine, vorangetrieben werden.\r\nQuellen: ENTSOG, FNB, BVEG, BDEW (eigene Berechnungen)\r\nFür die Transformation zur\r\nKlimaneutralität spielt auch\r\nder Gasbinnenmarkt eine\r\nzentrale Rolle. Gerade zur\r\nErmöglichung des Wasserstoffhochlaufs ist es wichtig,\r\nvon vornherein europäisch\r\nzu denken und einen grenzüberschreitenden Handel und\r\nTransport aller erneuerbaren\r\nund CO2-armen Gase in der EU\r\nzu ermöglichen.\r\nKlimaschutz 9\r\nMit dem „Fit for 55“-Paket wurden wegweisende Schritte in Richtung Klimaneutralität gemacht. Von\r\nAusbauzielen für Erneuerbare Energien und die E-Mobilität über Vorgaben zur Reduktion des Energieverbrauchs bis hin zur Schaffung eines Emissionshandelssystems für die Bereiche Gebäude und\r\nStraßenverkehr (ETS 2). Auch mit den nahezu parallelen Reformen des Strom- und des Gasbinnenmarktes wurden die Weichen auf Zukunft gestellt. Viele dieser Ziele und Vorgaben sind ambitioniert\r\nund werden in den verbleibenden fünfeinhalb Jahren bis 2030 nur mit großen Anstrengungen aller\r\nbeteiligten Akteure zu erreichen sein. Deswegen müssen nach einer Legislatur der großen Energieund Klimapakete die Anstrengungen unbedingt auf die Umsetzung der bestehenden Ziele verwendet\r\nwerden.\r\nNur wenn die beschlossenen Maßnahmen schnell ihre Wirkung entfalten, Unternehmen sich auf\r\nBeschlossenes verlassen und die notwendigen Investitionen für die Transformation tätigen können,\r\nsind ambitionierte Ziele auch erreichbar. Dabei sind vor allem die Mitgliedstaaten am Zug, doch auch\r\ndie EU-Kommission muss ihren Beitrag dazu leisten. Ausstehende Sekundärgesetzgebung, wie zum\r\nBeispiel die Definition von CO2-armen Gasen, sollte nicht nur zeitnah, sondern auch pragmatisch verabschiedet werden. Langwierige politische Detaildiskussionen, wie zuletzt in der Debatte um die Definition von erneuerbarem Wasserstoff, können wir uns in der EU nicht mehr leisten. Deshalb ist auch\r\nsicherzustellen, dass Beihilfeprüfungen und -entscheidungen der Kommission deutlich schneller und\r\nunbürokratischer erteilt werden als bisher.\r\nPreisentwicklung der CO2-Emissionszertifikate\r\n20\r\n0\r\n01.01.21\r\nin €/t CO2 eq\r\n01.01.22\r\nAllzeithoch am\r\n19.08.2022:\r\n97,58 €/t CO2 eq\r\n01.01.23\r\n01.01.24\r\n22.04.24\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n53,52 €/t 80,81 €/t 83,47 €/t 60,43 €/t\r\n64,54\r\n2. BEIM KLIMASCHUTZ KURS HALTEN UND BESCHLOSSENES\r\nUMSETZEN\r\nZIELE\r\n• Umsetzung des „Fit for 55“-Pakets priorisieren und Planungssicherheit\r\ngewährleisten.\r\n• Klimapolitik bis 2040 konsequent fortsetzen und CO2-Bepreisung weiterentwickeln.\r\n• Europäischen Rahmen für den (grenzüberschreitenden) Transport von CO2 schaffen.\r\nQuelle: EEX\r\n\r\n10 Klimaschutz\r\nGleichzeitig muss klimapolitisch Kurs gehalten werden, denn unsere Transformationsbemühungen\r\nenden nicht im Jahr 2030. Mit ihrer Mitteilung zum 2040-Klimaziel hat die EU-Kommission im Sinne\r\neiner langfristigen Planbarkeit für alle betroffenen Akteure richtigerweise bereits frühzeitig die Diskussion angestoßen. Jetzt ist es unerlässlich, den Fokus auf konkrete Maßnahmen zur Zielerreichung\r\nzu richten, anstatt sich erneut in endlosen Zieldiskussionen zu verlieren. Dabei sollte das europäische\r\nEmissionshandelssystem (EU-ETS) weiterhin das Herzstück der EU-Klimapolitik bleiben und mit Blick\r\nauf 2040 auf lange Sicht weiterentwickelt werden. In Abhängigkeit der Erfahrungen mit dem ETS 2 ab\r\n2027 sollte die Zusammenführung der beiden europäischen Systeme ETS 1 und 2 für die Zeit nach\r\n2030 ebenso wie die potenzielle Einbeziehung weiterer Sektoren vorbereitet werden. Gerade in Bezug\r\nauf die Auswirkungen der CO2-Bepreisung im Gebäude- und Verkehrsbereich ist dabei immer auch\r\nder erforderliche soziale Ausgleich, beispielsweise über den Klima-Sozialfonds, sicherzustellen. Die\r\nNutzung von industrieller CO2-Entnahme (Carbon Capture) sollte zum Ausgleich von nicht oder nur\r\nschwer vermeidbaren Emissionen im EU-ETS perspektivisch ebenfalls zugelassen werden. Die Sinnhaftigkeit der Einbeziehung von weiteren Nicht-CO2-Treibhausgasen in das ETS muss dagegen anhand\r\neiner Einzelfallbetrachtung bewertet werden. Mit der\r\nsukzessiven Abschaffung der freien Zuteilung im EU-ETS\r\nwerden zum Ausgleich der schwierigeren Wettbewerbssituation zudem Maßnahmen zur Vermeidung der Verlagerung von CO2-Emissionen in Drittstaaten (Carbon\r\nLeakage) wichtiger, insbesondere das CO2-Grenzausgleichssystem (CBAM). Dessen weitere Ausgestaltung\r\nund die Aufnahme zusätzlicher Sektoren sollten deshalb\r\nim engen Dialog mit der Industrie pragmatisch erfolgen.\r\nFür die deutsche Energiewirtschaft ist klar, dass die Vermeidung von Emissionen in allen Sektoren weiterhin oberste Priorität haben muss. Zum Erreichen\r\nder Klimaneutralität benötigen wir für die Dekarbonisierung des gesamten EU-Binnenmarkts vor\r\nallem für unvermeidbare oder schwer vermeidbare CO2-Emissionen aber auch CO2-Abscheidung,\r\nSpeicherung und Nutzung (CCU/CCS). Das zeigen nicht zuletzt die Pläne der EU-Kommission für das\r\n2040-Klimaziel. Damit dies umweltverträglich und in dem für einen schnellen Technologiehochlauf\r\nerforderlichen Tempo gelingt, muss schnellstmöglich ein EU-Rechtsrahmen für Carbon Management\r\ngeschaffen werden. Dabei ist es richtig, den Fokus vor allem auf den Aufbau einer europäischen CO2-\r\nTransportinfrastruktur zu legen und diesen eng mit der bestehenden Infrastruktur für Gas und Wasserstoff zu verknüpfen. Auch die Schaffung eines europäischen Handelssystems für aus der Atmosphäre\r\nentnommenes CO2 – perspektivisch im Rahmen des EU-ETS – kann wichtige Anreize für den Hochlauf\r\nsetzen. Bei aller notwendigen Geschwindigkeit kommt es auf die Nachhaltigkeit des Carbon Management an. Gerade der Schutz der Wasserressourcen ist jederzeit zu garantieren, weshalb von einer\r\nOnshore-Speicherung zum aktuellen Zeitpunkt abzusehen ist. Zu berücksichtigen ist zudem, dass die\r\nPotenziale für die CO2-Speicherung zwischen den Mitgliedstaaten zum Teil sehr stark divergieren.\r\nLangwierige politische Detaildiskussionen, wie zuletzt in der Debatte\r\num die Definition von erneuerbarem\r\nWasserstoff, können wir uns in der\r\nEU nicht mehr leisten.\r\nErneuerbare Energien und Wasserstoff 11\r\nIm Zentrum des Energiesystems der Zukunft stehen Erneuerbare Energien. Sie machen unabhängig\r\nvon fossilen Energieimporten, sind klimaneutral und langfristig günstiger als konventionelle Energiesysteme. Das Tempo beim Erneuerbaren-Ausbau muss deshalb weiter angezogen werden. Zwar wird\r\nin Deutschland bereits über die Hälfte des Strombedarfs erneuerbar abgedeckt – in der EU sind es\r\netwas weniger als 50 Prozent. Dennoch reicht die aktuelle Ausbaugeschwindigkeit bei Weitem noch\r\nnicht aus und sollte in den kommenden Jahren nahezu verdoppelt werden: Ab 2026 müssen jährlich\r\netwa 10 GW Wind an Land und 22 GW Solar zugebaut werden. Bis 2030 soll so deutschlandweit ein\r\nErneuerbaren-Anteil an der Stromversorgung von 80 Prozent erreicht werden. EU-weit sind ungefähr\r\n30 GW Wind und 70 GW Solar pro Jahr notwendig.\r\nDamit dies gelingt, gilt es, national die Maßnahmen zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren aus der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) schnell umzusetzen\r\nund weiterhin auf allen Ebenen konsequent zu prüfen, wo EU-Vorgaben dem Erneuerbaren-Ausbau\r\nnoch im Weg stehen. Ohne den Natur- und Artenschutz und die Beteiligung der Öffentlichkeit zu konterkarieren, sollte beispielsweise gemeinsam mit den anderen Vertragsstaaten der Aarhus-Konvention auf eine praxistaugliche Anpassung hingewirkt werden, um eine bessere Balance zwischen Klagerechten und Verfahrensbeschleunigung zu finden.\r\n3. ERNEUERBARE ENERGIEN AUSBAUEN UND\r\nWASSERSTOFFHOCHLAUF VORANTREIBEN\r\nZIELE\r\n• Regulierungsrahmen für europäische Offshore-Energiehubs verbessern.\r\n• Bedingungen für die Produktion erneuerbaren Wasserstoffs an die Realität anpassen.\r\n• Europäische Importstrategie für Wasserstoff gemeinsam mit zuverlässigen\r\nDrittstaaten entwickeln.\r\n1,4 %\r\n0,8%\r\n3,1 %\r\n16,5 %\r\n15,5 %\r\n7,5 %\r\n55,1 %\r\n3,8 %\r\n4,8 %\r\n8,5 %\r\n24,3 %\r\n12,8 %\r\n0,9 %\r\n0,8 %\r\n3,6 %\r\n7,8 %\r\n1 %\r\n1,4 %\r\n0,8%\r\n3,1 %\r\n16,5 %\r\n15,5 %\r\n7,5 %\r\n55,1 %\r\n3,8 %\r\n4,8 %\r\n8,5 %\r\n24,3 %\r\n12,8 %\r\n0,9 %\r\n0,8 %\r\n0,6 % 3,5 %\r\n26,2 %\r\n42,8 %\r\n6,7 %\r\n5,9 %\r\n14,4 %\r\n3,6 %\r\n7,8 %\r\n16,8 %\r\n11,8 %\r\n2,1 %\r\n Kernkraft\r\n Braunkohle\r\n Steinkohle\r\n Erdgas\r\n Mineralölprodukte\r\nSonst. konv. ET\r\n Erneuerbare Energien\r\n Wasserkraft\r\n Wind an Land (Onshore)\r\n Wind auf See (Offshore)\r\n Solar\r\n Biomasse\r\n Siedlungsabfälle\r\nNettostromerzeugung nach Energieträgern 2023\r\n Quellen: BDEW, Destatis, ZSW, ENTSO-E; Stand 03/2024\r\n*vorläufig\r\n488,6 Mrd.\r\nkWh*\r\n2.491,8 Mrd.\r\nkWh*\r\nin Deutschland in Europa (EU-27)\r\nUND WASSERSTOFF\r\n12 Erneuerbare Energien und Wasserstoff\r\nDie europäischen Meere bieten aufgrund ihrer Windhöffigkeit ein\r\ngroßes Potenzial, zum grünen Energiehub der EU zu werden. Allein in\r\nder Nordsee sollen bis 2030 120 GW an Windenergieanlagen installiert\r\nsein. Mehr noch als andere erneuerbare Technologien ist der Erneuerbaren-Ausbau auf See dabei ein wahrhaft europäisches Projekt. Offshore-Windparks werden in Zukunft immer häufiger direkt an mehrere\r\nMitgliedstaaten angeschlossen sein (sogenannte Hybridprojekte) und\r\nkönnen somit ihren Strom immer dorthin liefern, wo er am meisten\r\ngebraucht wird. Bis zur Entstehung echter europäischer Energiehubs\r\nmuss jedoch noch Klarheit über das zukünftige Offshore-Marktdesign\r\ngeschaffen werden. Dazu gehört auch eine politische Entscheidung\r\nüber die Aufteilung der Kosten für die Offshore-Infrastruktur zwischen\r\nden beteiligten Anrainerstaaten. Dabei sollte auf pragmatische Lösungen gesetzt werden, unter früher Einbindung der betroffenen Mitgliedstaaten und möglicher Drittländer wie dem Vereinigten Königreich und Norwegen. Wichtig ist, dass\r\njede Vereinbarung über einen Kostenteilungsmechanismus sorgfältig geprüft wird, um regulatorische\r\nRisiken für Netzbetreiber und Erzeuger zu vermeiden.\r\nGrundsätzlich muss beim Ausbau der Offshore-Windenergie immer auch das große Potenzial zur Wasserstofferzeugung direkt auf See und der dazugehörigen Infrastruktur mitgedacht werden. Denn Offshore-Windenergie eignet sich aufgrund hoher Volllaststunden besonders gut zur kostengünstigen\r\nErzeugung von erneuerbarem Wasserstoff.\r\nAls Partner der erneuerbaren Stromerzeugung ist Wasserstoff der zweite zentrale Baustein der EUTransformation hin zur Klimaneutralität. Deshalb ist es beim Wasserstoffhochlauf ebenfalls notwendig, die Geschwindigkeit zu erhöhen, denn auch hier hat die EU sich ambitionierte Ziele gesetzt: Bis\r\n2030 sollen insgesamt 20 Millionen Tonnen erneuerbarer Wasserstoff zum Einsatz kommen – die\r\nHälfte davon produziert in der EU, die andere importiert. Um einen funktionierenden Wasserstoffbinnenmarkt zu erreichen, muss eine zügige EU-weite und nationale Umsetzung und Konkretisierung\r\ndes Gas- und Wasserstoffpakets erfolgen. Dazu gehört unter anderem die Etablierung eines einfachen,\r\nzentralen und EU-weit einheitlichen Nachweis- und Handelssystems für Wasserstoff.\r\nZur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs ist es essenziell, dass möglichst schnell möglichst\r\ngroße Mengen Wasserstoff auf den Markt kommen. Ein großes Hindernis dafür sind jedoch zu strikte\r\nKriterien für die Herstellung erneuerbaren Wasserstoffs. Zwar enthält die EU-Definition erneuerbaren\r\nWasserstoffs eine Übergangsphase, aber mit Blick auf weiterhin lange Projektrealisierungszeiträume\r\nsowohl für Elektrolyseure als auch für Erneuerbare-Energien-Anlagen ist diese viel zu kurz. Der entsprechende delegierte Rechtsakt sollte deshalb deutlich früher als geplant, spätestens bis Ende 2026,\r\nauf seine Vereinbarkeit mit den ambitionierten EU-Zielen für den Wasserstoffhochlauf überprüft und\r\nentsprechend pragmatischer ausgestaltet werden. Darüber hinaus müssen insbesondere die Wasserstoffnachfrage hochgefahren und der Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur vorangetrieben werden.\r\nDer erfolgreiche Wasserstoffhochlauf ist bedeutsam für die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen\r\nIndustrie und für den Erhalt des Wirtschaftsstandortes. Europa wird so resilienter und bewahrt seine\r\nTechnologieführerschaft.\r\nInstrumente zur Förderung des Markthochlaufs, wie die Europäische Wasserstoffbank oder die „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI), müssen nicht nur fortgeführt, sondern auch hinsichtlich ihrer Effizienz überprüft und verbessert werden. Dazu gehören eine Entbürokratisierung der\r\nBewerbungsprozesse und eine beschleunigte Entscheidungsfindung durch die EU-Kommission.\r\nDie europäischen Meere\r\nbieten aufgrund ihrer Windhöffigkeit ein großes Potenzial,\r\nzum grünen Energiehub der\r\nEU zu werden. Allein in der\r\nNordsee sollen bis 2030 120 GW\r\nan Windenergieanlagen\r\ninstalliert sein.\r\nErneuerbare Energien und Wasserstoff 13\r\nNeben der heimischen Wasserstofferzeugung muss die EU aber auch Potenziale außerhalb Europas\r\nstärker erschließen. Hierfür gilt es, die internationale Anschlussfähigkeit der europäischen Regeln\r\nsicherzustellen, damit Europa am globalen Wasserstoffhandel partizipieren kann. Dafür benötigt die EU\r\neine gesamtheitliche H2-Importstrategie, die zuverlässige Partnerschaften mit Drittstaaten vorsieht.\r\nGerade in der Hochlaufphase ist es unerlässlich, flexibel und technologieoffen vorzugehen. Dazu\r\ngehört, neben erneuerbarem Wasserstoff auch CO2-armen Wasserstoff sowie Derivate zu berücksichtigen, um schnell größere Mengen zu bezahlbaren Preisen verfügbar machen zu können. Die Kriterien\r\nfür importierten Wasserstoff und Derivate sollten auch den Entwicklungsstand der Exportländer mit\r\nin den Blick nehmen. Dennoch ist es erforderlich, dass diese einen ermöglichenden und nicht etwa\r\nprohibitiven Charakter haben. Die Importinfrastruktur muss von Beginn an diversifiziert werden, um\r\nVersorgungssicherheit zu erreichen.\r\n0 50 100 150 200 250 300 350 TWh\r\n2030\r\n2045\r\n68\r\n324\r\nQuelle: BDEW EY Fortschrittsmonitor 2024\r\nNeben erneuerbarem Strom aus Solar- und Windkraft und dem zunehmenden Wasserstoffhochlauf\r\nbleiben die nachhaltige Biogas- und Biomethanproduktion wichtige Quellen heimischer, steuerbarer und nachhaltiger Energie. Daher müssen auch die nachhaltigen Biomassepotenziale voll ausgeschöpft werden, um das EU-Ziel von 35 Milliarden Kubikmeter jährlicher Biomethanproduktion bis\r\n2030 zu erreichen.\r\n0\r\n2000\r\n2001\r\n2002\r\n2003\r\n2004\r\n2005\r\n2006\r\n2007\r\n2008\r\n2009\r\n2010\r\n2011\r\n2012\r\n2013\r\n2014\r\n2015\r\n2016\r\n2017\r\n2018\r\n2019\r\n2020\r\n2021\r\n2022\r\n2023\r\n2024\r\n2025\r\n2026\r\n2027\r\n2028\r\n2029\r\n2030\r\nInstallierte Leistung in GW\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n12\r\n56\r\n131\r\n28\r\n97\r\n215\r\n15\r\n67\r\n139\r\n32\r\n103\r\n239\r\n18\r\n77\r\n149\r\n35\r\n112\r\n272\r\n21\r\n83\r\n166\r\n38\r\n118\r\n306\r\n24\r\n89\r\n190\r\n47\r\n124\r\n341\r\n376\r\n2030 Ziele:\r\n215 GW Photovoltaik\r\n30 GW Wind auf See\r\n115 GW Wind an Land\r\n Photovoltaik\r\n Wind auf See (Offshore)\r\n Wind an Land (Onshore)\r\n Biomasse/Sonst. EE\r\n Wasserkraft\r\nAusbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland bis 2030\r\nQuellen: AGEE-Stat, BDEW\r\nPlan für den Wasserstoffimporthochlauf in Deutschland bis 2045\r\n14 Erneuerbare Energien und Wasserstoff\r\nSchwerpunkt: Wärmewende und Energieeffizienz\r\nDie Dekarbonisierung der Wärmeversorgung ist eine der größten Herausforderungen der Energiewende. EU-weit macht die Wärme- und Kälteversorgung nahezu die Hälfte des gesamten europäischen Energieverbrauchs aus. Erneuerbare Energien haben daran wiederum bislang nur einen Anteil\r\nvon etwa einem Viertel. In Deutschland liegt der Erneuerbaren-Anteil sogar unter 20 Prozent, mit\r\nErdgas als weiterhin dominantem Energieträger im Wärmebereich.\r\nMit der Energieeffizienz- (EED) und der Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) setzt die EU den\r\nRechtsrahmen für die Dekarbonisierung des Gebäudebereichs. Allerdings ist die Wärmewende vor\r\nallem eine lokale Herausforderung. Daher ist es richtig, dass die EED die Aufstellung kommunaler\r\nWärmepläne vorschreibt, auf deren Basis der jeweils vor Ort sinnvollste Weg für eine klimaneutrale\r\nWärmeversorgung gewählt werden kann und die EPBD ein „level playing field“ für alle erneuerbaren\r\nWärmequellen sowie für effiziente Fernwärme schafft. Denn es gibt nicht nur den einen richtigen Weg\r\nfür die Wärmewende.\r\nWenngleich gerade im Neubau in Zukunft primär Wärmepumpen eingesetzt werden, kommt vor allem\r\nin dichter besiedelten Gebieten Wärmenetzen eine wichtige Rolle zu. Sie zeichnen sich dadurch aus,\r\ndass sie sich ohne Eingriffe am Gebäude sukzessive auf Erneuerbare Energien und Abwärme umstellen lassen. Auch die Wärmeversorgung über das bestehende Gasnetz mit CO2-armen und erneuerbaren Gasen wie Biomethan oder perspektivisch Wasserstoff sollte als Lösungsoption möglich sein –\r\ninsbesondere für Länder wie Deutschland, in denen noch fast die Hälfte aller Wohneinheiten über das\r\nGasnetz versorgt wird. Die Infrastrukturplanung muss immer der erste Schritt vor der energetischen\r\nErtüchtigung der Gebäude sein.\r\nNeben der Umstellung der Wärmeversorgung auf zunehmend klimaneutrale Energiequellen wird\r\nauch Energieeffizienz einen wichtigen Beitrag zur Wärmewende leisten, da nicht verbrauchte Energie\r\nauch keine Emissionen verursacht. Das gilt sowohl für Wohn- als auch für Nichtwohngebäude, wie\r\nzum Beispiel in der Industrie. Bei der Weiterentwicklung der EU-Energieeffizienzvorgaben muss\r\njedoch beachtet werden, dass der stetigen Reduktion des Energieverbrauchs auch Grenzen gesetzt\r\nsind, wenn industrielle Wertschöpfung in Europa gehalten werden soll.\r\n0 50 100 150 200 250 300 350\r\n2030\r\n2045\r\n68\r\n324\r\n23,4 % (2023)\r\n25,6 % (2019)\r\nÖl (Zentralheizung, Ölofen)\r\n48,3 % (2023)\r\n48,2 % (2019)\r\nGas (Zentral-, Etagenheizung,\r\nGas-Wärmepumpe,\r\nGaseinzelöfen\r\n15,2 % (2023)\r\n13,9 % (2019)\r\nFernwärme\r\n5,7 % (2023)\r\n2,2 % (2019)\r\nStrom (Elektro-Wärmepumpe)\r\n1,8 % (2023)\r\n2,6 % (2019)\r\nStrom (Nachtspeicheröfen)\r\n5,6 % (2023)\r\n7,5 % (2019)\r\nSonstige (sonst. Zentral-/\r\nEinzelheizungen, Flüssiggas,Holz/Pellets, Kohle etc.\r\n41,9 Mio.\r\nWohnungen\r\nQuelle: BDEW-Studie „Wie heizt Deutschland?“\r\nGenutzte Energieträger für Heizungen im Haushaltsbereich\r\nin Deutschland\r\nStrom- und Gasinfrastruktur 15\r\n4. STROM- UND GASINFRASTRUKTUR FIT FÜR DIE ZUKUNFT\r\nMACHEN\r\nZIELE\r\n• Geeignete Bedingungen für Investitionen in die Netzinfrastrukturen schaffen und\r\nvorausschauende Investitionen regulatorisch ermöglichen.\r\n• Planungs- und Genehmigungsverfahren weiter beschleunigen.\r\n• Strom-, Gas- und Wasserstoffinfrastruktur zusammendenken und entsprechend\r\nplanen.\r\n0\r\n2015\r\n2016\r\n2017\r\n2018\r\n2019\r\n2020\r\n2021\r\n2022\r\n2023\r\n2030\r\nInvestitionen in Mio. €\r\n15.000\r\n10.000\r\n5.000\r\n20.000\r\n25.000\r\n30.000\r\n35.000\r\nÜNB Investitionen in Mio. € VNB Investitionen in Mio. €\r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur VNB und ÜNB\r\nQuellen: Monitoringbericht 2023 der BNetzA, BDEW EY Fortschrittsmonitor 2024\r\nErneuerbare Energien können ihre Wirkung nur dann entfalten, wenn sie auch vom Ort der Erzeugung\r\nzu den Verbraucherinnen und Verbrauchern transportiert werden können. Sei es direkt von der Erzeugungsanlage, nach einer Zwischenspeicherung in einem Energiespeicher oder in Form von Molekülen,\r\nin Zukunft vor allem Wasserstoff. Insbesondere die Ertüchtigung und der Ausbau der Stromübertragungs- und verteilnetze müssen noch stärker in den politischen Fokus rücken, um den Infrastrukturausbau mit dem notwendigen Tempo vorantreiben zu können. Allein in Deutschland müssen bis 2030\r\nrund 131 Milliarden Euro in die Übertragungsnetze investiert werden. Hinzu kommen über 123 Milliarden Euro für die deutschen Stromverteilnetze. Jährlich gibt es also deutschlandweit einen durchschnittlichen Investitionsbedarf von rund 32 Milliarden Euro in den Stromnetzausbau. Andernfalls\r\ndroht nicht nur der Ausbau dezentraler Erneuerbarer Energien, sondern auch der Hochlauf von Elektromobilität und Wärmepumpen massiv ausgebremst zu werden.\r\nGASINFRASTRUKTUR\r\n16 Strom- und Gasinfrastruktur\r\nMit dem Aktionsplan für Netze hat die EU-Kommission bereits eine gute\r\nBasis für verstärkte Netzinvestitionen gelegt. In der kommenden Legislaturperiode müssen die für die geplante Beschleunigung und Modernisierung der Netze und ihres Ausbaus erforderlichen legislativen und\r\nregulatorischen Regelungen ausgearbeitet und verabschiedet werden.\r\nDafür ist vor allem ein klarer Rahmen erforderlich, der es Netzbetreibern ermöglicht, heute zukunftsgerichtet in die Energieversorgung von\r\nmorgen zu investieren (sogenannte antizipatorische Investitionen).\r\nDenn allein mit dem Erhalt der bestehenden Netzinfrastruktur wird die\r\nEnergiewende nicht gelingen. Wie für die Erneuerbaren Energien müssen auch hinsichtlich des Netzausbaus weiterhin Barrieren identifiziert und abgebaut werden, die Planungs- und Genehmigungsverfahren für Netzausbauprojekte verzögern, sowie der Aufbau neuer Hürden bei neuer Gesetzgebung\r\nvermieden werden.\r\nGleichzeitig ist es wichtig, auch die Gasinfrastruktur fit für die Klimaneutralität zu machen. Essenziell\r\nist der rasche Aufbau einer integrierten europäischen Wasserstoffinfrastruktur, angefangen mit einem\r\neuropäischen „Wasserstoff-Backbone“. Wasserstoffspeicher sind ebenfalls ein wichtiges Element, das\r\nvon vornherein mitgedacht werden muss. Mit dem europäischen Gas- und Wasserstoffpaket sind die\r\nGrundlagen für diesen Aufbau und die Transformation der Gasinfrastruktur gelegt worden. Darauf ist\r\nnun aufzubauen: Zahlreiche Regelwerke, sowohl technischer als auch marktlich-organisatorischer\r\nArt, werden in den kommenden Jahren zu verfassen sein, damit der Wasserstoffhochlauf auf europäischer Ebene gelingt.\r\nMit Blick auf die zunehmende Sektorenkopplung müssen Strom-, Gas- und Wasserstoffinfrastruktur\r\nin Zukunft insgesamt stärker zusammengedacht werden. Die Schnittstellen zwischen den Sektoren\r\nund somit auch zwischen den Infrastrukturen werden weiter zunehmen. Im Gas- und Wasserstoffpaket\r\nwurden wichtige Grundlagen für die aufeinander abgestimmte Weiterentwicklung der Infrastrukturen\r\nangelegt. Auch für diesen Bereich ist es erforderlich, die Regelungen nun in der Praxis mit Leben zu füllen.\r\nEntwurf des Wasserstoff-Kernnetzes\r\nQuelle: FNB Gas\r\nEssenziell ist der rasche Aufbau\r\neiner integrierten europäischen\r\nWasserstoffinfrastruktur,\r\nangefangen mit einem europäischen „Wasserstoff-Backbone“.\r\nAktive Industriepolitik 17\r\n5. RESILIENZ DER ENERGIEWENDE MITHILFE AKTIVER\r\nINDUSTRIEPOLITIK ABSICHERN\r\nZIELE\r\n• Diversifizierung von Lieferketten über Technologie- und Rohstoffpartnerschaften\r\nvorantreiben.\r\n• Recyclingkapazitäten für kritische Rohstoffe ausbauen.\r\n• Europäische Schlüsselindustrien für Energiewende und Digitalisierung mithilfe eines\r\nEuropäischen Souveränitätsfonds unterstützen.\r\nResilienz heißt nicht Importunabhängigkeit. Denn gerade bei\r\nder Rohstoffversorgung wird\r\nEuropa seine Nachfrage auch in\r\nZukunft nicht komplett selbst\r\ndecken können. Stattdessen\r\ngilt es, auf eine strategische\r\nSouveränität hinzuarbeiten,\r\nAbhängigkeiten zu reduzieren\r\nund eigenes Know-how zu\r\nbehalten bzw. wiederaufzubauen.\r\nEine erfolgreiche Energiewende macht die Energieversorgung nicht nur sauberer, sondern auch\r\nresilienter gegenüber externen Schocks. Während die Reduktion der Importabhängigkeit von fossilen Brennstoffen ein automatischer Nebeneffekt des zunehmenden Erneuerbaren-Ausbaus ist, muss\r\nauch die Versorgung der für diesen Ausbau benötigten Transformationstechnologien und kritischen\r\nRohstoffe sichergestellt werden. Im Fokus steht hier insbesondere die Solarindustrie. Aber auch für\r\nandere Energiewende- und Digitalisierungskomponenten bestehen aktuell gefährliche Abhängigkeiten von einzelnen Drittstaaten. Resilienz heißt dabei nicht Importunabhängigkeit. Denn gerade bei\r\nder Rohstoffversorgung wird Europa seine Nachfrage auch in Zukunft nicht komplett selbst decken\r\nkönnen. Stattdessen gilt es, auf eine strategische Souveränität hinzuarbeiten, die es der EU ermöglicht, Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern zu reduzieren und eigenes Know-how zu behalten\r\nbzw. wiederaufzubauen. Hierfür benötigen wir einen Zweiklang aus der Diversifizierung von Lieferketten unter Nutzung der Vorteile der Globalisierung und der Stärkung beziehungsweise dem Wiederaufbau heimischer Industrien.\r\nDazu muss die EU in Zukunft eine aktivere und vorausschauende Industriepolitik betreiben, um eine fragmentierte und nicht aufeinander\r\nabgestimmte Reaktion der Mitgliedstaaten zu vermeiden. Neben der\r\nErschließung europäischer Ressourcen müssen daher Rohstoffpartnerschaften eingegangen und ein konsequentes Recycling im Rahmen\r\neiner umfassenden Kreislaufwirtschaft aufgebaut werden.\r\nMaßnahmen wie die im Net-Zero Industry Act (NZIA) beschlossenen verpflichtenden Resilienzkriterien in öffentlichen Vergabeverfahren und\r\nAusschreibungen für Erneuerbare Energien werden einen wichtigen\r\nBeitrag zur Stützung heimischer Industrien leisten. Wichtig ist dabei,\r\ndass die richtige Balance zwischen Resilienz und Erneuerbaren-Ausbau\r\ngefunden wird, um unsere Energiewende-Ziele nicht zu gefährden. Klar\r\nist zudem, dass zumindest kurz- bis mittelfristig auch direkte Unterstützung zum Erhalt und Aufbau europäischer Produktionskapazitäten notwendig sein wird. Die EU sollte deshalb zeitnah den bereits angekündigten Europäischen Souveränitätsfonds aufsetzen und mit ausreichend\r\nMitteln ausstatten, damit der Aufbau resilienter Wertschöpfungsketten\r\nfür strategisch wichtige Technologien in ganz Europa koordiniert erfolgen kann.\r\nINDUSTRIEPOLITIK\r\n18 Aktive Industriepolitik\r\nSchwerpunkt: Resilienz kritischer Infrastrukturen und\r\nCybersicherheit\r\nResilienz bedeutet auch Schutz kritischer Infrastrukturen vor physischen und digitalen Bedrohungen,\r\nder gerade vor dem Hintergrund der geopolitischen Zeitenwende eine neue Dringlichkeit erhalten hat.\r\nDie Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft werden – auch aufgrund internationaler Spannungen – zum Ziel von Cyberangriffen, Sabotage und Desinformationskampagnen. Auch deshalb\r\ndürfen Bedrohungen aus dem Cyberraum und der analogen Welt nicht getrennt gedacht und gesetzlich geregelt werden. In hybriden Bedrohungslagen kann nur so ein umfassendes Lagebild erstellt und\r\nentsprechend auf diese Bedrohungen reagiert werden. Die Konvergenz von Cybersicherheit, analoger\r\nResilienz sowie Resilienz in den Lieferketten muss im Rahmen europäischer Gesetzgebungsinitiativen\r\nkonsequent vorangetrieben werden. Dabei darf die Umsetzbarkeit der Anforderungen aber nicht aus\r\ndem Blickfeld geraten: Nur eine umsetzbare Gesetzgebung zahlt auf die Erhöhung des Schutzniveaus\r\nbei Cybersicherheit, physischer Sicherheit und Abbau von Risiken in der Lieferkette ein.\r\nBeim Fortschreiben des europäischen Cybersicherheitsrechts und der Vorgaben in Bezug auf dessen\r\nResilienz müssen Stringenz und Synergien zwischen Cybersicherheits- und Resilienzanforderungen\r\noptimal genutzt werden. Insbesondere das Aufsetzen auf den bestehenden und in Europa bewährten\r\nCybersicherheitsstandards kann zu einem effizienten, im Unionsgebiet einheitlichen und nach dem\r\nAll-Gefahren-Ansatz umfassenden Rahmen für Cybersicherheit, physischen Schutz und Resilienz weiterentwickelt werden.\r\nZusätzlich dürfen die anstehenden Zertifizierungsregime, etwa im Rahmen des Cyber Resilience Act,\r\nnicht dazu führen, dass der Wettbewerb verzerrt wird, europäische Hersteller den Anschluss an den\r\nWeltmarkt durch zu hohe Anforderungen verlieren, sich Oligopole bilden oder die Beschaffung für die\r\nUnternehmen der Energiewirtschaft unverhältnismäßig erschwert wird.\r\nEnergiewende-Investitionen 19\r\n6. ATTRAKTIVES UMFELD FÜR ENERGIEWENDE-INVESTITIONEN\r\nSCHAFFEN\r\nZIELE\r\n• Dokumentationsaufwand für die ESG-Konformität reduzieren.\r\n• Bürgschaften, Kreditgarantien oder Steuergutschriften als Alternativen zur direkten\r\nFörderung weiterentwickeln.\r\n• Europäische Investitionsbank (EIB) auf die Finanzierung der Energiewende\r\nausrichten.\r\nFür die Erreichung unserer Energiewende-Ziele werden Investitionen in enormer Höhe notwendig\r\nsein – allein in Deutschland über 720 Milliarden Euro bis 2030 und bis 2035 über 1,2 Billionen Euro.\r\nZur Schließung der bevorstehenden Finanzierungslücken muss in erster Linie zusätzliches privates\r\nKapital mobilisiert werden. Unternehmen und Kapitalgeber benötigen dafür vor allem ein Höchstmaß an langfristiger Verlässlichkeit und Planungssicherheit, mit denen letztlich finanzielle Risiken\r\nbegrenzt werden.\r\n353,4 Mrd. €\r\nErzeugung (Erneuerbare Energien, konventionelle Erzeugung und Wasserstoff )\r\n281,1 Mrd. €\r\nNetze (Transportnetze Strom und Gas, Verteilnetze Strom und Gas)\r\n22,6 Mrd. €\r\nGrüne Gase\r\n14,7 Mrd. €\r\nWasserstoff kernnetz\r\n32,2 Mrd. €\r\nFernwärme\r\n17,1 Mrd. €\r\nSpeicher\r\nQuelle: BDEW EY Fortschrittsmonitor 2024\r\nInvestitionsbedarf in die Energiewende in Deutschland bis 2030\r\nINVESTITIONEN\r\n20 Energiewende-Investitionen\r\nMit dem Sustainable Finance Paket hat die EU bereits eine Vielzahl von\r\nMaßnahmen getroffen, um grüne Investitionen anzureizen. Wichtig\r\nist dabei jedoch, dass Instrumente wie die EU-Taxonomie, der Green\r\nBond Standard oder auch die Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nicht zum Selbstzweck werden, sondern einen tatsächlichen\r\nAnreiz für Kapitalgeber bieten, vermehrt grüne Projekte zu finanzieren.\r\nAuch kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) dürfen dabei nicht auf\r\nder Strecke bleiben und damit in ihrer Transformation ausgebremst\r\nwerden, wie es beispielsweise bei der Green Asset Ratio der Fall ist. Es\r\nbedarf deshalb eines Praxis-Checks dieser Instrumente, um zu identifizieren, wo der Aufwand für die Dokumentation der ESG-Konformität\r\ndurch gezielte Maßnahmen reduziert werden kann.\r\nNeben der Mobilisierung privaten Kapitals werden jedoch gerade für sich noch im Hochlauf befindliche Technologien auch öffentliche Förderungen nötig sein. In Zeiten knapper Haushalte bedeutet\r\ndies, dass Mittel effizient und zielgerichtet dort zum Einsatz kommen müssen, wo sie am meisten\r\nbenötigt werden. Das bedeutet die Unterstützung einer möglichst schnellen, sozial gerechten Transformation unter Wahrung der Wettbewerbsfähigkeit der EU-Industrien. Zudem ist es unerlässlich,\r\nklimaschädliche Subventionen weiter konsequent auf den Prüfstand zu stellen. Als Alternative zur\r\ndirekten Förderung können indirekte Unterstützungsmaßnahmen über Bürgschaften, Kreditgarantien oder Steuergutschriften nach dem amerikanischen Vorbild sinnvoll sein – auch für die Hersteller\r\nwichtiger Transformationstechnologien. Dabei kommt auch der zielgerichteten Ausrichtung der Förderung durch die Europäische Investitionsbank (EIB) eine besondere Bedeutung für die Finanzierung\r\nder Energiewende zu.\r\nUnternehmen und Kapitalgeber benötigen vor allem ein\r\nHöchstmaß an langfristiger\r\nVerlässlichkeit und Planungssicherheit zur Begrenzung\r\nfinanzieller Risiken.\r\nBürokratieabbau 21\r\n7. BÜROKRATIE ABBAUEN\r\nZIELE\r\n• Berichtspflichten reduzieren und „One in, two out“-Prinzip konsequent auf alle\r\nbestehenden und neuen EU-Regelungen anwenden.\r\n• Verfahren für EU-Förderprogramme und Beihilfeverfahren entbürokratisieren und\r\nbeschleunigen.\r\n• Benachteiligung von kommunalen KMU in der EU-KMU-Definition beenden.\r\nBürokratie bietet Berechenbarkeit und Verlässlichkeit. Zu viel Bürokratie bindet jedoch unnötig\r\nRessourcen und hemmt damit den Umbau zur Klimaneutralität. Die EU-Initiative zur Reduktion der\r\nBerichtspflichten um 25 Prozent ist deshalb der richtige Weg, um Unternehmen zu entlasten und\r\nihnen zu ermöglichen, sich auf ihre Kernaufgaben zu konzentrieren. Die Ankündigung muss daher\r\nauch in der kommenden Legislatur weiter konsequent in die Tat umgesetzt und nicht notwendige\r\nBerichtspflichten müssen gestrichen werden.\r\nDafür sollten alle für die Energie- und Wasserwirtschaft relevanten neuen Regelungsvorhaben unter\r\nEinbindung der betroffenen Unternehmen frühzeitig einem praxisorientierten Bürokratie-Check\r\nunterzogen werden, damit Anzahl und Komplexität der Berichtspflichten und Regelungen insbesondere auch für KMU beherrschbar und die Erfüllungsaufwände minimal bleiben. Hierzu gehört auch die\r\nzeitnahe Ernennung eines/einer EU-KMU-Beauftragten, der/die die besonderen Herausforderungen\r\ndieser Unternehmen nach innen und außen vertreten kann. Dringend zu vermeiden sind Inkohärenzen zwischen einzelnen Vorschriften, die den Berichtsaufwand für Unternehmen stark erhöhen und\r\nUnsicherheiten schaffen. Bereits bestehende europäische Regelungen sollten deshalb regelmäßig auf\r\nihre Relevanz überprüft werden. Damit es zu einem echten Bürokratieabbau kommen kann, sollten\r\nfür jede neue branchenrelevante Bürokratie verursachende Regelung mindestens zwei bestehende\r\nBelastungen nachweisbar wegfallen („One in, two out-Prinzip“). Auf der Ebene der Mitgliedstaaten\r\nbedeutet Bürokratieabbau zudem, unnötige nationale Umsetzungsübererfüllungen zu vermeiden, die\r\nnicht nur den Berichtsaufwand für Unternehmen erhöhen, sondern auch der Harmonisierung im EUBinnenmarkt schaden.\r\nVor dem Hintergrund des US-amerikanischen Inflation Reduction Act\r\n(IRA) ist es außerdem essenziell, den Zugang zu europäischen Fördermitteln, wie beispielsweise „Important Projects of Common European\r\nInterest“ (IPCEI) oder „Projects of Common Interest“ (PCI) zur Unterstützung der weiteren Vernetzung europäischer Energieinfrastrukturen,\r\nzu vereinfachen und zu beschleunigen. Dies betrifft auch häufig langwierige beihilferechtliche Genehmigungsverfahren. Unter Wahrung des\r\nWettbewerbs im EU-Binnenmarkt sollten auch hier Verfahren beschleunigt werden, beispielsweise durch die Ergänzung einer klaren Fristvorgabe für die beihilferechtliche Prüfung durch die EU-Kommission. Auch\r\neine Ausweitung der Ausnahmetatbestände für öffentliche Infrastrukturen würde helfen, die Möglichkeiten zur Unterstützung des wichtigen\r\nInfrastrukturausbaus zu erleichtern.\r\nDie EU-Initiative zur Reduktion\r\nder Berichtspflichten um\r\n25 Prozent ist der richtige Weg,\r\num Unternehmen zu entlasten\r\nund ihnen zu ermöglichen, sich\r\nauf ihre Kernaufgaben\r\nzu konzentrieren.\r\nBÜROKRATIEABBAU\r\n22 Bürokratieabbau\r\nSchwerpunkt: KMU-Definition\r\nVon den über 2.000 BDEW-Mitgliedern sind über 1.200 kleine und mittlere Unternehmen (KMU).\r\nHäufig handelt es sich dabei um lokal verankerte Stadtwerke, die vor Ort die Energiewende voranbringen.\r\nIn den Augen der EU zählt ein Großteil dieser KMU allerdings nicht als KMU, denn die EU-KMUDefinition von 2003 legt fest, dass Unternehmen mit einem öffentlichen Anteil von über 25 Prozent\r\nnicht als KMU gelten. Das betrifft insgesamt über 90 Prozent der im BDEW organisierten KMU.\r\nDiese Regelung benachteiligt kommunale KMU und führt zu einem unverhältnismäßigen Mehraufwand für Stadtwerke, da die für KMU vorgesehenen Erleichterungen für sie nicht greifen. Gleichzeitig\r\nwerden Stadtwerke von einer Vielzahl von Förder- und Finanzierungsmaßnahmen ausgeschlossenen.\r\nFür eine integrative und ausgewogene KMU-Definition, die alle kleinen und mittleren Unternehmen\r\nsinnvoll erfasst, muss die 25-Prozent-Regel bzgl. des öffentlichen Anteils kommunaler Unternehmen\r\ndaher ersatzlos aus der EU-KMU-Definition gestrichen werden.\r\nDigitalisierung und KI 23\r\n8. RAHMEN FÜR DIGITALISIERUNG UND KI GESTALTEN\r\nZIELE\r\n• Innovationen nicht durch übermäßige Regulierung ausbremsen.\r\n• Unsicherheiten bezüglich der Risikoeinstufung von KI-Anwendungen zügig klären.\r\n• Wettbewerbsgleichheit bei der Nutzung von Daten im Bereich E-Mobilität schaffen.\r\nDie grüne und die digitale Transformation gehen Hand in Hand. Um\r\nhier Synergien zu heben, sollte die Entwicklung und Nutzung von\r\nkünstlicher Intelligenz (KI) noch stärker als bisher als Chance gesehen\r\nwerden. Anstelle eines Ausbremsens von Innovationen durch übermäßige Vorsicht und Regulatorik braucht es kluge Leitplanken, die Entfaltung und Verantwortung zusammenbringen. Die Digitalisierung bietet\r\ngroße Chancen für die Orchestrierung des Energiesystems und damit\r\ndie Umsetzung der Energiewende, die es zu ermöglichen und zu unterstützen gilt. Mit der KI-Verordnung wurden hier bereits maßgebliche\r\nWeichen gestellt, um einen angemessenen Schutz und gleichzeitig die\r\nInnovationsmöglichkeiten durch KI zu fördern. In der Umsetzung auftretende Interpretationsfragen, insbesondere hinsichtlich der Risikoeinstufung einer KI-Anwendung, müssen zügig geklärt werden.\r\nAuch Nutzung und Eigentumsrechte der durch die zunehmende Digitalisierung entstehenden Daten\r\nsind einige der großen Fragen unserer Zeit. Es ist geboten, sie durch einen praxisgerechten Regelungsrahmen auf EU-Ebene zu lösen. Insbesondere die Elektrifizierung von PKW führt zu neuen Geschäftsmodellen und Dienstleistungen. Allerdings haben die meisten Ladesäulenbetreiber, E-Mobilitätsdienstleister und andere Stakeholder keinen Zugriff auf die von einem Elektrofahrzeug generierten\r\nfahrzeuginternen Daten. Zur Schaffung fairer Wettbewerbsbedingungen ist es richtig, über die Datenverordnung hinaus konkrete Vorgaben für Fahrzeugdaten zu schaffen. Dafür muss möglichst zügig die\r\nbereits angekündigte Fahrzeugdatenverordnung vorgelegt werden.\r\nAnstelle eines Ausbremsens\r\nvon Innovationen durch\r\nübermäßige Vorsicht und\r\nRegulatorik braucht es kluge\r\nLeitplanken, die Entfaltung\r\nund Verantwortung\r\nzusammenbringen.\r\nGSUG\r\nUND KI\r\n24\r\nBildnachweise:\r\nTitelklappe: Photothek\r\nTitel: Mariana Serdynska/Shutterstock.com; evening_tao - Freepik.com; Mistervlad/Shutterstock.com\r\nInnenteil: S. 5 Reisezielinfo/Shutterstock.com; S. 8 Swen Gottschall; S. 16 BillionPhotos - Freepik.com;\r\nS. 18 Wirestock - Freepik.com; S. 20 D Busquets/Shutterstock.com; S. 21 Prostock-studio/Shutterstock.com\r\nRückseite: Swen Gottschall Fotografie; frimufilms - Freepik.com; snvv18870020330/Shutterstock.com\r\nDigitalisierung und KI 25\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und\r\nder Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber\r\nden EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen\r\nund transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nwww.bdew.de\r\nStand: Mai 2024"},"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. 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Eine Stimme.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in Berlin und seine Landesorganisationen\r\nvertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen\r\nüber regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Stromund gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95\r\nProzent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein Drittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nwww.bdew.de\r\nIhr Kontakt beim BDEW\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nMehr Infos zur Wasserwirtschaft\r\nin Europa finden Sie hier:\r\nwww.wasserwirtschaft-in-europa.de\r\nMartin Weyand\r\nHauptgeschäftsführer Wasser/Abwasser,\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung\r\nTelefon: +49 30 300199-1100\r\nmartin.weyand@bdew.de\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 771-9642\r\nviola.rocher@bdew.de\r\nSandra Struve\r\nFachgebietsleiterin EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 774-5110\r\nsandra.struve@bdew.de\r\nErscheinungsdatum: Mai 2024\r\n3\r\n11 Empfehlungen\r\nder deutschen Wasserwirtschaft für die Legislaturperiode 2024 bis 2029\r\nErweiterte Herstellerverantwortung umsetzen\r\nPFAS-Verbot pragmatisch und verursachergerecht gestalten\r\nGewässerverträgliche Landwirtschaft realisieren\r\nVorrang für Trinkwasserversorgung sicherstellen\r\nInfrastruktur an Klimawandelfolgen anpassen\r\nVersorgungssicherheit ganzheitlich denken\r\nPhosphorrecycling aus Klärschlämmen forcieren\r\nKlärgas wieder als Erneuerbare Energie einordnen\r\nWasserrahmenrichtlinie fortschreiben\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung unbürokratischer gestalten\r\nGrundwasserschutz bei der Carbon Management-Strategie berücksichtigen\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\n6\r\n9\r\n7\r\n10\r\n8\r\n11\r\n4\r\nAbwasser\r\nMit der kommunalen Abwasserrichtlinie wurde der Grundstein für die\r\nEinführung der Herstellerverantwortung und somit der Umsetzung des\r\nVerursacherprinzips in der Abwasserwirtschaft gelegt. Dies ist ein Meilenstein für die anreizorientierte, marktwirtschaftliche Vermeidung von\r\nSchadstoffeinträgen. Nun muss die endgültige Verabschiedung im europäischen Rechtsetzungsverfahren schnellstmöglich erfolgen. Darüber\r\nhinaus muss die EU-Kommission die nationale Umsetzung zügig, transparent, unbürokratisch und innerhalb der Mitgliedstaaten kohärent\r\nsicherstellen und koordinieren. Der BDEW hat bereits im Vorfeld mit\r\ndem sogenannten Fondsmodell eine praxisorientierte und unbürokratische Lösung für die Herstellerverantwortung mit Anreizwirkung zur Reduktion kritischer Stoffe entwickelt. In mehreren Studien\r\nkonnte die praktische Anwendung anhand von Beispielstoffen und Beispielrechnungen dargelegt\r\nwerden. Somit könnte die Umsetzung in Deutschland mithilfe des Fondsmodells zeitnah erfolgen.\r\nTrinkwasser\r\nVor dem Hintergrund der zunehmenden Belastung von Trinkwasserressourcen mit PFAS und anderen\r\nSpurenstoffen, bedarf es auch in der Trinkwasserversorgung der Einführung einer verursachungsgerechten Herstellerverantwortung. Die steigenden Kosten für die Trinkwasseraufbereitung, z. B. durch\r\nhöhere Anforderungen an die Trinkwasseraufbereitung, dürfen nicht auf die Bevölkerung umgewälzt\r\nwerden, die nicht Verursacher der Verschmutzung ist. Durch die finanzielle Beteiligung der Hersteller\r\nan den Trinkwasseraufbereitungskosten wird ein nachhaltiger Anreiz geschaffen, um das Prinzip der\r\nVermeidung an der Quelle effektiv umzusetzen. Dies sollte in europäischen Rechtsakten, insbesondere im Hinblick auf die Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt, nun auch für den Trinkwassersektor verbindlich verankert werden.\r\n1. SPURENSTOFFEINTRÄGE MINDERN UND VERMEIDEN\r\nErweiterte Herstellerverantwortung ermöglicht\r\nverursachungsgerechte Kostentragung\r\n Die Erweiterte Herstellerverantwortung ist ein Meilenstein für die anreizorientierte,\r\nmarktwirtschaftliche Vermeidung von Schadstoffeinträgen.\r\n5\r\nSpurenstoffe im Hinblick auf die EU-Wasserrahmenrichtlinie\r\nArtikel 9 Absatz 1 EU-Wasserrahmenrichtlinie:\r\nDie Mitgliedstaaten berücksichtigen unter Einbeziehung der wirtschaftlichen Analyse gemäß Anhang III und insbesondere\r\nunter Zugrundelegung des Verursacherprinzips den Grundsatz der Deckung der Kosten der Wasserdienstleistungen einschließlich umwelt- und ressourcenbezogener Kosten.\r\nEine Fonds-Lösung, gesteuert über eine nationale Koordinationsstelle, kann dazu beitragen, das Verursacherprinzip einzuhalten und eine notwendige Lenkungswirkung zu fördern, um eine Reduzierung von Spurenstoffen zu erreichen.\r\nDer Zusammenhang zwischen der Wasserverschmutzung und der finanziellen Verantwortung für die\r\nSpurenstoffproblematik ist eindeutig.\r\nEin finanzieller Beitrag der Verursacher beinhaltet\r\neine Lenkungswirkung, um eine Verringerung bereits\r\nauf der Ebene der Produktion anzureizen.\r\nAnsatz: Fonds-Lösung\r\nFonds\r\n(organisiert von der\r\nnationalen Koordinationsstelle)\r\nVerursacher Abwasserentsorger\r\nBeitrag nach\r\nAusmaß der\r\nVerschmutzung\r\nErstattung gemäß\r\nden Gesamtkosten\r\nder Aufbereitung\r\nQuelle: BDEW\r\n6\r\nEine Lizenz zur Verschmutzung\r\ndurch PFAS darf es nicht\r\nmehr geben.\r\nPFAS-Verbot pragmatisch und verursachergerecht umsetzen\r\nPFAS ist eine Stoffgruppe von bereits mehr als 10.000 synthetischen, nahezu unzerstörbaren, sehr\r\nmobilen Chemikalien. PFAS sind bereits weltweit in Wasserressourcen, in Böden, in der Luft sowie im\r\nBlut aller Menschen nachweisbar und können eine human wie auch ökotoxikologische Gefährdung\r\ndarstellen.\r\nMenschen können PFAS sowohl über Nahrungsmittel und Trinkwasser als auch über die Atemluft\r\naufnehmen. Im Hinblick auf die vom Menschen aufgenommene Gesamtmenge der vier wichtigsten,\r\nsich im Körper anreichernden PFAS (PFAS-4), stellte das Bundesinstitut für Risikobewertung 2021\r\nunter Verwendung der Daten aus den Überwachungsprogrammen der Bundesländer fest, dass die\r\nin Deutschland tatsächlich täglich aufgenommene PFAS-4-Menge bereits über dem toxikologisch\r\nempfohlenen Wert liegt und Nahrungsmittel in der Regel die größte PFAS-4-Expositionsquelle für den\r\nMenschen sind.\r\nVor diesem Hintergrund und mit Blick auf die wissenschaftliche Evidenz, dass PFAS sich weiter überall\r\nin der Umwelt und in Organismen über die nächsten Jahrzehnte anreichern, kann ein End-of-PipeAnsatz im Sinne von nicht zu überschreitenden Konzentrationswerten für PFAS im Trinkwasser wie\r\nauch in Nahrungsmitteln langfristig weder effektiv noch mit technisch verhältnismäßigem Aufwand\r\ndie gewünschte Zielsetzung erfüllen. Zur wirksamen Verringerung der Gesamtexposition von PFAS\r\nfür den Menschen muss deshalb insgesamt die ubiquitäre PFAS-Belastung der Umwelt und damit der\r\nEintrag von PFAS in die Umwelt direkt an der Quelle verringert bzw. vermieden werden. Deshalb ist ein\r\numfassendes Verbot von PFAS die richtige Strategie. Ein erfolgreicher Ansatz kann hier nur auf europäischer Ebene und für alle Mitgliedstaaten gleichermaßen geltend gefunden werden.\r\nFür die Umsetzung des aktuell diskutierten EU-weiten PFAS-Beschränkungsvorschlags hat der BDEW\r\ndaher pragmatische Lösungen erarbeitet, die mit dem Schutz der Bestandsanlagen, Übergangsfristen\r\nund Ausnahmeregelungen sowie Best-Practice-Beispielen sowohl im Einklang mit den Zielen der Energiewende sind als auch die enormen Herausforderungen für die Wasserwirtschaft in den Blick nehmen.\r\nHierzu gehört auch die Notwendigkeit einer verursachergerechten\r\nFinanzierung von Trinkwasseraufbereitungskosten durch einen Fonds\r\nim Sinne der Erweiterten Herstellerverantwortung. Die Erweiterte\r\nHerstellerverantwortung kann für die Verursacher von PFAS-Belastungen nicht nur wirksame Anreize schaffen, den Eintrag von PFAS in die\r\nUmwelt zu vermeiden, sondern gleichzeitig auch umweltschonende\r\nAlternativen zu entwickeln. Eine Lizenz zur Verschmutzung durch\r\nPFAS darf es nicht mehr geben. Ein BDEW-Rechtsgutachten zeigt, dass\r\neine verursachungsgerechte Kostenübernahme der Hersteller für Verschmutzungen durch PFAS schon jetzt nach EU-Recht umsetzbar ist.\r\nLebensmittel\r\nTägliche Gesamtaufnahme von PFAS-4 durch Menschen Tägliche PFAS-4-Aufnahme\r\n4,4 ng/Tag: Theoretisch abgeleiteter Trinkwasserleitwert\r\n44 ng/Tag: Toxikologisch empfohlene maximale tägliche Gesamtaufnahme\r\nMehrere Hundert ng/Tag\r\nBis zu 40 ng/Tag in Deutschland\r\n2L Trinkwasser\r\nQuelle: BDEW\r\n7\r\nGewässerverträgliche Landwirtschaft ist volkswirtschaftlich\r\neffizient\r\nDie Nitratverschmutzung ist weiterhin ein zentrales Problem für den Gewässerschutz. Um dem entgegenzuwirken, wurde am 12. Dezember 1991 die Nitratrichtlinie (91/676/EWG) eingeführt, mit dem Ziel,\r\ndie durch Nitrat aus landwirtschaftlichen Quellen verursachten oder ausgelösten Gewässerverunreinigungen zu verringern und vorzubeugen. Seit Inkrafttreten der Nitratrichtlinie sind die Nitrateinträge\r\nzwar verringert worden, jedoch führen die bisherigen Minderungsmaßnahmen nicht zur Zielerreichung\r\nvon dem in der Richtlinie vorgesehenen Wert von 50 Milligramm Nitrat pro Liter für die Grundwasserkörper.\r\nIm Sinne einer nachhaltigen und gewässerverträglichen Landwirtschaft bedarf es daher einer konsequenten Umsetzung der EU-Nitratrichtlinie in allen Mitgliedstaaten. Die EU-Kommission ist gefordert,\r\nein Monitoring zur Umsetzung der Nitratrichtlinie in der EU durchzusetzen und ggf. die Mitgliedstaaten zur Effektuierung der Nitratminderung aufzufordern. Dazu zählt auch, auf die Umsetzung rechtskräftiger Gerichtsurteile, wie das EuGH-Urteil vom 21. Juni 2018 (Nitratrichtlinie), hinzuwirken. Dabei\r\nist klar herauszustellen, dass die vor über 30 Jahren eingeführte Nitratrichtlinie bis heute alle relevanten Probleme deutlich benennt und die notwendigen Minderungsmaßnahmen fordert.\r\nNeben Nitrat gelangen aber auch vermehrt Pflanzenschutzmittel in die Diskussion, da deren Abbauprodukte (Metaboliten) im Spurenstoffbereich flächendeckend nachgewiesen werden können. Damit\r\nist klar, dass auch bei ordnungsgemäßer Anwendung Metabolite in das Grundwasser gelangen können.\r\nDies zeigt, dass dringend eine gesamtgesellschaftliche Diskussion mit allen beteiligten Akteuren\r\ngeführt werden muss.\r\nAus diesem Grund sind Initiativen aus der jetzigen Legislaturperiode, wie bspw. der Richtlinienvorschlag\r\nzum Bodenmonitoring, weiter zu verhandeln und mit angemessenen Ambitionsniveaus umzusetzen.\r\nDer vorliegende Legislativvorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung und -resilienz\r\n(COM(2023) 416) hebt Boden richtigerweise auf das gleiche rechtliche Schutzniveau wie Luft und\r\nWasser. Die vom BDEW empfohlene adäquate Umsetzung des Verursacherprinzips für die Gesundheit\r\nder europäischen Böden, beinhaltet u. a. die konkrete Festlegung von Grenzwerten für Schadstoffeinträge, die kohärente Begrenzung von Flächenversiegelungen sowie eine nachhaltige Landwirtschaft.\r\n8\r\n2. KLIMARESILIENZMASSNAHMEN GEWÄHRLEISTEN SICHERE\r\nWASSERWIRTSCHAFT\r\nVorrang für Trinkwasserversorgung sicherstellen\r\nDürren, Waldbrände, aber auch Überschwemmungen durch massive Regenfälle zeigen deutlich, dass\r\nder Klimawandel voranschreitet mit wachsenden Schäden und Folgen, die auch unmittelbar die\r\nTrinkwasserver- und Abwasserentsorgung betreffen. Vor diesem Hintergrund muss auch die Wasserwirtschaft in Europa resilient aufgestellt werden. Dies betrifft insbesondere Maßnahmen zur Sicherstellung des Trinkwasserangebotes, darunter auch die Notwendigkeit von Anpassungen auf der Nachfrageseite. Um dies ganzheitlich beurteilen und im Interesse der Versorgungssicherheit steuern zu\r\nkönnen, ist unbedingt eine lückenlose Erfassung und Transparenz aller Entnahmen notwendig. Bei\r\nWassermangelsituationen muss ein Vorrang der öffentlichen Trinkwasserversorgung vor anderen\r\nNutzungen gelten.\r\nDarüber hinaus muss die Qualität der Gewässerressourcen abgesichert und weiterhin priorisiert\r\nwerden. Neue Schadstoffeinträge müssen entlang des Vorsorgeprinzips an der Quelle vermieden\r\nwerden. Die bestehenden europäischen Rechtsakte bezüglich Wasser und Gewässerschutz müssen\r\nuneingeschränkt umgesetzt und angewendet werden.\r\nKlimawandelanpassungen erfordern systemische\r\nAnstrengungen\r\nDie Auswirkungen der durch den Klimawandel verursachten Trockenphasen auf die Wasserversorgung sind bereits an vielen Stellen in\r\nDeutschland und Europa sichtbar und werden absehbar noch deutlich\r\nstärker. Das macht einen erheblichen Aus- und Umbau der Wasserinfrastruktur notwendig. Dies umfasst auch Abwasserinfrastrukturen mit\r\nTrenn- und Mischkanalisation, Hochwasserschutzanlagen sowie Regenüberlaufbecken.\r\nIm Hinblick auf den steigenden Bedarf haben Verbund- und Wasserfernleitungen eine zentrale Bedeutung. Die EU kann hier entscheidende\r\nWeichen stellen, indem sie Beschleunigungsverfahren analog derer von\r\nErneuerbaren Energien auf europäischer Ebene einführt. Aber auch\r\npolitische Initiativen, wie Aufklärungsarbeit und Kampagnen, tragen\r\ndazu bei, in der Bevölkerung für mehr Akzeptanz und Einsicht in die Notwendigkeit der Maßnahmen zu werben.\r\nDie EU kann hier entscheidende Weichen stellen, indem\r\nsie Beschleunigungsverfahren\r\nanalog derer von Erneuerbaren\r\nEnergien auf europäischer\r\nEbene einführt.\r\n9\r\nEine nachhaltige Gewässerschutzpolitik muss insbesondere die Möglichkeiten verbessern, Wasserressourcen zu erneuern. Im Vordergrund muss dabei die Verbesserung des Wasserrückhaltes in der\r\nFläche stehen. Es braucht einen systemischen Ansatz mit städteplanerischen Eingriffen, um einerseits\r\nden Schaden durch Extremniederschläge möglichst gering zu halten und andererseits Regenereignisse\r\naufzufangen und bspw. über Versickerungsflächen gezielt dem Grundwasser zuzuführen. Entscheidend\r\nhierbei ist jedoch ein nachhaltiger Umgang mit Flächen, der insbesondere auf einen deutlichen Rückgang der Neuinanspruchnahme sowie der Versiegelung abzielen muss. Das Schadenspotenzial durch\r\nStarkregenfälle steigt ebenso wie das Risiko der Versorgungssicherheit bei längerer Trockenheit, wenn\r\nVersickerungsflächen fehlen und Wasserressourcen sich nur schwer erneuern können. Nicht zuletzt\r\nkann mit der Begrünung von Dächern und Fassaden das Stadtklima in zunehmenden Hitzezeiten verbessert werden. All diese Maßnahmen folgen, vielfach von Unternehmen der Trink- und Abwasserwirtschaft initiiert, der Umsetzung des sogenannten Schwammstadtkonzeptes.\r\nVersorgungssicherheit umfasst auch Maßnahmen auf der\r\nNachfrageseite\r\nDie Sicherstellung der Wasserversorgung ist eine ganzheitliche Aufgabe, die auch über die Wasserwirtschaft hinaus viele Sektoren betrifft. So sollte bspw. in Industrie- und Gewerbeanlagen die zukünftige\r\nNutzung von Wasser mit der Nutzung von Best-Practice-Ansätzen in vergleichbaren Industrie- und\r\nGewerbeanlagen verknüpft werden. Dies gilt insbesondere für die Neuansiedlung. Dabei ist darüber\r\nhinaus auch ein Umdenken der Genehmigungspraxis erforderlich: Erst wenn die Verfügbarkeit von\r\nWasser sichergestellt ist, sollte, insbesondere bei industriellen Großprojekten, eine Genehmigung\r\nerfolgen – und nicht umgekehrt. Dies muss auch auf europäischer Ebene bedacht und verpflichtend\r\nim Acquis der EU verankert werden.\r\nIn der Landwirtschaft ist außerdem mit einem zunehmenden Wasserbedarf bei der Bewässerung zu\r\nrechnen. Dabei darf vor dem Hintergrund des Klimawandels aber nicht einfach eine Fortschreibung\r\nder Beregnungstechniken und Einsatzzeiten erfolgen. Vielmehr müssen Maßnahmen gezielt gefördert\r\nwerden, die nach dem Best-Practice-Ansatz Lösungen anderer Länder adaptieren (wie z. B. Israel) und\r\ndiese in Europa einführen. Darüber hinaus ist es wichtig, dass zukünftig der Pflanzenanbau mit Kulturpflanzen erfolgt, die einen geringeren Wasserbedarf in regenarmen Gebieten benötigen. Die EU ist\r\ndabei in einer besonders günstigen Lage, einen aktiven Erfahrungsaustausch zu moderieren und eine\r\nerhebliche Lenkungswirkung im Rahmen der gemeinsamen Agrarpolitik zu ermöglichen.\r\nDie EU sollte weiterhin einen nachhaltigen und verantwortungsvollen Umgang mit der Ressource\r\nWasser unterstreichen und einen ganzheitlichen Ansatz bei der Bewältigung der mit dem Klimaschutz\r\nverbundenen Herausforderungen vorgeben. Die Water Resilience Initiative sollte deshalb zeitnah\r\nverabschiedet und mit hoher Priorität umgesetzt werden.\r\n10\r\nPhosphorrecycling aus Klärschlämmen forcieren\r\nWie in der neuen Kommunalabwasserrichtlinie bestätigt, stellt Klärschlamm eine wichtige Ressource\r\ndar. In Deutschland gilt durch die Verordnung zur Neuordnung der Klärschlammverwertung bereits\r\ndie Verpflichtung, den im Abwasser enthaltenen und im Klärschlamm eingebundenen Phosphor\r\nzurückzugewinnen. Auch die Kommission ist zukünftig über delegierte Rechtsakte ermächtigt, Rückgewinnungsraten für Phosphor festzulegen. Um das damit verbundene Potenzial aber vollumfänglich auszunutzen, muss sowohl auf nationaler als auch auf EU-Ebene\r\ndafür gesorgt werden, dass der zurückgewonnene Phosphor verwertet\r\nwerden kann. Dafür ist ein Marktzugang zu schaffen, unter anderem\r\ndurch eine EU-weite Zulassung als Düngemittel und durch Abbau\r\nbzw. Vermeidung wettbewerblicher Hindernisse. Um eine nachhaltige\r\nökonomische Entwicklung der Phosphorverwertung gewährleisten\r\nzu können, wäre eine Möglichkeit, eine verbindliche Abnahmequote\r\nvorzusehen. Dies ist auch unter dem Aspekt der Nachhaltigkeit von\r\nLieferketten, der Minderung von Importabhängigkeiten und der in diesem\r\nZusammenhang vorgesehenen Regelungen der EU-Kommission kohärent und zielführend. Gleichzeitig trägt dies zur Erreichung der Ziele im\r\nHinblick auf die Kreislaufwirtschaft bei.\r\n3. KREISLAUFWIRTSCHAFT IM ABWASSERSEKTOR\r\nUNTERSTÜTZEN\r\nAuf EU-Ebene muss dafür\r\ngesorgt werden, dass der\r\nzurückgewonnene Phosphor\r\nverwendet werden kann.\r\nDafür ist ein Marktzugang zu\r\nschaffen.\r\n11\r\nStatus als Erneuerbare Energie für Klärgas wieder herstellen\r\nKlärschlamm stellt nicht nur im Hinblick auf Phosphorrückgewinnung, sondern auch als Energieträger eine wichtige Ressource dar.\r\nVor dem Hintergrund, dass Abwasserunternehmen mit ihren Netzen und Anlagen einerseits erhebliche Energiebedarfe haben, um eine hohe Qualität der Reinigungsleistungen und Ablaufsicherheit\r\ngewährleisten zu können, und andererseits gleichermaßen gehalten sind, im Interesse des Klimas\r\nEmissionen zu senken, kommt der Energierückgewinnung aus Klärschlämmen eine hohe Bedeutung\r\nzu. Dies gilt erst recht mit der Ausrichtung der neuen kommunalen Abwasserrichtlinie, nach der viele\r\nUnternehmensstandorte zukünftig eine vierte Reinigungsstufe errichten müssen, die neben Investitionsbelastungen dauerhaft auch erhebliche Steigerungen des Energiebedarfes nach sich ziehen.\r\nUmso unverständlicher ist vor diesem Hintergrund, dass der Einsatz von\r\nKlärgas in Blockheizkraftwerken (BHKW), auch bei kompletter Eigennutzung der Energie, ab 2024 der Stromsteuer unterliegt. Dies gefährdet\r\nnicht nur die Wirtschaftlichkeit von Bestandsanlagen (v. a. Faulungstechnologie, BHKW) und führt zu weiteren Belastungen von Bürgerinnen und Bürgern und Unternehmen im jeweiligen Einzugsgebiet der\r\nKläranlagen, sondern verhindert auch weitergehende Investitionen in\r\ndiese grundlastfähige, bezahlbare und klimafreundliche Energierückgewinnung. Weil diese Neuregelung in der Einordnung von Klärgas auf\r\nEU-Ebene nicht zuletzt auch der gesetzlich eingeforderten Eigenenergieerzeugung der kommunalen Abwasserrichtlinie völlig entgegensteht,\r\nsollte der bis zum letzten Jahr geltende Status der beihilferechtlichen\r\nFreistellung von der Stromsteuer wiederhergestellt werden.\r\nDer bis zum Jahr 2023 geltende\r\nStatus der beihilferechtlichen\r\nFreistellung des Einsatzes von\r\n Klärgas von der Stromsteuer\r\n muss wiederhergestellt\r\nwerden.\r\n12\r\n4. NACHHALTIGE ENTWICKLUNG IN DER WASSERWIRTSCHAFT\r\nAUCH ZUKÜNFTIG SICHERSTELLEN\r\nWasserrahmenrichtlinie fortschreiben\r\nDie Einführung der Europäischen Wasserrahmenrichtlinie gilt zu Recht als Meilenstein für die europaweit nachhaltige Entwicklung in der Wasserwirtschaft. Auch wenn einige zeitliche wie inhaltliche\r\nZielsetzungen im Ambitionsgrad und in der Beeinflussbarkeit für die Wasserwirtschaft (noch) nicht\r\nerreicht werden können, wurden entlang der Flusseinzugsgebiete gemeinsam große Fortschritte\r\nerzielt. Nicht umsonst besteht im Hinblick auf diese sogenannte Mutterrichtlinie auch international\r\ngroßes Interesse.\r\nUm den auch für Deutschland notwendigen Gewässerschutz europaweit weiter mit Priorität im Fokus\r\nzu halten, erachtet es der BDEW für zwingend, die europäische Wasserrahmenrichtlinie als modernes\r\nSteuerungsinstrument grenzübergreifenden Gewässerschutzes, auch über den dritten Bewirtschaftungszeitraum 2027 hinaus, in geeigneter Weise fortzusetzen. Ziel muss es sein, eine modernisierte\r\nund reformierte Anschlussvereinbarung zu treffen, über welche die relevanten Themen der Verhinderung von Schadstoffeinträgen, der Anpassung an den Klimawandel, des Umgangs mit der Gewässermorphologie und andere relevante Themen dauerhaft im Mittelpunkt bleiben.\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung unbürokratischer gestalten\r\nMit CSRD und Taxonomie hat die EU wesentliche Weichen in Richtung Nachhaltigkeitssteuerung für\r\nviele Unternehmen, darunter auch die der Wasserwirtschaft, etabliert und entwickelt. Über kommunale Verpflichtungen, v. a. aber über die Inanspruchnahme von Finanzierungs- und Fördermitteln\r\nsowie entlang der Lieferkette über Partnerunternehmen sind auch viele kleine und mittlere Unternehmen mittelbar zur Nachhaltigkeitsberichterstattung angehalten.\r\nAuch wenn die Wasserwirtschaft die Zielsetzung der Nachhaltigkeitsorientierung und der internen\r\nUnternehmenssteuerung ausdrücklich begrüßt, plädiert der BDEW dafür, diese Steuerungsinstrumente von unnötiger Komplexität zu befreien und in jedem Fall kohärent miteinander zu verzahnen,\r\num unnötigen bürokratischen Aufwand auf der Unternehmensseite zu vermeiden. Der BDEW setzt\r\nsich dafür ein, dass neben einer möglichst schlanken Umsetzung der Nachhaltigkeitsberichterstattung zugleich ein Mehrwert für die Unternehmen entsteht, indem die Kriterien insbesondere bei der\r\nWesentlichkeitsanalyse so gewählt und ausgewertet werden, dass sie zugleich eine effiziente Unternehmenssteuerung ermöglichen. Zusammen mit anderen Verbänden der Wasserwirtschaft erarbeitet der BDEW einen Leitfaden, der diese Anforderungen erfüllen soll und eine Arbeitshilfe auch für\r\nviele mittelbar betroffene kleine und mittlere Unternehmen darstellt. Diese aus der Wesentlichkeitsanalyse, auf der Basis der geltenden ESRS ermittelten Indikatoren, sollen im weiteren europäischen\r\nProzess als sektorspezifische Standards Anerkennung finden und damit die für 2026 angekündigten\r\nSektorstandards der EFRAG für die Wasserwirtschaft obsolet machen.\r\n13\r\nSchutz der Grundwasserressourcen bei der Carbon\r\nManagement-Strategie berücksichtigen\r\nAktuelle klimawissenschaftliche Studien weisen darauf hin, dass zur Erreichung der Klimaziele natürliche und technische Senken für unvermeidbare bzw. schwer vermeidbare CO2-Emissionen, beispielsweise Prozessemissionen aus industriellen oder landwirtschaftlichen Quellen, notwendig sein werden.\r\nDer Erhaltung und Wiederherstellung natürlicher Senken, wie Wälder, Moore und Grünland, kommt\r\ndabei nicht nur als Kohlenstoffsenken, sondern auch im Zuge des Schutzes der Wasserressourcen und\r\nder Biodiversität erhebliche Bedeutung zu. Die Wasserwirtschaft im BDEW unterstützt deshalb Strategieansätze, die, so wie in der nationalen Wasserstrategie angestrebt, o. g. Naturräume schützen bzw.,\r\nwenn möglich, auch wieder herstellen.\r\nTechnische Senken im Sinne von CCS/CCU-Technologien (Carbon Capture and Storage/Utilization) beschreiben Abscheideverfahren von CO2 und seine anschließende Nutzung in industriellen Prozessen (Carbon Capture and Utilization) oder seine dauerhafte Speicherung unter der Erdoberfläche\r\noder in Meeresböden (Carbon Capture and Storage).\r\nDer BDEW beteiligt sich aktiv an den Beratungen für eine Carbon Management-Strategie und hat eine\r\npragmatische Herangehensweise erarbeitet, welche die Ziele der Energie- und Wasserwirtschaft in\r\nEinklang bringt und auch im europäischen Kontext Relevanz hat. Ein wichtiger Aspekt aus Sicht der\r\nEnergiewirtschaft ist die Schaffung der rechtlichen und regulatorischen Grundlagen, insbesondere für\r\nden Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur.\r\nZum Schutz der Grundwasserressourcen sowie zur Sicherstellung der Trinkwasserversorgung sind\r\nin Deutschland, angesichts einer hohen Bevölkerungsdichte sowie des Vorkommens bestimmter\r\ntektonischer und seismischer Gegebenheiten, Lagerstätten für die nationale unterirdische OnshoreSpeicherung von CO2 nach Auffassung des BDEW nicht zu berücksichtigen.\r\nSelbstverständlich hat die ambitionierte Vermeidung von Treibhausgasemissionen weiterhin die\r\nhöchste Priorität vor der Nutzung technischer Senken.\r\nDer Schutz der Wasserressourcen ist hierbei unter allen Bedingungen auch in Überlegungen auf\r\neuropäischer Ebene sicherzustellen.\r\n14\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und\r\nder Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber\r\nden EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen\r\nund transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nwww.bdew.de\r\nStand: Mai 2024\r\nBildnachweise:\r\nTitel: SP-Photo/Shutterstock.com; New Africa/Shutterstock.com; M-Production/Shutterstock.com\r\nInnenteil: S. 8 Tob1900/Shutterstock.com; S. 9 Uiinternational - Freepik.com; Avigatorphotographer -\r\nFreepik.com; Stanislavskyi/Shutterstock.com; S. 10 Nitpicker/Shutterstock.com; S. 14 Katho Menden/\r\nShutterstock.com; S. 15 NOWRA photography/Shutterstock.com; S. 18 Cobalt S-Elinoi/Shutterstock.\r\ncom; S. 19 Maren Winter/Shutterstock.com; S. 22 Christianthiel.net/Shutterstock.com; S. 23 Miroslav\r\nSrb/Shutterstock.com\r\nRückseite: Ebenart/Shutterstock.com; Kletr/Shutterstock.com; Nuraghies - Freepik.com\r\n"},"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. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"WWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS\r\nFÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nStudie im Auftrag des BDEW\r\nAutoren:\r\nDr. David Bothe\r\nDr. Matthias Janssen\r\nJasmina Biller\r\nAnna Lane\r\n30 AUGUST 2024\r\nInhaltsverzeichnis\r\nExecutive Summary 4\r\n1 Wasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle im zukünftigen\r\ndekarbonisierten Energiesystem und auf dem Weg dahin 10\r\n1.1 Zur Erreichung der Klimaneutralität werden Wasserstoff sowie Wasserstoffspeicher\r\neine tragende Rolle übernehmen müssen 10\r\n1.2 Wasserstoffspeicher leisten einen signifikanten Beitrag zur Stärkung des zukünftigen\r\nEnergiesystems 11\r\n1.3 Folgerichtig prognostizieren Studien einen starken Anstieg des\r\nWasserstoffspeicherbedarfs 12\r\n2 Ein Finanzierungsmechanismus ist zwingend notwendig, um den Aufbau von\r\nausreichend Wasserstoffspeichern sicherzustellen 14\r\n2.1 Der Vergleich des Bedarfs mit den derzeit geplanten Wasserstoffspeicherprojekten\r\nzeigt für das Jahr 2035 eine große Lücke 14\r\n2.2 Die voraussichtliche Lücke zwischen Angebot und Bedarf lässt sich auf Barrieren\r\nbeim Aufbau von Wasserstoffspeichern zurückführen 16\r\n3 Erlösbasierte CfDs und das Amortisationsverfahren schneiden bei der\r\nBewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des\r\nWasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab 21\r\n3.1 Ausgangspunkt bildet eine Long List an möglichen Instrumenten zur Beanreizung\r\ndes Wasserstoffspeicherhochlaufs 21\r\n3.2 Zur Bewertung der Instrumente wenden wir fünf politisch-ökonomische\r\nBewertungskriterien an 25\r\n3.3 Anhand der Effektivität als Bewertungskriterium leiten wir eine Short List an\r\nInstrumenten ab 26\r\n3.4 Bei der Bewertung der Short List stechen die erlösbasierten CfDs und das\r\nAmortisationsverfahren als präferierte Instrumente hervor 27\r\n4 Wir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe\r\nerlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung 33\r\n4.1 Zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern bietet sich eine Kombination der\r\nEigenschaften der erlösbasieren CfDs und des Amortisationsverfahrens an 33\r\n4.2 Die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung schneiden bei der\r\nBewertung am besten ab 43\r\n5 Unter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen ergibt sich eine\r\nRoadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern 46\r\n5.1 Zeit ist eine wichtige Dimension beim Wasserstoffspeicherhochlauf 46\r\n5.2 Der Markthochlauf wird in Phasen erfolgen 47\r\n5.3 Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus erlaubt durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit der Marktentwicklung 48\r\n5.4 Daraus ergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern 49\r\nAnhang A – Fallstudien existierender oder vorgeschlagener Förder- bzw.\r\nFinanzierungsmechanismen mit Relevanz für Wasserstoffspeicher 51\r\nA.1 Erlösuntergrenze zur Förderung von Wasserstoffspeichern in Großbritannien 51\r\nA.2 Durch INES vorgeschlagene erlösbasierte CfDs zur Förderung von\r\nWasserstoffspeichern in Deutschland 52\r\nA.3 Amortisationsverfahren zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes in Deutschland 53\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 4\r\nExecutive Summary\r\nDie vorliegende Studie im Auftrag des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft\r\n(„BDEW“) beschreibt die Herausforderungen beim Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten und untersucht mögliche Instrumente zur zielgerichteten Unterstützung des Hochlaufs von\r\nWasserstoffspeichern.\r\nWasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle im zukünftigen dekarbonisierten Energiesystem und auf dem Weg dahin (Kapitel 1)\r\nDeutschland hat sich das Ziel gesetzt bis zum Jahr 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Eine\r\nzentrale Säule hierzu ist die direkte Nutzung von erneuerbarem Strom auch in der Industrie,\r\nder Wärmeerzeugung und im Verkehr. Durch steigende Anteile von Strom aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Sonne sowie eine fortschreitende Elektrifizierung neuer Sektoren wird das Stromsystem zunehmend auf Flexibilitätsquellen angewiesen sein. Die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff mittels Elektrolyse schafft eine Verbindung zwischen Strom- und Gassektor. Da Wasserstoff weitaus leichter als Strom in größeren Mengen gespeichert werden kann, ermöglichen Wasserstoffspeicher eine Entkopplung\r\nvon Energienachfrage und -angebot und können somit einen wertvollen Beitrag zur Deckung\r\ndes Flexibilitätsbedarfs und zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit leisten. Durch die\r\nbedarfsorientierte Ein- und Ausspeisung von Wasserstoff tragen Wasserstoffspeicher außerdem zum Aufbau eines fairen, wettbewerblichen und liquiden Wasserstoffmarktes bei. Die\r\ntragende Rolle von Wasserstoffspeichern im zukünftigen deutschen Energiesystem spiegelt\r\nsich auch in der Entwicklung des Speicherbedarfs wider. Beispielsweise prognostizieren die\r\nBMWK-Langfristszenarien1 einen Wasserstoffspeicherbedarf von, je nach betrachtetem Szenario, 14 bis 17 TWh in 2035 bzw. 76 bis 80 TWh in 2045.\r\nEin Finanzierungsmechanismus ist zwingend notwendig, um den Aufbau von ausreichend Wasserstoffspeichern sicherzustellen (Kapitel 2)\r\nIm Vergleich zum Bedarf an Wasserstoffspeichern bleiben die aktuell geplanten Projekte deutlich hinter dem identifizierten Bedarf zurück. Laut H2Inframap2\r\nist derzeit erst in drei PilotProjekten tatsächlich eine Final Investment Decision („FID“) getroffen worden, welche allerdings mit ca. 0,002 TWh keine nennenswerten Speicherkapazitäten darstellen. Hinzu kommen 0,7 TWh3 an Wasserstoffspeicherkapazitäten, die zwar noch keine FID haben, aber in\r\nder Planung bereits weiter fortgeschritten sind und im Rahmen der EU-Förderprogramme einen IPCEI- oder PCI- Status4 erlangt haben. Ein Vergleich dieser Kapazitäten mit dem\r\n1 BMWK (2024): „Neue Langfristszenarien für die Energiewende“, verfügbar unter https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Schlaglichter-der-Wirtschaftspolitik/2024/04/05-neue-langfristszenarien-fuer-die-energiewende.html.\r\n2 Verfügbar unter https://www.h2inframap.eu/#map.\r\n3 Pressemitteilung EC (2024), verfügbar unter https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/de/IP_24_789.\r\n4\r\nIPCEI = Important Project of Common European Interest, PCI = Project of Common Interest\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 5\r\nerwarteten Wasserstoffspeicherbedarf aus den BMWK-Langfristszenarien im Jahr 2035 zeigt\r\neine substanzielle Lücke in Höhe von 13,3-16,3 TWh auf.\r\nGrund für die identifizierte Lücke zwischen Bedarf und Angebot an Wasserstoffspeichern sind\r\nBarrieren, die derzeit die Investitionen in Wasserstoffspeicher hemmen: Herausforderungen\r\ngeringer initialer Nachfrage in der Markthochlaufphase, eine hohe Unsicherheit in Bezug auf\r\ndie Rentabilität von Wasserstoffspeichern, Risiken durch die (ungewisse) Ausgestaltung der\r\nanstehenden Wasserstoffspeicherregulierung, die mangelnde Marktfähigkeit der Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern sowie die komplexen und langwierigen Zulassungsverfahren.\r\nDiese Investitionsbarrieren können zu einem Marktversagen führen, wodurch privatwirtschaftliche Speicherbetreiber die bestehende Lücke zwischen Angebot und Nachfrage nach Wasserstoffspeichern nicht ohne Unterstützung schließen werden können. Ein staatlicher Finanzierungsmechanismus ist also notwendig, um einen zeitnahen Hochlauf der Wasserstoffspeicherkapazitäten zu ermöglichen.\r\nErlösbasierte Contracts for Differences (CfDs) und das Amortisationsverfahren\r\nschneiden bei der Bewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des\r\nWasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab (Kapitel 3)\r\nUm die Investitionsbarrieren von Wasserstoffspeichern zu überwinden und den Wasserstoffspeicherhochlauf anzureizen, stehen verschiedene Instrumente zur Verfügung. Wir untersuchen die möglichen Instrumente sowie deren Eignung zur Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in einem vierstufigen Prozess (Abbildung 1).\r\nAbbildung 1 Bewertung möglicher Förder- bzw. Finanzierungsmechanismen\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Funktionsweise preisbasierter und erlösbasierter CfDs ist sehr ähnlich. Bei beiden erfolgen Differenzzahlungen\r\nzwischen einem festgelegten Referenzwert und dem am Markt tatsächlich erzielten Wert. Der Unterschied besteht\r\njedoch darin, dass der „Wert“ bei preisbasierten CfDs ein Preis und bei erlösbasierten CfDs ein Erlös (also eine Kombination aus Menge und Preis) ist. Durchsetz Gesamt\r\n- Effektivität Kosteneffizienz Flexibilität Einfache Umsetzbarkeit barkeit\r\nInstrument\r\n3 (2\r\nbzw. 4) 4 4 5 3 Erlösbasierte\r\nCfDs\r\n4 (3\r\nbzw. 5) 4 3 4 3 Amortisationsverfahren\r\n3 (2\r\nbzw. 4) 2 3 5 3 Preisbasierte\r\nCfDs\r\n2 (2\r\nbzw. 2) 3 4 3 4\r\nInvestitionsförderungen\r\n3 (3\r\nbzw. 3) 3 3 2 2 Speicherverpflichtungen\r\nBewertung der Short List anhand aller\r\nBewertungskriterien\r\nReduktion der Long List\r\nanhand des K.O.-\r\nKriteriums Effektivität\r\nDefinition von\r\nBewertungskriterien\r\nAufstellung einer Long List\r\nan möglichen Instrumenten\r\nPreisbasierte CfDs\r\nAmortisationsverfahren\r\nErlösbasierte CfDs\r\nFixe Prämien\r\nIndirekte Förderung\r\nStrategische Reserve\r\nSpeicherverpflichtung\r\nInvestitionsförderungen\r\nEffektivität\r\n(K.O.-Kriterium)\r\nKosteneffizienz\r\nFlexibilität\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\nBedarf staatlicher Mittel\r\nund beihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\nPreisbasierte CfDs\r\nAmortisationsverfahren\r\nErlösbasierte CfDs\r\nFixe Prämien\r\nIndirekte Förderung\r\nStrategische Reserve\r\nSpeicherverpflichtung\r\nInvestitionsförderungen\r\n1 2 3 4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 6\r\nDie erlösbasierten CfDs sowie das aus dem Wasserstoffkernnetz bekannte Amortisationsverfahren schneiden bei der Bewertung der untersuchten Instrumente für die Förderung bzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab.\r\nWir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter\r\nCfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung (Kapitel 4)\r\nFür die Finanzierung von Wasserstoffspeichern empfehlen wir eine gezielte Kombination der\r\nEigenschaften der erlösbasierten CfDs und des Amortisationsverfahrens. Der daraus resultierende Finanzierungsmechanismus der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung hat vier Kerneigenschaften:\r\n1. Eine hoheitliche Bedarfsplanung und eine wettbewerbliche Vergabe der Finanzierung: Als Grundlage für die zielgerichtete Finanzierung von Wasserstoffspeichern dient\r\neine regelmäßige Bedarfsermittlung von Wasserstoff- und Erdgasspeicherkapazitäten.\r\nDie Deckung der damit identifizierten Bedarfslücken an Wasserstoffspeichern erfolgt\r\ndurch einen staatlich organisierten Finanzierungsmechanismus, wobei die Auswahl der\r\nzu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte anhand einer wettbewerblichen Ausschreibung mit qualitativen und quantitativen Vergabekriterien erfolgt.\r\n2. Eine Vergütung durch erlösbasierte CfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente (Abbildung 2): Die Finanzierung der ausgewählten Wasserstoffspeicherprojekte erfolgt mittels erlösbasierter CfDs. Bei diesem Mechanismus werden Wasserstoffspeicherbetreiber über eine gewisse Laufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten kostenbasierten Referenzerlösen (inklusive einer Anreizkomponente für die effiziente Vermarktung) kompensiert.\r\nAbbildung 2 Illustrative Darstellung der Differenzzahlungen anhand von\r\nerlösbasierten CfDs\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Erlösbasierte CfDs garantieren die Erstattung der Differenz zwischen festgelegten Referenzerlösen und dem tatsächlich am Markt erzielten Erlös.\r\nZeit\r\nErlös\r\nReferenzerlöse (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nZahlungen an\r\nSpeicherbetreiber\r\nTatsächliche Erlöse\r\nRückzahlungen durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 7\r\n3. Eine Umlagenfinanzierung mit kollektivem intertemporalem Ausgleichskonto (Abbildung 3): Die im Rahmen der CfDs erfolgten Zahlungen an Wasserstoffspeicherbetreiber werden in einem kollektiven intertemporalen Ausgleichskonto verbucht (äquivalent\r\nzum Amortisationskonto bei der Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes). Mit einer zeitlichen Verzögerung wird das intertemporale Ausgleichskonto anschließend über Wasserstoffspeicherumlagen wieder ausgeglichen. Die Refinanzierung über eine solche Umlage\r\nbetrifft alle Wasserstoffspeicher gleichermaßen, sodass die CfD-finanzierten Wasserstoffspeicher auch in der Refinanzierungsphase weiterhin wettbewerbsfähig sind. Durch die\r\nangedachte vollständige Rückführung der im Rahmen der CfDs ausgegebenen Finanzmittel handelt es sich bei dem Finanzierungsmechanismus außerdem nicht um eine Förderung, sondern vielmehr um eine kreditähnliche Finanzierung. Diese Art der Finanzierung müsste also nicht unbedingt über den Staatshaushalt laufen, sondern könnte auch\r\nüber andere Träger wie z.B. die Kreditanstalt für Wiederaufbau („KfW“) abgewickelt werden.\r\nAbbildung 3 Illustrative Darstellung der Funktionsweise des kollektiven\r\nAusgleichskontos\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n4. Eine wasserstoffspeicherspezifische Entgeltstruktur, die kompatibel mit der anstehenden EU-Regulierung ist (Abbildung 4): Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher lässt sich mit der zukünftigen Regulierung von Wasserstoffspeichern verweben und wäre sowohl mit einer Erlös- als auch mit einer Entgeltregulierung zur Umsetzung des spätestens ab 2033 anzuwendenden regulierten Zugangs\r\nDritter („regulated Third Party Access“, rTPA) kompatibel.\r\n2033 2038 2043 2048 2053 2058 2063\r\nEUR\r\nKumulierte Zahlungen an H2-Speicherbetreiber\r\nSaldo Ausgleichskonto\r\nEinnahmen durch H2-Speicherumlage\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 8\r\nAbbildung 4 Illustrative Darstellung der Wasserstoffspeicherentgelt- und\r\nUmlagenentwicklung eines beispielhaften Speichers\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Für die illustrative Darstellung wird ein Speicher mit Inbetriebnahme im Jahr 2033 angenommen.\r\nUnsere Bewertung des vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus anhand der zuvor definierten Bewertungskriterien zeigt zudem, dass die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung unter den von uns betrachteten Instrumenten der am besten geeignete\r\nMechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern ist. Der Mechanismus vereint die\r\nVorteile der erlösbasierten CfDs in Bezug auf Kosteneffizienz und Flexibilität mit den\r\nStärken des Amortisationsverfahrens bei der politischen bzw. beihilferechtlichen\r\nDurchsetzbarkeit.\r\nUnter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen ergibt sich eine Roadmap zur\r\nUnterstützung von Wasserstoffspeichern (Kapitel 5)\r\nAbschließend zeigen wir, dass die Rahmenbedingungen für Wasserstoffspeicher, also neben\r\ndem Finanzierungsmechanismus selbst auch zum Beispiel das Regulierungsregime, die Netzanschlussbedingungen sowie die Anforderungen an die Wasserstoffqualität, möglichst kurzfristig verbindlich festgelegt werden sollten. Dadurch kann die Unsicherheit für Wasserstoffspeicherbetreiber reduziert und deren Investitionsbereitschaft gefördert werden.\r\nDer empfohlene Finanzierungsmechanismus von erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung lässt sich zudem flexibel an die zu erwartenden Hochlaufphasen\r\nder Wasserstoffwirtschaft anpassen. Insbesondere kann er in den frühen Phasen Anschubimpulse setzen, über die Zeit mit dem Markt „mitwachsen“ und sich wieder zurückziehen, sobald\r\nsich Wasserstoffspeicher selbst „im Markt“ finanzieren können.\r\nAus der Einordnung des Finanzierungsmechanismus in die zeitliche Dimension sowie durch\r\ndie Ergänzung dieser flankierenden Maßnahmen ergibt sich eine ganzheitliche Roadmap zur\r\nUnterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs, die in Abbildung 5 dargestellt ist.\r\n2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075 2078 Entgelt zzgl. Umlage [EUR/nachgefragte Einheit]\r\nSpeicherentgelt Umlage\r\nAusgleich des intertemp.\r\nAusgleichskontos und\r\nAbschaffung der Umlage\r\nStufenweise Einführung\r\nder H2-Speicherumlage\r\nHöhe der Umlage beeinflusst, wie\r\nlange die Umlage erhoben wird\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 9\r\nAbbildung 5 Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in\r\nDeutschland\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nZusammenfassend schlussfolgern wir: Der empfohlene Finanzierungsmechanismus von erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung ist – in Kombination mit flankierenden Maßnahmen – geeignet, die Barrieren für Investitionen in Wasserstoffspeicher effektiv und effizient zu überwinden. Auf diese Weise kann die absehbare Lücke zwischen Bedarf nach und verfügbarem Angebot von Wasserstoffspeichern abgewendet und der volkswirtschaftliche Nutzen von Wasserstoffspeichern realisiert werden.\r\nInitialphase Aufbauphase Ausprägungsphase Eingeschwungener\r\nMarkt Förderung bzw. Finanzierung\r\nBedarfsermittlung von Erdgas und H2-Speichern\r\nErlösbasierte CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung\r\n2024/25 2035/37 2042/45 Flankierende Maßnahmen\r\nHeute\r\nInitialphase\r\nImplementierung laufender Monitoring Prozess\r\nVereinfachung/Beschleunigung Genehmigungsverfahren\r\nSchnelle Festlegung von Rahmenbedingungen\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Förderinstrumenten\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Märkten, insb. Erdgas\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 10\r\n1 Wasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle\r\nim zukünftigen dekarbonisierten Energiesystem und auf\r\ndem Weg dahin\r\nIn diesem einführenden Kapitel erläutern wir Deutschlands selbst gesteckte Ziele für den Wasserstoffhochlauf (Kapitel 2.1) sowie die Rolle von Wasserstoffspeichern zur Erreichung dieser\r\nZiele und Stärkung des deutschen Energiesystems (Kapitel 2.2).\r\n1.1 Zur Erreichung der Klimaneutralität werden Wasserstoff sowie Wasserstoffspeicher eine tragende Rolle übernehmen müssen\r\nDeutschland hat sich das Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Neben\r\neiner zunehmenden Elektrifizierung werden absehbar erneuerbarer und emissionsarmer\r\nWasserstoff bzw. dessen Derivate bei der Energiewende ebenfalls eine tragende Rolle übernehmen müssen.\r\nEntsprechend hat sich Deutschland in der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie\r\n(„NWS“) ambitionierte Ziele für den Wasserstoffhochlauf gesetzt: Bis zum Jahr 2030 soll die\r\ninstallierte heimische Elektrolysekapazität für die Herstellung von grünem Wasserstoff 10\r\nGWel betragen.5 Auf dieser Basis könnten etwa 28 TWh/a grüner Wasserstoff in Deutschland\r\nerzeugt werden. Zusätzlich soll grüner – und zumindest in einer Übergangsphase blauer –\r\nWasserstoff importiert werden, um den prognostizierten Bedarf von 95 bis 130 TWh an Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten im Jahr 2030 zu decken. Ein zukünftiges Wasserstoffsystem benötigt zur Stabilisierung auch Wasserstoffspeicher, nicht zuletzt um die immer wichtiger\r\nwerdenden Flexibilitäten für ein resilientes Energiesystem zu schaffen. Aus diesem Grund hat\r\ndie Bundesregierung für das Jahr 2024 eine Wasserstoffspeicherstrategie als Teil einer ganzheitlichen Speicherstrategie angekündigt.\r\nIn diesem Kontext wurde Frontier Economics vom Bundesverband der Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V. (BDEW) beauftragt, im Rahmen einer Studie mögliche Instrumente zur Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern in Deutschland zu\r\nuntersuchen. Damit sollen konkrete Vorschläge in den politischen Meinungsbildungsprozess\r\neingebracht werden.\r\n5 Die Bundesregierung (2023), Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie, verfügbar unter:\r\nhttps://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/fortschreibung-nationale-wasserstoffstrategie.pdf?__blob=publicationFile&v=9.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 11\r\n1.2 Wasserstoffspeicher leisten einen signifikanten Beitrag zur Stärkung\r\ndes zukünftigen Energiesystems\r\nDurch die stetige Zunahme von Strom aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Sonne und durch die Elektrifizierung insbesondere von Industrie, Verkehr\r\nund Wärmeversorgung wird das Stromsystem zunehmend auf Flexibilitätsquellen angewiesen\r\nsein. Die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff mittels Elektrolyse schafft eine Verbindung zwischen Strom- und Gassektor. Da Wasserstoff weitaus leichter als Strom in größeren\r\nMengen gespeichert werden kann, wird dadurch eine Entkopplung von Energienachfrage und\r\n-angebot ermöglicht. Wasserstoffspeicher stellen demnach einen wesentlichen Baustein zur\r\nDeckung der benötigten Flexibilität dar und leisten in fünf Dimensionen einen Beitrag zum\r\nzukünftigen Energiesystem (Abbildung 6):\r\nAbbildung 6 Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern im zukünftigen\r\nEnergiesystem\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Artelys Studie für GIE6 und Frontier Economics Studie für GIE7\r\n.\r\nHinweis: CAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\n■ Zeitliche Arbitrage: Wasserstoffspeicher reduzieren die Kosten der Wasserstofferzeugung, da überschüssiger Wasserstoff bei hohem Angebot (von Strom aus Wind- und Sonnenenergie) und niedriger Nachfrage eingespeichert und – zeitlich versetzt – bei geringem Angebot und hoher Nachfrage ausgespeichert werden kann.\r\n■ Systemwert: Durch die zeitliche Entkopplung von Angebot und Nachfrage ermöglichen\r\nWasserstoffspeicher eine effiziente Dimensionierung von Erzeugungs- und Transportinfrastruktur. Damit kann die Nachfrage so effizient und günstig wie möglich gedeckt werden\r\n(sowohl auf Elektrizitäts- als auch auf Wasserstoffseite). Beispielsweise kann durch Wasserstoffspeicher ein CO2-neutraler Brennstoff für Backup-Kraftwerke zur Stromerzeugung bei begrenzter Verfügbarkeit von Wind- und Sonnenenergie zur Verfügung gestellt\r\nwerden.\r\n6 Artelys (2022): „Showcasing the pathways and values of underground hydrogen storages – Final report“.\r\n7 Frontier Economics (2024): „Why European underground hydrogen storage needs should be fulfilled”.\r\nBEITRAG ZUM\r\nWASSERSSTOFFHOCHLAUF\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT ARBITRAGE SYSTEMWERT UMWELT\r\nNiedrigere\r\nCAPEX und OPEX im\r\ngesamten Sektor\r\nGeringere H2-\r\nPreise & Volatilität\r\nGeringere Treibhausgasemissionen\r\nStärkung der\r\nEnergieunabhängigkeit\r\nSchnellere\r\nDekarbonisierung\r\nMehr\r\nAnwendungsfälle für Wasserstoff\r\nGenügend Energie zu\r\njeder Zeit\r\nVermeidung der\r\nVerschwendung\r\nerneuerbarer Energie\r\nNutzung günstigster\r\nEnergiequelle zu\r\njedem Zeitpunkt\r\nEffizientes Layout\r\ndes gesamten\r\nEnergiesystems\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 12\r\n■ Umwelt: Die Flexibilität der Wasserstoffspeicher kann dazu beitragen, die Volatilität der\r\nerneuerbaren Energien Einspeisung zu überbrücken. Dadurch kann die Nutzung erneuerbarer Energie ausgeweitet sowie der Einsatz fossiler Brennstoffe reduziert werden,\r\nwodurch ein zusätzlicher Beitrag zur Reduktion der Treibhausgasemissionen erzielt werden kann.\r\n■ Versorgungssicherheit: Durch ihre Speicherkapazität leisten Wasserstoffspeicher einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und reduzieren die Abhängigkeit von\r\nImporten. Dadurch wird die Energieunabhängigkeit von Deutschland gestärkt.\r\n■ Beitrag zum Wasserstoffhochlauf: Die zeitliche Arbitrage reduziert die Wasserstofferzeugungskosten wodurch erwartungsgemäß auch der Wasserstoffpreis sinkt. Dadurch\r\nwird Wasserstoff eine wettbewerbsfähige Dekarbonisierungsoption für weitere Anwendungsfälle, sodass die Nachfrage nach Wasserstoff steigt und der allgemeine Wasserstoffhochlauf gefördert wird.\r\n1.3 Folgerichtig prognostizieren Studien einen starken Anstieg des Wasserstoffspeicherbedarfs\r\nDie tragende Rolle von Wasserstoffspeichern im zukünftigen deutschen Energiesystem spiegelt sich auch in der Entwicklung des Speicherbedarfs wider. Beispielsweise prognostizieren\r\ndie BMWK-Langfristszenarien8 Wasserstoffspeicherkapazitäten von, je nach betrachtetem\r\nSzenario, 14 bis 17 TWh in 2035 bzw. 76 bis 80 TWh in 2045, wie in Abbildung 7 illustriert.\r\n8 BMWK (2024): O45-Szenarien, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/openview/64620/cb1500155c834a7ffe234cbb3b806383.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 13\r\nAbbildung 7 Prognosen der BMWK O45-Szenarien zu zukünftigen\r\nWasserstoffspeicherkapazitäten\r\nQuelle: BMWK (2024): O45-Szenarien\r\nHinweis: Das Szenario O45-Strom (O45-H2) untersucht einen Pfad Richtung Treibhausgasneutralität, der stark auf Stromnutzung (Wasserstoffnutzung) setzt.\r\nDem steigenden Bedarf sollten bei einem funktionierenden Markt auf der Angebotsseite auch\r\nInvestitionsentscheidungen entgegenstehen. Im nächsten Kapitel zeigen wir, dass bis 2035\r\nallerdings eine große Lücke zwischen dem voraussichtlichen Bedarf und dem voraussichtlichen Angebot an Wasserstoffspeichern entstehen wird und worauf diese Lücke zurückzuführen ist.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 14\r\n2 Ein Finanzierungsmechanismusist zwingend notwendig,\r\num den Aufbau von ausreichend Wasserstoffspeichern\r\nsicherzustellen\r\nIn diesem Kapitel zeigen wir, dass sich bis zum Jahr 2035 absehbar eine substanzielle Lücke\r\nzwischen Angebot und erwartetem Bedarf an Wasserstoffspeichern ergeben wird (Kapitel 2.1)\r\nund worauf diese Lücke zurückzuführen ist (Kapitel 2.2).\r\n2.1 Der Vergleich des Bedarfs mit den derzeit geplanten Wasserstoffspeicherprojekten zeigt für das Jahr 2035 eine große Lücke\r\nIm Vergleich zum Bedarf an Wasserstoffspeichern bleiben die aktuell geplanten Projekte deutlich hinter dem identifizierten Bedarf zurück. Laut H2Inframap9\r\nist derzeit erst in drei PilotProjekten von Wasserstoffspeichern tatsächlich eine Final Investment Decision („FID“) getroffen worden. Diese Pilot-Projekte umfassen gemeinsam allerdings nur eine Speicherkapazität\r\nvon ca. 0,002 TWh und stellen dementsprechend keine nennenswerten Speicherkapazitäten\r\ndar. Hinzu kommen 0,7 TWh an Wasserstoffspeicherkapazitäten, für die zwar noch keine FID\r\ngetroffen worden ist, die jedoch in der Planung bereits weiter fortgeschritten sind und einen\r\nIPCEI oder PCI10 Status im Rahmen der EU-Förderprogramme erlangt haben.11 Ein Vergleich\r\ndieser Kapazitäten mit dem erwarteten Wasserstoffspeicherbedarf von ca. 14-17 TWh12 (in\r\nAbhängigkeit des gewählten BMWK-Langfristszenarios) im Jahr 2035 zeigt eine substanzielle\r\nLücke in Höhe von 13,3-16,3 TWh bereits in den nächsten 10 Jahren auf (Abbildung 8).\r\n9 Verfügbar unter https://www.h2inframap.eu/#map.\r\n10 Projects of Common Interest.\r\n11 Pressemitteilung EC (2024), verfügbar unter https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/de/IP_24_789 sowie PCI\r\ntransparency platform verfügbar unter https://ec.europa.eu/energy/infrastructure/transparency_platform/map-viewer/main.html.\r\n12 BMWK (2024): O45-Szenarien, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/openview/64620/cb1500155c834a7ffe234cbb3b806383.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 15\r\nAbbildung 8 Vergleich der Speicherprojekte mit FID, Projekte mit IPCEI/PCI\r\nStatus und Speicherbedarf im Jahr 2035\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis von H2Inframap, Pressemitteilung EC (2024), BMWK O45-Szenarien (2024)\r\nWenn man die langen Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern (bei Kavernenspeicher ca. 7-\r\n9 Jahren bei Umrüstung bzw. ca. 11 Jahren bei einem Neubau13) berücksichtigt, müssen also\r\ndringend Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher getroffen werden, um\r\nden erwarteten, ansteigenden Bedarf an Wasserstoffspeicherkapazitäten in den 2030er\r\nJahren decken zu können.\r\nEin Vergleich des Umrüstungspotenzials von Erdgasspeichern zu Wasserstoffspeichern mit\r\ndem langfristigen Bedarf an Wasserstoffspeichern zeigt zudem, dass langfristig grundsätzlich\r\nein Neubaubedarf für Wasserstoffspeicher bestehen wird. Die Umrüstung der gesamten bestehenden Erdgaskavernenspeicherkapazität in Deutschland würde nämlich nur ca. 32-40\r\nTWh14 Wasserstoffspeicherkapazität zur Verfügung stellen. Im Vergleich zum erwarteten\r\n13 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\n14 DBI (2022): „Wasserstoff speichern – soviel ist sicher“ verfügbar unter https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2022/06/20220610_DBI-Studie_H2-speichern-soviel-ist-sicher.pdf, NWR (2022): „Hydrogen storage roadmap 2030\r\nfor Germany“ verfügbar unter https://www.wasserstoffrat.de/fileadmin/wasserstoffrat/media/Dokumente/EN/2023/2022-\r\n11-04_NWR-Position-Paper_Hydrogen-Storage-Roadmap.pdf, TransHyDE (2024): „European Hydrogen Infrastructure\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\n14\r\n16\r\n18\r\nProjekte mit FID Projekte mit\r\nIPCEI oder PCI\r\nStatus\r\nBedarf laut\r\nBMWK\r\nLücke\r\nTWh\r\n0,4\r\n3,3\r\nMinimalszenario:\r\n14 TWh\r\n0,7\r\n0,002 TWh\r\nTWh\r\nDerzeit geplante\r\nProjekte könnten\r\nweitere ca. 6 TWh\r\nbeisteuern, FALLS alle\r\nrealisiert werden sollten\r\nMaximalszenario:\r\n17 TWh\r\n13,3 TWh\r\n16,3 TWh\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 16\r\nBedarf an Wasserstoffspeichern im Jahr 2045 von ca. 76-80 TWh15 (je nach BMWK-Langfristszenario) ergibt sich somit ein Neubaubedarf von mindestens 36-48 TWh (Abbildung 9).\r\nAbbildung 9 Lücke zwischen Umrüstungspotenzial und zukünftigem\r\nWasserstoffspeicherbedarf im Jahr 2045\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis von DBI (2022), NWR (2022), TransHyDE (2024), BMWK O45-Szenarien (2024)\r\n2.2 Die voraussichtliche Lücke zwischen Angebot und Bedarf lässt sich\r\nauf Barrieren beim Aufbau von Wasserstoffspeichern zurückführen\r\nGrund für die voraussichtliche Lücke zwischen Bedarf und Angebot an Wasserstoffspeichern\r\nsind verschiedene Barrieren, die derzeit die Investitionen in Wasserstoffspeicher hemmen.\r\nWir identifizieren die folgenden Barrieren beim Aufbau von Wasserstoffspeichern:\r\nPlanning” verfügbar unter https://publica-rest.fraunhofer.de/server/api/core/bitstreams/7882427f-cd7c-4d49-92bfeb9b56f47a14/content.\r\n15 BMWK (2024): „Neue Langfristszenarien für die Energiewende“, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/open-view/62867/fea46a11a627b2ec485129740ea3ad98.\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\nSpeicherbedarf in TWh\r\nNeubaubedarf\r\nUmrüstbare\r\nSpeicher\r\nSpeicherbedarf\r\nDBI (2022), NWR (2022),\r\nTransHyDE (2024)\r\nBMWK O45-Szenarien\r\n(2024)\r\nMinimalszenario:\r\n76 TWh\r\nMaximalszenario:\r\n80 TWh\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 17\r\n1) Herausforderung des Hochlaufs bei geringer initialer Nachfrage\r\nDie Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa steckt noch in ihren Anfängen. Abseits\r\nvon in Kuppelproduktion hergestelltem grauen (fossilen) Wasserstoff für die industrielle Nutzung wird grüner oder blauer Wasserstoff bisher nicht in nennenswertem Umfang hergestellt,\r\ntransportiert, gespeichert oder verwendet: ein überregionaler Wasserstoffmarkt existiert bisher nicht. Es wird somit zu einem graduellen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft kommen. In\r\ndieser Hochlaufphase müssen angesichts der langen Vorlaufzeiten von Speicherprojekten\r\nbereits Investitionsentscheidungen zu Zeitpunkten getroffen werden, in denen noch keine entsprechende Marktnachfrage vorhanden bzw. gesichert erkennbar ist. Darüber hinaus können\r\nSpeicherkapazitäten, die mittel- bis langfristig zwar von großer Bedeutung sind, voraussichtlich nicht direkt ab Inbetriebnahme zu kostendeckenden Entgelten betrieben werden.16 Gerade in diesem Zeitraum stehen Speicherbetreiber dementsprechend vor der Herausforderung, ihre tatsächlichen Kosten zu decken und gleichzeitig für Speichernutzer angemessene\r\nEntgelte zu bieten. Kostendeckende Entgelte würden in der initialen Phase voraussichtlich\r\nprohibitiv hoch ausfallen. Aus diesem Grund müssen Wasserstoffspeicherbetreiber während\r\nder Markthochlaufphase mögliche temporäre Unterauslastungen wirtschaftlich überbrücken\r\nkönnen.\r\n2) Unsicherheit in Bezug auf die Rentabilität von Wasserstoffspeichern\r\nFür Investoren noch gravierender als der graduelle Hochlauf der Speichernachfrage ist die\r\nerhebliche Unsicherheit über die zukünftige Marktentwicklung, welche zu erheblichen kommerziellen Risiken führt. Heute besteht weder ein Angebot an wettbewerbsfähigem (grünen\r\noder blauen) Wasserstoff, noch eine signifikante Nachfrage. Wann und in welchem Ausmaß\r\nsich diese entwickelt, und wie sich dies auf die Nachfrage nach Speicherprodukten auswirkt,\r\nhängt von einer Vielzahl von Faktoren ab. Hierzu zählen nicht zuletzt auch die politischen und\r\nregulatorischen Rahmenbedingungen, wie beispielsweise die Entwicklung von Förderprogrammen auf der Produktionsseite (wie z.B. im Rahmen der Europäischen Wasserstoffbank\r\noder H2Global) oder der Nachfrageseite (wie z.B. Klimaschutzdifferenzverträge, Kraftwerksstrategie oder Kapazitätsmarkt).17 Potenzielle Investoren in Wasserstoffspeicher sind daher\r\n16 Die Herausforderung einer geringen Auslastung in der Hochlaufphase ist bei Wasserstoffspeichern ggf. weniger stark ausgeprägt als bei Wasserstoffnetzen, da sukzessive einzelne Speicher im Einklang mit dem Bedarf entwickelt werden können,\r\nwährend das Netz unmittelbarer auf eine gewisse Zielgröße ausgerichtet werden muss. Allerdings müssen die Entscheidungen über die Entwicklung von einzelnen Speichern aufgrund der ggü. dem Netz längeren Umrüst- bzw. Bauzeiten mit\r\nlangen Vorläufen geplant werden, und können somit nicht regelmäßig an die ex-ante unsicheren Bedarfsentwicklungen\r\nangepasst werden. Zudem bestehen auch beim Speicherbau erhebliche Größenvorteile (Economies of Scale), z.B. wenn\r\nmehrere Kavernen dieselbe (entsprechend von vornherein größer dimensionierte) Obertageanlage nutzen. Daher ist es\r\nauch bei der Speicherentwicklung ökonomisch sinnvoll, die Kapazität von vornherein an einer gewissen zukünftigen Zielgröße auszurichten, anstatt zu versuchen die Kapazität „in Echtzeit“ an dem tatsächlichen jeweiligen Bedarf auszurichten.\r\n17 Es bestehen auch bereits Förderprogramme für Wasserstoffspeicher, wie z.B. im Rahmen der IPCEI und PCI-Fördermechanismen der EU. Allerdings in vergleichsweise geringem Förderumfang, zudem sind die Anforderungen dieser Mechanismen kaum auf die Eigenschaften von Speichern ausgerichtet. In beiden Fällen müssen Projekte einen grenzüberschreitenden Effekt vorweisen, durch den die Energiesysteme mehrerer Mitgliedsstaaten verbunden werden. Diese Anforderung\r\nist allerdings für Speicher nur bedingt erfüllbar (im Gegensatz z.B. zu grenzüberschreitenden Wasserstoffnetzen, die inhärent einen grenzüberschreitenden Effekt haben).\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 18\r\ngroßen Risiken bezüglich der Nachfrageentwicklung und entsprechend der Wirtschaftlichkeit\r\nihrer Investitionen ausgesetzt.18\r\n3) Risiken durch Speicherregulierung\r\nIm Grundsatz kann ein marktliches System in der Lage sein, sowohl die unter Punkt 1 (Hochlauf) erläuterte Fristentransformation vorzunehmen, als auch die unter Punkt 2 (Unsicherheit)\r\nerwähnten Risiken zu mitigieren. Allerdings können wesentliche Marktinstrumente, welche\r\nbeispielsweise Grundlage des Aufbaus der Erdgastransport- und -speicherinfrastruktur waren,\r\naufgrund der im neuen EU-Wasserstoffpaket enthaltenen Vorgaben nicht greifen:19 Beispielsweise ist eine vertikale Integration über die verschiedenen Stufen der Wertschöpfungskette\r\ndurch die Vorgaben zur vertikalen Entflechtung („Unbundling“) nun unterbunden. Hinzu\r\nkommt, dass die Erlös- bzw. Entgeltregulierung, welche im Rahmen des verpflichtenden regulierten Zugangs Dritter (rTPA) ab spätestens 2033 in allen EU-Mitgliedsstaaten für Wasserstoffspeicher verpflichtend ist, zu asymmetrischen Risiken führt: Im Fall einer hohen Nachfrage nach Speicherprodukten sind die Erlöse nach oben begrenzt (Begrenzung der „upside“\r\nChance), im Fall einer geringen Nachfrage sind jedoch keine Minimal-Erlöse gesichert (keine\r\nBegrenzung des „downside“ Risikos). Hinzu kommt die Unsicherheit über die Ausgestaltung\r\nder künftigen Regulierung, da die Vorgaben der EU Richtlinie in den nächsten zwei Jahren\r\nnoch in nationales Recht überführt und von der Bundesnetzagentur spezifiziert werden müssen.\r\nIm Fall von neuen Infrastruktur-Investitionen wie insbesondere Terminals zum Import von\r\nFlüssiggas („Liquid Natural Gas“, LNG) führen diese Risiken regelmäßig dazu, dass Investoren eine Ausnahme von der Erlös- bzw. Entgeltregulierung beantragen, um ihre Kapazität vor\r\nder Investitionsentscheidung bereits im Rahmen bilateraler langfristiger Verträge mit freier\r\nPreisgestaltung vermarkten zu können, und so die Investition abzusichern.\r\n20 Eine solche Ausnahme ist auch für Wasserstoffspeicher grundsätzlich möglich, wenn bestimmte Kriterien erfüllt sind. Vor dem Hintergrund der großen Unsicherheit über den gesamten Wasserstoffhochlauf sowie der langen Umrüst- bzw. Bauvorlaufzeiten für Wasserstoffspeicher ist allerdings\r\nfraglich, inwieweit Speicherbetreiber in der Lage sein werden, Vertragspartner für langfristige\r\nSpeichernutzungsverträge zur Absicherung wesentlicher Anteile der Investitionskosten des\r\nSpeichers zu finden.\r\n4) Nicht alle Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern kurzfristig marktfähig\r\nEine weitere Barriere für Investitionen in Wasserstoffspeicher liegt darin, dass nicht alle Mehrwerte, die Wasserstoffspeicher dem Energiesystem bieten, durch Speichernutzer direkt\r\n18 Hinzu kommt eine infrastrukturelle Unsicherheit, insbesondere in Bezug auf die Frage ob eine Speicherinvestition rechtzeitig und hinreichend dimensioniert an das Wasserstoffnetz angeschlossen wird.\r\n19 Europäische Union (2024), https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2024/05/21/fit-for-55-council-signsoff-on-gas-and-hydrogen-market-package/.\r\n20 Siehe Europäische Kommission (2024), https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/wholesale-energymarket/access-infrastructure-exemptions-and-derogations_en. Frontier hat mehr als die Hälfte der knapp 20 erfolgreichen\r\nAnträge von LNG Terminals in der EU als ökonomischer Sachverständige begleitet.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 19\r\nvergütet werden (vgl. Abbildung 10). Zwar werden Wasserstoffspeicher absehbar für den Arbitrage Wert, den sie generieren, kompensiert. Allerdings ist – insbesondere in den frühen\r\nMarktphasen des Wasserstoffhochlaufs – noch nicht absehbar, inwiefern von Speicherbetreibern auch weitere Beiträge von Wasserstoffspeichern monetarisiert werden können im Hinblick auf ihren Beitrag zum Wasserstoffhochlauf, zur Versorgungssicherheit, zum Systemwert,\r\noder für die Umwelt durch eine beschleunigte Klimazielerreichung. Denn inwieweit Speicherbetreiber für derartige Mehrwerte finanziell kompensiert werden (oder ob diese Mehrwerte\r\n„positive externe Effekte“21 bleiben, von denen Speicherbetreiber nicht kommerziell profitieren), hängt von der weiteren Ausgestaltung der Rahmenbedingungen und Regulierung der\r\nWasserstoffwirtschaft ab.\r\nAbbildung 10 Illustrative Darstellung der Sichtbarkeit der Wertedimensionen von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n5) Komplexe und langwierige Genehmigungsverfahren\r\nNeben der kommerziellen Unsicherheit sind Speicherbetreiber Hürden durch langwierige und\r\nkomplexe Zulassungsverfahren ausgesetzt. Die Genehmigungsverfahren für Wasserstoffspeicher folgen derzeit noch keinen erprobten bzw. standardisierten Prozessen, sodass sich\r\ndadurch weitere Unsicherheiten sowie Verzögerungen im Inbetriebnahmeprozess ergeben\r\nkönnen. Zudem wird der Zulassungsprozess bei Umrüstungsprojekten durch die möglichen\r\nRückwirkungen auf die Versorgungssicherheit mit Erdgas verkompliziert. Unter aktuellen Vorgaben im § 35h des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG)22 muss für die Außerbetriebnahme\r\n21 Unter einem externen Effekt versteht man in der Volkswirtschaftslehre die nicht kompensierten Auswirkungen ökonomischer Entscheidungen auf unbeteiligte Marktteilnehmer. Der positive externe Effekt ist in diesem Fall der nicht (ausreichend) kompensierte Nutzen der Wasserstoffspeicher.\r\n22 Verfügbar unter https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__35h.html.\r\nARBITRAGE\r\nBEITRAG ZUM\r\nWASSERSTOFFHOCHLAUF\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT\r\nSYSTEMWERT\r\nUMWELT SICHTBARKEIT DER WERTEDIMENSIONEN\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 20\r\nund anschließende Umrüstung von Gasspeichern (die kommerziell besonders interessant und\r\nim Vergleich zu Neubauvorhaben technisch schneller umsetzbar ist) individuell geprüft werden, ob dadurch nachteilige Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit entstehen. Für Umrüstungsprojekte entsteht hierdurch eine zusätzliche Unsicherheit sowie weitere zeitliche Verzögerungen im Umbauvorhaben. Der dafür bisher verwendete Prozess einer Einzelfallprüfung\r\nist zudem ggf. nicht zielführend, um die Versorgungssicherheit aus Gesamtsystemsicht zu\r\nbewerten.\r\nDurch diese Investitionsbarrieren kann es zu einem Marktversagen in der kurzen Frist kommen: der freie Markt ist aufgrund dieser Sondereffekte absehbar nicht in der Lage, die notwendigen Investitionsentscheidungen auszulösen, um die antizipierte Lücke zwischen Angebot und Nachfrage nach Wasserstoffspeichern zu schließen und das volkswirtschaftlich optimale Level an Wasserstoffspeichern zu erreichen. Entsprechend ist ein staatlicher Finanzierungsmechanismus notwendig, um den angestrebten zeitnahen Hochlauf der Wasserstoffspeicherkapazitäten sicherzustellen.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 21\r\n3 Erlösbasierte CfDs und das Amortisationsverfahren\r\nschneiden bei der Bewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab\r\nUm die Investitionsbarrieren von Wasserstoffspeichern zu überwinden und den Wasserstoffspeicherhochlauf anzureizen, stehen verschiedene Instrumente zur Verfügung. In diesem Kapitel untersuchen wir ausgewählte mögliche Instrumente sowie deren Eignung zur Förderung\r\nbzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs. Wir folgen dafür einem vierstufigen\r\nProzess:\r\n■ Aufstellung einer Long List an möglichen Instrumenten: Als Ausgangspunkt stellen\r\nwir eine Long List möglicher Instrumente zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs auf Basis bereits existierender Förder- bzw. Finanzierungsinstrumente im Energiebereich auf (Kapitel 3.1);\r\n■ Definition von Bewertungskriterien: Zur Bewertung der Eignung der Instrumente auf\r\nder Long List definieren wir fünf politisch-ökonomische Bewertungskriterien (Kapitel 3.2);\r\n■ Ableitung einer Short List auf Basis der Effektivität als K.O.-Kriterium: Wir reduzieren die Long List an Instrumenten zu einer Short List, indem wir Instrumente ausschließen, welche erwartungsgemäß nicht ausreichend effektiv bei der Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs sind (Kapitel 3.3);\r\n■ Bewertung der Short List anhand der Bewertungskriterien: In einem letzten Schritt\r\nbewerten wir die verbleibenden Instrumente auf der Short List anhand aller fünf definierten Bewertungskriterien (Kapitel 3.4) und leiten die für die Förderung bzw. Finanzierung\r\ndes Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten geeigneten Instrumente ab.\r\nIm anschließenden Kapitel 4 kombinieren wir die vorteilhaften Elemente der zwei am besten\r\nbewerteten Instrumente dann in einem Vorschlag für eine konkrete Ausgestaltung eines Mechanismus.\r\nWir erläutern die einzelnen Prozessstufen der Instrumentenbewertung im Folgenden näher.\r\n3.1 Ausgangspunkt bildet eine Long List an möglichen Instrumenten zur\r\nBeanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs\r\nAuf Basis in anderen Teilbereichen der Energiewirtschaft innerhalb und außerhalb Deutschlands bereits existierender bzw. diskutierter Förder- oder Finanzierungsinstrumente leiten wir\r\neine Long List an möglichen Instrumenten zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs\r\nher. Abbildung 11 gibt eine Übersicht der betrachteten Instrumente sowie deren bereits bestehende Anwendungsbeispiele.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 22\r\nAbbildung 11 Übersicht der betrachteten Instrumente zur Finanzierung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: CfD = Contract for Difference, CAPEX = Capital Expenditures\r\nDie Funktionsweise preisbasierter und erlösbasierter CfDs ist sehr ähnlich. Bei beiden erfolgen Differenzzahlungen\r\nzwischen einem festgelegten Referenzwert und dem am Markt erzielten Wert. Der Unterschied besteht jedoch darin,\r\ndass der „Wert“ bei preisbasierten CfDs ein Preis und bei erlösbasierten CfDs ein Erlös (also eine Kombination aus\r\nMenge und Preis) ist.\r\nNachfolgend erläutern wir die acht von uns näher untersuchten Instrumente:\r\n■ Erlösbasierte CfDs: Bei den erlösbasierten CfDs handelt es sich um ein Instrument, welches über eine festgelegte Vertragslaufzeit (z.B. 15 Jahre) jeweils jährlich die Erstattung\r\nder Differenz zwischen festgelegten Referenzerlösen (welche unabhängig von der tatsächlich abgesetzten Menge bestimmt werden) und dem tatsächlich am Markt erzielten\r\nErlös garantiert. Zur Beanreizung von Investitionen legt man die festgelegten\r\nPreisbasierte\r\nCfDs\r\n Instrument garantiert die Erstattung der Differenz\r\nzwischen einem Referenzpreis und dem\r\ntatsächlich am Markt erzielten Preis (pro Einheit\r\nerbrachter Leistung)\r\n Förderung erneuerbare\r\nEnergien (verschiedene\r\nEU-Staaten)\r\nAmortisationsverfahren\r\n Zeitliche Entkopplung der regulatorisch\r\nfestgelegten Entgelte von den Betreiberkosten\r\ndurch Ausgleich der Differenz zwischen Erlösen\r\nund Kosten der Betreiber über\r\nAmortisationskonto sowie subsidiäre staatliche\r\nAbsicherung eines möglichen Fehlbetrags am\r\nEnde der Laufzeit (abzgl. eines Selbstbehaltes)\r\n Finanzierung des H2-\r\nKernnetzes nach § 28r\r\nund § 28s EnWG (DE)\r\n Fördervorschlag H2-\r\nSpeicher (GB)\r\n Fördervorschlag\r\nH2-Speicher INES (DE)\r\nErlösbasierte\r\nCfDs\r\n Instrument garantiert die Erstattung der Differenz\r\nzwischen festgelegten Referenzerlösen und\r\ndem tatsächlich am Markt erzielten Erlös\r\nInstrument Beschreibung Beispiele\r\nFixe Prämien\r\n Pauschale Prämie, welche in Auktionen\r\nfestgelegt und pro Einheit erbrachter Leistung\r\nausgezahlt wird\r\n Feste Prämie für\r\nProduktion von H2 der\r\nHydrogen Bank (EU)\r\n Klimaschutzverträge\r\n(DE)\r\nIndirekte\r\nFörderung\r\n Förderung von Speicherbetreibern indirekt über\r\ndie Reduktion von Nachfragerisiken\r\n Strategische Gasreserve\r\n(AT), Stromreserve (DE)\r\n Ölreserve (DE)\r\nStrategische\r\nReserve\r\n Strategische Bevorratung von Wasserstoff zur\r\nÜberbrückung potenzieller, kurzfristiger\r\nWasserstoffengpässe\r\n Politisch diskutierte\r\nGrüngasquote (DE)\r\nSpeicherverpflichtung\r\n Verpflichtung einen Anteil des Speicherbedarfs\r\ndurch H2-Speicher zu decken (mit ansteigendem\r\nQuotenpfad über die Zeit und Pönale bei\r\nNichterfüllung)\r\nInvestitionsförderungen\r\n Pauschale Fördersumme, die unabhängig von\r\nder erbrachten Leistung ausgezahlt werden\r\n(CAPEX-Förderung)\r\n IPCEI für H2-Speicher\r\n(EU)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 23\r\nReferenzerlöse auf der Höhe der (anteiligen) Vollkosten23 für Wasserstoffspeicherbetreiber fest, sodass die CfDs die Lücke zwischen den Kosten von Speicherbetreibern und\r\nder (in der Markthochlaufphase voraussichtlich noch zu geringen) Zahlungsbereitschaft\r\nder Kunden ausgleichen. Je nach Gestaltung sind dabei Rückführungen an den Geldgeber vorgesehen, wenn die tatsächlichen Erlöse die Referenzerlöse übersteigen.24 Verschiedene Formen der erlösbasierten CfDs werden bereits als Förderungen von Wasserstoffspeichern diskutiert (z.B. die von der Regierung vorgeschlagene Erlösuntergrenze\r\nfür Wasserstoffspeicher in Großbritannien25 oder der Fördervorschlag für Wasserstoffspeicher von INES in Deutschland26).\r\n■ Amortisationsverfahren: Das Amortisationsverfahren ist das Finanzierungsinstrument\r\ndes Wasserstoffkernnetzes in Deutschland27. Dabei handelt es sich um eine zeitliche Entkopplung der regulatorisch festgelegten Entgelte von den Betreiberkosten sowie eine\r\nsubsidiäre staatliche Absicherung eines möglicherweise am Ende der Laufzeit verbleibenden Fehlbetrags (unter Anrechnung eines Selbstbehalts für Netzbetreiber). Beim\r\nAmortisationsverfahren erfolgt die Finanzierung durch die Kompensation der Differenz\r\nzwischen den Netzerlösen und den Netzkosten. Bei anfänglich geringer Nachfrage und\r\nsomit geringer Auslastung, werden die erwarteten Erlöse noch unterhalb der kalkulatorischen Kosten der Betreiber liegen. In dieser Zeit wird die Differenz der Erlöse zu den\r\nKosten erstattet und einem kollektiven Amortisationskonto für alle Wasserstoffnetzbetreiber zugeschrieben. Bei einem erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft übersteigen im Rahmen der intertemporalen Kostenallokation erwartungsgemäß zukünftig die Erlöse der Netzbetreiber deren Kosten. Die Differenzbeträge werden wiederum dem Amortisationskonto gutgeschrieben, sodass das Defizit Stück für Stück ausgeglichen wird.\r\n■ Preisbasierte CfDs: Die preisbasierten CfDs funktionieren in Bezug auf den Mechanismus gleich wie die erlösbasierten CfDs. Der Unterschied ist jedoch, dass es sich um ein\r\npreisbasiertes Instrument handelt, sodass jeweils die Differenz zwischen einem festgelegten Referenzpreis und dem tatsächlich am Markt erzielten Preis ausgeglichen wird.\r\n23 Im Falle einer Abschreibungsdauer, die länger als die Laufzeit der CfDs ist, basieren die Referenzerlöse dennoch auf den\r\nkalkulatorischen Abschreibungen der gesamten Abschreibungsdauer, sodass nur die anteiligen Vollkosten für die Dauer\r\ndes CfDs berücksichtigt werden.\r\n24 Bei vollständiger Rückführung in Höhe der Differenz zwischen tatsächlichen Erlösen und Referenzerlösen spricht man von\r\neiner „symmetrischen“ Ausgestaltung, weil dann unabhängig davon, ob die tatsächlichen Erlöse unterhalb oder oberhalb\r\nder Referenzerlöse liegen, die CfDs immer die vollständige Differenz zwischen den tatsächlichen Erlösen und den Referenzerlösen ausgleichen bzw. abschöpfen. Bei einer „asymmetrischen“ Ausgestaltung würde entweder bei tatsächlichen\r\nErlösen unterhalb der Referenzerlöse nicht die vollständige Differenz ausgeglichen oder bei tatsächlichen Erlösen oberhalb\r\nder Referenzerlösen nicht die vollständige Differenz abgeschöpft werden.\r\n25 Department for Energy Security & Net Zero (2023): „Hydrogen transport and storage infrastructure: minded to positions”,\r\nverfügbar unter https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/1175804/hydrogen-transport-storage-minded-to-positions.pdf. Die Kernpunkte sind in Anhang A.1 zusammengefasst.\r\n26 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf. Die Kernpunkte sind in Anhang A.2 zusammengefasst.\r\n27 Bundesnetzagentur (2024): „Festlegung WANDA“ verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/Rahmen_Ebene1/WANDA/start.html. Die Kernpunkte sind in Anhang A.3 zusammengefasst.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 24\r\nBei der Förderung mit preisbasierten CfDs handelt es sich also um eine mengenabhängige Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung28 ausgezahlt wird. Dementsprechend verbleibt das Mengenrisiko (also die Verantwortung für die Auslastung der eigenen\r\nAnlagen) bei den Betreibern. Dieser Mechanismus wird bei der Förderung von erneuerbarem Strom in verschiedenen EU-Ländern angewandt.\r\n■ Fixe Prämien: Bei den fixen Prämien handelt es sich um eine pauschale Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung ausgezahlt wird. Die Höhe der Prämie wird üblicherweise in wettbewerblichen Auktionen festgelegt. Ein Beispiel für den Einsatz von fixen\r\nPrämien ist die Förderung der Wasserstoffproduktion der EU Hydrogen Bank.\r\n■ Investitionsförderungen: Bei den Investitionsförderungen handelt es sich ebenfalls um\r\neine pauschale Förderung. Diese wird allerdings im Gegensatz zu den fixen Prämien unabhängig von der erbrachten Leistung ausbezahlt. Aus diesem Grund handelt es sich\r\ndabei oftmals um eine Förderung von CAPEX (Capital Expenditures), welche zur Finanzierung der Investitionsausgaben zu Beginn von Projekten angewandt wird. Darunter fallen auch die IPCEI-Förderungen im EU Kontext.\r\n■ Indirekte Förderungen: Der Wasserstoffspeicherhochlauf kann auch indirekt gefördert\r\nwerden. In diesem Fall werden nicht die Speicherbetreiber selbst, sondern potenzielle\r\nSpeichernutzer bzw. deren Kunden gefördert, z.B. in Form von Förderinstrumenten wie\r\nKlimaschutzverträgen („Carbon Contracts for Difference“, CCfD). Hierdurch kann Bedarf\r\nfür Wasserstoffspeicherung und somit eine Nachfrage nach Wasserstoffspeicherprodukten ausgelöst werden, was die Nachfragerisiken von Speicherbetreibern reduzieren kann.\r\n■ Strategische Reserve: Bei einer strategischen Reserve handelt es sich um die strategische Bevorratung eines Energieträgers zur Überbrückung potenzieller, kurzfristiger Engpässe. Dabei werden die Betreiber der strategischen Reserve für die Vorhaltung sowie\r\nfür allfällige Abrufe auf Kostenbasis vergütet. Es gibt bereits verschiedene Beispiele für\r\nstrategische Reserven im Strom- (z.B. Stromreserve Deutschland), Gas- (z.B. Gasreserve Österreich) oder auch im Ölbereich (z.B. Ölreserve in Deutschland).\r\n■ Speicherverpflichtung: Neben den klassischen Förderinstrumenten, bei welchen öffentliche Gelder zur gezielten Anreizsetzung verwendet werden, kann der Hochlauf auch über\r\ngewisse Verpflichtungen beanreizt werden. Es könnten z.B. Gasspeichernutzer dazu verpflichtet werden, einen Teil (bzw. Quote) ihres Gasspeicherbedarfs über Wasserstoffspeicher zu decken. Ein ansteigender Quotenpfad über die Zeit sowie eine Pönale bei Nichterfüllung der Verpflichtung könnten demnach auch ohne den direkten Einsatz von Fördermitteln zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern führen. Mit dem Vorschlag einer\r\nGrüngasquote aus der SPD-Bundestagsfraktion29 wurde ein solches Instrument für den\r\ngenerellen Hochlauf von grünen Gasen (Biomethan, grüner und blauer Wasserstoff) politisch bereits diskutiert.\r\n28 Die erbrachte Leistung kann bei Speichern unterschiedlich definiert sein (z.B. anhand eines Bündels von Speichervolumen sowie Ein- und Ausspeicherkapazität für eine gewisse Vertragsdauer).\r\n29 Konzept zur Grüngasquote aus der SPD-Fraktion (01.08.2023).\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 25\r\nIm nächsten Kapitel beschreiben wir die zur Bewertung herangezogenen Bewertungskriterien.\r\n3.2 Zur Bewertung der Instrumente wenden wir fünf politisch-ökonomische Bewertungskriterien an\r\nUm eine informierte und systematische Entscheidung in Bezug auf die bestmögliche Wahl des\r\nInstruments zur Förderung bzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs zu treffen,\r\nbewerten wir die verschiedenen Instrumente anhand der fünf in Abbildung 12 dargestellten\r\npolitisch-ökonomischen Bewertungskriterien. Die nachfolgende Bewertung wird auf einer\r\nSkala von eins bis fünf durchgeführt, wobei eine Bewertung von 1 die geringste Erfüllung und\r\neine Bewertung von 5 die höchste Erfüllung des jeweiligen Kriteriums bedeutet.\r\nAbbildung 12 Übersicht der für die Bewertung der Instrumtente verwendeten\r\nBewertungskriterien\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Bewertung der Instrumente wird auf einer Skala von eins bis fünf durchgeführt, wobei eins die schlechteste und 5\r\ndie beste Bewertung darstellt.\r\nDas Bewertungskriterium „Effektivität“ ist dabei von übergeordneter Relevanz, da es die prinzipielle Fähigkeit der Instrumente misst, den angestrebten Hochlauf von Wasserstoffspeichern\r\nzu beanreizen. Dieses Kriterium definieren wir deshalb als K.O.-Kriterium und schließen Instrumente, welche bei der Bewertung der Effektivität nicht hinreichend gut abschneiden, von\r\nder Short List aus, wie wir nachfolgend erläutern.\r\nBewertungskriterien Bewertungsskala\r\nEffektivität\r\n Fördert das Instrument gezielt den Hochlauf von H2-\r\nSpeichern in Deutschland?\r\n Mindert das Instrument gezielt die Risiken der Marktteilnehmer\r\nsodass das Henne-Ei-Problem gelöst werden kann?\r\nKosteneffizienz\r\n Sorgt das Instrument dafür, dass der Hochlauf von H2-Speichern\r\nauf kostengünstigste Art und Weise erfolgt (z.B. in Bezug auf\r\ndie Wahl der geförderten Projekte sowie deren Betrieb)?\r\nFlexibilität\r\n Kann das Instrument flexibel auf Veränderungen im\r\nMarktumfeld reagieren und sich den Phasen des\r\nMarkthochlaufs anpassen?\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Ist das Instrument einfach und transparent umsetzbar und hält\r\nsich der dadurch induzierte administrative Aufwand in\r\nGrenzen?\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n Kommt das Instrument ohne staatliche Mittel aus (wodurch die\r\npolitische Durchsetzbarkeit erleichtert wird)?\r\n Ist das Instrument mit dem Beihilferecht kompatibel?\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 26\r\n3.3 Anhand der Effektivität als Bewertungskriterium leiten wir eine Short\r\nList an Instrumenten ab\r\nWie in Kapitel 2.2 beschrieben, werden aufgrund mehrerer Hemmnisse derzeit zu wenige Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher getroffen. Das primäre Ziel der staatlichen\r\nIntervention besteht also darin, neue Investitionsanreize für Wasserstoffspeicher zu schaffen.\r\nDieses Ziel bilden wir durch das Bewertungskriterium der Effektivität ab und schließen aufgrund mangelnder Effektivität folgende drei Instrumente von der Short List aus:\r\n■ Fixe Prämien: Bei den fixen Prämien handelt es sich um eine mengenabhängige Förderung, welche pro nachgefragter Einheit ausbezahlt wird. Dementsprechend kann das Instrument das Mengenrisiko der Speicherbetreiber nicht reduzieren. Die fixe Höhe der Prämie führt außerdem dazu, dass Speicherbetreiber nur begrenzte Sicherheit im Hinblick\r\nauf ihre zukünftigen Gesamterlöse bekommen, welche sich aus den Erlösen über die fixe\r\nPrämie (pro Mengeneinheit ex-ante fixiert) und den tatsächlichen Vermarktungserlösen\r\n(Preis und Menge abhängig von der Marktentwicklung) zusammensetzt. Durch die Kombination dieser beiden Eigenschaften schätzen wir das verbleibende Investitionsrisiko für\r\nSpeicherbetreiber weiterhin als sehr hoch ein, sodass das Instrument nicht effektiv genug\r\nzum Hochlauf der Wasserstoffspeicher beiträgt.\r\n■ Indirekte Förderungen: Indirekte Förderung (z.B. Förderung der Wasserstoffproduktion\r\noder -nachfrage) können zwar indirekt positive Effekte auf Investitionsentscheidungen\r\nvon Wasserstoffspeicherbetreibern haben, allerdings schätzen wir diese als zu gering für\r\ndie effektive Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs ein, als das ein solches Instrument alleine für sich ausreichend effektiv wäre.\r\n■ Strategische Reserve: Die Strategische Reserve ist nicht als Hochlaufinstrument geeignet, da ihre Nutzung lediglich im Fall von Versorgungsengpässen vorgesehen ist. Die\r\nKompensation der Vorhaltung und Nutzung auf Kostenbasis schafft zudem keine zusätzlichen Investitionsanreize, wodurch die Effektivität als gering zu bewerten ist.\r\nWährend diese Instrumente von der Short List an Kerninstrumenten zur Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern ausgeschlossen werden, können sie ggf. dennoch einen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffspeicher leisten. Aus diesem Grund gilt es, diese\r\nInstrumente im Rahmen der Festlegung der allgemeinen Rahmenbedingungen und der konkreten Ausgestaltung des Förder- und Finanzierungsinstruments zu berücksichtigen (Kapitel\r\n5).\r\nIm nächsten Kapitel nehmen wir die systematische Bewertung der verbleibenden Instrumente\r\nauf Basis aller fünf definierten Bewertungskriterien vor.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 27\r\n3.4 Bei der Bewertung der Short List stechen die erlösbasierten CfDs und\r\ndas Amortisationsverfahren als präferierte Instrumente hervor\r\nDie genauere Analyse der Instrumente auf der Short List zeigt, dass die erlösbasierten CfDs\r\nsowie das Amortisationsverfahren für die Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern am besten geeignet sind. Preisbasierte CfDs sowie Investitionsförderungen könnten\r\nebenfalls einen Beitrag zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern schaffen, sind allerdings als\r\nalleinstehendes Instrument insbesondere weniger effektiv und zum Teil auch schlechter\r\ndurchsetzbar als die erlösbasierten CfDs oder das Amortisationsverfahren. Die Speicherverpflichtungen hingegen fallen bei der Bewertung insbesondere aufgrund ihrer mangelnden Flexibilität und Herausforderungen bei der Umsetzung von den anderen Instrumenten ab. Abbildung 13 fasst die Bewertungsergebnisse der Instrumente auf der Short List zusammen.\r\nAbbildung 13 Übersicht der Bewertung der Short List Instrumente zur Beanreizung von Wasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nIm Folgenden beleuchten wir die Bewertung der einzelnen Instrumente in weiterem Detail.\r\nErlösbasierte CfDs\r\nDie erlösbasierten CfDs zeichnen sich hauptsächlich durch Effektivität, Kosteneffizienz sowie\r\nFlexibilität bei der Förderung von Wasserstoffspeichern aus. Nachteil der erlösbasierten CfDs\r\nGesamt\r\nStaatliche Mittel\r\nund Durchsetz- Effektivität Kosteneffizienz Flexibilität Einfache Umsetzbarkeit\r\nbarkeit\r\nInstrument\r\nErlösbasierte CfDs 4 4 4 3 3\r\nAmortisationsverfahren 4 3 5 3 4\r\nPreisbasierte CfDs 3 3 4 3 3\r\nInvestitionsförderungen 3 4 3 4 2\r\nSpeicherverpflichtungen 3 3 2 2 3\r\nBewertungskriterien\r\n4 5 3\r\n2\r\n3 3\r\n3 3\r\n3\r\n3\r\n3 3 3\r\n3\r\n3\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4 4\r\n2\r\n2\r\n2 5\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 28\r\nist insbesondere die Notwendigkeit von staatlichen Mitteln für die Garantie der Referenzerlöse. Abbildung 14 fasst die Bewertung der erlösbasierten CfDs (auf Basis der von INES vorgeschlagenen Ausgestaltung30) zusammen.\r\nAbbildung 14 Bewertung erlösbasierter CfDs zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern (auf Basis der durch INES vorgeschlagenen\r\nAusgestaltung)\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Wir beziehen uns auf die von INES in ihrem Positionspapier „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von\r\nWasserstoffspeichern\" vorgeschlagenen Ausgestaltung (hier verfügbar).\r\nCAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\nAmortisationsverfahren\r\nDie Stärken des Amortisationsverfahrens liegen insbesondere in der Effektivität, der Flexibilität sowie der beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit. Durch das intertemporale Ausgleichskonto\r\nhandelt es sich beim Amortisationsverfahren eher um einen kreditähnlichen Finanzierungsmechanismus als um eine Förderung. Aus diesem Grund kann die Finanzierung auch über\r\nandere Träger, wie zum Beispiel die KfW, laufen, welche die öffentlichen Haushalte nicht direkt belasten. Das fördert insbesondere die politische, aber vermutlich auch die\r\n30 https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie von\r\nReferenzerlösen zur Deckung von CAPEX und fixer OPEX\r\n Reduktion des Mengenrisikos durch mengenunabhängige\r\nFörderung, Restrisiko verbleibt bei Laufzeit < Abschreibungsdauer\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität möglich,\r\nallerdings bisher kein Kostenkriterium bei der Vergabe angedacht\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb bei Partizipation an\r\nVermarktungserlösen\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit + automatischer\r\nRückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Jährliche Ausschreibungen ermöglichen Anpassung der geförderten\r\nKapazitäten an Speicherbedarf\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es allerdings einer Ausschreibung\r\n(ggf. nicht trivial wenn Umrüstungspotenzial < Bedarf)\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Überförderung kann durch Rückführmechanismus an Fördergeldgeber\r\n(symmetrischer CfD) verhindert werden → erhöht die Kompatibilität mit\r\ndem Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n3\r\n4\r\n5\r\n4\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 29\r\nbeihilferechtliche Durchsetzbarkeit.\r\n31 Etwas schwächer schneidet das Amortisationskonto bei\r\nder Kosteneffizienz ab. Dies ist auf die kollektive Natur des Amortisationsverfahrens im H2-\r\nKernnetz zurückzuführen, wobei eine gemeinschaftliche Planung und Auswahl der zu realisierenden Projekte durchgeführt wird. Die Bewertung des Amortisationsverfahrens (auf Basis\r\nder Umsetzung für das Wasserstoffkernnetz in Deutschland) ist in Abbildung 15 zusammengefasst. Dafür übertragen wir das für die Finanzierung des Wasserstoffkernnetz verwendete\r\nAmortisationsverfahren auf Speicherbetreiber und unterstellen regulatorisch festgelegte, einheitliche Speicherentgelte und einen Ausgleich der Differenz zwischen den Kosten und den\r\ntatsächlichen Erlösen der Speicherbetreiber mithilfe eines kollektiven Amortisationskontos.\r\nAbbildung 15 Bewertung des Amortisationsverfahrens zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern (analog zur Umsetzung beim deutschen\r\nWasserstoffkernnetz)\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: CAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\n31 Das Wasserstoff-Kernnetz hat im Juni 2024 die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission über drei Mrd. Euro\r\nerhalten. Pressemitteilung verfügbar unter https://germany.representation.ec.europa.eu/news/entwicklung-des-wasserstoff-kernnetzes-eu-kommission-genehmigt-mit-3-mrd-euro-ausgestattete-deutsche-2024-06-21_de.\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie von\r\nAufstockungszahlungen zur Deckung von CAPEX und fixer OPEX\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, Teilrisiko verbleibt bei Selbstbehalt\r\nim Falle eines negativen Abschlusssaldos am Laufzeitende\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte nicht möglich, da\r\nkeine wettbewerbliche Vergabe erfolgt (kollektives Konto)\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da negatives\r\nAbschlusssaldo kompensiert werden muss (wobei kollektive Natur auch\r\nTrittbrettfahren ermöglicht)\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit + automatischer\r\nRückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Anpassung der geförderten Kapazitäten im Rahmen der kollektiven\r\nProjektauswahl möglich\r\n Durch kollektive Abrechnungsart weniger Flexibilität bei einzelnen\r\nBetreibern\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Keine Ausschreibung notwendig (allerdings kollektive Festlegung der\r\ndurchzuführenden Projekte in Planungsrunden ggf. aufwendig)\r\n Administrativer Aufwand bei der Festlegung, regelmäßiger Prüfung\r\nsowie ggf. Anpassung der einheitlichen Entgelte\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von finanziellen Mitteln, allerdings keine direkte\r\nFinanzierung über Staatshaushalt sondern über Kreditanstalt für\r\nWiederaufbau (KfW)\r\n Bestmögliche Verhinderung von Überförderung durch\r\nRückführmechanismus über die Zeit erhöht Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n4\r\n4\r\n4\r\n3\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 30\r\nPreisbasierte CfDs\r\nDie preisbasierten CfDs wirken prinzipiell ähnlich wie die erlösbasierten CfDs, mit dem Unterschied, dass sich die Differenzzahlungen auf einen Referenzpreis anstatt einen Referenzerlös\r\nbeziehen. Bei der Förderung mit preisbasierten CfDs handelt es sich also um eine mengenabhängige Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung32 ausgezahlt wird. Aus diesem\r\nGrund kann das Instrument das Mengenrisiko von Speicherbetreibern nicht reduzieren, sodass diese gegeben der Unsicherheit des Wasserstoffmarkthochlaufs trotz Förderung einem\r\nsubstanziellen Investitionsrisiko ausgesetzt sind. Dieses Investitionsrisiko hemmt wiederum\r\nInvestitionen, wodurch die Effektivität des Instruments reduziert ist. Gegeben der ansonsten\r\nähnlichen Funktionsweise wären bei der Förderung von Speicherbetreibern also erlösbasierte\r\nCfDs den preisbasierten CfDs vorzuziehen. Die gesamtheitliche Bewertung der preisbasierten\r\nCfDs anhand der definierten Bewertungskriterien ist in Abbildung 16 zusammengefasst.\r\nAbbildung 16 Bewertung von preisbasierten CfDs zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n32 Die erbrachte Leistung kann bei Speichern unterschiedlich definiert sein (z.B. anhand von Speichervolumen oder Speicherdauer).\r\n Tlw. Reduktion des Investitionsrisikos durch Differenzzahlungen zur\r\nDeckung eines wettbewerblichen Strike Price\r\n Keine Reduktion des Mengenrisikos aufgrund mengenabhängiger\r\nFörderung in EUR/MWh\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität\r\nmöglich\r\n Keinen Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da CfDs\r\ndie Differenz zum Strike Price erstatten/abschöpfen (bei symmetrischer\r\nUmsetzung)\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit +\r\nautomatischer Rückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Jährliche Ausschreibungen ermöglichen Anpassung der geförderten\r\nMengen an Speicherbedarf\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es einer Ausschreibung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Überförderung kann durch Rückführmechanismus an\r\nFördergeldgeber (symmetrischer CfD) verhindert werden → erhöht die\r\nKompatibilität mit dem Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n5\r\n3\r\n3\r\n3\r\n2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 31\r\nInvestitionsförderungen\r\nInvestitionsförderungen punkten mit ihrer einfachen und transparenten Umsetzbarkeit sowie\r\nihrer Kosteneffizienz bei Vergabe über eine wettbewerbliche Ausschreibung. Allerdings ist die\r\nEffektivität begrenzt, da aufgrund der ex-ante fixierten Förderhöhe erhebliche Erlösrisiken in\r\nAbhängigkeit des Wasserstoffmarkthochlaufs verbleiben. Zudem erfordern Investitionsförderungen den Einsatz staatlicher Mittel und sind aufgrund des fehlenden Rückführmechanismus\r\n(wodurch es ggf. zu einer Überförderung kommen kann) ggf. beihilferechtlich schwer durchsetzbar. Auch die Flexibilität ist bei Investitionsförderungen eher gering, da es sich um eine\r\nfixe Zahlung zu Projektbeginn handelt, welche unabhängig vom späteren Wasserstoffmarkthochlauf ist. Die gesamte Bewertung ist in Abbildung 17 zusammengefasst.\r\nAbbildung 17 Bewertung von Investitionsförderungen zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: OPEX = Operational Expenditures\r\nSpeicherverpflichtung\r\nDie Speicherverpflichtungen sind als Instrument nicht auf finanzielle Mittel aus dem Staatshaushalt angewiesen. Damit punktet das Instrument insbesondere bei der politischen Durchsetzbarkeit im Fall eines knappen Staatshauhalts. Allerdings erfordert das Design der Speicherverpflichtung die genaue Abwägung zwischen hohen kommerziellen Risiken für Verpflichtete und hinreichender Wirksamkeit der Verpflichtung und ist damit insbesondere in der\r\n Tlw. Reduktion des Investitionsrisikos durch (tlw.) Übernahme von\r\nCAPEX\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, Teilrisiko verbleibt für Deckung\r\nfixer OPEX und restlicher CAPEX\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität\r\nmöglich\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da Betreiber von\r\nEffizienzgewinnen profitieren (keine Abschöpfung durch Instrument)\r\nKosteneffizienz\r\n Keine automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit\r\n Rückzug des Instruments gewährleistet, da es sich nur um eine\r\npunktuelle und keine laufende Förderung handelt\r\nFlexibilität\r\n Sehr einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Förderung nur punktuell in Aufbauphase, sodass administrativer\r\nAufwand auf kurze Zeit beschränkt wird\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es einer Ausschreibung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Keinen Rückführmechanismus, sodass mögliche Überförderung nicht\r\nverhindert wird → Eingeschränkte Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n2\r\n3\r\n4\r\n4\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 32\r\ninitialen Phase auch mit einem hohen administrativen Aufwand verbunden. Zudem ermöglicht\r\nsie auch keine automatische Anpassung an den Wasserstoffmarkthochlauf. Abbildung 18\r\nfasst die Bewertung der Speicherverpflichtungen entlang der fünf Bewertungskriterien zusammen.\r\nAbbildung 18 Bewertung von Speicherverpflichtungen zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nWährend wir uns in den bisherigen Betrachtungen auf in verschiedenen Teilen der Energiewirtschaft bereits existierende bzw. diskutierte Instrumente gestützt haben, untersuchen wir\r\nim nächsten Kapitel, wie durch die gezielte Kombination von Eigenschaften dieser Instrumente ein auf die Anforderungen des Aufbaus von Wasserstoffspeichern zugeschnittenes Instrument zusammengesetzt werden kann.\r\n Keine direkte Reduktion des Investitionsrisikos, da keine\r\nFörderung erfolgt\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, da ein Teil des\r\nSpeicherbedarfs über H2-Speicher gedeckt werden muss. Teilrisiko\r\nverbleibt, da dennoch Nachfrageunsicherheit besteht\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der Projekte wird bei der Möglichkeit\r\neiner bilanziellen Erfüllung gefördert (allerdings wird Koordination\r\nder Projektwahl durch Instrument nicht unterstützt)\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da Betreiber\r\nvon Effizienzgewinnen profitiert (keine Abschöpfung durch Instrument)\r\nKosteneffizienz\r\n Keine automatische Anpassung des Instruments über die Zeit\r\n Kein automatischer Rückzug des Instruments Flexibilität\r\n Umsetzung relativ komplex insb. während Hochlaufphase\r\n(zusätzliche Investitionsrisiken könnten Markthochlauf gefährden)\r\n Administrativer Aufwand zur Festlegung der Ausgestaltung,\r\nUmsetzung, sowie Prüfung der Einhaltung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Kein Einsatz von staatlichen Mitteln notwendig\r\n Mehrkosten müssen möglicherweise durch andere\r\nMarktteilnehmer getragen werden\r\n Keine Überförderung möglich, da keine Förderung stattfindet →\r\nErhöht Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n2\r\n3\r\n3\r\n3\r\n2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 33\r\n4 Wir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung\r\nIn diesem Kapitel gehen wir detaillierter auf die Ausgestaltung des von uns vorgeschlagenen\r\nFinanzierungsmechanismus von Wasserstoffspeichern ein (Kapitel 4.1). Zudem zeigen wir,\r\ndass der vorgeschlagene, auf die Bedürfnisse von Wasserstoffspeichern abgestimmte Finanzierungsmechanismus zu einer Verbesserung in der Bewertung führt (Kapitel 4.2).\r\n4.1 Zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern bietet sich eine Kombination der Eigenschaften der erlösbasieren CfDs und des Amortisationsverfahrens an\r\nAus der Bewertung existierender Instrumente gehen in Kapitel 3.4 die erlösbasierten CfDs\r\nund das Amortisationsverfahren als Favoriten zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern\r\nhervor. Wir kombinieren diese zwei Instrumente und empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung. Der von uns empfohlene Finanzierungsmechanismus ist durch vier Kerneigenschaften\r\ncharakterisiert, wie in Abbildung 19 illustriert.\r\nAbbildung 19 Kerneigenschaften der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDiese vier Kerneigenschaften der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung werden im Folgenden näher beschrieben. Der Fokus liegt dabei darauf, die generelle\r\nFunktionsweise der Mechanismen zu erklären. Im Hinblick auf die Detailausgestaltung erläutern wir zudem die verschiedenen Möglichkeiten sowie deren Auswirkungen, nehmen im Rahmen dieser Studie allerdings keine abschließende Festlegung vor.\r\nSpeicherspezifische Entgeltstruktur kompatibel\r\nmit rTPA\r\nFinanzierung von H2-Speichern durch erlösbasierte CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nHoheitliche Bedarfsplanung\r\nund wettbewerbliche Vergabe\r\nder Finanzierung\r\nVergütung durch erlösbasierte\r\nCfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente\r\nUmlagefinanzierung mit\r\nkollektivem intertemporalem\r\nAusgleichskonto\r\n1 2 3\r\n4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 34\r\n1) Hoheitliche Bedarfsplanung und wettbewerbliche Vergabe der Finanzierung\r\nAls Grundlage für die zielgerichtete Finanzierung von Wasserstoffspeichern bedarf es einer\r\nregelmäßigen Ermittlung des Wasserstoffspeicherbedarfs. Aufgrund der Möglichkeit der Umwidmung bestehender Erdgasspeicher zu Wasserstoff sollte der Wasserstoffspeicherbedarf\r\nallerdings nicht in Isolation, sondern in Kombination mit dem Erdgasspeicherbedarf betrachtet\r\nwerden. Während derzeit der Erdgasspeicherbedarf stark überwiegt, wird dieser aufgrund der\r\nangestrebten Dekarbonisierung perspektivisch absinken, während der Wasserstoffspeicherbedarf voraussichtlich stetig steigen wird (Abbildung 20). Gleichzeitig bedarf es einer zeitlichen Staffelung, da die Speicherbereitstellung beim Wasserstoff eher der Nachfrage vorauslaufen muss, beim Erdgas jedoch auch bei sinkender Nachfrage Versorgungssicherheit gewährleistet sein muss und die Infrastrukturtransformation der Nachfrage nachlaufen muss.33\r\nEine kombinierte Ermittlung der Wasserstoff- und Erdgasspeicherbedarfe mittels eines langfristig wirkenden Planungsprozesses einschließlich Szenarioplanung ermöglicht demnach\r\nnicht nur die Feststellung von Bedarfslücken bei Wasserstoffspeichern, sondern auch die\r\nIdentifikation und Quantifizierung von Umrüstungspotenzialen von Erdgasspeichern.\r\nDa die Nachfrageentwicklung (z.B. Umstellung von Erdgas- auf Wasserstoffnachfrage) überwiegend durch politische Maßnahmen getrieben sein wird, bietet es sich an, dieses Wissen\r\nauch zur Steuerung der Infrastrukturentwicklung heranzuziehen. Zur Bestimmung der Speicherbedarfe eignet sich daher eine staatliche Instanz, welche zugleich auch die Rolle des\r\nAuftraggebers bei der angedachten Finanzierung der Wasserstoffspeicher übernehmen\r\nkönnte.\r\n33 Eine zusätzliche Herausforderung für den Planungsprozess entsteht dadurch, dass bei der Umstellung von Erdgasspeichern auf Wasserstoff ein Verlust an energetischer Speicherkapazitäten entsteht sodass Speicherkapazitäten nicht 1:1\r\nvon Erdgas in Wasserstoff überführt werden können. Zusätzlich müssen während des Umstellungsprozesses die Kapazitäten zeitweise auch ganz aus dem Markt genommen werden (z.B. zur Flutung der Kaverne), wodurch die jeweilige Speicherkapazität temporär weder dem Erdgas- noch dem Wasserstoffmarkt zur Verfügung steht.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 35\r\nAbbildung 20 Illustrative Darstellung der regelmäßigen Ermittlung der\r\nSpeicherbedarfe für Erdgas und Wasserstoff\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nWie in Kapitel 2 beschrieben, sorgen derzeit verschiedene Investitionsbarrieren dafür, dass\r\nim Vergleich zum erwarteten Bedarf zu wenig privatwirtschaftliche Wasserstoffspeicherinvestitionen getätigt werden. Aus diesem Grund schlagen wir einen staatlich organisierten Finanzierungsmechanismus zur Schließung der ermittelten Wasserstoffspeicherbedarfslücke34 vor.\r\nDie Auswahl der zu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte soll aus Effizienzgründen anhand einer wettbewerblichen Ausschreibung erfolgen. Als Vergabekriterien eignet sich eine\r\nKombination quantitativer sowie qualitativer Kriterien:\r\n■ Quantitative Vergabekriterien – Als quantitatives Kriterium sollte insbesondere die\r\nHöhe der erwarteten Bereitstellungskosten (im Verhältnis zum Arbeitsgasvolumen bzw.\r\nder relevanten Ein- und Ausspeicherleistung) herangezogen werden. Damit kann sichergestellt werden, dass kostengünstigere Projekte als erstes realisiert werden, wodurch die\r\nallgemeine Kosteneffizienz des Wasserstoffspeicherhochlaufs gefördert wird.\r\n■ Qualitative Vergabekriterien – Neben den Bereitstellungskosten sollten auch qualitative\r\nKriterien bei der Vergabeentscheidung berücksichtigt werden. Relevant könnten hier insbesondere mögliche bereits bestehende Vereinbarungen zwischen Speicherbetreibern\r\nund zukünftigen Nutzern, die Lage des Wasserstoffspeichers in Bezug auf die Netztopologie sowie der Reifegrad des Projekts und die damit verbundene Entwicklungszeit sein.\r\nDurch diese und ggf. weitere qualitative Kriterien bei der Vergabe können auch weitere\r\nfür den Wasserstoffspeicherhochlauf relevante Parameter Eingang in die Bewertung der\r\n34 Bei den Bedarfslücken handelt es sich ggf. nicht nur um Speicherkapazität (als Arbeitsgasvolumen in TWh) sondern auch\r\num das benötigte Maß an Flexibilität (als installierte Ein- und Ausspeicherleistung). Diese Unterscheidung sollte bei der\r\nDetailausgestaltung der Ausschreibungen berücksichtigt werden.\r\nZeit\r\nSpeicherbedarf\r\n… 2038 2039 2040 2041 …\r\nH2-Speicherbedarf\r\nErdgas\r\nSpeicherbedarf\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 36\r\nSpeicherprojekte finden, und somit die Wahrscheinlichkeit einer zeitnahen Realisierung\r\nder Projekte erhöht werden.\r\nBei der Wahl der Speicherprojekte gilt es außerdem zu beachten, ob es sich dabei um Neubau\r\noder Umrüstungsprojekte handelt. Während der Neubau von Wasserstoffspeichern bei Herstellung neuer Kavernen längere Vorlaufzeiten benötigt, bedürfen Umrüstungsprojekte von\r\nErdgasspeichern aufgrund ihrer möglichen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit mit\r\nErdgas einer gesonderten Prüfung. Dementsprechend muss bei der Vergabe der Wasserstoffspeicherfinanzierung auch die Versorgungssicherheit mit Erdgas mitgedacht werden. Dafür gibt es zwei übergeordnete Optionen:\r\n■ Weiterbetrieb benötigter Erdgasspeicher erfolgt über eine Verpflichtung zum Speicherbetrieb, bis eine Genehmigung zur Außerbetriebnahme vorliegt: Eine Möglichkeit zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas besteht darin, Erdgasspeicherbetreiber so lange zum Betrieb des Speichers zu verpflichten, bis eine Stilllegung\r\noder Umrüstung aus Sicht der Versorgungssicherheit unbedenklich ist. Eine Gesetzesgrundlage hierfür bietet der bereits bestehende § 35 h EnWG, wonach Speicheranlagen\r\nnur eine Genehmigung zur Außerbetriebnahme erhalten, wenn dadurch keine nachteiligen Auswirkungen auf die Erdgasversorgungssicherheit entstehen. Eine gezielte Überarbeitung dieses Paragraphen unter Berücksichtigung von Umrüstungsvorhaben sowie einer angemessenen Kompensation für den Weiterbetrieb nicht wirtschaftlicher Speicher\r\n(ggf. unter Berücksichtigung von Opportunitätskosten durch eine verhinderte Umstellung)\r\nkönnte als Grundlage für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas dienen. Dabei wären auch Detailfragen zu klären, wie z.B. nach welchen Kriterien die Auswahl der weiter zu betreibenden Erdgasspeicher erfolgen würde.\r\n■ Weiterbetrieb benötigter Erdgasspeicher erfolgt aufgrund von finanziellen Anreizen: Eine zweite grundsätzliche Möglichkeit zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas wäre es, den Weiterbetrieb der benötigten Erdgasspeicher mithilfe von\r\nfinanziellen Mitteln gezielt zu beanreizen. Dafür könnten ähnliche Förder- oder Finanzierungsmechanismen herangezogen werden, wie diejenigen, die wir für Wasserstoffspeicher betrachtet haben. Prinzipiell ähnelt die Situation der Erdgasspeicherbetreiber in einem auslaufenden Erdgasmarkt derjenigen der Wasserstoffspeicherbetreiber im hochlaufenden Wasserstoffmarkt. In beiden Situationen kann die geringe Marktnachfrage\r\ndazu führen, dass der Betrieb der Speicheranlagen noch nicht bzw. nicht mehr wirtschaftlich ist. Die Detailausgestaltung der Finanzierung von Erdgasspeicheranlagen wäre noch\r\nzu klären. Allerdings sollte aus Sicht der Speicherbetreiber vor allem sichergestellt werden, dass die Kosten für erforderliche Re-Investitionen wie zum Beispiel die Umstellung\r\nvon Kompressoren auf Elektroantrieb auch dann vergütet werden, wenn der Marktpreis\r\nfür Speicherprodukte nicht kostendeckend ist.\r\nInsgesamt bieten beide Möglichkeiten zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit je nach\r\nDetailausgestaltung verschiedene Vor- und Nachteile. So bedarf es bei der Gewährleistung\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 37\r\nder Versorgungssicherheit über Verpflichtungen ggf. keiner weiteren öffentlichen Mittel35, allerdings ist auch die Kosteneffizienz36 durch die nicht-wettbewerbliche Auswahl der weiter zu\r\nbetreibenden Speicher nicht sichergestellt. Die Wahl bzw. die konkrete Ausgestaltung der Methode zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas sind allerdings nicht Fokus\r\ndieser Studie und werden aus diesem Grund nicht weiter diskutiert.\r\n2) Vergütung durch erlösbasierte CfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente\r\nNachdem die Auswahl der zu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte wie zuvor beschrieben erfolgt ist, geht es in einem nächsten Schritt um die Ausgestaltung der Finanzierung. Auf\r\nBasis der Bewertung existierender Förderinstrumente im Energiebereich (Kapitel 3) empfehlen wir eine Finanzierung der Wasserstoffspeicher mittels erlösbasierter CfDs (Differenzverträge)\r\n37. Bei diesem Mechanismus werden Wasserstoffspeicherbetreiber über eine gewisse\r\nLaufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten Referenzerlösen kompensiert. Die Referenzerlöse setzen sich dabei aus zwei Komponenten zusammen:\r\n■ Referenzkosten: Als Ausgangspunkt für die Referenzerlöse dienen die speicherindividuellen, regulatorisch geprüften Referenzkosten38\r\n. Die Referenzkosten bestehen aus kalkulatorischen Abschreibungen (auf Basis einer zuvor festgelegten Abschreibungsdauer),\r\nKapitalkosten, anteiligen fixen Betriebskosten (Operational Expenditures, OPEX) sowie\r\nvariablen OPEX in Abhängigkeit der Speichernutzung. Ein CfD Mechanismus auf Basis\r\nder Referenzkosten allein würde also die genaue Kompensation der angefallenen Kosten\r\n(inkl. Kapitalverzinsung) ermöglichen.\r\n■ Anreizkomponente: Als Anreiz für den effizienten Betrieb und die effiziente Vermarktung\r\nder Speicher (z.B. über innovative Produkte), schlagen wir zusätzlich zu den reinen Kostenbestandteilen auch die Berücksichtigung einer Anreizkomponente vor. Im Rahmen\r\ndieser Anreizkomponente wird ein bestimmter Anteil der tatsächlichen Vermarktungserlöse in die Referenzerlöse miteinbezogen, sodass Betreiber bei guter Vermarktung einen\r\nTeil ihrer erzielten Vermarktungserlöse einbehalten können39. Der andere Teil der Vermarktungserlöse spiegelt sich dann in einer Reduktion der Differenzzahlungen wider, sodass Vermarktungserlöse sowohl dem Speicherbetreiber als auch dem Auftraggeber zugutekommen (sog. „Sharing-Mechanismus“).\r\n35 Unter Umständen könnte bei der Verpflichtung zum Weiterbetrieb von Erdgasspeichern gemäß § 35h Abs. 6 EnWG eine\r\nEntschädigungspflicht des Bundes entstehen.\r\n36 Für Kosteneffizienz müsste die Gewährleistung der Versorgungssicherheit durch den Betrieb der kostengünstigsten Speicher erfolgen.\r\n37 Auch beim Amortisationsverfahren erfolgt die Finanzierung an sich über erlösbasierte CfDs, wobei die Lücke zwischen\r\nNetzerlösen und Netzkosten kompensiert wird.\r\n38 Bei der Vergütung werden die regulatorisch geprüften Referenzkosten anstatt der bei der Vergabe eingereichten erwarteten Bereitstellungkosten berücksichtigt, da diese die tatsächlichen Kosten der Speicherbetreiber abbilden.\r\n39 Ohne Anreizkomponente würde die Differenzzahlung in gleichem Maße reduziert werden, wie die Vermarktungserlöse\r\nsteigen, sodass kein Anreiz zur Erhöhung der Vermarktungserlöse besteht.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 38\r\nDie Funktionsweise des CfD Mechanismus auf Basis der angedachten Referenzerlöse wird\r\nin Abbildung 21 illustriert.\r\nAbbildung 21 Illustrative Darstellung der Differenzzahlungen anhand von\r\nerlösbasierten CfDs\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nBei der Ausgestaltung der Finanzierung mittels erlösbasierten CfDs muss zudem der Finanzierungsbeginn und die Laufzeit festgelegt werden. Bei beiden Parametern sind unterschiedliche Festlegungen möglich:\r\n■ Finanzierungsbeginn: Der Start der Finanzierung könnte entweder zum Zeitpunkt des\r\nBau- bzw. Umrüstungsbeginns oder zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Speichers\r\nerfolgen.\r\n□ Bei einem Start zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme müssten Speicherbetreiber die in\r\nder Bau- bzw. Umbauphase entstandenen Investitionskosten über den Kapitalmarkt\r\nzwischenfinanzieren. Zum Zeitpunkt des CfD-Finanzierungsstartes (d.h. in diesem\r\nFall bei Inbetriebnahme des Speichers) wären die vorab entstandenen Kosten (inkl.\r\nder Finanzierungskosten) aber dennoch anzurechnen und zu kompensieren. Die\r\nFestlegung des Finanzierungsbeginns bestimmt also nicht, welche Kosten bei der\r\nFinanzierung anrechenbar sind, sondern lediglich zu welchem Zeitpunkt diese erstattet werden. In einem wettbewerblichen Markt wäre es prinzipiell üblich, Investitionskosten vorzufinanzieren und diese zu einem späteren Zeitpunkt über Einnahmen\r\nauszugleichen. Diese Art der Vorfinanzierung sollte auch für später mittels CfD finanzierte Speicher möglich sein, da sie zum Zeitpunkt des Baus bzw. der Umrüstung\r\nbereits die Sicherheit der späteren Finanzierung haben.\r\n□ Alternativ kann aufgrund der langen Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern auch\r\neine Finanzierung bereits zu Beginn der Bau- oder Umrüstungsphase begründet werden. Bei dieser Variante erhalten Speicherbetreiber bereits während der Bau- bzw.\r\nZeit\r\nErlös\r\nReferenzerlöse (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nZahlungen an\r\nSpeicherbetreiber\r\nTatsächliche Erlöse\r\nRückzahlungen durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 39\r\nUmrüstungsphase Ausgleichszahlungen über den CfD zur Deckung der anfallenden\r\nKosten. Aus Sicht der insgesamt benötigten Finanzierungskosten könnte das vorteilhaft sein, da die Kosten der Zwischenfinanzierung für den staatlichen Auftraggeber\r\nüblicherweise geringer als für die privatwirtschaftlichen Speicherbetreiber sind.\r\n■ Laufzeit: Die Festlegung der Laufzeit der CfD-Finanzierung ist insbesondere aufgrund\r\nihrer Auswirkungen auf die Risikoverteilung zwischen Speicherbetreiber und Auftraggeber von hoher Relevanz. Bei einer CfD-Laufzeit, die kürzer als die festgelegte Abschreibungsdauer ist, müsste der Speicherbetreiber den am Ende der CfD-Finanzierung verbleibenden Restbuchwert der Investitionskosten durch die Vermarktung des Speichers\r\nselbst decken. Erfolgt der Wasserstoffmarkthochlauf wie erwartet, sollten die Wasserstoffspeicher nach Ende der Finanzierung genügend ausgelastet sein, um diese Kosten\r\nüber ihre Vermarktungserlöse zu decken. Verläuft der Wasserstoffmarkthochlauf allerdings wider Erwarten langsamer oder scheitert sogar ganz, können die Speicherbetreiber\r\nihre Restbuchwerte ggf. nicht mehr über Vermarktungserlöse kompensieren. Aus diesem\r\nGrund tragen Speicherbetreiber bei einer CfD-Laufzeit, die kürzer als die festgelegte Abschreibungsdauer ist, einen Teil des Mengenrisikos („impliziter Selbstbehalt“). Die Höhe\r\ndes impliziten Selbstbehalts wird dann durch die Länge der Laufzeit im Vergleich zur festgelegten Abschreibungsdauer definiert: je kürzer die Laufzeit der CfD-Finanzierung (im\r\nVergleich zur Abschreibungsdauer), desto höher der implizite Selbstbehalt.\r\nBeide Parameter müssen im Rahmen der Detailausgestaltung des CfD Mechanismus nach\r\nsorgfältiger Abwägung festgelegt werden.\r\n3) Umlagefinanzierung mit kollektivem intertemporalem Ausgleichskonto\r\nDie im Rahmen der CfDs erfolgten Zahlungen an Wasserstoffspeicherbetreiber werden in einem kollektiven (also für alle finanzierten Wasserstoffspeicher gemeinsamen) intertemporalen\r\nAusgleichskonto verbucht (äquivalent zum Amortisationskonto bei der Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes). Mit einer zeitlichen Verzögerung wird das intertemporale Ausgleichskonto\r\nanschließend über Wasserstoffspeicherumlagen wieder ausgeglichen. Diese werden so lange\r\nerhoben und dem Ausgleichskonto gutgeschrieben, bis der Saldo wieder auf null ist. Die Funktionsweise des Ausgleichskontos ist in Abbildung 22 illustrativ dargestellt.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 40\r\nAbbildung 22 Illustrative Darstellung der Funktionsweise des kollektiven\r\nAusgleichskontos\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nBei der Refinanzierung des Ausgleichskontos weicht der hier vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus von der Refinanzierung beim Amortisationsverfahren des Wasserstoffkernnetzes ab. Grund dafür ist die Bestreitbarkeit des Wasserstoffspeichermarktes. Während beim\r\nWasserstoffkernnetz alle beteiligten Kernnetzbetreiber an der Finanzierung teilnehmen, können im Wasserstoffspeichermarkt perspektivisch auch Speicherbetreiber ohne CfD-Finanzierung in den Markt eintreten. Würden zuvor finanzierte Wasserstoffspeicher zur Begleichung\r\ndes Ausgleichskontos dann Speicherentgelte über dem Vollkostenniveau setzen müssen,\r\nkönnten diese nicht mit später in den Markt eingetretenen Wasserstoffspeichern konkurrieren.\r\nDamit CfD-finanzierte Wasserstoffspeicher in der Refinanzierungsphase weiterhin wettbewerbsfähig sind, bedarf es also einer Art der Refinanzierung, die alle Speicher gleichermaßen\r\nbetrifft. Diese Eigenschaft wird durch die vorgeschlagene Umlagenfinanzierung erfüllt.\r\nDurch die angedachte vollständige Rückführung der im Rahmen der CfDs ausgegebenen Finanzmittel handelt es sich bei dem vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus nicht um\r\neine Förderung, sondern vielmehr um eine kreditähnliche Finanzierung. Daraus ergibt sich ein\r\nbedeutender Vorteil: die kreditähnliche Finanzierung muss nicht unbedingt über den Staatshaushalt laufen, sondern kann auch über andere Träger wie z.B. die KfW bei der Finanzierung\r\n2033 2038 2043 2048 2053 2058 2063\r\nEUR\r\nKumulierte Zahlungen an H2-Speicherbetreiber\r\nSaldo Ausgleichskonto\r\nEinnahmen durch H2-Speicherumlage\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 41\r\ndes Wasserstoffkernnetzes laufen.40 Die Abwicklung über einen externen Träger erleichtert\r\ndann ggf. auch die politische Durchsetzbarkeit.\r\nAuch bei der Refinanzierung des Ausgleichskontos gibt es Parameter, die in der Detailausgestaltung genauer festgelegt werden müssen:\r\n■ Höhe der Umlage und Zeitpunkt der Einführung: Die Höhe und der Zeitpunkt der Einführung der Umlage hat Auswirkungen darauf, wann und in welcher Höhe die Finanzmittel\r\nan den Auftraggeber zurückfließen. Eine zu hohe Umlage oder zu frühe Einführung\r\nkönnte den Wasserstoffmarkthochlauf hemmen, während eine zu niedrige Umlage oder\r\nzu späte Einführung die Dauer der kreditähnlichen Finanzierung erhöht und demnach zu\r\nhöheren Kosten führt.\r\n■ Durch Umlage betroffene Marktteilnehmer: Wie zuvor erläutert, sollen zur Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit von CfD-finanzierten Speichern in der Refinanzierungsphase alle Wasserstoffspeichernutzer gleichermaßen von der Umlage betroffen sein. Allerdings muss die Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs nicht zwingend alleinig\r\ndurch Wasserstoffspeichernutzer getragen werden. Wie in Kapitel 1.2 beschrieben, leisten Wasserstoffspeicher einen signifikanten Beitrag zum Energiesystem über die Speicherwelt hinaus („positive externe Effekte“). Dementsprechend könnte die Finanzierung\r\nder Hochlaufkosten von Wasserstoffspeichern z.B. auch von allen Wasserstoffmarktteilnehmern anstatt nur durch Wasserstoffspeichernutzer getragen werden.\r\n■ Expliziter Selbstbehalt: Prinzipiell sollte die Umlage so lange erhoben werden, bis das\r\nAusgleichkonto wieder ausgeglichen ist. Allerdings kann es beim Scheitern des Wasserstoffmarkthochlaufs dazu kommen, dass das Ausgleichkonto über eine Umlage auf Wasserstoffmarktakteure nicht mehr ausgeglichen werden kann. In diesem Fall besteht eine\r\nsubsidiäre Garantie des Staates zur Deckung des Abschlusssaldos, wobei analog zum\r\nWasserstoffkernnetz durch die Festlegung eines expliziten Selbstbehalts für Speicherbetreiber (als Anteil des negativen Abschlusssaldos des Ausgleichskontos) eine Risikoaufteilung zwischen Speicherbetreiber und Auftraggeber erfolgen kann. Die Zuteilung des\r\nkollektiven Selbstbehalts auf die einzelnen Speicher könnte dann proportional zur ausgezahlten Finanzierung vorgenommen werden. Allerdings sind hierbei die Auswirkungen auf\r\ndie Effektivität des Finanzierungsmechanismus sorgfältig abzuwägen: Die Investitionsrisiken für die Speicherinvestoren nehmen mit der Höhe des expliziten Selbstbehalts –\r\nwelcher zusätzlich zum impliziten Selbstbehalt durch das Restbuchwertrisiko (s.o.) wirkt\r\n– zu. Ein (zu hoher) expliziter Selbstbehalt kann daher dazu führen, dass keine (ausreichenden) Investitionen in Wasserstoffspeicher getätigt werden.\r\n40 Das Wasserstoffkernnetz hat im Juni 2024 die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission über drei Mrd. Euro\r\nerhalten. Pressemitteilung verfügbar unter https://germany.representation.ec.europa.eu/news/entwicklung-des-wasserstoff-kernnetzes-eu-kommission-genehmigt-mit-3-mrd-euro-ausgestattete-deutsche-2024-06-21_de.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 42\r\n4) Wasserstoffspeicherspezifische Entgeltstruktur kompatibel mit rTPA\r\nDer vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher lässt sich mit der\r\nzukünftigen Regulierung von Wasserstoffspeichern verweben. Das rTPA Regime wird laut\r\nEU-Regulierung für Wasserstoffspeicher bis spätestens 2033 verpflichtend. Die nationale Umsetzung dieses Regimes kann prinzipiell auf zwei Arten erfolgen:\r\n■ Erlösregulierung: Bei der Umsetzung mithilfe einer Erlösregulierung würde eine regulatorische Festlegung einer Erlösobergrenze für Speicherbetreiber erfolgen. Die Allokation\r\nder Wasserstoffspeicherkapazitäten sowie die Festlegung der Speicherentgelte könnte\r\ndann marktbasiert anhand von Auktionen erfolgen.\r\n■ Entgeltregulierung: Alternativ zur regulatorischen Festlegung einer Erlösobergrenze\r\nkönnten im Rahmen einer Entgeltregulierung auch direkt die Speicherentgelte regulatorisch festgelegt werden (entweder auf Kostenbasis oder auf Höhe der geschätzten Zahlungsbereitschaft).\r\nPrinzipiell stellt die Erlösregulierung im Vergleich zur Entgeltregulierung einen weniger starken\r\nregulatorischen Eingriff in den Markt dar, da die Kapazitätsallokation sowie die Entgeltbildung\r\nweiterhin marktbasiert erfolgen kann. Wenn davon ausgegangen wird, dass der betrachtete\r\nWasserstoffspeichermarkt wettbewerblich genug für eine marktliche Entgeltbildung ist, wäre\r\ndemnach die Erlösregulierung aus volkswirtschaftlicher Sicht zu präferieren.\r\nIn dieser Hinsicht unterscheidet sich der Markt für Wasserstoffspeicher von jenem für die Wasserstofftransportinfrastruktur. Bei der Transportinfrastruktur handelt es sich klassischerweise\r\num (regionale) natürliche Monopole, bei denen aufgrund erheblicher Skaleneffekte jeweils nur\r\nein einzelnes Unternehmen die effiziente Bereitstellung der Leitungen übernimmt. Das unterscheidet sich von der Situation im Wasserstoffspeichermarkt, in dem Speicherbetreiber durchaus im gleichen regionalen Markt wettbewerblich agieren können. Während beim Wasserstoffkernnetz aufgrund der Markteigenschaften also eine Entgeltregulierung gewählt wurde,\r\nkönnte die Regulierung im Wasserstoffspeichermarkt ggf. flexibler mit einer Erlösregulierung\r\ngestaltet werden. Eine solche Erlösregulierung hätte außerdem den Vorteil, die Behörde von\r\nder Entgeltfestlegung zu befreien und durch die marktliche Bildung der Entgelte automatisch\r\ndie jeweilige Zahlungsbereitschaft der Speicherkunden abzubilden.41\r\nIm Folgenden gehen wir zur Beschreibung des Finanzierungmechanismus von einer Erlösregulierung aus. Wichtig ist allerdings zu betonen, dass die Finanzierung im Rahmen der empfohlenen erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung auf einer speicherspezifischen Entgeltstruktur basiert, welche sowohl mit einer Erlös- als auch mit einer Entgeltregulierung unter\r\nrTPA kompatibel ist.\r\nDie Speicherentgelt- und Umlagenentwicklung eines beispielhaften Wasserstoffspeichers im\r\nRahmen einer Erlösregulierung ist in Abbildung 23 illustrativ dargestellt. Durch die\r\n41 Die marktbasierten Entgelte verhindern auch mögliche Überförderungen von Speichern, welche bei der regulierten Entgeltbildung per se nicht ausgeschlossen werden können.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 43\r\nmarktbasierte Entgeltbildung unter einer Erlösregulierung wird automatisch die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer abgebildet werden. Bei einer anfänglich geringen Zahlungsbereitschaft erwarten wir also anfangs geringe Entgelte, welche sich analog zur steigenden Zahlungsbereitschaft beim Hochlauf des Wasserstoffmarktes entwickeln. Dementsprechend können unerwünschte hohe Entgelte in der Hochlaufphase verhindert werden.42\r\nAbbildung 23 Illustrative Darstellung der Speicherentgelt- und\r\nUmlagenentwicklung eines beispielhaften Speichers\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Für die illustrative Darstellung wird ein Speicher mit Inbetriebnahme im Jahr 2033 angenommen.\r\nIm nächsten Unterkapitel bewerten wir die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung anhand der in Kapitel 3.3 definierten Bewertungskriterien und vergleichen diese\r\nmit den Bewertungen der Instrumente auf der Short List.\r\n4.2 Die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nschneiden bei der Bewertung am besten ab\r\nDie erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung kombinieren in verschiedenen Bereichen Eigenschaften des erlösbasierten CfD-Modells von INES und dem Amortisationsverfahren des Kernnetzes. Abbildung 24 fasst die Kernunterschiede zwischen den verschiedenen Modellen zusammen.\r\n42 Dies wäre auch der Fall, wenn bei einer Entgeltregulierung eine Festlegung der regulierten Entgelten auf Basis der Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer vorgenommen werden würde.\r\n2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075 2078 Entgelt zzgl. Umlage [EUR/nachgefragte Einheit]\r\nSpeicherentgelt Umlage\r\nAusgleich des intertemp.\r\nAusgleichskontos und\r\nAbschaffung der Umlage\r\nStufenweise Einführung\r\nder H2-Speicherumlage\r\nHöhe der Umlage beeinflusst, wie\r\nlange die Umlage erhoben wird\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 44\r\nAbbildung 24 Übersicht der Eigenschaften der erlösbasierten CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung im Vergleich zum\r\nerlösbasierten CfD-Modell von INES und dem\r\nAmortisationsverfahren des Kernnetzes\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDaraus ergibt sich bei der systematischen Bewertung der vorgeschlagenen erlösbasierten\r\nCfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung eine Verbesserung gegenüber den bisher einzeln evaluierten erlösbasierten CfDs bzw. dem Amortisationsverfahren bei folgenden Bewertungskriterien (Abbildung 25):\r\n■ Kosteneffizienz: Prinzipiell ist die Kosteneffizienz der erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung wie jene der erlösbasierten CfDs zu bewerten. Die bessere Bewertung ist hier\r\nauf das zusätzliche Bewertungskriterium der Gestehungskosten bei der wettbewerblichen\r\nVergabe zurückzuführen. Dieses quantitative Kriterium ist bei den erlösbasierten CfDs\r\naus dem Positionspapier von INES43 nach unserem Verständnis bisher nicht angedacht\r\ngewesen. Durch die Berücksichtigung der Gestehungskosten bei der Vergabe der Finanzierung könnte sichergestellt werden, dass die kostengünstigsten Speicherprojekte umgesetzt werden, wodurch die Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte potenziell gesteigert wird.\r\n■ Flexibilität: Die erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung sind im Bereich der Flexibilität wie die erlösbasierten CfDs zu bewerten. Damit schneiden sie bei der Flexibilität besser als das Amortisationsverfahren ab, da durch die jährlichen Ausschreibungen auch die\r\n43 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\n Über den Staatshaushalt, da\r\nes sich um eine NettoSubventionierung handelt\r\nRefinanzierung\r\n Über die Kreditanstalt für\r\nWiederaufbau (KfW), da es ein\r\nkreditähnlicher\r\nFinanzierungsmechanismus ist\r\n Regulierte einheitliche\r\nEntgelte für das\r\nWasserstoffnetz\r\nEigenschaft Erlösbasiertes CfD Modell von\r\nINES\r\n Speicherspezifische\r\nEntgelte, die kompatibel mit\r\nrTPA sind\r\nErlösbasierter CfD mit intertemporaler Umlagefinanzierung Amortisationsverfahren\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl durch\r\nregelmäßige Ausschreibung\r\nmit Vergabe nach qualitativen\r\nund quantitativen Kriterien\r\nEntgelte  Marktbasierte,\r\nspeicherspezifische Entgelte\r\n Falls möglich über die KfW\r\noder einen anderen Träger,\r\nda es ein kreditähnlicher\r\nFinanzierungsmechanismus ist\r\nBedarfsplanung\r\nund\r\nProjektauswahl\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl durch jährliche\r\nAusschreibungen mit Vergabe\r\nnach qualitativen Kriterien\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl zu Beginn im\r\nRahmen einer kollektiven\r\nPlanung\r\n Zeitlich nachgelagerte\r\nRückführung mit\r\nAusgleichskonto über\r\neinheitliche Umlage\r\n Ggf. expliziter Selbstbehalt\r\nRückführung\r\n Jährliche Teilrückführung (mit\r\nPartizipation an\r\nVermarktungserlösen)\r\n Keine Rückführung am Ende\r\nder Laufzeit\r\n Jährliche Rückführung mit\r\nAusgleichskonto bei\r\nNetzerlösen über Netzkosten\r\n Expliziter Selbstbehalt von\r\n24% des Abschlusssaldos am\r\nEnde der Laufzeit (falls negativ)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 45\r\ngeförderten Mengen angepasst werden können. Zudem bleiben anders als beim Amortisationskonto speicherspezifische Entgelte erhalten, welche zusätzliche Flexibilität bieten.\r\n■ Politische bzw. beihilferechtliche Durchsetzbarkeit: Bei der politischen bzw. beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit schneiden die erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung\r\nwie das Amortisationsverfahren ab. Grund dafür ist die intertemporale Rückführung der\r\nfinanziellen Mittel, sodass lediglich eine kreditähnliche Finanzierung vonnöten ist. Das\r\nunterscheidet das Amortisationsverfahren und der hier vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus von den erlösbasierten CfDs, die keine Rückführung der ausgezahlten finanziellen Mittel zu einem späteren Zeitpunkt vorsehen. Durch den kreditähnlichen Einsatz finanzieller Mittel könnte die Finanzierung auch über andere Träger (wie z.B. die\r\nKfW) anstatt über den Staatshaushalt laufen, was die politische Durchsetzbarkeit erleichtern kann.\r\nAbbildung 25 Bewertung der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDemensprechend ermöglichen die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung zusätzlich die Kosteneffizienz bei der Auswahl der Speicherprojekte. Der Mechanismus\r\nkombiniert die Vorteile der erlösbasierten CfDs bezüglich Kosteneffizienz und Flexibilität mit den Vorteilen des Amortisationsverfahrens bei der politischen bzw. beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit. Die systematische Bewertung bestätigt also, dass die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung unter den von uns betrachteten Instrumenten der am besten geeignete Mechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern ist.\r\nKosteneffizienz\r\nBewertungskriterium\r\nEffektivität\r\nFlexibilität\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\nErlösbasierter CfD\r\nAmortisations\r\n-verfahren Erlösbasierte CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n4\r\n4\r\n5\r\n3 3\r\n4\r\n3\r\n4\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie\r\nvon Referenzerlösen\r\n Reduktion des Mengenrisikos durch mengenunabhängige\r\nFörderung, Restrisiko verbleibt bei Laufzeit < Abschreibungsdauer\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der finanzierten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe mit Kostenkriterium\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, durch\r\nAnreizkomponente\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit und\r\nautomatische Auflösung der Finanzierung am Laufzeitende\r\n Möglichkeit der Anpassung der geförderten Kapazitäten durch\r\njährliche Ausschreibungen\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Administrativer Aufwand zur regelmäßigen Bestimmung der\r\nErdgas- und H2-Speicherbedarfe, sowie zur Durchführung der\r\nwettbewerblichen Vergabe\r\n Erfordert lediglich kreditähnlichen Einsatz von finanziellen\r\nMitteln (ermöglicht Finanzierung über KfW)\r\n Überförderung durch automatische Anpassung der Förderhöhe\r\neingeschränkt\r\n3\r\n5\r\n4\r\n5\r\n4\r\n3\r\n4\r\n5\r\n3\r\n3\r\n3\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 46\r\n5 Unter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen\r\nergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern\r\nIn diesem abschließenden Kapitel diskutieren wir, welche zeitlichen Anforderungen bei der\r\nFinanzierung von Wasserstoffspeichern zu beachten sind. Wir zeigen, dass Zeit generell eine\r\nwichtige Dimension beim Speicherhochlauf darstellt (Kapitel 5.1) und skizzieren den Markthochlauf in vier Phasen (Kapitel 5.2). Daraus abgeleitet erläutern wir, dass sich der gewählte\r\nFinanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher flexibel an die Hochlaufphasen anpassen lässt und Möglichkeiten für Nachsteuerungen bietet (Kapitel 5.3). Abschließend fassen\r\nwir die Erkenntnisse in einer Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern zusammen (Kapitel 5.4).\r\n5.1 Zeit ist eine wichtige Dimension beim Wasserstoffspeicherhochlauf\r\nWie wir in Kapitel 2.2 gezeigt haben, ist eine der Hauptmotivationen für einen Finanzierungsmechanismus von Wasserstoffspeichern, die sich in der kurzen Frist abzeichnende Lücke\r\nzwischen Bedarf und Angebot zu adressieren. Gleichzeitig muss die Infrastruktur der Marktentwicklung vorauslaufen. Daher ist die zeitliche – und insbesondere rasche – Verortung von\r\nMaßnahmen eine zentrale Anforderung. Bei Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern von 7 bis\r\n9 Jahren bei einer Umrüstung bzw. 11 Jahren bei einem Neubau von Kavernenspeichern44\r\nbedeutet eine erwartete Lücke zwischen Angebot und Bedarf in Höhe von 6,6-10,6 TWh im\r\nJahr 2035 einen dringenden Handlungsbedarf. Es muss also schnellstmöglich erreicht werden, dass Unternehmen Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher treffen.\r\nNeben der Implementierung eines Finanzierungsmechanismus sollte der Fokus deshalb darauf liegen, möglichst kurzfristig verbindliche Rahmenbedingungen verlässlich festzulegen. Dadurch kann die Unsicherheit reduziert und die Investitionsbereitschaft von Wasserstoffspeicherbetreibern gefördert werden. Insbesondere die frühzeitige Festlegung des Regulierungsregimes, der Netzanschlussbedingungen sowie der Anforderungen an die Wasserstoffqualität könnten zu einer Reduktion der Unsicherheit für Wasserstoffspeicherbetreiber\r\nbeitragen. Außerdem kann die Festlegung klarer Ausbauziele für Wasserstoffspeicher eine\r\nSignalwirkung für Marktteilnehmende haben und als Ankerpunkt für die Wasserstoffspeicherplanung dienen. Bei der Festlegung der Rahmenbedingungen gilt also: Geschwindigkeit ist im\r\nZweifel wichtiger als Perfektionismus im Design der Instrumente.\r\nZusätzlich sollten auch Maßnahmen geprüft werden, die unabhängig von Förder- oder Finanzierungsinstrumenten einen beschleunigten Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten ermöglichen. Das betrifft z.B. den Abbau von administrativen Hürden sowie die\r\n44 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 47\r\nBeschleunigung von Genehmigungsverfahren, wodurch sowohl die Investitionsunsicherheit als auch die Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern reduziert werden könnten. Mit dem\r\nEntwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetz45 wurden dafür schon wichtige Weichen gestellt.\r\n5.2 Der Markthochlauf wird in Phasen erfolgen\r\nZwar ist das Ziel der Wasserstoffwirtschaft politisch klar artikuliert und wird sich im Zielszenario absehbar ähnlich wie bei anderen netzgestützten Commodity-Märkten wie Erdgas oder\r\nStrom gestalten, die nächsten 10 bis 20 Jahre werden jedoch von einer Hochlaufphase geprägt sein, in der sich Strukturen erst entwickeln müssen. Um den kommenden Markthochlauf\r\nzu strukturieren, unterteilen wir die Entwicklung des Wasserstoffmarktes auf Basis eines\r\nBDEW-Diskussionspapiers\r\n46 in vier Phasen (Abbildung 26).\r\nAbbildung 26 Phasen der Entwicklung eines Wassersoffmarktes\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis der Entwicklungsphasen des BDEW.\r\nDer gewählte Mechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern muss daher in der\r\nLage sein, die verschiedenen Herausforderungen der Entwicklungsphasen zu adressieren.\r\nDas beinhaltet insbesondere die Fähigkeit, in den frühen Phasen Anschubimpulse zu setzen,\r\nüber die Zeit mit dem Markt „mitwachsen zu können“, und sich wieder zurückzuziehen, sobald\r\nsich Wasserstoffspeicher selbst „im Markt“47 finanzieren können. Abbildung 27 zeigt die Anforderungen an die Unterstützung von Wasserstoffspeichern in den verschiedenen Entwicklungsphasen des Wasserstoffmarktes und wie diese durch den von uns vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus adressiert werden.\r\n45 https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/05/20240529-bundesregierung-stellt-weichen-fuer-denbeschleunigten-ausbau-von-wasserstoffprojekten.html\r\n46 BDEW (2023): “Diskussionspapier für ein Marktdesign für Wasserstoff” verfügbar unter https://www.bdew.de/media/documents/2023-07-04_BDEW-Diskussionspapier_Marktdesign_Wasserstoff_final_online_v2.pdf.\r\n47\r\n„Markt“ ist aufgrund des rTPA Regimes nur eingeschränkt zu verstehen.\r\n Wasserstoff wird zum\r\ndominierenden Energieträger\r\nggü. Erdgas\r\n Versorgungssicherheit durch\r\nMarktüberwachungssystem zu\r\ngewährleisten\r\nInitialphase Eingeschwungener Markt\r\n Planung und\r\nBeginn des\r\nAufbaus von\r\nWasserstoffinfrastruktur\r\n1\r\n Inbetriebnahme erster\r\nPilot-Speicherprojekte\r\n Speicher aufgrund\r\ngeringer Zahlungsbereitschaft/Nachfrage\r\nnoch nicht wirtschaftlich\r\nAufbauphase 2\r\n Speicher fangen an sich\r\nwirtschaftlich selbst zu\r\ntragen\r\n Koordinierte\r\nÜbergangsphase von\r\nErdgas zu Wasserstoff\r\nAusprägungsphase 3 4\r\n2024/25 2035/37 2042/45\r\nVersorgungssicherheit mit Erdgas Versorgungssicherheit mit H2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 48\r\nAbbildung 27 Anforderungen der Entwicklungsphasen des Wasserstoffmarktes\r\nan die Finanzierung von Wasserstoffspeichern und Erfüllung der\r\nAnforderungen durch den vorgeschlagenen\r\nFinanzierungsmechanismus\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n5.3 Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus erlaubt durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit der Marktentwicklung\r\nWie in Kapitel 5.1 und 5.2 gezeigt, spielt die Entwicklung über die Zeit eine wichtige Rolle bei\r\nder Unterstützung von Wasserstoffspeichern.\r\nHierzu müssen bei der hoheitlichen Bedarfsbestimmung für Wasserstoffspeicher (siehe Kapitel 4.1) die notwendigen Vorlaufzeiten für Umrüstung bzw. Neubau von Speichern sowie die\r\nTatsache berücksichtigt werden, dass in einem hochlaufenden Markt die Speicherbereitstellung der Nachfrage vorauslaufen sollte.\r\nZudem sollte ein Finanzierungsinstrument nicht statisch sein, sondern permanent an Marktund Regulierungsentwicklungen angepasst werden können. Die vorgeschlagenen erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung bieten durch ihre inhärenten Flexibilitäten viel Raum für mögliche Nachsteuerungen oder Anpassungen.\r\nDie Implementierung eines kontinuierlichen Monitorings in Ergänzung zum vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus ermöglicht die laufende Prüfung von Bedarf und Angebot\r\nvon Wasserstoffspeichern und die schnelle Feststellung von möglichen Lücken. Auf dieser\r\nBasis können dann auch nötige Maßnahmen oder Anpassungen bei den Finanzierungsmechanismen implementiert werden.\r\nRisiken von\r\nSpeicherbetreibern\r\nsenken, damit Investitionen getätigt werden\r\nRevenue Gap der\r\nSpeicherbetreiber in\r\nder Hochlaufphase\r\nschließen\r\nMarkteingriff\r\nreduzieren, sobald\r\nMarktkräfte effizient\r\nwirken\r\nEinrichtung eines\r\nMarktüberwachungssystem,\r\num Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten\r\nInitialphase Eingeschwungener Markt 1 Aufbauphase 2 Ausprägungsphase 3 4\r\n2024/25 2035/37 2042/45\r\nRisikominderung Finanzierung Rückzug Überwachung\r\nFinanzierungsinstrument schließt\r\ndie Revenue Gap in\r\nder Hochlaufphase\r\nAussicht auf\r\nFinanzierung senkt\r\nRisiken von\r\nSpeicherbetreibern\r\nRückzug durch automat.\r\nAnpassung der\r\nFörderhöhe sowie\r\nAnpassung geförderter\r\nKapazität in jährlichen\r\nAusschreibungen\r\nLangfristige\r\nBedarfsermittlung von Erdgas\r\nund H2-Speichern und\r\nlaufendes Monitoring sichert\r\ndie Überwachung\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 49\r\nIm Rahmen des Monitorings sind auch die folgenden Aspekte zu berücksichtigen:\r\n■ Wechselwirkung mit anderen Förderinstrumenten: Entlang der Wertschöpfungskette\r\nsowie auf Speicherebene selbst gibt es noch weitere, existierende oder geplante Fördermechanismen die ergänzend bzw. flankierend zu dem von uns vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs wirken (z.B.\r\nInvestitionsförderungen im Rahmen der EU-Förderprogramme IPCEI/PCI bzw. indirekte\r\nFördermechanismen wie z.B. die Klimaschutzverträge). Während diese Instrumente\r\nebenfalls einen Beitrag zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern leisten können, müssen\r\ndie Wechselwirkungen zwischen den Instrumenten über die Zeit kontinuierlich beobachtet\r\nwerden, um sicherzustellen, dass die Instrumente additiv wirken und sich möglichst zielführend ergänzen.\r\n■ Wechselwirkung mit anderen Märkten, insbesondere Erdgas: Wie in Kapitel 4.1 dargestellt, bietet die Umwidmung von Erdgasspeichern für den Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten Effizienzvorteile. Allerdings droht damit auch eine Kannibalisierung von\r\nVersorgungssicherheitsbeiträgen im Erdgasmarkt. Diese Wechselwirkungen müssen bei\r\nder Unterstützung des Markthochlaufs von Wasserstoffspeichern beachtet werden, sodass die Versorgungssicherheit mit Erdgas gewährleistet bleibt. Dies kann - wie in Kapitel\r\n4.1.2 erläutert - einerseits über Genehmigungen zur Außerbetriebnahme von Erdgasspeichern oder andererseits über finanzielle Förderungen (wie etwa CfDs) für Erdgasspeicher\r\nerfolgen.\r\nIm Ergebnis können die regelmäßigen Monitoring-Ergebnisse über die Ausschreibungsmengen einen direkten Eingang in den vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher finden. Die im Rahmen der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung neu finanzierten Wasserstoffspeicherkapazitäten können sich nämlich aufgrund\r\nder angedachten regelmäßigen Ausschreibungsrunden flexibel an die Ergebnisse des Monitorings anpassen. Wir schlagen z.B. eine jährliche Festlegung der neu zu finanzierenden Wasserstoffspeicherkapazitäten bzw. -leistungen sowie eine entsprechend jährliche Ausschreibung dieser Speicherkapazitäten vor. Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus\r\nist somit in der zeitlichen Dimension flexibel anpassbar und erlaubt eine durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit des Marktumfelds.\r\n5.4 Daraus ergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern\r\nAus der Einordnung des Finanzierungsmechanismus in die zeitliche Dimension sowie durch\r\ndie Ergänzung der in den vorherigen Unterkapiteln angesprochenen zusätzlichen Maßnahmen ergibt sich eine ganzheitliche Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs, die in Abbildung 28 dargestellt ist.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 50\r\nAbbildung 28 Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in\r\nDeutschland\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nZusammenfassend schlussfolgern wir: Der in Kapitel 4 vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus bestehend aus erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung ist\r\n– in Kombination mit den hier beschriebenen flankierenden Maßnahmen – geeignet, die in\r\nKapitel 2.2 erläuterten Barrieren für Investitionen in Wasserstoffspeicher effektiv und effizient\r\nzu überwinden. Auf diese Weise kann die absehbare Lücke zwischen Bedarf nach und verfügbarem Angebot von Wasserstoffspeicherkapazitäten abgewendet und die in Kapitel 1.2\r\ndargelegten volkswirtschaftlichen Nutzen von Wasserstoffspeichern realisiert werden.\r\nInitialphase Aufbauphase Ausprägungsphase Eingeschwungener\r\nMarkt Förderung bzw. Finanzierung\r\nBedarfsermittlung von Erdgas und H2-Speichern\r\nErlösbasierte CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung\r\n2024/25 2035/37 2042/45 Flankierende Maßnahmen\r\nHeute\r\nInitialphase\r\nImplementierung laufender Monitoring Prozess\r\nVereinfachung/Beschleunigung Genehmigungsverfahren\r\nSchnelle Festlegung von Rahmenbedingungen\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Förderinstrumenten\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Märkten, insb. Erdgas\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 51\r\nAnhang A – Fallstudien existierender oder vorgeschlagener\r\nFörder- bzw. Finanzierungsmechanismen mit Relevanz für\r\nWasserstoffspeicher\r\nA.1 Erlösuntergrenze zur Förderung von Wasserstoffspeichern in Großbritannien\r\nAbbildung 29 Fallstudie zur vorgeschlagenen Erlösuntergrenze zur Förderung von\r\nWasserstoffpeichern in Großbritannien\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/1175804/hydrogen-transport-storage-minded-to-positions.pdf.\r\nGesamter Erlös der\r\nSpeicherbetreiber steigt mit\r\nder Nutzung durch Kunden\r\n Das DESNZ (Department for Energy Security & Net Zero) sieht eine (jährliche) Erlösuntergrenze für\r\nH2-Speicherbetreiber vor, um das Mengenrisiko zu mindern\r\n Die Förderdauer soll 15 Jahre betragen und jährlich im Rahmen eines bilateralen Vertrags\r\n(DESNZ/SSO) gezahlt werden (Profiling und damit Frontloading sind möglich)\r\n Die Summe der Erlösuntergrenze über die gesamte Förderdauer soll den CAPEX + fixe OPEX +\r\ngeringe Kapitalrendite (gering, da wenig Risiko bei den Speicherbetreibern verbleiben soll)\r\n Zudem besteht die Überlegung eine Art Clawback-Mechanismus einzuführen, bei welchem\r\nÜbergewinne zurück an den Fördergeldgeber zurückgeführt werden (Art ist dabei noch unklar)\r\nGenerelle Idee\r\nder Förderung\r\nErzeugte Anreize\r\nund\r\nWirtschaftlichkeit\r\nder\r\nSpeicheranlagen\r\n Vorgeschlagenes\r\nFörderdesign erzeugt:\r\n Anreiz zur Maximierung der\r\ndurch Nutzer erzielten\r\nErlöse – Bei steigenden\r\nErlösen sinkt die Förderung,\r\naber in kleinerem Maße als\r\ndie Erlöse steigen\r\n Anreiz zum Betrieb von\r\nSpeichern – durch die\r\nFörderung sind die Erlöse\r\nhöher als die Kosten,\r\nweshalb der Betrieb von\r\nSpeichern wirtschaftlich ist\r\nErlöse sind höher als die Kosten\r\nweshalb der Betrieb von\r\nSpeichern wirtschaftlich ist\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 52\r\nA.2 Durch INES vorgeschlagene erlösbasierte CfDs zur Förderung von\r\nWasserstoffspeichern in Deutschland\r\nAbbildung 30 Fallstudie zu den von INES vorgeschlagenen erlösbasierten CfDs\r\nzur Förderung von Wasserstoffspeichern in Deutschland\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\nZeit\r\nErlös\r\nErlösuntergrenze\r\n= CAPEX + fixe\r\nOPEX Förderung an\r\nSpeicherbetreiber\r\nErlösobergrenze =\r\nUntergrenze + var. OPEX\r\n+ Anreizkomponente\r\nReferenzerlös (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nTatsächliche\r\nErlöse\r\nRückzahlung durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nBestimmung des\r\nBedarfs und\r\nVergabe der\r\nFörderung\r\n Staatliche Bestimmung des H2-Speicherbedarfs (bspw. auf Basis von Szenarien wie BMWK\r\nLangfristszenarien) und gestaffelte Ausschreibung Bedarfe durch Umrüstung oder Neubau mit\r\nfestgelegten Inbetriebnahme-Zeitpunkten\r\n Kriterien für die Vergabe der Finanzierung mit Laufdauer von 15 Jahren z.B.:\r\n Zugrundeliegender Use-Case und Passung mit den Zielen der Energiewende\r\n Mögliche (vertragliche) Vereinbarung zwischen Speicherbetreiber und potenziellen Nutzern\r\n Perspektive der Anbindungsmöglichkeiten an das Wasserstoffnetz oder\r\n Reifegrad des Projekts und der damit verbundenen Entwicklungszeit\r\nFunktionsweise\r\nder Förderung und\r\nerzeugte Anreize\r\n Förderung als erlösbasierter CfD:\r\n Wenn tatsächliche Erlöse < Referenzerlöse: Staat fördert Speicherbetreiber in Höhe der Differenz\r\n Wenn tatsächliche Erlöse > Referenzerlöse: Speicherbetreiber zahlen die Differenz an den Staat\r\nzurück\r\n Die Referenzerlöse sind regulatorisch festgelegt und zwischen:\r\n Erlösuntergrenze: Kosten bei Nichtnutzung der Speicher\r\n Erlösobergrenze: Kosten bei maximaler Speichernutzung + anteilige Partizipation an\r\nVermarktungserlösen (=Anreizkomponente)\r\n➢ Referenzerlöse = CAPEX + fixe OPEX + tatsächliche var. OPEX (nutzungsabhängig) +\r\nAnreizkomponente (x% der Vermarktungserlöse)\r\nAnteilige Partizipation Speicherbetreiber an\r\nVermarktungserlösen (Anreizkomponente)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 53\r\nA.3 Amortisationsverfahren zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes in\r\nDeutschland\r\nAbbildung 31 Fallstudie zum Amortisationsverfahren zur Finanzierung des\r\nWasserstoffkernnetzes in Deutschland\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://dserver.bundestag.de/btd/20/110/2011017.pdf. TEUR\r\nZahlung an/von Netzbetreiber TEUR Saldo Amortisationskonto TEUR\r\nAufstockungszahlungen an H2-Netzbetreiber zur Deckung\r\nder Lücke zwischen Netzkosten und Netzerlösen\r\n→ Erhöhung Saldo des Amortisationskontos\r\nZahlungen von H2-Netzbetreibern in Höhe der\r\nDifferenz zwischen Netzerlösen und Netzkosten\r\n→ Verringerung Saldo des Amortisationskontos Abschlusssaldo\r\n Amortisationsverfahren verringert finanzielles Risiko für H2-Netzbetreiber indem die Erlöse in der\r\nHochlaufphase aufgestockt werden (über KfW-Kredit)\r\n Allerdings verbleibt durch die Regelung der Auflösung des Amortisationskontos (spätestens im Jahr\r\n2055 mit vorzeitiger Auflösung frühestens im Jahr 2039) ein Risiko bei den Netzbetreibern:\r\n Bei „negativem“ Abschlusssaldo (d.h. kumulierte Zahlungen an die H2-Netzbetreiber sind höher\r\nals die kumulierten Zahlungen von den H2-Netzbetreibern) im Jahr 2055 wird der negative Saldo\r\ndurch öffentliche Gelder gedeckt, wobei die H2-Netzbetreiber einen Selbstbehalt von 24 %\r\ntragen müssen („Asset-Stranding-Risiko“)\r\n Eine vorzeitige Auflösung des Amortisationskontos ist vor 2055 möglich, wenn der Hochlauf\r\nvon H2 langsamer als erwartet erfolgt (frühestens im Jahr 2039) → Selbstbehalt der H2-\r\nNetzbetreiber sinkt um 0,5 %-Punkte pro Jahr\r\nNetzerlöse < Netzkosten Netzerlöse > Netzkosten\r\nGenerelle Idee\r\nder Förderung\r\nWWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM\r\nFrontier Economics Ltd is a member of the Frontier Economics network, which consists of two separate companies based in Europe (Frontier Economics Ltd) and Australia (Frontier Economics Pty Ltd). Both companies\r\nare independently owned, and legal commitments entered into by one company do not impose any obligations\r\non the other company in the network. All views expressed in this document are the views of Frontier Economics Ltd."},"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":"2024-09-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012766","regulatoryProjectTitle":"Verbändestellungnahme zum Entwurf der Bundesnetzagentur für eine erste TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung (1. 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TKMVÄndV)\r\nIn ihrem Referentenentwurf einer ersten TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung vom 18.\r\nJuli 2024 beabsichtigt die Bundesnetzagentur, die für das Recht auf Versorgung mit\r\nTelekommunikationsdiensten (RaVT) geltenden Mindestbandbreiten eines Internetzugangsdienstes von 10 Mbit/s auf 15 Mbit/s im Download und von 1,7 Mbit/s auf 5 Mbit/s im\r\nUpload anzuheben.\r\nDie unterzeichnenden Verbände danken für die Möglichkeit zur Stellungnahme und bekräftigen\r\nihr Bestreben, die Gewährleistung bundesweit gleichwertiger Lebensverhältnisse durch die\r\nBereitstellung möglichst leistungsfähiger Internetzugangsdienste zu unterstützen. Der hierauf\r\nabzielende Rechtsanspruch auf Versorgung mit Telekommunikationsdiensten, der seine\r\ntechnische Konkretisierung in der TK-Mindestversorgungsverordnung (TKMV) erfährt, muss\r\ndafür jedoch so ausgestaltet sein, dass er einerseits den nachweisbaren Lebenswirklichkeiten\r\nder Menschen für eine soziale und wirtschaftliche Teilhabe genügt und andererseits mit dem\r\nflächendeckenden Glasfaserausbau als zukunftsfähiger Lösung harmoniert. § 157 Absatz 3 des\r\nTelekommunikationsgesetzes (TKG) gibt dabei den rechtlichen Rahmen für die Festlegung der\r\ntechnischen Parameter vor.\r\nMit ihrer angestrebten Änderung der TKMV legt die Bundesnetzagentur die Gesetzesvorgaben\r\njedoch weit aus. Anstatt sich unter anderem an den nachweisbaren Bedarfen der Menschen\r\nauszurichten, scheint sich die Novelle vielmehr an politischen Erwartungen des Bundestages und\r\nBundesrates zu orientieren. Jedenfalls ist die Erhöhung der Mindestbandbreiten angesichts der\r\nvon der Bundesnetzagentur selbst eingeholten Gutachten nicht erforderlich. Von den\r\nAnpassungen ist daher Abstand zu nehmen, zumal anderenfalls erhebliche negative\r\nAuswirkungen auf den weiteren Glasfaserausbau, zum Beispiel in Form von Kostensteigerungen\r\nund Verzögerungen, zu erwarten sind. Damit verbunden wäre zudem eine Versorgung über die\r\neigentliche Mindestversorgung hinaus, welche nach dem europäischen Recht nur dann zulässig\r\nist, wenn die Versorgung durch eine staatliche Finanzierung abgedeckt wird. Solche\r\nMechanismen sind bisher jedoch in Deutschland nicht eingeführt worden.\r\nI. Studienergebnisse rechtfertigen keine Anpassung der Bandbreiten\r\nFür die beabsichtigte Anhebung der Mindestbandbreiten mangelt es an einer wissenschaftlichen\r\nGrundlage. Das wichtigste Gutachten zu den technischen Erfordernissen der Mindestdienste,\r\nwelches von der Bundesnetzagentur in Auftrag gegeben wurde, bestätigt ausdrücklich, dass die\r\nvorgeschriebenen Telekommunikationsdienste auch in Mehrpersonenhaushalten mit den heute\r\nSeite 2 von 4\r\ngeltenden Mindestbandbreiten ohne Funktionseinschränkungen erbracht werden können. Unter\r\nanderem auf Seite 150 des Gutachtens von WIK-Consult und zafaco heißt es dazu:\r\n“Auf Basis der durchgeführten Messungen sowie Berechnungen und Analysen kommt das\r\nGutachten zu der Schlussfolgerung, dass die in der TKMV festgelegten Anforderungen an\r\ndie Datenübertragungsrate den heutigen Anforderungen einer Parallelnutzung von\r\nMehrpersonenhaushalten durch funktionierende Dienste Rechnung tragen.”1\r\nDemgemäß zeigen die Gutachten2 bezüglich der Downloadgeschwindigkeit, dass sich bei den\r\nMindestdiensten keine erhöhten Anforderungen seit der Festlegung der Mindestdownloadrate\r\nergeben haben. Die jetzt geplante Anhebung beruht allein auf dem sog. “Mehrheitskriterium”,\r\nwelches nach dem Verordnungsentwurf den Schluss auf die Mindestdownloadrate ermöglichen\r\nsoll. Zwar ist die für 80 Prozent der Kunden zur Verfügung stehende Mindestbandbreite im\r\nDownload tatsächlich gestiegen, weil Kunden höherwertige Tarife buchen. Dennoch erfordert\r\ndies keine Anhebung der Mindestbandbreite. Die Funktion des Mehrheitskriteriums erschöpft sich\r\nvielmehr darin, den aus dem Dienstekatalog abgeleiteten Bandbreitenbedarf zu begrenzen. Denn\r\nes soll verhindern, dass der Gigabitausbau nicht beeinträchtigt wird, indem RaVT-Berechtigte\r\neine bessere Versorgung erhalten als der Großteil der anderen Verbraucher. Eine Anhebung der\r\nMindestbandbreite im Download über den tatsächlichen Bedarf hinaus kann durch das\r\nMehrheitskriterium nicht gerechtfertigt werden.\r\nDie Anhebung hinsichtlich der Uploadgeschwindigkeit basiert ausweislich der Begründung und\r\nder Gutachten allein darauf, dass die Nutzererfahrung in einem Mehrfamilienhaushalt bei\r\nparalleler Nutzung durch die Anhebung des Mindestwerts steigt. Damit wird nicht nur der\r\ngesetzliche Boden der Bedarfsorientierung verlassen, sondern mit dem Mehrnutzerszenario auch\r\nein gesetzlich nicht vorgesehener Fall zum Maßstab erhoben.\r\nDie so erreichte Anhebung der Upload-Bandbreite hat weitreichende Konsequenzen, denn sie\r\nführt laut einer Studie dazu, dass 400.000 Festnetzanschlüsse nicht mehr den Anforderungen\r\ndes TKG genügen würden. Der Wert für den Upload lässt sich technisch nicht mehr mit der ADSLTechnologie realisieren, da mit dieser ein Upload von max. 2,4 Mbit/s erreichbar ist. Da noch ca.\r\n3 Prozent der bundesweiten Haushalte ausschließlich mit ADSL versorgt werden, würde deren\r\nUpload nicht der Mindestversorgung von 5 Mbit/s entsprechen. Ein Upload von 5 Mbit/s könnte\r\nnur mit anderen Technologien wie beispielsweise VDSL/Vectoring realisiert werden, die\r\nallerdings zum jetzigen Zeitpunkt ineffiziente Investitionen in das bestehende Kupfernetz\r\ninduzieren würden. Ein Umstand, der nicht im Sinne des flächendeckenden Glasfaserausbauziels\r\nder Bundesregierung ist.\r\nDen Verbänden ist bewusst, dass die Bundesregierung gegenüber den Ländern in ihrer\r\nProtokollerklärung zur Bundesratssitzung am 10. Juni 2022 die Zusage abgegeben hat, “die\r\nMindestbandbreite im Download auf mindestens 15 Megabit pro Sekunde und die\r\nMindestbandbreite im Upload an[zu]heben”, damit der Bundesrat der TKMV zustimmte. Diese\r\nZusage ist jedoch nicht geeignet, eine inhaltlich tragfähige Begründung zu ersetzen, zumal die\r\nBundesregierung in ihrer Protokollerklärung auch “versichert, dass die in der TKMV festgelegten\r\nAnforderungen an, die im Rahmen der Evaluierung und Begutachtung ermittelten Bedarfe\r\n1 WIK-Consult & zafaco: Mehrpersonenhaushalte – Technische Mindestanforderungen Internetzugang. URL:\r\nhttps://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/\r\nUnternehmen_Institutionen/Grundversorgung/Gutachten_WIK_zafaco_Mehrpersonenhaushalte.pdf\r\n2 s. Bundesnetzagentur. URL:\r\nhttps://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Grundversorgung/start.html\r\nSeite 3 von 4\r\nangepasst werden”. Diese haben sich, wie oben dargestellt, als unverändert herausgestellt.\r\nStattdessen hat die Festlegung gesetzlichen Erfordernissen Rechnung zu tragen und muss sich\r\nan diesen messen lassen. Die Gutachten rechtfertigen aber, wie oben dargelegt, keine\r\nnotwendige Erhöhung der Bandbreiten.\r\nII. Erhöhung verzögert Ausbau und steigert Kosten\r\nDie geplante Erhöhung der Geschwindigkeiten beeinträchtigt jenseits der rechtlichen Bedenken\r\nden eigenwirtschaftlichen Glasfaserausbau. Die Zahl der Anspruchsberechtigten steigt erheblich\r\nan und wird absehbar mehr Baukapazitäten in Anspruch nehmen, die vom Ausbau der\r\nGlasfasernetze abgezogen werden müssen. Zugleich werden Opportunitätskosten steigen. Diese\r\nentstehen, wenn Netzbetreiber von eigenen geplanten Baustellen Fahrzeuge und\r\nBaumannschaften abziehen müssen, um eine Versorgung eines RaVT-Falles innerhalb der\r\ngesetzlichen Fristen zu realisieren. Diese Ressourcen könnten nicht für andere Bauvorhaben\r\n(gerade den politisch gewünschten FTTH-Ausbau) verwendet werden, sodass insbesondere kurz\r\nvor der Realisierung stehende Projekte schlimmstenfalls abgesagt oder auf unbestimmte Zeit\r\nverschoben werden und stattdessen alte Kupfernetze erweitert werden müssten, die darüber\r\nhinaus nur für wenige Jahre genutzt würden.\r\nIn Summe wird eine geringe Anzahl von Haushalten durch die Änderung der TKMV eine bessere\r\nVersorgung erhalten, wohingegen eine Mehrheit an Haushalten entsprechend länger auf eine\r\nbessere Glasfaserversorgung warten muss. Dieses Vorgehen ist volkswirtschaftlich ineffizient\r\nund leistet keinerlei Beitrag für das Ausbauziel für 2030. Vielmehr wirft es Deutschland im\r\nGlasfaserausbau weiter zurück und konterkariert den zukunftsfesten Ausbau digitaler\r\nInfrastrukturen, der überhaupt nur bei langfristiger Planung und Planungssicherheit rasch\r\nerfolgen kann.\r\nIII. Anhebung hat weitere negative Effekte\r\nDie geplante Anhebung der Geschwindigkeiten führt zum Verlust des Fokus auf diejenigen\r\nVerbraucherinnen und Verbraucher, die tatsächlich einen funktionalen Anschluss benötigen, um\r\neine soziale und wirtschaftliche Teilhabe zu ermöglichen. Viele neue Anspruchsberechtigte, die\r\nbereits über einen funktionalen Anschluss verfügen, erhalten mit den neuen Mindestbandbreiten\r\nein Recht auf ein „Upgrade“ ihrer, gemessen am Dienstekatalog, ausreichenden Anschlüsse.\r\nHierdurch werden begrenzte Ressourcen bei den Netzbetreibern und bei der Bundesnetzagentur\r\ngebunden.\r\nZudem würde eine Anhebung zu einer starken Reduzierung der Einsatzmöglichkeiten drahtloser\r\nTechnologien (Mobilfunk und Satellit) führen, die deutlich schneller eine digitale Teilhabe der\r\nbetroffenen Bürgerinnen und Bürger sicherstellen können als der Neubau leitungsgebundener\r\nAnschlüsse.\r\nSeite 4 von 4\r\nANGA Der Breitbandverband e. V.,\r\nReinhardtstraße 14, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 2404 7739-0, E-Mail: info@anga.de\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.,\r\nReinhardtstraße 32, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 300 199-0, E-Mail info@bdew.de\r\nBitkom e. V.,\r\nAlbrechtstraße 10, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 27576-0, E-Mail: bitkom@bitkom.org\r\nBREKO Bundesverband Breitbandkommunikation e. V.,\r\nInvalidenstraße 91, 10115 Berlin\r\nTel.: 030 / 58580-415, E-Mail: breko@brekoverband.de\r\nBUGLAS Bundesverband Glasfaseranschluss e.V.,\r\nEduard-Pflüger-Straße 58, 53113 Bonn\r\nTel.: 0228 / 909045-0, E-Mail: info@buglas.de\r\neco Verband der Internetwirtschaft e.V.,\r\nFranzösische Straße 48, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 2021567-0, E-Mail: berlin@eco.de\r\nVATM Verband der Anbieter von Telekommunikations- und Mehrwertdiensten e. V.,\r\nReinhardtstraße 31, 10117 Berlin\r\nTel.: 030 / 505615-38, E-Mail: vatm@vatm.de\r\nVKU Verband kommunaler Unternehmen e. V.,\r\nInvalidenstraße 91, 10115 Berlin\r\nTel.: 030 / 58580-0, E-Mail: info@vku.de "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"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":[]},"sendingDate":"2024-09-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013095","regulatoryProjectTitle":"Dringender Anpassungsbedarf bei der Umsetzung der EE-Richtlinie im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/63/370489/Stellungnahme-Gutachten-SG2411040023.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu\r\nüberregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und\r\nFernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der TrinkwasserFörderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem\r\nVerhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888.\r\nRegistereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 26.09.2024\r\nStellungnahme\r\nzur Umsetzung der\r\nErneuerbare-EnergienRichtlinie (RED III) im Bereich\r\nWindenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für\r\nEnergiespeicheranlagen am\r\nselben Standort\r\nRegierungsentwurf vom 27. Juli 2024\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 34\r\n1. Executive Summary ...................................................................................4\r\n2. Windenergie an Land und Energiespeicher am selben Standort................10\r\n2.1. Änderungen im WindBG - Genehmigungsrecht.........................................10\r\n2.1.1. § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher)...............................................10\r\n2.1.2. § 3 WindBG, § 4 WindBG-E (Höhenbegrenzungen)....................................10\r\n2.1.3. § 6b Abs. 1 WindBG-E ..............................................................................11\r\n2.1.4. § 6b Abs. 2 WindBG-E ..............................................................................11\r\n2.1.5. § 6b Abs. 3 WindBG-E ..............................................................................12\r\n2.1.6. § 6b Abs. 4 WindBG-E ..............................................................................14\r\n2.1.7. § 6b Abs. 5 WindBG-E ..............................................................................16\r\n2.1.8. § 6b Abs. 6 WindBG-E ..............................................................................16\r\n2.1.9. § 6b Abs. 7 WindBG-E ..............................................................................18\r\n2.1.10. § 6b Abs. 8 WindBG-E ..............................................................................20\r\n2.1.11. § 6b Abs. 9 WindBG-E ..............................................................................21\r\n2.2. Änderungen im BImSchG - Genehmigungsrecht........................................21\r\n2.2.1. § 10a Abs. 4 BImSchG-E............................................................................21\r\n2.2.2. §10a Abs. 5 BImSchG ...............................................................................22\r\n2.2.3. § 31k BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes).........................23\r\n2.2.4. § 16b BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes).........................23\r\n2.3. Änderungen im BauBG – Planungsrecht ...................................................24\r\n2.3.1. § 245e Abs. 3 BauGB................................................................................24\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 34\r\n2.3.2. § 245f BauGB...........................................................................................25\r\n2.3.3. § 249a Abs. 1 BauGB ................................................................................25\r\n2.3.4. § 249a Abs. 2 BauGB ................................................................................27\r\n2.3.5. § 249b Abs. 6 BauGB................................................................................28\r\n2.3.6. § 249e Abs. 3 BauGB (neu).......................................................................28\r\n2.3.7. § 249 Abs. 3 BauGB..................................................................................29\r\n2.3.8. Anlage 3 zum BauGB................................................................................29\r\n2.4. Änderungen im ROG - Planungsrecht .......................................................29\r\n2.4.1. § 7 ROG ...................................................................................................29\r\n2.4.2. § 28 Abs. 1 ROG .......................................................................................30\r\n2.4.3. § 28 Abs. 2, 4, 5 ROG................................................................................30\r\n2.4.4. Anlage 3 zum ROG ...................................................................................30\r\n2.5. Änderungen im EEG - Folgeänderungen ...................................................30\r\n3. Solarenergie - Genehmigungs- und Planungsrecht....................................30\r\n3.1. Änderungen im UVPG..............................................................................31\r\n3.2. Änderungen im WindBG, BauGB und ROG................................................33\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 34\r\n1. Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für ein „Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich\r\nWindenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“\r\n(im Folgenden „Gesetzesentwurf“) beinhaltet an einigen Stellen zu begrüßende\r\nVerbesserungen im Vergleich zum Referentenentwurf und greift damit einige BDEWForderungen1 auf.\r\nIm Ergebnis bleibt aber an zahlreichen Stellen dringender Anpassungsbedarf, der sich in\r\nfolgenden drei Bereiche clustern lässt:\r\n1. Anpassungen im Genehmigungsrecht bei Windenergie an Land (WindBG-E, BImSchG-E):\r\nDer Gesetzesentwurf setzt die Richtlinie in wichtigen Punkten nicht zielgenau um. Der BDEW\r\nplädiert dafür, die durch die RED III vorgegebenen Erleichterungen bei den umwelt- und\r\nverfahrensrechtlichen Prüfungen insbesondere hinsichtlich des Screenings sowie des\r\nZahlungsmechanismus 1:1 umzusetzen.\r\n2. Anpassungen im Planungsrecht bei Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E):\r\nDie durch die RED III eröffnete Gebietskulisse sollte in der nationalen Umsetzung nicht\r\nbeschränkt werden, zudem sind die unabhängig von der RED III im Planungsrecht (BauGB)\r\nzusätzlich aufgenommen Regelungen anzupassen. So sind unter anderem das Repowering mit\r\nden Regelungen im Genehmigungsrecht (BImSchG) zu synchronisieren sowie die vorgesehene\r\nAnrechenbarkeit von faktischen Höhenbeschränkungen zu streichen.\r\n3. Anpassungen bei Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E):\r\nDer BDEW sieht keine Beschleunigungswirkung in der geplanten Umsetzung der RED III für den\r\nAusbau der Photovoltaik und rät von einer – von der Richtlinie auch nicht vorgeschriebenen –\r\nUmsetzung ab. Für Photovoltaik-Freiflächenanlagen existiert im derzeitigen Recht über die\r\nkommunale Planungshoheit und das Bebauungsplanverfahren ein bewährtes System, das\r\ndieser Anpassungen nicht bedarf.\r\n1 BDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf vom 11. April 2024\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 34\r\nDie insgesamt 14 dringendsten Anpassungen für eine echte Beschleunigung der Verfahren aus\r\nSicht des BDEW sind nachfolgend kurz dargestellt. In den Kapiteln 2 und 3 erläutert der BDEW\r\ndiese und weitere Punkte.\r\nAnpassungen im Genehmigungsrecht bei der Windenergie an Land (WindBG-E):\r\n1. Beweislast beim Screening besser klarstellen (§ 6b Abs. 4, 5, 6 WindBG-E)\r\nDie RED III sieht vor, dass Anträge im Anschluss an das Screening unter Umweltgesichtspunkten\r\ngenehmigt sind, es sei denn, die zuständige Behörde erlässt eine Verwaltungsentscheidung, in\r\nder auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angegeben sind, dass ein\r\nbestimmtes Projekt (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird. In § 6b Abs. 4, 5, 6 WindBG-E wird hingegen auf „eindeutige\r\ntatsächliche Anhaltspunkte“ abgestellt. Tatsächliche Anhaltspunkte sind nicht gleichbedeutend\r\nmit eindeutigen Beweisen.\r\nDer BDEW spricht sich für eine Anpassung der Regelung an den Wortlaut der Richtline aus,\r\nindem zumindest auf eindeutige tatsächliche Nachweise abgestellt wird.\r\n2. Einmalzahlung in jährliche Zahlung umwandeln (§ 6b Abs. 7 WindBG-E)\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehene Umwandlung der jährlichen Zahlung in das\r\nArtenhilfsprogramm in eine Einmalzahlung wird strikt abgelehnt. Einmalzahlungen\r\nwidersprechen dem Wortlaut der RED III. Zudem greift das Umstellen auf eine Einmalzahlung\r\nerheblich in die Finanzierungsmechanismen der Vorhabenträger ein und benachteiligt wegen\r\ndes Vorfinanzierungsaufwands kleinere Unternehmen. Darüber hinaus spiegelt die\r\nvorgeschlagene Einmalzahlung nicht im Geringsten den damit verbundenen Barwerteffekt\r\nwider. Die intendierte Reduktion der Zahlung ist hingegen zu begrüßen und sollte durch ein\r\nHerabsetzen der jährlichen Zahlen erfolgen.\r\nDer BDEW plädiert dafür, den jährlichen Zahlungsmechanismus beizubehalten und die\r\nZahlungen abzusenken.\r\n3. Regelungslücke für Bestands-Beschleunigungsgebiete schließen (§ 6a WindBG)\r\nWeiter fehlt aus Sicht des BDEW eine Regelung, wie mit den Bestands-Beschleunigungsgebieten\r\nnach § 6a WindBG, umzugehen ist. Diese Gebiete enthalten per se keine Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 34\r\nDer BDEW plädiert für eine Klarstellung, dass bei Vorhaben in § 6a WindBG-Gebieten, soweit\r\nerforderlich, geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen durch die\r\nZulassungsbehörde anzuordnen sind.\r\n4. Wiederaufnahme und Verstetigung des § 31k BImSchG\r\nDer BDEW spricht sich für eine Wiederaufnahme und Verstetigung der am 15. April 2024\r\nentfallenen Regelung in § 31k BImSchG aus, wonach der Schallleistungspegel für\r\nWindenergieanlagen an Land um vier Dezibel gegenüber dem genehmigten Wert erhöht\r\nwerden durfte.\r\n5. Vereinfachte Typenänderung nicht von Luftverkehrsprüfung ausnehmen\r\nDer BDEW begrüßt die in § 16b Abs. 8 und 9 BImSchG im Rahmen der BImSchG-Novelle\r\ngetroffene Regelung zur vereinfachten Typenänderung. Die Regelung ist jedoch dahingehend\r\nzu ergänzen, dass die Zustimmung/Genehmigung der Luftverkehrsbehörde weiterhin nötig ist.\r\nAnpassungen im Planungsrecht bei der Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E):\r\n6. Repowering vereinheitlichen (§§ 245e Abs. 3, 249 Abs. 3 BauGB-E)\r\nMit der jüngst erfolgten BImSchG-Novelle wurde der maximal zulässige Abstand der neuen\r\nAnlage(n) zur Bestandsanlage von der zweifachen auf die fünffache Höhe der neuen Anlage(n)\r\nerweitert. Zudem wurde die Realisierungsfrist von 24 Monaten auf 48 Monate erweitert.\r\nAußerdem ist nach den BImSchG-Regelungen auch ein Repowering von 1 zu x-Anlagen möglich.\r\nDer Gesetzesentwurf definiert hingegen ein Repowering mit einem Maximalabstand der\r\nzweifachen Höhe der Neuanlage, beschränkt das Repowering auf einen 1 zu 1 Austausch und\r\nauf 24 Monate. Abweichende Definitionen von Repowering-Vorhaben in zwei verschiedenen\r\nGesetzen sind nicht sinnvoll und führen zu Rechtsunsicherheit. Die Regelungen sind dringend\r\nzu harmonisieren.\r\nDer BDEW plädiert für eine Anpassung der Repowering-Regelung im BauGB an die RepoweringDefinition im BImSchG im Wege eines dynamischen Verweises.\r\n7. Überleitungsvorschrift scharfstellen (§ 28 Abs. 5 ROG-E, § 245 f BauGB-E)\r\nWindenergiegebiete müssen nach dem neuen Rechtsregime des Gesetzesentwurfes zugleich\r\nauch als Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden. Das gilt hingegen nicht bei laufenden\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 34\r\nVerfahren, wenn dies zu erheblichen Verzögerungen führen würde. Dann ist eine Beendigung\r\ndes Verfahrens nach alter Rechtslage möglich und die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet\r\nkann in einem nachgelagerten Verfahren erfolgen. Ohne eine Frist für dieses nachgelagerte\r\nVerfahren und ohne Rechtsfolge bei versäumter nachträglicher Ausweisung als\r\nBeschleunigungsgebiet droht diese Verpflichtung ins Leere zu laufen. Es gäbe dann\r\nWindenergiegebiete, die weder § 6a WindBG-Gebiete (Windenergiegebiete, die per Gesetz zu\r\nBeschleunigungsgebieten erklärt wurden) noch neue Beschleunigungsgebiete sind.\r\nDer BDEW spricht sich daher für eine feste Frist zur nachträglichen Ausweisung von unter die\r\nÜberleitungsvorschrift fallenden Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete aus.\r\n8. Anrechenbarkeit bei Höhenbegrenzung streichen (§§ 4 WindBG-E, 249 Abs. 6a BauGB-E)\r\nNach dem Gesetzesentwurf sollen Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus\r\nPlanbestimmungen folgen, die Anrechenbarkeit der Flächen nicht hindern. Hier bleibt völlig\r\nunklar, was unter den Begriff der „Planbestimmungen“ fällt. Gleichzeitig fehlt die Betrachtung\r\nder Wirtschaftlichkeit von möglichen Anlagen bzw. der volkswirtschaftlichen Auswirkungen,\r\nwenn weniger geeignete Gebiete ausgewiesen werden und niedrigere Stromerträge geriert\r\nwerden. Letztendlich stärkt die vorgeschlagene Regelung jegliche Feigenblattplanung.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen zur Anrechenbarkeit\r\nvon Höhenbeschränkungen. Der BDEW spricht sich stattdessen für die Aufnahme einer\r\ngesetzlichen Klarstellung aus, dass nur solche Flächen für die Windenergie an Land\r\nausgewiesen werden dürfen, auf denen sich Windenergieanlagen regelmäßig durchsetzen und\r\ndie auch für einen wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieanlagen geeignet sind.2\r\n9. Gebiete mit bedeutsamen Arten als Ausschlussgrund streichen (§ 249 a Abs. 1 Nr. 2\r\nBauGB-E)\r\nDer Gesetzesentwurf sieht einen Ausschluss von Gebieten mit landesweit bedeutenden\r\nVorkommen von durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Arten vor. Die Regelung ist\r\ngegenüber der RED III überschießend. Unionsrechtlich erforderlich wäre es lediglich, Natura2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und Meeressäuger-Hauptzugrouten\r\nauszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche\r\n2 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 1 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 34\r\nUmweltauswirkungen zu erwarten sind. Dies ist mit geeigneten und verhältnismäßigen\r\nInstrumenten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss\r\nvon Gebieten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng\r\ngeschützter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nDer BDEW plädiert für die Streichung von Gebieten mit bedeutsamen Arten als\r\nAusschlussgrund.\r\n10. Umfang auf streng geschützte Arten reduzieren (§ 249a Abs. 1 und 2 BauGB-E, 13 Abs. 4\r\nROG-E)\r\nDas zu betrachtende Artenspektrum ist im Gesetzesentwurf richtlinienüberschießend\r\numgesetzt, indem an mehreren Stellen auf besonders geschützte Arten abgestellt wird.\r\nDie RED III verlangt hingegen nur Maßnahmen bezogen auf die Verpflichtungen aus Art. 12\r\nAbs. 1 der FFH-Richtlinie und Art. 5 der Vogelschutz-Richtlinie, d. h. bezogen auf Anhang IVTierarten der FFH-RL und europäische Vogelarten nach Art. 1 VS-RL.\r\nDie überschießende Umsetzung führt zu einem erheblichen Mehraufwand und zu einer\r\nVerschlechterung der Rechtslage.\r\nDer BDEW spricht sich für eine 1:1 Umsetzung der Richtlinie aus, indem nur die in der RED III\r\ngenannten Arten abgestellt wird.3\r\nAnpassungen bei der Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E):\r\n11. Regelungen zur Solarenergie wegen fehlender Beschleunigung nicht umsetzen\r\nDie im Rahmen des Gesetzesentwurfes für die Solarenergie vorgeschlagenen Änderungen im\r\nWindBG, UVPG, BauGB und ROG werden überwiegend als nicht hilfreich eingeschätzt.\r\nFür Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) existiert im derzeitigen Recht über die\r\nkommunale Planungshoheit und das Bebauungsplanverfahren ein bewährtes System, um\r\ngeeignete und ausreichende Flächen auszuweisen. Eine Umsetzung der RED III für PV-FFA ist\r\nnicht zwingend vorgeschrieben und daher nicht erforderlich.\r\nDer BDEW plädiert dafür, von der Umsetzung der RED III für die Solarenergie abzusehen.\r\n3 Vergleiche dazu Ziffer 60 der Ausschussempfehlungen des Bundesrates BR-Drucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 34\r\n12. UVP-Pflicht für Freiflächen-PV nicht neu regeln\r\nDer Gesetzesentwurf sieht vor, dass Freiflächen-PV-Anlagen mit Bebauungsplan ab einer\r\nbestimmten Größe UVP-pflichtig bzw. UVP-vorprüfungspflichtig sind. Diese Neuregelung im\r\nUVPG stellt eine erhebliche Verschlechterung zur jetzigen Rechtslage dar, wonach zwar gewisse\r\nStädtebauprojekte UVP-pflichtig bzw. UVP-vorprüfungspflichtig sind, Freiflächen-PV-Anlagen\r\naus Sicht des BDEW aber nicht darunterfallen.\r\nDer BDEW spricht sich gegen eine Verschärfung der UVP-Pflicht für Freiflächen-PV aus.\r\nSpeicher\r\n13. Definition der Speicher am selben Standort anpassen (§ 2 Nr. 7 WindBG-E)\r\nDer Gesetzeswortlaut enthält eine richtlinienüberschiessende Definition für Speicher am selben\r\nStandort und fordert einen räumlich-funktionalen und dienenden Zusammenhang.\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition an den Wortlaut der RED III anzupassen und allein darauf\r\nabzustellen, dass die Anlagen am selben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind.\r\nNetzausbau\r\n14. Umsetzung der RED III auch für Netzausbau sicherstellen\r\nGenerell ist darauf zu achten, dass bei Maßnahmen zur Beschleunigung des EE-Anlagenbaus\r\nimmer auch Maßnahmen zur Beschleunigung des Stromnetzausbaues erfolgen müssen. Nur so\r\nkönnen die bereits zeitlich auseinanderfallenden Planungs- und Genehmigungsverfahren beider\r\nInfrastrukturen zumindest einigermaßen synchron gehalten werden.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 34\r\nZu den Regelungen im Einzelnen in der Reihenfolge der Gesetzesänderungen:\r\n2. Windenergie an Land und Energiespeicher am selben Standort\r\n2.1. Änderungen im WindBG - Genehmigungsrecht\r\n2.1.1. § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den\r\nWortlaut der Richtlinie anzupassen:\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 7 WindBG vor:\r\nEnergiespeicher am selben Standort: Eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und\r\neiner Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt\r\nangeschlossen sind; Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder\r\nplanfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen\r\nZusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen\r\nund gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen;\r\n2.1.2. § 3 WindBG, § 4 WindBG-E (Höhenbegrenzungen)\r\nNach dem Gesetzesentwurf sollen Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus\r\nPlanbestimmungen folgen, die Anrechenbarkeit der Flächen nicht hindern.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen zur Anrechenbarkeit\r\nvon Höhenbeschränkungen.\r\nDer BDEW lehnt eine Anrechnung faktisch höhenbegrenzter Flächen auf die Flächenziele ab und\r\nfordert im Gegenzug dazu eine gesetzliche Klarstellung zur Möglichkeit des wirtschaftlichen\r\nBetriebs auf ausgewiesenen Flächen.\r\nDer BDEW schlägt folgende Ergänzung in § 3 Abs. 1 S. 1 WindBG vor:\r\nIn jedem Bundesland ist ein prozentualer Anteil der Landesfläche nach Maßgabe der Anlage\r\n(Flächenbeitragswert) für die Windenergie an Land auszuweisen, wobei nur solche Flächen für\r\ndie Windenergie an Land ausgewiesen werden dürfen, auf denen sich Windenergieanlagen\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 34\r\nregelmäßig durchsetzen und die auch für einen wirtschaftlichen Betrieb von\r\nWindenergieanlagen geeignet sind.\r\n4\r\nZudem schlägt der BDEW die Streichung des § 4 Abs. 1 S. 6 WindBG vor:\r\n(6) Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus Planbestimmungen folgen, hindern die\r\nAnrechenbarkeit der Flächen nicht.\r\n2.1.3. § 6b Abs. 1 WindBG-E\r\nAbsatz 1 regelt den Anwendungsbereich für Genehmigungserleichterungen in\r\nBeschleunigungsgebieten. Durch den Gesetzesentwurf wurden sinnvolle Ergänzungen\r\nvorgenommen. So wurde der Anwendungsbereich von Windenergieanlagen an Land inklusive\r\nNebenanlagen auf Energiespeicher am selben Standort erweitert.\r\n2.1.4. § 6b Abs. 2 WindBG-E\r\nAbsatz 2 setzt die Genehmigungserleichterungen für die vom Anwendungsbereich erfassten\r\nAnlagen in Beschleunigungsgebieten für Windenergieanlagen an Land um.\r\nWas weiterhin fehlt ist, bei der Natura2000-Prüfung auch auf § 33 BNatSchG zu verweisen.\r\nDamit ist Art. 15c Abs. 1b der RED III noch nicht umgesetzt.\r\nZu begrüßen ist, dass im Gesetzesentwurf eine Abgrenzung zur Eingriffsregelung vorgenommen\r\nwurde. Das hatte der BDEW gefordert.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 2 WindBG an:\r\n(2) Im Zulassungsverfahren einer Anlage nach Absatz 1 ist\r\n1. abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nkeine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen,\r\n4 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 1 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 34\r\n2. abweichend von § 33 Absatz 1 und § 34 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes keine\r\nPrüfung in Bezug auf Natura 2000-Gebiete durchzuführen,\r\n3. abweichend von § 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes keine\r\nartenschutzrechtliche Prüfung durchzuführen und\r\n4. abweichend von § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes keine Prüfung der dort genannten\r\nBewirtschaftungsziele durchzuführen.\r\nDie Zulassungsbehörde führt im Rahmen des Zulassungsverfahrens anstelle der nach Satz 1\r\nnicht durchzuführenden Prüfungen eine Überprüfung der Umweltauswirkungen (Überprüfung)\r\nnach den Absätzen 3 bis 7 durch. Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht\r\nzu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bundesnaturschutzgesetzes nur\r\nzu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und\r\nLandschaft zwingend erforderlich ist. Satz 1 Nummer 1 ist nicht auf Vorhaben anzuwenden, für\r\ndie nach § 54 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung eine grenzüberschreitende\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist.\r\n2.1.5. § 6b Abs. 3 WindBG-E\r\nAbsatz 3 regelt den Ablauf des Überprüfungsverfahrens. Erfreulicherweise wurden einige\r\nForderungen des BDEW aufgegriffen. Es bleibt jedoch Nachbesserungsbedarf.\r\nIn Umsetzung von Art. 16a Abs. 4 RED III muss Ziel des Überprüfungsverfahrens sein,\r\nfestzustellen, ob das Projekt „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird, die bei der Umweltprüfung der Pläne zur Ausweisung von\r\nBeschleunigungsgebieten (…) durchgeführt wurden, nicht ermittelt wurden. Es ist also\r\nfestzustellen, ob eine neue, fachgutachterlich ermittelte Datenlage ein anderes\r\nMaßnahmenkonzept als bei Planaufstellung erfordert. Leider fehlt eine Art. 16a Abs. 4 RED III\r\nentsprechende Konkretisierung im Gesetzesentwurf. Damit droht das Überprüfungsverfahren\r\nzur „Achillesferse“ der Regelung zu werden.\r\nZudem findet sich die im Gesetzesentwurf enthaltene Eingrenzung der Datengrundlage auf\r\nDaten mit ausreichender räumlicher Genauigkeit, die maximal 5 Jahre alt sein dürfen, nicht in\r\nder RED III wieder. Die Richtlinie verhält sich dazu nicht und nimmt damit eine gewisse\r\nDatenunschärfe in Kauf. Die Einschränkung der Datengrundlage ist aus Sicht des BDEW jedoch\r\nnachvollziehbar.\r\nDer BDEW begrüßt, dass das in der Richtlinie vorgegebene Regel-Ausnahme-Verhältnis anders\r\nals im Referentenentwurf nun zum Teil abgebildet wird. Das hatte der BDEW gefordert.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 34\r\nAllerdings entspricht die gewählte Formulierung, dass eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte\r\nfür höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen\r\nvorliegen müssen, nicht den Anforderungen der RED III.\r\nDie RED III sieht vor, dass Anträge im Anschluss an das Screening unter Umweltgesichtspunkten\r\ngenehmigt sind, es sei denn, die zuständige Behörde erlässt eine Verwaltungsentscheidung, in\r\nder auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angegeben sind, dass ein\r\nbestimmtes Projekt (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird. Tatsächliche Anhaltspunkte sind nicht gleichbedeutend mit\r\neindeutigen Beweisen. Die Regelung sollte an den Wortlaut der Richtline angepasst werden.\r\nZumindest ist auf eindeutige tatsächliche Nachweise abzustellen. Wünschenswert wäre\r\nzudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise von höchstwahrscheinlichen\r\nunvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\r\nWeiterfehlt aus Sicht des BDEW eine Regelung, wie mit den Bestands-Beschleunigungsgebieten\r\nnach § 6a WindBG, umzugehen ist. Diese Gebiete enthalten per se keine Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen.\r\nZudem muss klar sein, dass der Vorhabenträger nur darstellen muss, welche Maßnahmen er\r\nbezogen auf welche Umwelteinwirkungen ergreifen will. Es sind diesbezüglich keine weiteren\r\nUnterlagen und insbesondere keine Wirksamkeitsnachweise beizubringen. Da nunmehr auch\r\ndie Unterlagen für das Überprüfungsverfahren Teil der Vollständigkeit und relevant für das\r\nLaufen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten\r\nUnterlagen, keine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen.\r\nWeiter ist die Einhaltung der Vorschriften der Bundesnaturschutzgesetzes und des\r\nWasserhaushaltsgesetzes näher einzugrenzen. Die gewählte Formulierung ist zu unbestimmt\r\nund birgt die Gefahr extensiver Auslegungen und weiterer Prüfpflichten zulasten der\r\nbeschleunigten Durchführung der Vorhaben.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG an:\r\n(3) Die Überprüfung wird auf Grundlage vorhandener Daten durchgeführt, um festzustellen, ob\r\ndiese Daten von den Daten bei der Umweltprüfung des Plans zur Ausweisung des Gebiets\r\nabweichen. Die Daten müssen fachgutachterlich ermittelt worden sein. Es dürfen dabei nur\r\nDaten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit aufweisen und zum\r\nZeitpunkt der Entscheidung über den Zulassungsantrag nicht älter als fünf Jahre sind. Die\r\nZulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antragstellung auf\r\nAnfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. Der Träger des Vorhabens\r\nhat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Unterlagen über\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 34\r\nMaßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den\r\nUmweltauswirkungen begegnet werden soll. Wurde ein Beschleunigungsgebiet nach § 6a\r\nbestimmt, sind, soweit erforderlich, geeignete und verhältnismäßige\r\nMinderungsmaßnahmen unter Berücksichtigung von Vorschlägen des Vorhabenträgers durch\r\ndie Zulassungsbehörde anzuordnen. Die Unterlagen sind statt der Nachweise zur Einhaltung\r\nder Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des\r\nWasserhaushaltsgesetzes und zusätzlich zu den nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts\r\nerforderlichen Unterlagen vorzulegen. Die Zulassungsbehörde überprüft unter\r\nBerücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3, ob aufgrund\r\nabweichender Daten nach Satz 1 eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte Nachweise vorliegen,\r\ndass das Vorhaben auch bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 3 ausnahmsweise\r\nhöchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen\r\nangesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes\r\nüber die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des\r\nRaumordnungsgesetzes oder nach § 2 Absatz 4 des Baugesetzbuchs oder bei der etwaigen\r\nVerträglichkeitsprüfung nach § 7 Abs. 6 des Raumordnungsgesetzes oder nach § 1a Abs. 4 des\r\nBaugesetzbuches nicht ermittelt wurden und es dadurch mit hinreichender Wahrscheinlichkeit\r\nzu erheblichen Beeinträchtigungen eines Natura-2000-Gebiets nach § 33, 34 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes, zur Verletzung artenschutzrechtlicher Verbotstatbestände nach\r\n§ 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder zum Verstoß gegen Bewirtschaftungsziele\r\nnach § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes kommen wird die Einhaltung der Vorschriften der §§\r\n34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nnicht gewährleistet ist, ohne dass es dafür gesonderter Unterlagen seitens des Trägers des\r\nVorhabens bedarf.\r\n2.1.6. § 6b Abs. 4 WindBG-E\r\nAbsatz 4 regelt die Fristen für das Überprüfungsverfahren und enthält Regelungen zur\r\nVollständigkeit.\r\nEs ist nicht ersichtlich, warum in § 6b Abs. 4 WindBG-E von den erst jüngst angepassten § 10\r\nAbs. 5 S. 3 HS 1, S. 4 BImSchG und § 7 Abs. 2 S. 4 der 9. BImSchV abweichende Regelungen\r\ngetroffen werden. Dort wird bereits geregelt, dass die Genehmigungsbehörde nach Ablauf der\r\nFrist zur Beteiligung der Fachbehörde von einem Monat (ab Vollständigkeit des Antrages) bei\r\neinem Verfahren zur Genehmigung einer Anlage zur Nutzung Erneuerbarer Energien eine\r\nEntscheidung auf Grundlage der zum Zeitpunkt des Fristablaufes geltenden Sach- und\r\nRechtslage zu treffen hat.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 34\r\n§ 6b Abs. 4 S. 1 WindBG-E bringt demgegenüber nicht nur keinen Mehrwert, sondern verlängert\r\ndie Frist sogar noch, da hier erst nach 45 Tagen das Screening abgeschlossen wird. Die Regelung\r\nführt somit nicht zu einer Verfahrensbeschleunigung, sondern zu einer Verlängerung und zu\r\neiner unnötigen Steigerung der Komplexität. Die Screening-Frist sollte einheitlich und im\r\nEinklang mit dem BImSchG auf 1 Monat festgelegt werden.\r\nDie Aufnahme der 45 Tage Frist ist jedoch im Hinblick auf die in der RED III vorgesehene\r\nGenehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten notwendig. Siehe dazu Stiftung\r\nUmweltenergierecht, Die Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land: „Die\r\nFallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung\r\ntrifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung\r\nbezogen auf die Vorgaben aus dem europäischen Arten-, Habitat- und Gewässerschutzrecht für\r\ndie spätere Genehmigung eintreten. Die dem Screening unterliegenden Aspekte dürfen dem\r\nVorhaben im Rahmen der abschließenden Genehmigungsentscheidung nicht mehr\r\nentgegengehalten werden.“\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 4 WindBG an:\r\n(4) Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb von 45 Tagen keine Entscheidung darüber, ob\r\nerhebliche unvorhergesehene Umweltauswirkungen vorliegen, kann dem Vorhaben im\r\nGenehmigungsverfahren nicht mehr entgegengehalten werden, dass erhebliche\r\nunvorhergesehene Umweltauswirkungen vorliegen. Die Überprüfung ist innerhalb von 45\r\nTagen ab Vollständigkeit der Unterlagen abzuschließen, bei Anträgen nach § 16b Absatz 1 des\r\nBundes-Immissionsschutzgesetzes innerhalb von 30 Tagen. Unterlagen sind vollständig, wenn\r\ndie Unterlagen in einer Weise prüffähig sind, dass sie sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten\r\nder Überprüfung verhalten, und die Zulassungsbehörde in die Lage versetzen, die Überprüfung\r\ndurchzuführen. Fachliche Einwände und Nachfragen stehen der Vollständigkeit nicht entgegen,\r\nsofern die Unterlagen eine fachliche Überprüfung überhaupt ermöglichen. Die Frist nach Satz 1\r\nbeginnt spätestens mit Bestätigung der Vollständigkeit durch die Zulassungsbehörde oder nach\r\nAblauf der Frist nach § 10a Abs. 4 Satz 1 Nummer 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes oder,\r\nsofern die Zulassungsbehörde nach § 10a Absatz 4 Satz 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nden Antragsteller zur Ergänzung aufgefordert hat, mit Eingang der von der Zulassungsbehörde\r\nerstmalig nachgeforderten Unterlagen. Für die Bestätigung der Vollständigkeit ist § 10 Absatz 4\r\nSatz 1 Nummer 2 Buchstabe a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes entsprechend\r\nanzuwenden. Gibt eine zu beteiligende Behörde innerhalb der Frist nach Satz 1 gegenüber der\r\nZulassungsbehörde keine begründete Stellungnahme ab, ob eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte nach Absatz 3 Satz 5 vorliegen, so ist davon auszugehen, dass sich die zu\r\nbeteiligende Behörde diesbezüglich nicht äußern will.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 34\r\n2.1.7. § 6b Abs. 5 WindBG-E\r\nAbsatz 5 regelt das Verfahren, wenn keine eindeutigen tatsächlichen Anhaltspunkte festgestellt\r\nwurden (positives Screening). Auch hier ist auf eindeutige tatsächliche Nachweise abzustellen.\r\nDie in diesem Fall stets anzuordnenden Maßnahmen für Fledermäuse sind nicht nachvollziehbar\r\nund zu streichen. Es kann nicht davon ausgegangen werden, dass in jedem Projekt ein\r\nArtenschutzkonflikt mit Fledermäusen besteht.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 5 WindBG an:\r\n(5) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung nicht fest, dass eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte Nachweise im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vorliegen, so ordnet sie gegenüber\r\ndem Träger des Vorhabens unter Berücksichtigung der von ihm nach Absatz 3 Satz 3 vorgelegten\r\nUnterlagen die dennoch erforderlichen und verfügbaren Maßnahmen im Zulassungsbescheid\r\nan. Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der\r\nWindenergieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete\r\nMinderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die\r\nZulassungsbehörde kann die angeordnete Abregelung auf Verlangen des Trägers des Vorhabens\r\nauf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im\r\nGondelbereich der Windenergieanlage anpassen.\r\n2.1.8. § 6b Abs. 6 WindBG-E\r\nAbsatz 6 regelt das Verfahren bei negativem Screening.\r\nDer BDEW lehnt die in hierfür durch den Regierungsentwurf neu eingefügte obligatorische\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage\r\nhinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in\r\nWindenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur\r\n4. BImSchV). Die vorgeschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die AarhusKonvention (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für\r\nWindenergieanlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nim weitesten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten\r\ndurchzuführen. Die Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den\r\nEnergiebereich u. a. Kernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 34\r\nvon mindestens 50 MW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden\r\ndort weder im Allgemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind\r\ndie Vorschriften der Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im\r\nGenehmigungsverfahren für Windenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich\r\nhieraus auch keine Pflicht zur Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im\r\nZulassungsverfahren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die\r\nEntscheidungen nach Satz 1 der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in\r\ndiesem Sinne ist die in Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene\r\n„Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmigung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind,\r\ndass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes\r\nhöchstwahrscheinlich unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht\r\nder Sache nach einer öffentlichen Bekanntmachung der Genehmigung gem. § 10 Abs. 8\r\nBImSchG. Eine solche kann nach geltender Rechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der\r\nEntwurfsbegründung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine\r\nGesetzes- oder Entwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes\r\nheranzuziehen. Zum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende\r\nVorgabe entnehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete\r\nMaßnahmen ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu\r\nfördern.“ Hieraus dürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen\r\noder gesellschaftsrechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der\r\ndortigen Bevölkerung vorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die\r\nAnwendbarkeit der Aarhus-Konvention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen\r\nsein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis\r\nist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage\r\ngefordert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes\r\ndiametral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche\r\nGenehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als\r\nvereinfachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).5\r\n5 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 34\r\nBezogen auf die bei negativem Screening von der Behörde anzuordnenden verhältnismäßigen\r\nMaßnahmen regt der BDEW an, auf die Systematik des § 45b BNatSchG zu verweisen.\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehenen Ausgleichmaßnahmen stimmen zwar mit dem Wortlaut\r\nder Richtlinie überein, werden im nationalen Kontext allerdings als Kompensation im Rahmen\r\nder Eingriffsregelung verstanden. Insofern regt der BDEW an, die laut Begründung hierunter\r\nfallenden Maßnahmen explizit im Gesetz zu benennen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte Nachweise im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vorliegen, so beteiligt sie im\r\nZulassungsverfahren die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des BundesImmissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht stattfindet. Das\r\nErgebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu begründen und gemeinsam mit den nach dem\r\njeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur\r\nEinsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid ordnet die Zulassungsbehörde im\r\nZulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen weitere, geeignete und\r\nverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen an. Die\r\nVerhältnismäßigkeit richtet sich für die Prüfung der Gewährleistung der Anforderungen des §\r\n44 Absatz 1 Nummer 1 des Bundesnaturschutzgesetzes nach § 45b Absatz 6 Satz 2 in\r\nVerbindung mit Anlage 2 des Bundesnaturschutzgesetzes. Soweit solche Maßnahmen nicht\r\nverfügbar sind, ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens geeignete\r\nund verhältnismäßige CEF-, FCS- und Kohärenzsicherungsmaßnahmen Ausgleichsmaßnahmen\r\nan. Rechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung können als behördliche\r\nVerfahrenshandlung nach § 44a der Verwaltungsgerichtsordnung nur gleichzeitig mit den gegen\r\ndie Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen geltend gemacht werden.\r\n2.1.9. § 6b Abs. 7 WindBG-E\r\nAbsatz 7 regelt die Höhe und den Ablauf von Zahlungen in das Artenhilfsprogramm.\r\nDer Gesetzesentwurf stellt den bisherigen Mechanismus von laufenden jährlichen Zahlungen\r\nauf eine einmalige Zahlung bei Inbetriebnahme um.\r\nDer BDEW lehnt die Einmalzahlung ab und plädiert für eine Rückkehr zu laufenden Zahlungen.\r\nDas sieht auch die RED III so (dort: „zahlt der Betreiber einen finanziellen Ausgleich für\r\nArtenschutzprogramme während der Dauer des Betriebs der Anlage“).\r\nDie vorgeschlagene Einmalzahlung führt zu einem erheblichen Eingriff in die\r\nProjektfinanzierung der Vorhaben. Laufende Zahlungen sind wesentlich einfacher aus den\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 34\r\nlaufenden Einnahmen zu begleichen, wohingegen eine Vorab-Zahlung mit entsprechendem\r\nZinsaufwand mitfinanziert werden muss. Damit geht eine vermutlich nicht gewollte erhebliche\r\nBenachteiligung kleinerer Vorhabenträger einher.\r\nBei jährlichen Zahlungen kann im Übrigen auch eine längere Laufzeit der Anlagen zu höheren\r\nArtenschutzeinnahmen führen, da vorab nicht klar ist, wie lange die Anlage betrieben werden\r\nwird.\r\nHinzukommt, dass im Fall einer späteren Änderung der Sach- oder Rechtlage eine Rückzahlung\r\nder Einmalzahlung mit hohem Aufwand verbunden ist, laufende Zahlungen jedoch leicht\r\nangepasst werden können.\r\nDes Weiteren spiegelt die vorgeschlagene Einmalzahlung nicht den Barwert der Vorabzahlung\r\nwider. Die Einmalzahlung nach Satz 1 Ziffer 1 und 2 ist im Vergleich zu den bisher vorgesehenen\r\njährlichen Zahlungen um 50-60 % zu hoch.\r\nDie durch die vorgeschlagene Einmalzahlung intendierte Reduktion der Zahlung ist hingegen zu\r\nbegrüßen. Ohne Berücksichtigung des Barwertes sind die neuen Zahlen in der Summe niedriger\r\nals die bisherigen Zahlungen. Diese Reduktion sollte durch eine erneute Umrechnung der neuen\r\nWerte in jährliche Werte fair umgesetzt werden.\r\nDes Weiteren ist nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem eine Zahlung\r\nerfolgen soll. Die RED III sieht das jedenfalls nicht vor. Der BDEW plädiert für eine Streichung\r\nder Zahlungspflicht bei fehlenden Daten. Sollte dem nicht entsprochen werden, ist die Zahlung\r\nauf 1.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG an:\r\n(7) Soweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und\r\nverhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach Absatz 6 Satz 3 und 4\r\nerforderlich, aber nicht verfügbar sind oder keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden\r\nsind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, hat der Betreiber der\r\nAnlage eine Zahlung in Geld zu leisten. Die Zahlung ist von der Zulassungsbehörde zusammen\r\nmit der Zulassung für die Dauer des Betriebes der jeweiligen Anlage als pauschale\r\nEinmalzahlung jährlich zu leistender Betrag festzusetzen. Soweit Maßnahmen erforderlich,\r\naber nicht verfügbar sind, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\nSie ist von dem Betreiber der Windenergieanlage als zweckgebundene Abgabe an den Bund zu\r\nleisten.\r\n1. für Windenergieanlagen an Land:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 34\r\n7 800 390 Euro je Megawatt installierter Leistung, sofern Schutzmaßnahmen für Vögel\r\nangeordnet werden, die die Abregelung von Windenergieanlagen betreffen, oder\r\nSchutzmaßnahmen, deren Investitionskosten höher als 17.000 Euro je Megawatt liegen,\r\n52 000 2.600 Euro je Megawatt installierter Leistung, wenn keine der Schutzmaßnahmen nach\r\nBuchstabe a angeordnet wird,\r\n2. für Energiespeicheranlagen 8 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nSofern keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage\r\nMaßnahmen angeordnet werden können, sind keine Zahlungen zu leisten. beträgt die Höhe\r\nder Zahlung:\r\n1. für Windenergieanlagen an Land 20 000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n2. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage bei Inbetriebnahme der Anlage als\r\nzweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium\r\nfür Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz bewirtschaftet. Sie sind\r\nfür Maßnahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die\r\nnicht bereits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der\r\nSicherung oder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von\r\nWindenergieanlagen an Land und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.1.10. § 6b Abs. 8 WindBG-E\r\nAbsatz 8 regelt die Rechtsfolgen bei der Anordnung von Maßnahmen oder Festsetzung von\r\nZahlungen.\r\nDer BDEW regt an, die Regelung im Einklang mit den Ausschussempfehlungen des Bundesrates\r\nnachzuschärfen6\r\n:\r\nNach der RED III ist – unbeschadet des Screenings – bei Einhaltung der Regeln auf Planebene\r\nund bei Durchführung der geeigneten Minderungsmaßnahmen davon auszugehen, dass die\r\nProjekte nicht gegen die in der Richtlinie genannten Bestimmungen verstoßen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6 Abs. 8 WindBG an:\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach\r\nAbsatz 6 Satz 3 oder Satz 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon\r\n6 Vergleiche dazu Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 23 der BR-Drucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 34\r\nauszugehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der\r\n§§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des\r\nWasserhaushaltsgesetzes verstoßen; eine weitergehende über die Überprüfung\r\nhinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vorschriften ist daher der §§ 34 und 44 Absatz 1\r\ndes Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht\r\ndurchzuführen. Eine Ausnahme nach § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\nnach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht\r\nerforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt,\r\nsofern und soweit die Regelungen des Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und\r\n44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nanwendbar wären.\r\n2.1.11. § 6b Abs. 9 WindBG-E\r\nAbsatz 9 regelt das Verhältnis zwischen §§ 6 und 6b WindBG. Die getroffenen Vorrangregeln für\r\n§ 6 WindBG, außer der Vorhabenträger votiert zu § 6b WindBG, sind zu begrüßen.\r\n2.2. Änderungen im BImSchG - Genehmigungsrecht\r\n2.2.1. § 10a Abs. 4 BImSchG-E\r\nDer BDEW empfiehlt, § 10a Abs. 4 BImSchG-E zu streichen. Im Sinne des Gebotes des\r\nkohärenten und widerspruchsfreien Einfügens der zur Umsetzung der RED III getroffenen\r\nnationalen Sondervorschriften in den vorgefundenen Rechtsbestand sind die dortigen\r\n„Maßgaben\" zur Anwendung der erst jüngst über die BImSchG-Novelle geänderten 9. BlmSchV\r\nkritisch zu sehen.\r\nGemäß § 10a Abs. 4 Nr. 2 BImSchG-E hat die Genehmigungsbehörde die Vollständigkeit des\r\nAntrages nunmehr innerhalb von 30 Tagen nach Eingang des Antrages (Vorhaben in einem\r\nBeschleunigungsgebiet) bzw. innerhalb von 45 Tagen (außerhalb eines\r\nBeschleunigungsgebietes) zu bestätigen. Gemäß § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV hat die Behörde\r\ndie Vollständigkeit des Antrages unverzüglich, innerhalb eines Monats zu prüfen.\r\nZwar ist der Entwurf Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III nachempfunden. Allerdings hätte unionsrechtlich\r\nkein Erfordernis für eine von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV abweichenden Regelung bestanden.\r\nDie dort statuierte Pflicht zur Vollständigkeitsprüfung innerhalb eines Monats ist nämlich aus\r\nSicht des Vorhabenträgers und im Lichte des Beschleunigungsinteresses die gegenüber Art 16\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 34\r\nAbs. 2 S. 1 RED III günstigere Regelung. Lediglich in den Fällen, in denen ein Monat mehr als 30\r\nTage hat, räumt die bestehende nationale Regelung der Behörde einen zusätzlichen Tag zur\r\nPrüfung ein. Angesichts der Dauer immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren\r\ninsbesondere bei WEA wird man hierin keine Verletzung des Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III sehen\r\nkönnen.\r\nEs ist auch sachlich nicht nachvollziehbar, warum von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV\r\nabweichende Fristen für bestimmte Fälle geregelt werden sollten: Zum einen entsprechen 30\r\nTage nicht in jedem Fall einem Monat, was zu unklaren und widersprüchlichen Ergebnissen\r\nführen kann. Zum anderen erschließt sich nicht, warum an die Prüfung der Vollständigkeit der\r\nAntragsunterlagen differenzierte Anforderungen je danach zu stellen sind, ob es sich um eine\r\nRED III-Anlage in einem Beschleunigungsgebiet (dann: 30 Tage), eine sonstige\r\nimmissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftige Anlage (dann: 1 Monat, d. h. zwischen 28\r\nund 31 Tagen) oder eine RED III-Anlage außerhalb eines Beschleunigungsgebietes (dann: 45\r\nTage) handelt: Die Anforderungen an die Vollständigkeit eines Antrages sind in allen Fällen\r\ngleich, zumal der Gesetzgeber kodifiziert hat. Es besteht daher kein sachlicher Grund, in § 10a\r\nAbs. 4 BImSchG-E von § 7 der 9. BImSchV abweichende Regelungen über die\r\nVollständigkeitsprüfung aufzunehmen.\r\n2.2.2. §10a Abs. 5 BImSchG\r\nDie Regelung, dass Genehmigungsverfahren ab dem 21. November 2025 elektronisch\r\ndurchzuführen sind, ist grundsätzlich zu begrüßen. Zum einen ist aber auch hier nicht\r\nnachvollziehbar, warum insofern eine Sonderregelung für RED III-Anlagen geschaffen wird.\r\nDenn eine ordnungsgemäße Umsetzung des Art. 16 Abs. 3 S. 7 RED III könnte auch dadurch\r\nerfolgen, dass in § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und S. 2 und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV die Worte\r\n„schriftlichen oder\" gestrichen werden. Hierdurch würde der Gesetzgeber nicht nur\r\nunionsrechtlichen Vorgaben Rechnung tragen, sondern könnte darüber hinaus einen Beitrag\r\nzur Beschleunigung und Digitalisierung (gerade auch im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom 6.\r\nNovember 2023) leisten.\r\nZum anderen wäre es wünschenswert, die Frist zur ausschließlichen elektronischen\r\nVerfahrensführung vorzuziehen. Die Möglichkeit zur elektronischen Antragseinreichung gem. §\r\n10 Abs. 1 S. 1 Var 2 BImSchG wurde bereits durch Gesetz vom 29. März 2017 (BGBI. 2017 I S.\r\n626) eingeführt. Die Tatsache, dass diese Möglichkeit vielerorts auch über sieben Jahre nach\r\nihrer Einführung praktisch nicht genutzt werden kann, zeigt, dass die Umsetzung der\r\nDigitalisierung der Genehmigungsverfahren von Seiten des Gesetzgebers forciert und mit\r\nNachdruck eingefordert werden muss. Es ist beispielweise nicht hinnehmbar, dass das in vielen\r\nBundesländern zu verwendende ELiA-Formular nach wie vor nicht online eingereicht werden\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 34\r\nkann, sondern die Formblätter nach digitalem Ausfüllen ausgedruckt und in physischer Form\r\nbei der Behörde eingereicht werden müssen, um Formfehler zu vermeiden.\r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, alle nach Inkrafttreten des Gesetzes zur Umsetzung der\r\nRED III neu eingeleiteten Genehmigungsverfahren ohne Ausnahme vollständig elektronisch\r\ndurchzuführen. Ggf. sind für eine Übergangszeit Formerfordernisse abzusenken, z. B. die\r\nÜbersendung eines mit eingescannter Unterschrift versehenen Dokumentes im PDF-Format per\r\neinfacher E-Mail zuzulassen.\r\n2.2.3. § 31k BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes)\r\nDer BDEW spricht sich für eine Wiederaufnahme und Verstetigung der am 25. April 2024\r\nausgelaufenen Regelungen für die Wintermonate (Oktober bis April) bezogen auf den\r\nSchallleistungspegel aus, wonach eine Erhöhung in dieser Zeit um maximal 4 Dezibel gegenüber\r\ndem bisher genehmigten Wert gestattet ist.\r\n2.2.4. § 16b BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes)\r\nDer BDEW begrüßt die in § 16b Abs. 8 und 9 BImSchG im Rahmen der BImSchG-Novelle\r\ngetroffene Regelung zur vereinfachten Typenänderung. Die Regelung ist jedoch dahingehend\r\nzu ergänzen, dass die Zustimmung/Genehmigung der Luftverkehrsbehörde weiterhin nötig ist.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 16 b Abs. 9 BImSchG an:\r\n(9) In den Fällen von Absatz 7 Satz 3 und Absatz 8 gilt die Genehmigung nach Ablauf von sechs\r\nWochen einschließlich der Nebenbestimmungen als antragsgemäß geändert, sofern die\r\nBehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag nach Absatz 5 gestellt wird.\r\n§ 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und § 15 Absatz 2 des Luftverkehrsgesetzes\r\nsind ist entsprechend anzuwenden.\r\nZudem sollte die Überschrift zu § 16b BImSchG wieder in ihre ursprüngliche Fassung\r\n„Repowering von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien;\r\nSondervorschriften für Windenergieanlagen“ geändert werden, denn es handelt sich bei den\r\nRegelungen in § 16b BImSchG nicht nur um Regelungen zum Repowering. Die in der BImSchGNovelle vorgenommen Änderung der Überschrift zu „Repowering von Anlagen zur Erzeugung\r\nvon Strom aus erneuerbaren Energien“ führt zu erheblichen Praxisproblemen, denn es wird\r\nteilweise argumentiert, die Regelung zur Typenänderung wäre nur in Repowering-Fällen\r\nanwendbar.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 34\r\n2.3. Änderungen im BauBG – Planungsrecht\r\n2.3.1. § 245e Abs. 3 BauGB\r\nIm Gesetzesentwurf wird in § 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 S. 1 BauGB-E bei der\r\nplanungsrechtlichen Betrachtung von Repowering-Vorhaben der bisherige Verweis auf § 16b\r\nBImSchG i. d. F. v. 24. September 2021 durch eine eigenständige Definition von RepoweringVorhaben ersetzt.\r\nDabei bleibt insbesondere der gem. Nr. 2 einzuhaltende Abstand zwischen Bestandsanlage und\r\nneuer Anlage mit dem zweifachen der Gesamthöhe der neuen Anlage (2H) gegenüber dem\r\ngerade erst geänderten § 16b Abs. 2 S. 2 Nr. 2 BImSchG (5H) zurück.\r\nHintergrund: Mit der Novelle des Bundesimmissionsschutzgesetzes wurden die Regelungen für\r\ndas Repowering (§ 16b BImSchG) an die Regelung in § 45c BNatSchG angepasst und damit\r\nausgeweitet: Die zeitlichen Vorgaben zur Errichtung von Windrädern wurden von 24 auf 48\r\nMonate erweitert und der Abstand zwischen Bestandsanlage und Neuanlage von 2H auf 5H\r\nerweitert. Zudem ist nach § 16b BImSchG der Ersatz von alten durch neue Anlagen ohne ein\r\nfestgelegtes Ersatzverhältnis („1 zu x“) möglich. Das Anliegen dieser Ausweitung war es, den\r\nAusbau durch Repowering bis zum Jahre 2030 zu beschleunigen.\r\nDieses Anliegen wird durch die vorgesehene Sonderdefinition des Repowerings im\r\nBauplanungsrecht konterkariert. Zudem sind abweichende Definitionen von RepoweringVorhaben in zwei verschiedenen Gesetzen nicht sinnvoll und führen zu Rechtsunsicherheit.\r\nDie jeweiligen bauplanungsrechtlichen Normen sollten sich daher strikt an der\r\nimmissionsschutzrechtlichen Definition orientieren (Einfügen eines dynamischen Verweises „in\r\nder jeweils gültigen Fassung“).\r\nDas der Gesetzesentwurf beim Repowering nun nicht mehr auf die „Grundzüge der Planung“\r\nabstellt, ist hingegen zu begrüßen und sollte beibehalten werden.\r\nDer BDEW regt folgende Änderung in § 245e Abs 3 BauGB an:\r\nDie in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 können Vorhaben\r\nim Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der jeweils\r\ngültigen Fassung, die den vollständigen oder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage\r\ndurch eine andere Windenergieanlage zum Inhalt haben, nicht entgegengehalten werden.,\r\nwenn bei einem vollständigen Austausch\r\n1. die neue Anlage innerhalb von 24 Monaten nach dem Rückbau der Bestandsan-lage\r\nerrichtet wird und\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 34\r\n2. der Abstand zwischen der Bestandsanlage und der neuen Anlage höchstens das\r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt.\r\n2.3.2. § 245f BauGB\r\nDie Überleitungsvorschrift regelt, dass auch in Aufstellung befindliche Windenergiegebiete\r\nzugleich als Beschleunigungsgebiete nach § 249a BauGB ausgewiesen werden sollen. Die\r\nRegelung ist zu begrüßen, sollte aber als „muss“-Vorschrift ausgestaltet werden.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 245f Abs.3 BauGB an:\r\n(3) Abweichend von § 233 Absatz 1 sind Windenergiegebiete im Sinne des\r\n§ 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes, für die vor dem … [einsetzen: Datum\r\ndes Inkrafttretens dieses Gesetzes nach Artikel 8] ein Beschluss über die Aufstellung, Änderung\r\noder Ergänzung eines Flächennutzungsplans oder Regionalen Teil-Entwicklungsplans Wind\r\ngefasst wurde, als Beschleunigungsgebiete nach § 249a darzustellen, soweit die dort genannten\r\nVoraussetzungen dafür vorliegen. Die Darstellung als Beschleunigungsgebiet soll zugleich mit\r\nder Darstellung des Windenergiegebiets erfolgen, es sei denn, dies führt nach Einschätzung der\r\nGemeinde zu einer wesentlich längeren Verfahrensdauer. In diesem Fall ist die Darstellung als\r\nBeschleunigungsgebiet unverzüglich, spätestens aber innerhalb eines Jahres nach\r\nBeschlussfassung vorzunehmen.\r\nDementsprechend ist auch § 28 Abs. 5 ROG anzupassen.\r\n2.3.3. § 249a Abs. 1 BauGB\r\nDer Gesetzesentwurf sieht einen Ausschluss von Gebieten mit landesweit bedeutendem\r\nVorkommen von durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Arten vor.\r\nDie Regelung ist gegenüber der RED III überschießend. Unionsrechtlich erforderlich wäre es\r\nlediglich, Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und MeeressäugerHauptzugrouten auszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche\r\nUmweltauswirkungen zu erwarten sind. Die ist mit geeigneten und verhältnismäßigen\r\nInstrumenten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss\r\nvon Gebieten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng\r\ngeschützter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nDie Definition solcher Gebiete folgt keinen einheitlichen und definierten Kriterien, sondern\r\nobliegt dem Ermessen der zuständigen Behörden. Darüber hinaus erfolgt regelmäßig keine\r\nkonkrete Prüfung, ob die Errichtung von WEA in diesen Gebieten erhebliche\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 34\r\nUmweltauswirkungen haben könnte, sondern allenfalls eine pauschale Annahme solcher\r\nAuswirkungen. Durch diese überschießende nationale Umsetzung drohen zusätzliche Flächen\r\nfür die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten verloren zu gehen.\r\nZudem erfolgt durch die vorgenommene Konkretisierung der „sensiblen Gebiete“ durch den\r\nVerweis auf Arten i. S. d. § 7 Abs. 2 Nr. 12 (= europäische Vogelarten) und Nr. 14 BNatSchG (=\r\nstreng und besonders geschützte Arten) eine Erweiterung des Prüfrahmens.\r\nDurch den Verweis auf Nr. 14 sind auch die besonders geschützten Arten umfasst, wodurch die\r\nzu berücksichtigende Anzahl an Arten groß wird (u. a. auch einige Amphibien, Säugetiere); hier\r\nsollte auf die streng geschützten Arten abgestellt werden. Eine zusätzliche Eingrenzung könnte\r\nhilfsweise dadurch erfolgen, dass bei der „Betroffenheit“ einer Art auf § 44 Abs. 5 BNatSchG\r\nund damit nur auf die streng geschützten Arten verwiesen wird.\r\nFür die in der Gesetzesbegründung genannten Beispiele für „sensible Gebiete“, wie\r\nDichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige\r\nAnsammlungen betroffener Arten ist jedenfalls festzuhalten, dass diese derzeit komplett dem\r\nBeurteilungsspielraum der Planungsträger unterlägen. Den Vorgaben der RED III\r\nentsprechende, geeignete und verhältnismäßige Instrumente und Datensätzen liegen hierfür in\r\nder Regel jedenfalls nicht vor. Weiter sind die im Gesetzesentwurf genannten Lebensraumtypen\r\nnicht flächendeckend kartiert, damit ist ein Zeitverzug bei Planaufstellung durch umfangreiche\r\nKartierung zu befürchten.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249a Abs. 1 BauGB an:\r\n1. Werden im Flächennutzungsplan Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1 des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes dargestellt, sind diese vorbehaltlich des Satzes 2 zugleich\r\nals Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land darzustellen. Die Darstellung als\r\nBeschleunigungsgebiet ist ausgeschlossen, soweit das Windenergiegebiet in einem der\r\nfolgenden Gebiete liegt:\r\n1. Natura 2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparke oder Kern- und Pflegezonen\r\nvon Biosphärenreservaten im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\n2. Gebiete mit landesweit bedeutendem Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau\r\nder Windenergie betroffenen Art im Sinne des § 7 Absatz 2 Nummer 12 oder Nummer 14 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes, die auf der Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten\r\nArtvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden können.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 34\r\nEine Art im Sinne des Satzes 2 Nummer 2 ist betroffen, wenn durch den Ausbau der\r\nWindenergie Verstöße gegen § 44 Absatz 1 Nummer 1 bis 3 des Bundesnaturschutz-gesetzes zu\r\nerwarten sind. Besonders geeignete Lebensräume sind insbesondere die Lebensraumtypen\r\nnach Anhang I der Richtlinie 92/43/EWG des Rates vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der\r\nnatürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen (ABl. L 206 vom\r\n22.7.1992, S. 7; L 176 vom 20.7. 1993, S. 29), die zuletzt durch die Richtlinie 2013/17/EU (ABl. L\r\n158 vom 10.6.2013, S. 193) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, die für durch\r\nden Ausbau der Windenergie betroffene Arten als Habitate geeignet sind.\r\n2.3.4. § 249a Abs. 2 BauGB\r\nAbsatz 2 regelt, dass bei möglichen negativen Umweltauswirkungen geeignete Regeln für\r\nwirksame Minderungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Plan\r\ndarzustellen sind.\r\nAußerdem ist der Wortlaut an die RED III anzupassen und „gegebenenfalls“ zu ergänzen. Denn\r\nes ist ein Unterschied, ob mögliche Auswirkungen oder tatsächlich eintretende Auswirkungen\r\nerheblich verringert werden.\r\nIn Satz 2 Nummer 2 sind mögliche Auswirkungen auf besonders geschützte Arten genannt.\r\nBisher wird in der Artenschutzprüfung über § 44 Abs. 5 BNatSchG nur auf streng geschützte\r\nArten abgestellt. Die Erweiterung des Artenspektrums ist zu streichen.\r\nDas angeführte Erfordernis der „Wirksamkeit“ geht auf Art. 15c Abs. 1 lit. b RED III zurück. Dort\r\nwird aber differenziert und klargestellt, dass dafür „geeignete Maßnahmen verhältnismäßig“\r\ndurchgeführt werden müssen.\r\nDer Begriff „wirksam“ ist aus unserer Sicht problematisch. Wie soll man gewährleisten, dass\r\neine fachlich anerkannte Minderungsmaßnahme im jeweiligen Fall auch wirksam ist?\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249a Abs. 2 BauGB an:\r\n(2) Bei der Darstellung der Beschleunigungsgebiete sind geeignete Regeln für wirksame\r\ngeeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb\r\nvon Anlagen und ihrem Netzanschluss darzustellen, um in der Umweltprüfung nach § 2 Absatz\r\n4 ermittelte mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht\r\nmöglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern. Abweichend von § 2 Absatz 4 und der\r\nAnlage 1 sind Umweltauswirkungen nach Satz 1 nur Auswirkungen auf\r\n1. die Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 34\r\n2. besonders streng geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 134 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes und\r\n3. die Bewirtschaftungsziele im Sinne des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes.\r\nDie Darstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen kann entsprechend der Anlage 3\r\nerfolgen.\r\n2.3.5. § 249b Abs. 6 BauGB\r\nAbsatz 6 regelt die Konkurrenz zwischen Solar- und Windenergiegebieten. Sofern sich diese\r\nGebiete überschneiden, sollen Windenergiegebiete einen Vorrang genießen. Die konkret\r\nvorgeschlagene Regelung führt de facto jedoch zu einer kategorischen Verdrängung von\r\nSolarenergiegebieten, obwohl es zahlreiche Beispiele in der Praxis gibt, in denen Wind und PV\r\nräumlich gemeinsam betrieben werden (\"Hybrid-Parks“). Dies muss weiterhin sinnvoll möglich\r\nbleiben.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249b Abs. 6 BauGB an:\r\nSoweit sich Solarenergiegebiete nach Absatz 1 oder Vorranggebiete für Solarenergie nach\r\nAbsatz 5 mit ausgewiesenen oder in Aufstellung befindlichen Windenergiegebieten im Sinne\r\ndes § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes überschneiden, ist der\r\nWindenergienutzung insoweit der Vorrang einzuräumen, als dass die Nutzung der solaren\r\nStrahlungsenergie die Nutzung der Windenergie nicht beeinträchtigen darf. Im Bereich der\r\nÜberschneidung ist für Vorhaben im Sinne des Absatzes 1 Satz 2 als weitere\r\nZulässigkeitsvoraussetzung eine Verpflichtungserklärung abzugeben, das Vorhaben\r\nzurückzubauen oder seinen Rückbau zu dulden, soweit dies für die Errichtung, die Änderung\r\noder den Betrieb einer vorrangigen Windenergieanlage erforderlich ist. Die\r\nGenehmigungsbehörde soll die Einhaltung dieser Verpflichtung entsprechend § 35 Absatz 5 Satz\r\n3 sicherstellen.\r\n2.3.6. § 249e Abs. 3 BauGB (neu)\r\nUm die bisher bestehenden gesetzlichen Möglichkeiten für die Schaffung von\r\nBeschleunigungsgebieten auch in Abbaubereichen des Braunkohletagebaus effektiv zu nutzen,\r\nsollte § 249e BauGB (ehemals: § 249b BauGB) um einen Absatz 3 ergänzt werden.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 249e Abs. 3 (neu) BauGB an:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 34\r\n(3) Haben die Landesregierungen Gebiete nach Absatz 1 und/oder 2 bestimmt, sollen die\r\nGemeinden diese Gebiete gleichzeitig als Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land\r\noder Solarenergie nach §§ 249a, 249c ausweisen.\r\n2.3.7. § 249 Abs. 3 BauGB\r\nIm Gesetzesentwurf wird, wie unter 2.3.1. ausgeführt, in § 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 S.\r\n1 BauGB-E bei der planungsrechtlichen Betrachtung von Repowering-Vorhaben der bisherige\r\nVerweis auf § 16b BImSchG i. d. F. v. 24. September 2021 durch eine eigenständige Definition\r\nvon Repowering-Vorhaben ersetzt. Die jeweiligen bauplanungsrechtlichen Normen sollten sich\r\nstrikt an der immissionsschutzrechtlichen Definition orientieren.\r\nDer BDEW regt folgende Änderung in § 249 Abs 3 S. 1 BauGB an:\r\n(3) Die Rechtsfolge des Absatzes 2 gilt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 nicht\r\nfür Vorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des BundesImmissionsschutzgesetzes in der jeweils gültigen Fassung, die den vollständigen\r\noder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage durch eine andere\r\nWindenergieanlage zum Inhalt haben, wenn bei einem vollständigen Austausch\r\n1. die neue Anlage innerhalb von 24 Monaten nach dem Rückbau der\r\nBestandsanlage errichtet wird und\r\n2. der Abstand zwischen der Bestandsanlage und der neuen Anlage höchstens das\r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt.\r\n2.3.8. Anlage 3 zum BauGB\r\nAnlage 3 beinhaltet einen Katalog an Regeln für Maßnahmen, die in Beschleunigungsgebieten\r\nfestgelegt werden können. Um den Rahmen der Stellungnahme nicht zu sprengen, behält sich\r\nder BDEW eine Kommentierung der Anlage 3 zum BauGB im weiteren Verfahren vor.\r\n2.4. Änderungen im ROG - Planungsrecht\r\n2.4.1. § 7 ROG\r\n§ 7 ROG soll Planungsträger motivieren, Flächen für miteinander vereinbare Nutzungen\r\nauszuweisen und enthält eine Definition der gewünschten Mehrfachnutzung von Flächen. Der\r\nBDEW begrüßt die Klarstellung. Die Regelung hat aus Sicht des BDEW Informations- und\r\nAppellcharakter.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 34\r\n2.4.2. § 28 Abs. 1 ROG\r\nDie in Absatz 1 erfolgte Klarstellung, dass Windenergiegebiete nicht mehr als Vorranggebiete\r\nmit Ausschlusswirkung festgesetzt werden dürfen, ist zu begrüßen.\r\n2.4.3. § 28 Abs. 2, 4, 5 ROG\r\nDie Anmerkungen zu § 249a und 245f BauGB gelten entsprechend.\r\n2.4.4. Anlage 3 zum ROG\r\nDie Anmerkungen zu Anlage 3 des BauGB gelten entsprechend.\r\n2.5. Änderungen im EEG - Folgeänderungen\r\nDie Erweiterung der Berichtspflicht im Kooperationsausschuss auf Beschleunigungsgebiete für\r\nWindenergie an Land ist zu begrüßen.\r\nDie weiteren Änderungen im EEG erscheinen als Folgeänderungen zu den neuen\r\nGebietskategorien für die Solarenergie nachvollziehbar.\r\n3. Solarenergie - Genehmigungs- und Planungsrecht\r\nDie für die Windenergie bei sinnvoller Ausgestaltung grundsätzlich zielführenden Vorgaben für\r\nBeschleunigungsgebiete ergeben bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) keinerlei\r\nMehrwert. Eine nationale Umsetzung ist für PV-FFA auch nicht zwingend durch die RED III\r\nvorgeschrieben und daher nicht erforderlich.\r\nInsbesondere lehnt der BDEW eine Umweltverträglichkeits(vor)prüfung (UVP/UVP-VP) in\r\nGenehmigungsverfahren für PV-FFA ab. Sie ist aufgrund der in Bauleitverfahren\r\ndurchzuführenden Umweltprüfung weder erforderlich noch mit Blick auf Rechtssicherheit und\r\nVerfahrensbeschleunigung zielführend.\r\nFür PV-FFA existiert im derzeitigen Recht über die kommunale Planungshoheit und das\r\nBebauungsplanverfahren ein bewährtes System, um geeignete und ausreichende Flächen\r\nauszuweisen. Dies bestätigen die aktuellen Ausbauzahlen. Der BDEW setzt sich, nicht zuletzt\r\nauch aus Akzeptanzgründen, ganz klar für ein Festhalten an der kommunalen Planungshoheit\r\nein. Zudem sieht der BDEW keinen beschleunigenden Effekt darin, für die Schaffung von\r\nPlanungsrecht auf eine höhere Planungsebene zu wechseln. Sinnvoll wäre perspektivisch eine\r\nFlächenvorgabe vergleichbar zu jener für Windenergie an Land im WindBG, damit auch\r\nzukünftig ausreichend Flächen zur Verfügung stehen. Das wäre beim bisherigen System sinnvoll,\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 34\r\nfür einen Wechsel auf eine höhere Planungsebene wäre es zwingend der erste Schritt bzw.\r\nGrundvoraussetzung. Der BDEW sieht weder in der vorgeschlagenen Ausweisung von\r\nBeschleunigungsgebieten noch in der Möglichkeit, durch Zahlung die Artenschutzprüfung zu\r\numgehen, ein praktikables System.\r\n3.1. Änderungen im UVPG\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Gesetzgeber mit § 2 Abs. 12 UVPG-E erstmals eine Definition für\r\nden Begriff der „Städtebauprojekte“ einführt und PV-FFA aus der Definition explizit\r\nherausgenommen werden.\r\nWährend der Referentenentwurf in der Folge konsequenterweise § 14b UVPG streicht, nimmt\r\nder Gesetzesentwurf § 14b UVPG wieder auf und schafft zusätzlich in Anlage 1 eine neue Nr.\r\n18.9, die nunmehr für PV-FFA zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie eine\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung verlangt (verpflichtend ab 30 Hektar, Vorprüfung ab 5 Hektar).\r\nDiese Wendung ist widersprüchlich und würde für PV-FFA eine UVP-Pflicht schaffen, die es so\r\nin der Praxis bisher nicht gab.\r\nNach jetziger Rechtlage besteht eine UVP-(Vorprüfungs-)Pflicht nur für sog. Städtebauprojekte.\r\nPV-FFA sind jedoch nicht als Städtebauprojekte einzuordnen. Das sieht auch der\r\nGesetzesentwurf so, indem er Städtebauprojekte in § 12 Abs. 12 UVPG entsprechend definiert\r\nund in der Begründung dazu ausführt:\r\n„Ein Städtebauprojekt ist danach ein Bauvorhaben, das Wohnbauten, Geschäftsbauten oder\r\nBauten für Sozial-, Bildungs- oder Freizeiteinrichtungen einschließlich der dafür vorgesehenen\r\nInfrastruktur beinhaltet. Es können also neben Wohnsiedlungen auch Krankenhäuser,\r\nUniversitäten, Sportstadien, Kinos, Theater, Konzerthallen und andere Kulturzentren sowie die\r\ndafür vorgesehene Infrastruktur in diese Kategorie fallen. Es handelt sich meist, aber nicht\r\nzwangsläufig, um multifunktionale Vorhaben.“\r\nWie die jetzt neu aufgenommene Definition eindeutig darlegt, sind und waren PV-FFA gerade\r\nkeine Städtebauprojekte. Die Begründung zu § 2 Abs. 12 UVPG-E legt sogar nahe, dass eine\r\nAufnahme von PV-FFA in die Kategorie der „Städtebauprojekte“ als europarechtswidrig\r\neinzustufen ist, da die Herausnahme von PV-FFA aus der besagten Definition nach Angaben in\r\nder Gesetzesbegründung dem Grundtenor europäischer Vorgaben entspricht.\r\nVor diesem Hintergrund sind allerdings die weiteren Ausführungen im Gesetzesentwurf nicht\r\nnachvollziehbar, wonach Freiflächenanlagen zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie nun\r\nnicht mehr unter diesen Begriff fallen:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 34\r\n„Vorhaben zum Ausbau der Erneuerbaren Energien im bisherigen Außenbereich, insbesondere\r\nFreiflächenanlagen zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie, unterscheiden sich dagegen\r\ntypischerweise in ihrer Gestalt und ihren Umweltauswirkungen von den aufgezählten Vorhaben\r\nund können daher nicht länger als Städtebauprojekte gelten, auch wenn für sie ein\r\nBebauungsplan aufgestellt wird.“\r\nDadurch entsteht der Eindruck, dass PV-FFA zuvor als Städtebauprojekte einzustufen waren.\r\nDem widerspricht der BDEW.\r\nDie im Gesetzesentwurf zutreffend vorgenommene Definition von Städtebauprojekten\r\nentspricht lediglich dem jetzigen Auslegungsrahmen für Städtebauprojekte und ändert ihn\r\nnicht. An den sachlichen Gegebenheiten, die ausschlaggebend für die Einordnung als\r\nStädtebauprojekt sind, hat sich nichts geändert.\r\nDarüber hinaus ist nicht ersichtlich, warum es eines eigenen Tatbestands für die UVPPflichtigkeit von PV-FFA bedarf. Die Pflicht ist europarechtlich nicht zwingend. Der Art. 4 Abs.\r\n2 UVP-RL fordert keine obligatorische Umsetzung, sondern den Mitgliedstaaten wird lediglich\r\ndie Möglichkeit eröffnet, für bestimmte Vorhaben eine UVP-Pflicht zu begründen.\r\nAuch angesichts der europäischen Vorgaben zum Artenschutzrecht sowie der deutschen\r\nVorgaben zur Eingriffsregelung und Bebauungsplanverfahren kann die Einführung einer UVPPflicht nicht mit einem Erfordernis eines höheren Schutzniveaus begründet werden. Aus\r\nartenschutzrechtlicher Sicht würde die Festlegung einer UVP(-Vorprüfungs-)pflicht inhaltlich zu\r\nkeiner detaillierteren Prüfung zugunsten des Umweltschutzes führen. Es würde vielmehr ein\r\nrein formalisiertes Verfahren eingeführt, ohne Vorteile für berechtigte gesellschaftliche\r\nBelange – mit entsprechenden Kosten, Zeitverzug und rechtlichen formalen Unsicherheiten.\r\nDie Schutzgüter des UVPG und der Eingriffsregelung sind bis auf das Schutzgut „Menschen,\r\ninsbesondere die menschliche Gesundheit“ und „kulturelles Erbe und sonstige Sachgüter“\r\nschließlich deckungsgleich, wobei die Erheblichkeitsschwelle für „erhebliche\r\nBeeinträchtigungen“ gem. Eingriffsregelung sowie für den Eintritt eines Verbotstatbestandes\r\nnach besonderem Artenschutzrecht niedriger ist als die Erheblichkeitsschwelle für „erhebliche\r\nUmweltauswirkungen“ gem. UVPG. Erhebliche Wirkungen sind daher bereits über die\r\nEingriffsregelung und das Artenschutzrecht vermieden, bevor eine UVP überhaupt greifen\r\nwürde. Die zusätzlichen Schutzgüter gem. UVPG werden wiederum bereits im\r\nBebauungsplanverfahren i. V. m. der Baugenehmigung geprüft. Auch die\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung ist über die Bebauungsplanverfahren bereits gewährleistet, so dass\r\nder Aarhus-Konvention ebenfalls mit dem bestehenden System Genüge getan wird.\r\nEin Solarpark, ganz gleich welcher Größe, kann zumindest außerhalb sensibler Schutzgebiete –\r\nfür die es ebenfalls ein eigenständiges Prüfverfahren gibt – nach fachlicher Vernunft keine\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 34\r\nWirkungen entfalten, die zu einer erheblichen Umweltauswirkung führen könnten. Bei\r\nPlanungen auf intensiv genutzten landwirtschaftlichen Flächen sind ausschließlich positive\r\nWirkungen feststellbar, die auch in Kumulation bei größerer Flächengröße positiv bleiben.\r\nLetztlich ist die im Rahmen des Bebauungsplanverfahrens durchzuführende Umweltprüfung\r\nalso ausreichend und etabliert.\r\nDer BDEW fordert die Streichung des § 14b UVPG sowie der neuen Nr. 18.9 in Anlage 1 zum\r\nUVPG.\r\n3.2. Änderungen im WindBG, BauGB und ROG\r\nDie im Rahmen der Beschleunigungsgebiete für Solarenergie vorgeschlagenen\r\nSonderregelungen für Solarenergie lehnt der BDEW ab.\r\nIn der Begründung wird zudem explizit auf die Gesetzgebungskompetenz der Länder im\r\nBaurecht verwiesen, die die Bestimmungen der RED III zu Genehmigungsverfahren umsetzen\r\nmüssen (Landesbauordnungen). Damit bleiben die tatsächlichen Verfahrensregeln für\r\nSolaranlagen bis zur Umsetzung im Unklaren. Ob ein Mehrwert zu den jetzigen Verfahren\r\nentsteht, kann kaum abgeschätzt werden. Ein Flickenteppich uneinheitlicher Länderregelungen\r\ndroht. Eine Umsetzung sollte zumindest geeint in der Musterbauordnung erfolgen.\r\nWeiter ist unklar, welche Behörde das Verfahren bei der Solarenergie nach § 6c WindBG\r\nvornehmen soll, da es – anders als im BImSchG für die Windenergie – keine\r\nKonzentrationswirkung gibt.\r\nOhnehin ist fraglich, inwieweit die Kommunen von der im Gesetzesentwurf enthaltenen\r\nMöglichkeit, Solargebiete in Flächennutzungsplänen auszuweisen, Gebrauch machen (neues\r\nfakultatives Planungsrecht für die Solarenergie).\r\nDa die Regelungen nicht verpflichtend sind, werden viele Kommunen auf das bekannte\r\nBauleitplanverfahren zurückgreifen, welches parallel weiterhin angewendet werden darf.\r\nSelbst wenn eine Kommune die Möglichkeit nutzt, Solargebiete im Flächennutzungsplan zu\r\ndefinieren, sieht der BDEW darin bisher kaum einen Mehrwert.\r\nDer Vorteil, dass man bei Umsetzung der Regelungen keine Erstellung eines Bebauungsplanes\r\nmehr benötigt, geht einher mit dem Umstand, dass die Themen aus dem Bebauungsplan dann\r\nin der privilegierten Baugenehmigung abzuarbeiten sind, was die Thematik aktuell eher\r\nunsicherer macht.\r\nDurch die Tatsache, dass gleich mehrere Solargebiete im Flächennutzungsplan eingearbeitet\r\nwerden können/sollen, könnte ein kritischer Standort die anderen unkritischen Standorte\r\nverzögern. Am Ende dauert das Verfahren in einem ungünstigen Fall länger.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 34\r\nSomit ist die Möglichkeit, Solargebiete auszuweisen zwar als Ergänzung hilfreich, wenn eine\r\nKommune den Vorhabensträgern mehr Möglichkeiten für einen privilegierten\r\nGenehmigungsantrag ermöglichen möchte. Ob es zur Beschleunigung führt, ist allerdings aus\r\nden genannten Gründen fraglich.\r\nGleichzeitig könnte das Nebeneinander von gemeindlicher und landesgesetzlicher Festlegung\r\nvon Vorranggebieten für Solarenergie für die vorrangigen Vorhaben (§§ 249b Abs. 2 und 3\r\nBauGB) zu Konkurrenzplanungen auf den unterschiedlichen Ebenen führen.\r\nZusammenfassend plädiert der BDEW dafür, die Regelungen im WindBG, BauGB und ROG für\r\ndie Solaranergie zu streichen.\r\nZuletzt weist der BDEW auf den Widerspruch hin, dass drei der Mindestkriterien für eine EEGFörderung gem. § 37 Abs. 1a EEG für PV-FFA in Beschleunigungsgebieten baurechtlich gem.\r\nAnlage 3 des BauGB vorgegeben werden.\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nRAin Katharina Graf\r\nAbteilung Recht\r\n+49 30 300199-1525\r\nkatharina.graf@bdew.de\r\nAsma Rharmaoui-Claquin\r\nAbteilung Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1318\r\nasma.rharmaoui-claquin@bdew.de"},"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":[]},"sendingDate":"2024-09-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 26. September 2024\r\nPositionspapier\r\nAusbaubeschleunigung\r\nStromverteilernetz\r\nPlanungs- und zulassungsrechtliche Vorschläge für einen schnelleren Ausbau des Verteilernetzes Strom –\r\nmit Nutzen für Übertragungsnetze und Wasserstoffnetze\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 26\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................4\r\n2 Übersicht der Beschleunigungsvorschläge des BDEW .................................4\r\n3 Umsetzung RED III für Verteilernetze .........................................................8\r\n4 Überragendes öffentliches Interesse auch für HochspannungsErdkabelvorhaben – Klarstellung der Regelung erforderlich........................9\r\n5 Erleichterungen für Provisorien – § 3 Nr. 29f und § 43 Abs. 1 EnWG ...........9\r\n6 Erleichterungen für integrierte Maßnahmen schaffen, § 43 Abs. 2 S. 1\r\nEnWG......................................................................................................10\r\n7 Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage – § 43 Abs. 3d\r\nEnWG neu ...............................................................................................11\r\n8 Erfordernis der Planfeststellung flexibilisieren – Wahlmöglichkeit zwischen\r\nPlanfeststellungsverfahren und Einzelgenehmigungen auch bei 110 kVFreileitungen ...........................................................................................12\r\n9 Unnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen einschränken – Änderung\r\nvon Anlage 1 UVPG..................................................................................13\r\n10 Regelungen zur Vollständigkeitsprüfung im EnWG ergänzen – § 43a EnWG\r\n................................................................................................................15\r\n11 Ertüchtigung des § 43f EnWG – Anzeigeverfahren erleichtern...................16\r\n11.1 Gebundene Entscheidung über Anwendung des Anzeigeverfahrens.16\r\n11.2 Bagatellregelungen für Maßnahmen, die keiner Anzeige bedürfen,\r\nschaffen ...............................................................................................16\r\n11.3 Anzeigeverfahren auch für Maßnahmen in der Gas- und\r\nWasserstoffinfrastruktur erleichtern – § 43f Abs. 2 S. 1 Nr. 1 EnWG.19\r\n11.4 Begriffsbestimmung in § 3 NABEG klarstellen ....................................20\r\n12 Weitere Optimierung der Regelungen zum Projektmanager – § 43g EnWG\r\n................................................................................................................20\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 26\r\n12.1 Projektmanager auf Antrag des Vorhabenträgers verpflichtend\r\nbeauftragen – § 43g EnWG (und § 29 NABEG)....................................20\r\n12.2 Einsatz von Projektmanagern in Besitzeinweisungsverfahren\r\nermöglichen.........................................................................................21\r\n13 Beschleunigung des Besitzeinweisungsverfahrens – § 44b EnWG..............21\r\n13.1 Verzicht auf gesondertes Besitzeinweisungsverfahren –\r\nPlanfeststellungbeschluss mit der Wirkung der vorzeitigen\r\nBesitzeinweisung .................................................................................21\r\n13.2 Besitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit, § 44b\r\nAbs. 1 Satz 1 EnWG..............................................................................22\r\n13.3 Gebotensein des schnellen Baubeginns klarstellen, § 44b Abs. 1 S. 3\r\nEnWG...................................................................................................23\r\n13.4 Klarheit über Zeitpunkt des Antrags schaffen, § 44b Abs. 1a S. 1 EnWG\r\n.............................................................................................................23\r\n13.5 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen, § 44b Abs.\r\n1a S. 3 ..................................................................................................24\r\n14 Erleichterungen bei der 26. BImSchV........................................................25\r\n15 Benehmensregelung für die untere Wasserbehörde im WHG schaffen .....25\r\n16 Raumverträglichkeitsprüfung, § 1 S.1 Nr.14 ROV......................................26\r\n17 Nachträgliche Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach\r\ndem BNatSchG ermöglichen.....................................................................26\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 26\r\n1 Einleitung\r\nDer Gesetzgeber hat in den vergangenen Jahren konsequent umfangreiche Rechtsetzung zur\r\nBeschleunigung des Übertragungsnetzausbaus auf den Weg gebracht. Diese Maßnahmen haben relevant zu einer Beschleunigung beitragen können.\r\nZur Erreichung der Klimaneutralitätsziele in Deutschland ist insbesondere auch ein enormer\r\nAus- und Umbau der Stromverteilernetze notwendig. Der Anschluss von Erneuerbaren Energien-Anlagen erfolgt zu weit überwiegendem Teil in den Verteilernetzen. Hinzu kommen weitere Anforderungen im Sinne der Wärme- und Verkehrswende, wie beispielsweise zusätzliche\r\nNetzanschlüsse für die Ladeinfrastruktur (PKW und LKW), der zunehmende Bedarf an strombetriebenen Wärmepumpen, aber auch Bedarfe für Elektrolyseure, Rechenzentren und Speicher. Zur Integration dieser Leistungen sind erhebliche Aufwendungen erforderlich. Um die\r\nklimapolitischen Ziele zu erreichen, ist es daher auch auf der Ebene der Verteilernetze dringend geboten, Regelungen zu treffen, die den Aus- und Umbau beschleunigen und eine zügige\r\nDurchführung der Planungs- und Genehmigungsverfahren sicherstellen. Aufgrund der planungsrechtlichen Vorgaben liegt dabei ein Schwerpunkt im Bereich der Hochspannungsleitungen.\r\nDaneben dienen grundlegende Beschleunigungsmaßnahmen für Planfeststellungsverfahren\r\nim Netzausbau auch in vielen Fällen einer weiteren Beschleunigung des Ausbaus der Übertragungsnetze. Da Umbau- oder Neubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungsinfrastrukturen\r\nebenfalls für das gesamte Energiesystem relevant und entlastende Wirkungen für den Ausbaubedarf bei den Stromnetzen haben wird, sollten diese Leitungen im Sinne der Beschleunigung immer in die Beschleunigungsregelung einbezogen werden. Insbesondere für das Wasserstoff-Kernnetz sind ehrgeizige zeitliche Ziele gesteckt. Der BDEW hat auch in seiner Stellungnahme zum Entwurf für ein WasserstoffBG weitere spezifische Vorschläge unterbreitet.\r\nVor diesem Hintergrund unterbreitet der BDEW mit diesem BDEW-Positionspapier konkrete\r\nVorschläge, wie die Planungs- und Zulassungsverfahren der für den erforderlichen Netzausbau\r\numzusetzenden Projekte jetzt beschleunigt werden können.\r\n2 Übersicht der Beschleunigungsvorschläge des BDEW\r\n› Umsetzung RED III für Verteilernetze\r\nDie Anwendung der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) soll auf Stromverteilernetze erweitert werden, um deren Ausbau zu beschleunigen und Engpässe zu vermeiden, indem entsprechende gesetzliche Anpassungen vorgenommen werden.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 26\r\n› Hochspannungs-Erdkabel im überragenden öffentlichen Interesse\r\nDie Regelungen des § 43 EnWG sollen so angepasst werden, dass auch Hochspannungs-Erdkabel eindeutig als im überragenden öffentlichen Interesse liegend anerkannt werden.\r\n› Erleichterungen für Provisorien\r\nProvisorische Leitungen sollten auch bei einer Länge über 15 km als Provisorien gelten und\r\nnicht den strengen Auflagen für dauerhafte Leitungen unterliegen, um temporäre Lösungen zu erleichtern.\r\n› In Planfeststellungsverfahren integrierte Maßnahmen\r\nManchmal ist es sinnvoll, in ein Planfeststellungsverfahren einer Baumaßnahme eine andere zu integrieren, z. B. den Bau eines Umspannwerks in das Verfahren eines Leitungsbaus. Bisher ist nicht klar geregelt, welche Regeln dann zur Anwendung kommen, etwa hinsichtlich Privilegierungen. Eine Klarstellung in § 43 EnWG sollte sicherstellen, dass die privilegierenden Regelungen des EnWG auch für Maßnahmen gelten, die in entsprechende\r\nPlanfeststellungsverfahren integriert werden.\r\n› Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage\r\nFür die Beurteilung der Sach- und Rechtslage bei Genehmigungsentscheidungen sollte der\r\nStichtag, bis zu welchem Änderungen eingebracht werden können, auf den Fristablauf der\r\nBehördenbeteiligung vorverlagert werden. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen sollten außer Betracht bleiben, um aus dem Teufelskreis von ständigen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und neuerlichen Verzögerungen auszubrechen.\r\n› Flexibilisierung des Planfeststellungsverfahrens\r\nIn § 43 EnWG sollte die Option eingeführt werden, für die Zulassung von Hochspannungsfreileitungen zwischen Planfeststellung und Einzelgenehmigungen zu wählen. Dies erlaubt,\r\nflexibel die für das jeweilige Projekt schnellste und rechtsichere Variante zu wählen.\r\n› Einschränkung unnötiger Umweltverträglichkeitsvorprüfungen\r\nDie Umweltverträglichkeitsprüfung ist ein aufwendiges, formalisiertes Verfahren zur Feststellung der Umweltauswirkungen eines Projekts. Ob dieses Verfahren zur Anwendung\r\nkommen muss, wird in bestimmten Fällen durch eine Vorprüfung geprüft. Der Gesetzgeber\r\nsollte die UVP-Vorprüfungspflichten für Hochspannungsleitungen unter 220 kV und für Gasbzw. Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von weniger als 800 mm auf standortbezogene Prüfungen beschränken oder ganz entfallen lassen. Denn hier ist das Prüfergebnis in der Praxis regelmäßig, dass es keinerlei Umweltverträglichkeitsprüfung bedarf. Ein\r\nVerzicht auf UVP und UVP-Vorprüfung heißt nicht, dass Umweltauswirkungen nicht erfasst\r\nwerden, sondern dass schlankere Verfahren zur Anwendung kommen können.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 26\r\n› Ergänzung einer Vollständigkeitsprüfung im EnWG\r\nEffiziente und zügige Vollständigkeitsprüfungen von Antragsunterlagen sind essenziell, um\r\nVerfahrensverzögerungen zu vermeiden. Daher sollten Behörden verpflichtet sein, innerhalb eines Monats die Vollständigkeit der Unterlagen zu prüfen. Außerdem sollten die Einwendungsfrist Privater, die Stellungnahmefrist von Verbänden und die Stellungnahmefrist\r\nder Behörden zusammenfallen, um Verfahren zeitlich zu beschleunigen.\r\n› Erleichterungen im Anzeigeverfahren\r\nBei Anzeigeverfahren handelt es sich um eine vereinfachte Zulassung für Netzprojekte mit\r\ngeringen Auswirkungen wie etwa Neubeseilungen oder damit verbundene standortnahe\r\nMaständerungen. Diese Verfahren können in vielen Fällen die Umsetzung von Maßnahmen\r\nermöglichen, ohne dass diese ein aufwendiges Verfahren durchlaufen müssen. Daher plädiert der BDDEW dafür, die Möglichkeiten eines Anzeigeverfahrens zu erweitern:\r\n Gebundene Entscheidung über Anwendung des Anzeigeverfahrens\r\nDamit ein Anzeigeverfahren zur Anwendung kommt, sollten Behörden lediglich prüfen, ob die dafür notwendigen Voraussetzungen gegeben sind und dann in dieser\r\nEntscheidung gebunden sein. Dies verhindert Verzögerungen durch Ermessensentscheidungen durch die Behörden.\r\n Bagatellregelungen für Maßnahmen, die keiner Anzeige bedürfen, schaffen\r\nEinführung von Bagatellregelungen für kleine Änderungen an Leitungen, die keiner\r\nAnzeige bedürfen, um Ressourcen zu sparen. Aufnahme eines klarstellenden Absatzes in § 43f EnWG, der geringfügige Maßnahmen von der Anzeigepflicht befreit.\r\n Anzeigeverfahren auch für Maßnahmen in der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur\r\nerleichtern\r\nAnpassung des Anzeigeverfahrens für Maßnahmen in der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, um den Umbau zu erleichtern; Ergänzung von speziellen Regelungen für\r\nGas- und Wasserstoffprojekte.\r\n› Optimierung der Projektmanager-Regelungen\r\n Projektmanager auf Antrag des Vorhabenträgers verpflichtend beauftragen\r\nDer Einsatz von Projektmanagern sollte auf Antrag des Vorhabenträgers verpflichtend\r\nsein, um Verfahrensbeschleunigungen zu erzielen.\r\n Einsatz von Projektmanagern in Besitzeinweisungsverfahren ermöglichen\r\nProjektmanager sollten auch in Besitzeinweisungsverfahren eingesetzt werden dürfen,\r\num diese effizienter zu gestalten.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 26\r\n› Beschleunigung des Besitzeinweisungsverfahrens\r\n Verzicht auf gesondertes Besitzeinweisungsverfahren\r\nDas Besitzeinweisungsverfahren sollte über eine Änderung im § 44b EnWG direkt im\r\nPlanfeststellungsbeschluss integriert werden, um Verfahrensschritte zu sparen.\r\n Besitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit\r\nBesitzeinweisungen sollen auch bei der Notwendigkeit zur Sicherstellung technischer\r\nSicherheit möglich sein.\r\n Öffentliches Interesse am schnellen Baubeginn\r\nEs sollte klargestellt werden, dass der schnelle Baubeginn grundsätzlich geboten ist\r\nund das öffentliche Interesse daran besteht. Diese juristische Feststellung verhindert\r\nVerzögerungen bei der zügigen Umsetzung von Beschlüssen aus abgeschlossenen\r\nPlanfeststellungsverfahren.\r\n Klarheit über Zeitpunkt des Antrags schaffen\r\nDer Zeitpunkt für Anträge auf Besitzeinweisungen sollte klar definiert werden, um\r\nrechtliche Unsicherheiten zu vermeiden. Anträge sollten mit Ablauf der Einwendungsfristmöglich sein.\r\n Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\nBesitzeinweisungen sollen bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns möglich sein, um Projektverzögerungen zu vermeiden. Dementsprechend sollte eine Besitzeinweisung bereits auf Grundlage der Entscheidung zum vorzeitigen Baubeginn\r\nmöglich sein.\r\n› Unnötige Minimierungsprüfung nach der 26. BImSchV vermeiden\r\nDie Anforderungen an die Prüfung der Minimierung elektromagnetischer Felder sollten vereinfacht werden, sofern Grenzwerte deutlich unterschritten werden. So sollten bei einer\r\nUnterschreitung der Grenzwerte um 50 % keine weiteren Minimierungsmaßnahmen erforderlich sein.\r\n› Benehmensregelung für Wasserbehörden\r\nErsetzen des „Einvernehmens“ durch „Benehmen“ mit den Wasserbehörden für priorisierte\r\nProjekte, um Genehmigungen zu beschleunigen.\r\n› Verzicht auf Raumverträglichkeitsprüfungen bei planfeststellungsbedürftigen Vorhaben\r\nDa die Raumverträglichkeit auch im Rahmen der Planfeststellung geprüft wird, sollte bei\r\nplanfeststellungbedürftigen Vorhaben auf die Notwendigkeit eines eigenständigen Verfahrens zur Raumverträglichkeitsprüfung verzichtet werden. Derzeit wird die Prüfung bei diesen Vorhaben doppelt durchgeführt.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 26\r\n› Erleichterungen bei naturschutzrechtlichen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen\r\nFür Projekte von überragendem öffentlichem Interesse sollte im EnWG eine Regelung geschaffen werden, die eine nachträgliche Festlegung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen\r\nermöglicht.\r\nIm Folgenden werden diese Forderungen weiter erläutert und mit Regelungsvorschlägen unterlegt.\r\n3 Umsetzung RED III für Verteilernetze\r\nDas Verteilernetz wird, wenn es nicht gelingt, die Bedingungen für einen schnelleren Ausbau\r\nzu verbessern, zunehmend zum Engpass des weiteren Ausbaus der Erneuerbaren Energien\r\nwerden. Daher ist es erforderlich, dass insbesondere auch die entsprechenden Verteilnetze\r\nzügig ausgebaut werden. Gerade die Planfeststellungsverfahren für den dringend erforderlichen Ausbau von 110-kV-Leitungen in der Hochspannungsebene erfordern noch immer deutlich zu viel Zeit. Daher muss die Anwendung der Vorgaben des Art. 15 RED III unbedingt auch\r\nfür das Verteilernetz ermöglicht werden.\r\nErhebliches Beschleunigungspotenzial auf der Hochspannungsebene\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, dass die im Rahmen der Umsetzung der RED III im „Gesetzentwurf zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See\r\nund Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes“ neu zu schaffenden Regelungen von § 12j, § 43n und § 43o EnWG entsprechend auch auf Hochspannungsleitungen Anwendung finden. In einer pragmatischen Anwendung der Regelungen mit den Folgen des §\r\n43n EnWG kann sich auch im Verteilernetz ein echtes Beschleunigungspotenzial entwickeln.\r\nAusweisung von Infrastrukturgebieten auf Antrag des Vorhabenträgers\r\nAnknüpfungspunkt für die Ausweisung von Infrastrukturgebieten für Hochspannungsleitungsbauvorhaben wären Vorhaben aus dem jeweiligen Netzausbauplan des Verteilnetzbetreibers\r\nnach § 14d EnWG. Für solche Vorhaben sollte allerdings die Ausweisung nur auf Antrag des\r\nNetzbetreibers erfolgen.\r\nHintergrund hierfür ist, dass einerseits die Ausbauvorhaben in den 110-kV-Netzen noch deutlich vielgestaltiger sind als dies in der Höchstspannung der Fall ist. In der 110-kV-Spannungsebene des Verteilernetzes erfolgt beispielsweise ein großer Teil des Netzausbaus durch Ersatzneubauvorhaben auf bestehenden Trassen. Andererseits geht mit der Ausweisung der Infrastrukturgebiete ein erheblicher Aufwand einher, den die voraussichtlich zuständigen Planfeststellungsbehörden der Länder in angemessener Zeit nicht in der Lage wären zu bewältigen.\r\nEine Ausweisung nur auf Antrag würde die Möglichkeit bieten, das Ausbauvolumen zeitlich zu\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 26\r\nstaffeln und wäre angesichts des Ausbauvolumens im Verteilernetz auch angemessen. Im Ergebnis würde dieses Vorgehen nur das Regel-Ausnahme-Verhältnis gegenüber dem bereits für\r\nHöchstspannungsvorhaben in § 12j Abs. 10 und § 43n Abs. 9 EnWG vorgesehenen Opt-out\r\numkehren.\r\n4 Überragendes öffentliches Interesse auch für Hochspannungs-Erdkabelvorhaben –\r\nKlarstellung der Regelung erforderlich\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, dass die Regelungen in § 43 Abs. 3a EnWG auch auf Hochspannungserdkabel Anwendung finden. § 43 Abs. 3 a EnWG ist im Gegensatz zu Abs. 3b auf die\r\nVorhaben nach Abs. 1 S. 1 Nr. 1 - 4 EnWG beschränkt und gilt somit nicht unmittelbar für\r\nHochspannungserdkabel. Wegen der in Abs. 3a enthaltenen Beschränkung auf Vorhaben nach\r\n§ 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 - 4 EnWG stellt sich die Frage, ob § 43 Abs. 3b EnWG so auszulegen ist,\r\ndass er ausschließlich für die in § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 - 4 EnWG aufgeführten Vorhaben gilt.\r\nDann wäre er auf Hochspannungs-Erdkabelvorhaben nicht anwendbar, weil dieses unter § 43\r\nAbs. 2 S. 1 Nr. 4 EnWG fällt.\r\nHier sollte eine Klarstellung im Gesetz erfolgen, dass auch Hochspannungserdkabelvorhaben\r\nunter die Regelung zum überragenden öffentlichen Interesse fallen.\r\n5 Erleichterungen für Provisorien – § 3 Nr. 29f und § 43 Abs. 1 EnWG\r\nDie auf die Zulassung provisorischer Leitungen anwendbaren Regelungen bedürfen einer klarstellenden Änderung. Auch ein Provisorium mit einer Länge von mehr als 15 km muss eindeutig ein Provisorium im rechtlichen Sinne bleiben und sollte nicht mit einem Neubau einer dauerhaften Höchstspannungsfreileitung gleichgestellt werden. Entscheidend für ein Provisorium\r\nist die auch bereits in der BT-Drs. 20/9187 dargestellte dienende Funktion. Nach den geltenden Regelungen soll jedoch die Planfeststellungsfreiheit einer provisorischen Leitung ab einer\r\nLänge von 15 km entfallen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 Nr. 29f EnWG-Provisorien\r\n„Hochspannungsleitungen, einschließlich der für ihren Betrieb notwendigen Anlagen, die nicht\r\nauf Dauer angelegt sind und die die Errichtung, den Betrieb oder die Änderung einer dauerhaften Hochspannungsleitung oder eine Änderung des Betriebskonzepts oder einen Seiltausch\r\noder eine standortgleiche Maständerung im Sinne des § 3 Nummer 1 des\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 26\r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder die Überwindung von Netzengpässen unterstützen, sofern das Provisorium eine Länge von 15 Kilometern nicht überschreitet,“\r\n§ 43 Abs. 1 EnWG\r\nDie Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:\r\n[…]\r\nLeitungen nach § 2 Abs. 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz bleiben\r\nunberührt. Die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung eines Provisoriums selbst stellen\r\nkeine Errichtung, keinen Betrieb und keine Änderung einer Hochspannungsfreileitung im energiewirtschaftlichen Sinne dar, sofern das Provisorium eine Länge von 15 km nicht überschreitet. Der Betreiber zeigt der zuständigen Immissionsschutzbehörde die Einhaltung der Vorgaben\r\nnach den §§ 3 und 3a der Verordnung über elektromagnetische Felder, in der jeweils geltenden\r\nFassung, mindestens zwei Wochen vor der Errichtung, der Inbetriebnahme oder einer Änderung mit geeigneten Unterlagen an.“\r\n6 Erleichterungen für integrierte Maßnahmen schaffen, § 43 Abs. 2 S. 1 EnWG\r\n§ 43 Abs. 2 EnWG eröffnet die Möglichkeit, Zulassungsverfahren für bestimmte für den Betrieb von Energieleitungen notwendigen Anlagen, insbesondere Konverterstationen, Phasenschieber, Verdichterstationen, Umspannanlagen und Netzverknüpfungspunkte in ein Planfestellungsverfahren nach § 43 Abs. 1 EnWG zu integrieren. In diesen Fällen ist indes unklar, ob\r\nfür die integrierten Anlagen dann die gleichen Regelungen Anwendung finden, wie für das\r\nAusgangsverfahren. Um ein Auseinanderfallen der Regelungen in einem Verfahren zu vermeiden, sollte für diese Fälle in § 43 Abs. 2 S. 2 EnWG klargestellt werden, dass für die integrierten Vorhaben, die Vorschriftendes EnWG, welche sich auf das Vorhaben nach Abs. 1 S. 1 beziehen, ebenfalls anzuwenden sind. So wird gewährleistet, dass insbesondere die Regelungen\r\ndes § 43 Abs. 3 S. 2 bis 6 EnWG (Beschränkung der Alternativenprüfung), der Absätze 3a bis 3c\r\n(überragendes öffentliches Interesse, Alternativenprüfung, Abwägungsvorgaben) und des §\r\n43m EnWG (Umsetzung der EU-Notfallverordnung) sowie zukünftig des § 43n EnWG (Umsetzung der RED III) auch auf integrierte Maßnahmen anwendbar sind.\r\nZudem sollte klargestellt werden, dass eine nachträgliche Integration über ein Planergänzungsverfahren möglich ist. Durch die Bezugnahme auf die Vorschriften des Energiewirtschaftsrechts wird klargestellt, dass im Falle einer nachträglichen Integration insbesondere die\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 26\r\nUVP-rechtlichen Vorgaben unberührt bleiben. Die Klarstellungen dienen insgesamt der\r\nRechtssicherheit, indem ein ungewolltes Auseinanderfallen der Rechtsregime verhindert wird.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nNach § 43 Abs. 2 S. 2 EnWG werden die folgenden Sätze 3 und 4 neu eingefügt:\r\n„Sofern Maßnahmen nach S. 1 in ein Planfeststellungsverfahren für Vorhaben nach Abs. 1 S.\r\n1 integriert werden, sind Vorschriften des Energiewirtschaftsrechts, welche sich auf solche\r\nVorhaben beziehen, auch auf die integrierten Maßnahmen anzuwenden. Dabei ist eine\r\nnachträgliche Integration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren möglich, solange die Entscheidung zur Planfeststellung gilt.“\r\n7 Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage – § 43 Abs. 3d EnWG neu\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und\r\nVerzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Abs. 5 BImSchG der Zeitpunkt der\r\nmaßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert\r\nwerden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und\r\nsich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese\r\nFestlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfahrensbeteiligten auf der\r\nGrundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stellungnahmen, Einwendungen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt vortragen. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit wird der Zeitpunkt der Unbeachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenentscheidung eintreten würde,\r\nsachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des § 43 Abs. 3d EnWG könnte wie\r\nfolgt lauten:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, entscheidet die Planfeststellungsbehörde auf Grundlage der geltenden\r\nSach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist.”\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 26\r\n8 Erfordernis der Planfeststellung flexibilisieren – Wahlmöglichkeit zwischen Planfeststellungsverfahren und Einzelgenehmigungen auch bei 110 kV-Freileitungen\r\nDie Vorgaben über das Erfordernis einer Planfeststellung oder einer Plangenehmigung in\r\n§ 43 EnWG sind vielfach sehr starr und werden den Anforderungen der Verfahren nicht immer\r\ngerecht. Vor diesem Hintergrund sollte eine stärkere Flexibilisierung der Vorgaben erfolgen.\r\nFür den Neubau und die Änderung von 110-kV-Freileitungsvorhaben, die keiner UVP unterliegen (siehe hierzu Vorschlag unten), sollte die im § 43 EnWG geregelte grundsätzliche Planfeststellungspflicht aufgehoben und stattdessen entsprechend den 110-kV-Erdkabeln eine optionale Planfeststellungsmöglichkeit eingeführt werden. Hierdurch wäre ein Anzeigeverfahren\r\ngemäß § 43f EnWG für diese Fälle nicht mehr notwendig, da dies ja nur für grundsätzlich planfeststellungspflichtige Vorhaben erfolgen muss. Anzeigeverfahren machen derzeit in der 110-\r\nkV-Ebene einen nicht unerheblichen Anteil aus und werden, soweit diese weiterhin erforderlich sind, im Hinblick auf die erhebliche Zunahme von Wind-/Solarpark-Anbindungen an bestehende Hochspannungsfreileitungen nochmals an Anzahl erheblich zunehmen.\r\nDurch die vorgeschlagene Änderung würden die ohnehin knappen Personalkapazitäten bei\r\nden Planfeststellungsbehörden signifikant entlastet und die Umsetzung von Vorhaben, bei\r\ndenen die erforderlichen privaten und öffentlich-rechtlichen Einzelgenehmigungen vorliegen\r\noder einvernehmlich beschafft werden können, beschleunigt werden.\r\n110-kV-Freileitungen, die keiner UVP-Pflicht unterliegen, sollten daher hinsichtlich des Verfahrens- und Genehmigungsaufwands 110-kV-Erdkabeln, bei denen es keine grundsätzliche Planfeststellungspflicht bzw. ein Anzeigeverfahren gibt, gleichgestellt werden.\r\nFormulierungsvorschlag: § 43 Abs. 1 und 2 EnWG sollten wie folgt geändert werden:\r\n§ 43 Erfordernis der Planfeststellung\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der\r\nPlanfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:\r\n1. Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr, ausgenommen\r\na) Bahnstromfernleitungen und\r\nb) Hochspannungsfreileitungen mit einer Gesamtlänge von bis zu 200 Metern, die nicht in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Abs. 1 Nr. 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegen,\r\nc) Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von weniger als 220 Kilovolt und\r\neiner Länge von bis zu 5 km,\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 26\r\n(…)\r\n(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens können durch Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde zugelassen werden:\r\n(…)\r\n5. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Freileitung mit einer Nennspannung\r\nvon unter 110 Kilovolt, einer Hochspannungsfreileitung mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr und einer Gesamtlänge von bis zu 200 Metern, die nicht in einem Natura 2000-\r\nGebiet liegt, Hochspannungsfreileitungen mit einer Länge bis zu 5 km oder mehr und einer\r\nNennspannung von weniger als 220 Kilovolt oder einer Bahnstromfernleitung, sofern diese\r\nLeitungen mit einer Leitung nach Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 2 oder 3 auf einem Mehrfachgestänge geführt werden und in das Planfeststellungsverfahren für diese Leitung integriert werden; Gleiches gilt für Erdkabel mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt, sofern diese im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Abs. 1 S. 1\r\nNr. 2 bis 4 oder nach den Nr. 2 bis 4 mit verlegt werden,\r\n(…)\r\nSatz 1 ist für Erdkabel auch bei Abschnittsbildung anzuwenden, wenn die Erdverkabelung in\r\nunmittelbarem Zusammenhang mit dem beantragten Abschnitt einer Freileitung steht.\r\n(…)\r\n9 Unnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen einschränken – Änderung von Anlage 1 UVPG\r\nDie europäische UVP-Richtlinie (RL 2011/92 EU in der durch RL 2014/52/EU geänderten Fassung) unterscheidet zwischen Vorhaben, die zwingend durch die Mitgliedsstaaten einer UVP\r\nunterworfen werden müssen und solchen, bei denen ein Spielraum besteht.\r\nLeitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 220 kV fallen (ebenso wie Pipelines\r\nmit einem Durchmesser von weniger als 800 mm und einer Länge von weniger als 40 km)\r\nnicht unter die Kategorie der Anlagen, für die bereits nach der Richtlinie zwingend eine UVP\r\ndurchzuführen ist. Die Verpflichtung zur Durchführung einer UVP kann vielmehr bei Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von weniger als 220 kV ebenso bei den genannten Pipelines) von einer Einzelfallentscheidung oder von Schwellenwerten abhängig gemacht werden. In beiden Fällen müssen die Kriterien Standort, Art und Größe eines Projekts\r\nberücksichtigt werden. Derzeit unterliegen diese Leitungsbauvorhaben nach dem deutschen\r\nUVPG einer allgemeinen oder standortbezogenen Vorprüfungspflicht. Diese Prüfungen fallen\r\nin der Regel negativ aus.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 26\r\nDaher sollte der deutsche Gesetzgeber den europarechtlich gegebenen Rahmen ausschöpfen\r\nund die bestehenden UVP-Vorprüfungspflichten einschränken, um einen zügigen Ausbau des\r\nHochspannungsnetzes und des Wasserstoffleitungsnetzes zu gewährleisten. Leitungen unterhalb einer Nennspannung von 220 kV sowie Gas- und Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von weniger als 800 mm und einer Länge von weniger als 40 km sollten generell nur\r\neiner standortbezogenen Vorprüfung unterliegen. Für 110 kV-Leitungen mit einer Länge von\r\nweniger als 5 km und Gas- und Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von mehr als\r\n300 mm und einer Länge von weniger als 5 km sollte die Vorprüfungspflicht gänzlich entfallen.\r\nZudem sollten für Änderungsvorhaben und Ertüchtigungsvorhaben über die Vorgaben des §\r\n43f EnWG hinaus die Vorprüfungspflicht generell entfallen, da die Erfahrung zeigt, dass sich\r\nregelmäßig im Rahmen der Vorprüfungen keine Pflicht ergibt, eine UVP durchzuführen.\r\nDer Verzicht auf die Notwendigkeit einer UVP oder UVP-Vorprüfung würde auch die weitergehende Möglichkeit der Vorhabenzulassung im Rahmen der Plangenehmigung anstelle des aufwändigeren Planfeststellungsverfahrens nach § 43 EnWG i.V.m. § 74 Abs. 6 VwVfG ermöglichen.\r\nFormulierungsvorschlag zur Änderung des UVPG: Anhang 1 Abschnitte 19.1 und 19.2 des\r\nUVPG sollten wie folgt geändert werden:\r\n19. Leitungsanlagen und andere Anlagen:\r\n19.1 Errichtung und Betrieb einer Hochspannungsfreileitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes mit\r\n19.1.1 einer Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 220 kV oder\r\nmehr,\r\nX\r\n19.1.2 einer Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV bis\r\nzu 220 kV,\r\nA\r\n19.1.3 einer Länge von 5 km bis 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV oder\r\nmehr,\r\nA\r\nS\r\n19.1.4 einer Länge von über 200 Metern und weniger als 5 km und einer Nennspannung von 110 kV 220 kV oder mehr;\r\nS\r\n19.1.5. einer Länge von bis zu 200 Metern und einer Nennspannung von 110 kV 220\r\nkV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreileitung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 26\r\n19.2 Errichtung und Betrieb einer Gasversorgungsleitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes, ausgenommen Anlagen, die den Bereich eines Werksgeländes\r\nnicht überschreiten, mit\r\n19.2.1 einer Länge von mehr als 40 km und einem Durchmesser von mehr als 800 mm X\r\n19.2.2 einer Länge von mehr als 40 km und einem Durchmesser von 300 mm bis zu\r\n800 mm\r\nA\r\nS\r\n19.2.3 einer Länge von 5 km bis 40 km und einem Durchmesser von mehr als 300 mm S\r\n19.2.4 einer Länge von weniger als 5 km und einem Durchmesser von mehr als 300\r\nmm\r\nS\r\n10 Regelungen zur Vollständigkeitsprüfung im EnWG ergänzen – § 43a EnWG\r\nSowohl im Entwurf des WasserstoffBG als auch im Entwurf zur Novelle des BImSchG sind bereits Regelungen und Fristen für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen sowie einen Prüfrahmen für die Vollständigkeitsprüfung enthalten. Auch im Planfeststellungsverfahren stellt die Frage der Vollständigkeit der Planunterlagen einen wesentlichen Verfahrensschritt dar, dessen Verzögerung das gesamte Verfahren deutlich verlangsamen kann. Daher\r\nsollte § 43a EnWG um folgende entsprechende Regelung ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans, in der Regel spätestens innerhalb eines\r\nMonats, zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist.\r\nDies ist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung\r\nnäher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit\r\nnicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die\r\nfür das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\n§ 43a EnWG sollte um einen Absatz mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 26\r\n„Die gemäß § 73 Abs. 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der Anhörungsbehörde soll in der Regel mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist\r\nvon Verbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf hergestellt und das Verfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zudem in die Lage versetzen, einerseits frühzeitiger vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach\r\n§ 44b Abs. 1a EnWG zu beantragen und damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen\r\nEnteignungsbehörde zeitlich zu strecken sowie andererseits frühzeitiger die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für zeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrämungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu beantragen.\r\n11 Ertüchtigung des § 43f EnWG – Anzeigeverfahren erleichtern\r\n11.1 Gebundene Entscheidung über Anwendung des Anzeigeverfahrens\r\nAus der derzeitigen Ermessensregelung muss eine gebundene Entscheidung über die Anwendung des Anzeigeverfahrens getroffen werden, damit bei Vorliegen der Voraussetzungen immer eine Zulassung im Anzeigeverfahren erfolgt. Verzögernde Diskussionen über die Nutzung\r\ndes durch die bestehende Vorschrift eröffneten Ermessensspielraums würden vermieden.\r\n§ 43f Abs. 1 sollte entsprechend angepasst werden.\r\n11.2 Bagatellregelungen für Maßnahmen, die keiner Anzeige bedürfen, schaffen\r\nÜber § 43f EnWG hinaus muss eine Regelung aufgenommen werden, die es ermöglicht, Maßnahmen zur Ertüchtigung der Leitungen auch ohne vorherige Anzeige durchzuführen. Zu viele\r\nBagatellmaßnahmen an Hochspannungsfreileitungen und Gasleitungen werden derzeit als\r\n„Änderung“ eingestuft, für die dann in den meisten Fällen zumindest ein Anzeigeverfahren\r\ndurchzuführen ist, z. B. Zu- und Umbeseilungen, Änderungen des Betriebskonzepts sowie Umbauten und Rückbauten einzelner Masten.\r\nAuch für den Umbau des Gas- und Wasserstoffleitungsnetzes sind zahlreiche Maßnahmen erforderlich, die unterhalb der Schwelle eines Anzeigeerfordernisses liegen. Hierzu gehören\r\nMaßnahmen an Gasversorgungs- oder Wasserstoffleitungen, wie Änderungen der Dimensionierung bei gleichbleibendem Schutzstreifen, Erneuerungen in Kreuzungsbereichen (z. B. Verzicht auf Mantelrohr), Lageveränderungen im selben Trassenverlauf (z. B. Tieferlegung), oder\r\nEin- oder Ausbauten (z. B. Stutzen).\r\nAuch Anzeigeverfahren dauern mit Vorbereitung z. T. mehr als ein Jahr und binden erhebliche\r\nRessourcen bei Vorhabenträgern, Dienstleistern und Behörden. Solche Bagatellmaßnahmen\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 26\r\nsollten nicht unter den § 43f EnWG fallen. Der Verweis auf die Begriffsbestimmungen des\r\nNABEG reicht hier erkennbar nicht aus, da die in dem spezielleren Gesetz versteckte Regelung\r\nvielfach schlicht nicht bekannt ist.\r\nDie Möglichkeit der anzeigefreien Änderung sieht das Fachplanungsrecht auch ansonsten vor\r\n(z. B. § 74 Abs. 7 VwVfG, § 15 BImSchG). Auch dem Zweck des energiewirtschaftlichen Planungsrechts steht dies nicht entgegen, in dessen Zentrum Standortentscheidungen für die\r\ntechnisch komplexen Vorhaben auf hohen Spannungsebenen bzw. mit großen Leitungsdurchmessern stehen, um der aus verschiedenen Bauweisen und Leitungstechniken folgenden\r\nraumdimensionalen und umweltschutzfachlichen Relevanz sowie dem komplexen Koordinierungsbedarf solcher Vorhaben mit Verwaltungsverfahren variablen Umfangs Rechnung zu tragen.1 Vor diesem Hintergrund sowie zur Vereinfachung und Beschleunigung müssen nicht alle\r\nbetrieblichen Maßnahmen am Leitungsnetz planungsrechtlich betrachtet werden. Geringfügige Änderungen und Umbauten bedürfen eines solchen Verfahrens nicht und auch keiner\r\n„dritten Art von Zulassungsentscheidung“2\r\nin Form eines Anzeigeverfahrens.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, einen klarstellenden Abs. 6 in § 43f einzufügen, der sich an den\r\nBegriffsbestimmungen des § 3 NABEG anlehnt. § 43f EnWG sollte wie folgt geändert werden:\r\nFormulierungsvorschlag für § 43f EnWG\r\n§ 43f Errichtungen, Erweiterungen und Änderungen im Anzeigeverfahren\r\n(1) Unwesentliche Änderungen oder Erweiterungen Errichtungs-, Änderungs- oder Erweiterungsmaßnahmen einschließlich des damit verbundenen Betriebs können werden auf Antrag\r\ndes Vorhabenträgers anstelle des Planfeststellungsverfahrens durch ein Anzeigeverfahren zugelassen werden.\r\nEine Errichtung, Änderung oder Erweiterung ist nur dann unwesentlich, wenn\r\n1. nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung oder nach Abs. 2 hierfür keine\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist,\r\n1\r\nvgl. Hermes/Kupfer in Britz/Hellermann/Hermes: EnWG 3. Aufl. 2015, § 43 Rn. 10; Tom Pleiner: Überplanung\r\nvon Infrastruktur am Beispiel energiewirtschaftlicher Streckenplanungen unter besonderer Berücksichtigung der\r\nLeitungsbündelung (2016), S. 329\r\n22 Kupfer aaO., § 43f Rn. 3\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 26\r\n2. andere öffentliche Belange nicht berührt sind oder die erforderlichen behördlichen Entscheidungen vorliegen und sie dem Plan nicht entgegenstehen und\r\n3. Rechte anderer nicht beeinträchtigt werden oder mit den vom Plan Betroffenen entsprechende Vereinbarungen getroffen werden.\r\n(2) Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist\r\neine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Änderung oder Erweiterung nicht durchzuführen\r\nbei\r\n1. Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des\r\nTransports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4,\r\n2. Umbeseilungen,\r\n3. Zubeseilungen oder\r\n4. standortnahen Maständerungen.\r\nSatz 1 Nummer 2 und 3 ist nur anzuwenden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde\r\nfeststellt, dass die Vorgaben der §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998\r\n(GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind. Einer Feststellung, dass die\r\nVorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S.\r\n503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, bedarf es nicht bei Änderungen an Anlagen mit einen Nennspannung von weniger als 220 kV sowie bei Änderungen, welche nicht\r\nzu Änderungen der Beurteilungspegel im Sinne der Technischen Anleitung zum Schutz gegen\r\nLärm in der jeweils geltenden Fassung führen. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist ferner jeweils nur anzuwenden, sofern einzeln oder im Zusammenwirken mit anderen Vorhaben eine erhebliche Beeinträchtigung eines Natura 2000-Gebiets oder eines bedeutenden Brut- oder Rastgebiets geschützter Vogelarten nicht zu erwarten ist. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist bei Höchstspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 220 Kilovolt oder mehr ferner nur anzuwenden, wenn\r\ndie Zubeseilung eine Länge von höchstens 15 Kilometern hat, oder die standortnahen Maständerungen oder die bei einer Umbeseilung erforderlichen Masterhöhungen räumlich zusammenhängend auf einer Länge von höchstens 15 Kilometern erfolgen.\r\n(3) Abweichend von Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 kann eine Errichtung, Änderung oder Erweiterung auch dann im Anzeigeverfahren zugelassen werden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde im Einvernehmen mit der zuständigen Immissionsschutzbehörde feststellt, dass\r\ndie Vorgaben nach den §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und die\r\nVorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S.\r\n503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, und wenn weitere öffentliche Belange\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 26\r\nnicht berührt sind oder die hierfür erforderlichen behördlichen Entscheidungen vorliegen und\r\nsie dem Plan nicht entgegenstehen. Absatz 2 Satz 3 ist entsprechend anzuwenden.\r\n(…)\r\n(6) 1Bauliche oder betriebliche Maßnahmen, die der Aufrechterhaltung eines sicheren Leitungsbetriebs dienen, einschließlich des Austauschs von alten Anlagenteilen gegen baulich\r\nnicht identische, aber betrieblich und funktionstechnisch vergleichbare neue Anlagenteile,\r\ndie den anerkannten Regeln der Technik entsprechen, stellen keine Änderungen oder Erweiterungen der Leitung dar. 2 Satz 1 erfasst insbesondere auch die für die Maßnahmen erforderlichen geringfügigen und punktuellen baulichen Änderungen an den Masten nebst den\r\nhierfür erforderlichen Änderungen des Fundaments und geringfügige baulicher Änderungen\r\nan den Masten, insbesondere eine gegebenenfalls hierfür erforderliche Erhöhung von Masten um bis zu 5 Prozent, nebst den hierfür erforderlichen Änderungen des Fundaments, sowie die standortgleiche Änderung von Masten einschließlich geringfügiger baulicher Änderungen an diesen, insbesondere eine hierfür erforderliche Erhöhung der Masten um bis zu 5\r\nProzent, nebst den hierfür erforderlichen Änderungen des Fundaments, wenn und soweit die\r\nzuständige Immissionsschutzbehörde feststellt, dass die Vorgaben nach den §§ 3, 3a und 4\r\nder Verordnung über elektromagnetische Felder und die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden\r\nFassung eingehalten sind sowie Maßnahmen an Gasversorgungs- oder Wasserstoffleitungen, die mit der Änderung der Dimensionierung bei gleichbleibendem Schutzstreifen, der Erneuerung in Kreuzungsbereichen und Lageveränderungen im selben Trassenverlauf. 3Maßnahmen nach den Sätzen 1 bis 3 bedürfen weder einer Planfeststellung oder Plangenehmigung nach § 43 noch einer Anzeige nach Absatz 1.\r\n(6)(7) § 43e ist entsprechend anzuwenden.\r\n11.3 Anzeigeverfahren auch für Maßnahmen in der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur erleichtern – § 43f Abs. 2 S. 1 Nr. 1 EnWG\r\nIm Hinblick auf den Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, welche die Umstellung vorhandener Erdgasleitungen auf Wasserstoff und netzverstärkende bzw. netzanpassende Erdgasmaßnahmen umfasst, sollte § 43f Abs. 2 S. 1 Nr. 1 EnWG nach den Wörtern “nach § 43l\r\nAbs. 4” um nachfolgende Wörter ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 26\r\n11.4 Begriffsbestimmung in § 3 NABEG klarstellen\r\nDie Begriffsbestimmung in § 3 Nr. 1 NABEG sollte bereits verdeutlichen, dass es ausreichend\r\nist, wenn durch die Anzeige die Immissionsschutzbehörden in die Lage versetzt werden, für\r\nden Fall der Nichteinhaltung der Voraussetzungen durch entsprechende Aufsichtsmaßnahmen\r\ndie Inbetriebnahme zu verhindern. Einer parallelen zusätzlichen Prüfung durch die Planfeststellungsbehörde zur Überwachung der Immissionsschutzbehörden bedarf es nicht. Daher\r\nsollte die Regelung entsprechend klargestellt werden und so sichergestellt werden, dass es zu\r\nkeinem zusätzlichen Bürokratieaufwand kommen kann.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 NABEG\r\nIm Sinne dieses Gesetzes ist oder sind:\r\n1. „Änderung oder Erweiterung einer Leitung“ die Änderung oder der Ausbau einer Leitung in\r\neiner Bestandstrasse, wobei die bestehende Leitung grundsätzlich fortbestehen soll; hierzu\r\nzählen auch\r\na) […] (Zubeseilung),\r\nb) […] (Umbeseilung), und\r\nc) […] (standortnahe Maständerung),\r\nnicht jedoch Maßnahmen, die die Auslastung der Leitungen betrieblich anpassen […] einschließlich[…] (Änderung des Betriebskonzepts) und […] (Seiltausch), sowie […] (standortgleiche Maständerung), wenn und soweit die zuständige Immissionsschutzbehörde feststellt, dass\r\ndie Vorgaben nach den §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und\r\ndie Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl\r\nS. 503) unter Berücksichtigung des § 25 Abs. 2 S. 3 NABEG sowie § 43f Abs. 2 S. 3 EnWG in\r\nder jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, und dies der zuständigen Immissionsschutzbehörde angezeigt wurde.\r\n12 Weitere Optimierung der Regelungen zum Projektmanager – § 43g EnWG\r\n12.1 Projektmanager auf Antrag des Vorhabenträgers verpflichtend beauftragen – § 43g\r\nEnWG (und § 29 NABEG)\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren in der Regel als\r\nsehr probates Mittel zur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt\r\nEinsatz. Dessen ungeachtet gibt es weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 26\r\neines Projektmanagers ablehnend gegenüberstehen. Mit der Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit der Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um\r\ndie behördlich angespannten Kapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum Abschluss zu bringen.\r\n§ 43g EnWG sollte in Abs. 1 nach S. 1 wie folgt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen\r\nProjektmanager beauftragen. Die Beauftragung eines Projektmanagers kann in Ausnahmefällen unterbleiben, wenn diese absehbar zu keiner Beschleunigung des Verfahrens beiträgt.\r\nDie Gründe sind dem Vorhabenträger durch Zwischenbescheid mitzuteilen.“\r\nEine entsprechende Regelung sollte zudem auch in § 29 NABEG ergänzt werden.\r\n12.2 Einsatz von Projektmanagern in Besitzeinweisungsverfahren ermöglichen\r\nEs sollte klargestellt werden, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG\r\nProjektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Projektmanagern auch in Besitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung dieser Verfahren als solche als auch die Bewältigung der bereits jetzt absehbar steigenden Anzahl an zukünftigen Fällen wegen der Vielzahl an Strom-, H2- wie CO2-Leitungsbauprojekten. Darüber\r\nhinaus würde damit ein Signal an diejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile offen mit\r\nVerweigerung des freihändigen Rechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den Enteignungsbehörden keine Alternative hätten, als sich zu den\r\n(unangemessenen) verbandsseitigen Bedingungen zu einigen.\r\n§ 43g Abs. 1 Nr. 5 EnWG sollte nach „Koordinierung“ und vor „der Enteignungs- und Entschädigungsverfahren“ um folgende Worte ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b“\r\n13 Beschleunigung des Besitzeinweisungsverfahrens – § 44b EnWG\r\n13.1 Verzicht auf gesondertes Besitzeinweisungsverfahren – Planfeststellungbeschluss mit\r\nder Wirkung der vorzeitigen Besitzeinweisung\r\nNach derzeitiger Rechtslage ist für die Besitzeinweisung ein gesondertes Verfahren bei der jeweils zuständigen Landesbehörde erforderlich, die nicht mit der Genehmigungsbehörde für\r\ndas Planfeststellungsverfahren identisch ist. Das führt trotz der in § 44b Abs. 1a EnWG\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 26\r\ngeschaffenen Möglichkeit der vorzeitigen Beantragung eines Besitzeinweisungsverfahrens\r\n(unter Zugrundelegung eines „fiktiven“ Planfeststellungsbeschlusses) dazu, dass einer weiteren Behörde der komplette Sachverhalt unter Übersendung sämtlicher dafür erforderlicher\r\nUnterlagen geschildert werden muss. Diese Behörde muss dann ihrerseits den Sachverhalt für\r\nihr Verfahren aufbereiten, einen Erörterungstermin planen, die betroffenen Personen mit\r\ndreiwöchiger Frist dazu laden und anschließend einen Besitzeinweisungsbeschluss erlassen,\r\nder aufgrund der Bindung an den Planfeststellungsbeschluss inhaltlich nicht vor der geplanten\r\nStreckenführung und damit von der Inbesitznahme des Grundstücks des Betroffenen abweichen kann.\r\nDieser Besitzeinweisungsbeschluss kann von den Betroffenen jedoch gesondert (d. h. neben\r\nder Anfechtung des Planfeststellungsverfahrens) im Verwaltungsrechtsweg (auch nach § 80\r\nAbs. 5 VwGO) angefochten werden, was die Durchführung der geplanten Maßnahme erneut\r\nverzögert.\r\nAufgrund der bereits gesetzlich vorgesehenen enteignungsrechtlichen Vorwirkung würde es\r\nzu einer erheblichen Entlastung der Landesverwaltungen beitragen, wenn mit dem Planfeststellungsbeschluss gleichzeitig die Besitzeinweisung in die im Rechtserwerbsverzeichnis aufgeführten Grundstücke angeordnet werden würde. Die sonstigen Voraussetzungen einer Besitzeinweisung können im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens bereits herbeigeführt werden.\r\n13.2 Besitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit, § 44b Abs. 1 Satz 1\r\nEnWG\r\nNetzbetreibern sollte ermöglicht werden, auch dann ein Besitzeinweisungsverfahren führen\r\nzu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit\r\nnach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz erforderlich sind\r\nund die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen Beurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. § 44b Abs. 1 S. 1 EnWG sollte nach den Wörtern\r\n„Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten“ um die Wörter „oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49“ ergänzt und das “und” zwischen “Inbetriebnahme und den Betrieb” durch ein “oder” ersetzt werden. Die Ersetzung des Wortes „oder“ stellt klar, dass der\r\nBau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für\r\nsich ein Verfahren rechtfertigen.\r\nFormulierungsvorschlag für § 44b Abs. 1 S. 1:\r\n„(1) 1\r\nIst der sofortige Beginn von Bauarbeiten oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für\r\nden Bau, die Inbetriebnahme und den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von\r\nHochspannungsfreileitungen, Erdkabeln oder Gasversorgungsleitungen im Sinne des § 43\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 26\r\nbenötigten Grundstücks durch Vereinbarung unter Vorbehalt aller Entschädigungsansprüche zu\r\nüberlassen, so hat die Enteignungsbehörde den Träger des Vorhabens auf Antrag nach Feststellung des Plans oder Erteilung der Plangenehmigung in den Besitz einzuweisen. (…)“\r\n13.3 Gebotensein des schnellen Baubeginns klarstellen, § 44b Abs. 1 S. 3 EnWG\r\nIn der obergerichtlichen Rechtsprechung wird für das „Gebotensein“ nach § 44b Abs.1 S. 1\r\nEnWG in der Regel verlangt, dass das Interesse der Allgemeinheit am sofortigen Beginn der\r\nAusführung des Vorhabens das Interesse des Betroffenen im Wege einer Abwägung nachweisbar überwiegt.3 Durch das Erfordernis eines vollziehbaren Planfeststellungsbeschlusses bzw.\r\neiner vollziehbaren Plangenehmigung sind die Rechte des Eigentümers bzw. Besitzers hinreichend gewahrt. Eine darüberhinausgehende Abwägung braucht es im Allgemeinen nicht bzw.\r\nsollte sie nur im absoluten Ausnahmefall den Beginn der Ausführung des Vorhabens aufhalten. Der Gefahr einer verzögerten Ausführung des Vorhabens sollte mit einer Ergänzung begegnet werden, dass das überwiegende Interesse der Allgemeinheit am sofortigen Beginn der\r\nAusführung des Vorhabens vermutet wird.\r\nFormulierungsvorschlag für § 44b Abs. 1 S. 3:\r\n„(…) 3Weiterer Voraussetzungen bedarf es nicht; das überwiegende Interesse der Allgemeinheit\r\nam sofortigen Beginn der Ausführung des Vorhabens wird vermutet.“\r\n13.4 Klarheit über Zeitpunkt des Antrags schaffen, § 44b Abs. 1a S. 1 EnWG\r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den „Abschluss des Anhörungsverfahrens“, sondern zukünftig auf „nach Ablauf der Einwendungsfrist“ abstellen.\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach\r\nes eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der\r\nPlanfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahren zu\r\nübermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zuständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde. Dies führt dazu, dass\r\ngrundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlossen und damit Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG geführt werden können. Lediglich\r\n§ 43a S. 1 Nr. 3 S. 2 EnWG enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines\r\n3 Vgl. etwa BVerwG, Urteil vom 26.10.2023, 7 A 2.23; OVG Schleswig, Beschluss vom 23.09.2021, 4 MB 32/21; zu §18f\r\nFStrG OVG Magdeburg, Beschluss vom 22.03.2019, 2 R 9/19.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 26\r\nErörterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme innerhalb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Abs. 9 des Verwaltungsverfahrensgesetz\r\naufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat.\r\nDaher schlägt der BDEW vor, Rechtssicherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren beantragt werden können. Zudem sollte dem Vorhabenträger sowie der Enteignungsbehörde ein\r\nverlängerter zeitlicher Rahmen zur Verfügung stehen, um bekannten Verweigerungsfällen mit\r\nBesitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der Enteignungsbehörden zu ermöglichen. Der folgende Vorschlag entspricht\r\nim Übrigen der bereits in Kraft befindlichen Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG, § 18f Abs.\r\n1a FStrG und § 21 Abs. 1a AEG.\r\nFormulierungsvorschlag für § 43b Abs. 1a S. 1:\r\n„1a) Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Abschluss des Anhörungsverfahrens\r\ngemäß § 43a Ablauf der Einwendungsfrist eine vorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\n13.5 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen, § 44b Abs. 1a S. 3\r\n§ 44b EnWG sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG ergänzt werden. § 44b Abs. 1a S. 3 EnWG sollte daher\r\nergänzt werden.\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung\r\nder erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaßnahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen\r\nBaustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfachlichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist\r\njedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruchnahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Verweigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der Energieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klimaschutzziele ist es gerechtfertigt, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vorzeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären.\r\nEine solche Regelung würde umfangreichere vorzeitige Baumaßnahmen zulassen (s. zum\r\nLNGG BT-Drs. 20/1742, S. 24) und damit zu einer beschleunigten Realisierung der Vorhaben\r\nbeitragen.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 26\r\nFormulierungsvorschlag für § 44b Abs. 1a S. 3 EnWG:\r\n„3Der Besitzeinweisungsbeschluss ist mit der aufschiebenden Bedingung zu erlassen, dass sein\r\nErgebnis durch den Planfeststellungsbeschluss oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c bestätigt wird.“\r\n14 Erleichterungen bei der 26. BImSchV\r\nDie Prüfung der strengen Vorsorgeanforderungen des Minimierungsgebots für elektrische und\r\nmagnetische Felder nach § 4 der 26. BImSchV (Verordnung über elektromagnetische Felder),\r\nnach denen „die von der jeweiligen Anlage ausgehenden elektrischen, magnetischen und\r\nelektromagnetischen Felder nach dem Stand der Technik unter Berücksichtigung von Gegebenheiten im Einwirkungsbereich zu minimieren“ sind, erfordert in vielen Fällen viel Aufwand,\r\nohne, dass eine signifikante Minderung der Felder damit verbunden wäre. Das Minimierungsgebot sollte um einer Beschleunigung der Verfahren willen daher nur bis zu einer Grenzwertunterschreitung von 50 % zu prüfen sein. Eine Klarstellung, dass bei einer Unterschreitung der\r\ngeltenden Grenzwerte um 50 % den Vorsorgeanforderungen ausreichend Rechnung getragen\r\nwird und eine Minimierungsprüfung entfallen könnte, würde erhebliche Erleichterungen mit\r\nsich bringen.\r\nDaneben wäre es ebenfalls hilfreich, wenn eine gesetzliche Klarstellung erfolgen würde, dass\r\nauch im Rahmen des fachplanerischen Abwägungsgebots eine Feldstärke von 50 % des Grenzwerts nicht mehr abwägungserheblich wäre.\r\n15 Benehmensregelung für die untere Wasserbehörde im WHG schaffen\r\nBei Planfeststellungsverfahren muss aktuell die Landesplanfeststellungsbehörde zu wasserrechtlichen Fragen (also z. B. Bauwasserhaltung) immer das „Einvernehmen“ (also die zwingende Zustimmung) der unteren Wasserbehörde einholen. Dies führt regelmäßig zu Verzögerungen aufgrund des aufwendigen Abstimmungsprozesses.\r\nEin Beschleunigungsgesetz sollte sich hierzu verhalten und entsprechend regeln, dass für priorisierte Projekte ein „Benehmen“ mit den unteren Wasserbehörden ausreichend ist. Eine vergleichbare Regelung ist für Projekte, die durch Bundesbehörden genehmigt werden (z. B.\r\nBNetzA), bereits im § 19 WHG enthalten und müsste nur auf die Landesbehörden erweitert\r\nwerden.\r\nAusbaubeschleunigung Stromverteilernetz\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 26\r\n16 Raumverträglichkeitsprüfung, § 1 S.1 Nr.14 ROV\r\nNach § 16 Abs. 2 ROG soll die Behörde von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung bei solchen Planungen und Maßnahmen absehen, für die sichergestellt ist, dass ihre\r\nRaumverträglichkeit anderweitig geprüft wird. Zwar ist über § 4 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglichkeit im Planfeststellungsverfahren geprüft wird. Die Praxis zeigt\r\njedoch, dass viele Behörden weiterhin an einer Raumverträglichkeitsprüfung festhalten. Wünschenswert wäre eine gesetzliche Regelung, die ausdrücklich feststellt, dass für planfeststellungsbedürftige Vorhaben (etwa nach § 43 EnWG) eine Raumverträglichkeitsprüfung keine\r\nAnwendung findet, sodass es auch des Absehens von der Raumverträglichkeitsprüfung und\r\ndamit der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen nicht mehr bedarf.\r\nHierzu sollte die RoV angepasst werden. Die Erforderlichkeit einer Raumverträglichkeitsprüfung nach § 1 S. 1 Nr. 14 ROV sollte gestrichen werden oder zumindest auf Vorhaben größer\r\n220 kV beschränkt werden.\r\n17 Nachträgliche Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach dem\r\nBNatSchG ermöglichen\r\nEs sollten für Vorhaben nach dem EnWG vergleichbare Regelungen wie in § 6 LNGG zur Möglichkeit einer Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Erteilung der Zulassungsentscheidung geschaffen werden. Sofern eine grundsätzliche Regelung nicht möglich ist,\r\nsollte eine solche zumindest für diejenigen Vorhaben, für die ein überragendes öffentliches\r\nInteresse (z. B. Verteilnetzleitungen, Wasserstoffleitungen) gesetzlich festgestellt wurde, erfolgen. Eine solche Regelung ist gerade aufgrund der großen Herausforderungen, die Ausgleichsund Ersatzmaßnahmen mit sich bringen (z. B. Verfügbarkeit geeigneter Flächen), notwendig.\r\nAnsprechpartner\r\nThorsten Fritsch\r\nAbteilung Recht, Fachgebietsleiter\r\nTelefon: +49 30 300199-1519\r\nE-Mail: thorsten.fritsch@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten über 1.900\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 27. September 2024\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nSeite 2 von 21\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n2 Zu Kapitel 1: „Wettbewerbliche Herausforderungen für die Fernwärmemärkte“ . 4\r\n2.1 Probleme bei der Abbildung der Dekarbonisierungskosten und Lösungsansatz.......4\r\n2.2 Transparenz.....................................................................................................................5\r\n3 Zu Kapitel 2: „Der Fernwärmemarkt“ ................................................................. 6\r\n3.1 Quantitative Untersuchungen .......................................................................................6\r\n3.2 Anschluss- und Benutzungszwang .................................................................................7\r\n3.3 Missbrauchsaufsicht .......................................................................................................8\r\n4 Zu Kapitel 3: „Neustrukturierung des Marktes durch die Wärmewende“............. 8\r\n4.1 Zur Privilegierung von Wärmnetzen..............................................................................8\r\n4.2 Zum Fazit: Einschränkung des Systemwettbewerbs ..................................................10\r\n5 Zu Kapitel 4: „Gegenwärtig unzureichender Regulierungsrahmen“ ....................11\r\n5.1 Zur Preisbildung in der Fernwärme .............................................................................11\r\n5.2 Einfluss der WärmeLV...................................................................................................13\r\n5.3 Preisanpassungsklauseln ..............................................................................................14\r\n5.4 Einfluss auf die Systementscheidung?.........................................................................16\r\n6 Zu Kapitel 5: „Konzept der Monopolkommission für eine wettbewerbsadäquate\r\nWeiterentwicklung der Fernwärmemärkte“ ......................................................17\r\n6.1 Trennung zwischen dem Betrieb des Fernwärmenetzes einerseits und der\r\nErzeugung von bzw. Versorgung mit Fernwärme andererseits.................................17\r\n6.2 Markttransparenz .........................................................................................................18\r\n6.3 Kosten- und Marktelement innerhalb der Preisanpassungsklauseln........................18\r\n6.4 Vereinfachte Preis-Cap Regulierung ............................................................................19\r\n6.5 Zugangsregulierung ......................................................................................................20\r\nSeite 3 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n1 Zusammenfassung\r\nAm 1. Juli 2024 hat die Monopolkommission ihr Hauptgutachten „Wettbewerb 2024“ veröffentlicht. Das Gutachten beschäftigt sich unter anderem mit dem Wettbewerb am Fernwärmemarkt. Gefordert werden in dem Bericht unter anderem ein Transparenzregister, die Einführung einer vereinfachten Price-Cap-Regulierung sowie ein Unbundling zwischen Netzbetrieb und Wärmeerzeugung.\r\nOberstes Ziel der Wärmewende ist, die Klimaneutralität auch im Wärmesektor bis 2045 zu\r\nverwirklichen. Die Fernwärmeversorger sind sich ihrer Rolle sowie ihrer Verantwortung zur Erreichung dieses Zieles bewusst. Ebenso, dass die dafür notwendigen Maßnahmen nur bei hoher Akzeptanz in der Bevölkerung gelingen können. Dazu gehört auch, dass niemand wirtschaftlich überfordert werden sollte.\r\nMit dem Aufbau der Preistransparenz-Plattform für Wärmenetze hat die Branche bereits eine\r\nKernforderung der Monopolkommission erfüllt. Die Unternehmen und die beteiligten Verbände sind sich der Bedeutung bewusst und tragen damit selbst entscheidend zur Schaffung\r\nvon mehr Transparenz bei. Dies ist wichtig, um die Akzeptanz, aber auch das Verständnis für\r\ndie Wirkungsweise der Fernwärmeversorgung zu erhöhen.\r\nAus Sicht der Wärmewirtschaft sind grundlegende Systemänderungen, wie etwa eine PriceCap-Regulierung oder eine Entflechtung – wenn auch nur in größeren Wärmenetzen – hingegen keine geeigneten Instrumente. Wichtig ist insbesondere, dass der Ausbau der Fernwärme\r\nkalkulierbar bleibt. Die Fernwärmeversorgungsunternehmen befinden sich mitten in der größten Transformation ihrer Geschichte und sind aufgrund des großen Investitionsbedarfs in hohem Maße auf externes Kapital angewiesen. Eine Diskussion über einen neuen regulatorischen Rahmen führt unweigerlich zu Verunsicherung und kann Investitionsrückhaltung zur\r\nFolge haben.\r\nWärmenetze weisen bereits heute höhere Anteile von klimaneutral erzeugter Wärme aus als\r\ngebäudeintegrierte Einzelheizungen. Trotzdem ist der Investitionsbedarf in den Ausbau und\r\ndie Verdichtung von Wärmenetzen sowie die weitere Dekarbonisierung der Fernwärme sehr\r\ngroß.\r\nEs gibt mit den Bestimmungen der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV), der kartellrechtlichen Missbrauchskontrolle und\r\nmaßgeblichen Entscheidungen des Bundesgerichtshofes (BGH) bereits aus den vergangenen\r\nJahren einen klaren Rechts- und Ordnungsrahmen für die Fernwärmeversorgung. Anstatt zusätzliche Regulierungsinstrumente zu schaffen, sollte der bestehende Rahmen schrittweise\r\ndem Transformationsprozess in der Wärme angepasst werden. Die Energiewirtschaft fordert\r\nSeite 4 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nbereits seit langem eine Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV und hat dazu auch Vorschläge unterbreitet.\r\n2 Zu Kapitel 1: „Wettbewerbliche Herausforderungen für die Fernwärmemärkte“\r\nDie Monopolkommission weist – wie auch der BDEW – eindrücklich auf die Herausforderungen der Dekarbonisierung der Wärmenetze hin. Und schließt daraus u.a., dass eine stärkere\r\nDezentralisierung der Wärmeerzeugung in Wärmenetzen durch Dritte zunehmen wird, die\r\nnicht Wärmenetzbetreiber sind. Diese Beobachtung teilt der BDEW, und diese Verschiebung\r\nstellt sich tatsächlich zunehmend ein. Aufgrund der Definitionen für klimaneutrale Wärme\r\nund die faktische Quotenregelung im Wärmeplanungsgesetz (WPG) müssen bisher ungenutzte Wärmequellen in großem Ausmaß erschlossen werden. Zum Beispiel spielen dabei Abwärmelieferanten eine Rolle, die nicht Wärmenetzbetreiber sind und deren Netzzugang individuell verhandelt, geplant, errichtet und betrieben wird – im Einvernehmen der Vertragspartner.\r\nDie Erreichung der Klimaschutzziele erfordert in der Praxis Umstellungen in der Brennstoffbeschaffung bzw. Erzeugungstechnologie, Umstrukturierungen im Versorgungssystem und im\r\nZuge dessen, sowohl Investitionen in den Bestand als auch erhebliche Neuinvestitionen. Die\r\nNovelle der AVBFernwärmeV gibt Versorgern jedoch nicht ausreichend Möglichkeiten, die\r\nTransformation bestehender Versorgungsstrukturen wirtschaftlich realisieren zu können. Kosten aus der Umsetzung von politisch vorgegebenen Maßnahmen müssen durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen erwirtschaftet werden können. Werden diese gesetzlich zu bestimmten Aktivitäten verpflichtet, müssen daraus entstehende Kostensteigerungen auch innerhalb der Vertragslaufzeit Berücksichtigung finden.\r\n2.1 Probleme bei der Abbildung der Dekarbonisierungskosten und Lösungsansatz\r\nAngesichts der zahlreichen neuen gesetzlichen Aufgaben der Fernwärmeversorger im Zuge\r\ndes Wandels hin zu einer klimaneutralen, dekarbonisierten Wärmeversorgung kann der, der\r\nAVBFernwärmeV grundsätzlich innewohnende, Mechanismus für Preisanpassungen zu ungerechtfertigten Belastungen bei den Versorgungsunternehmen führen. Der Verordnungsgeber\r\nhat dies mit der Einführung des § 24a AVBFernwärmeV-E im Zuge der aktuellen Konsultation\r\neines Referentenentwurfs des BMWK zur Novellierung der AVBFernwärmeV erkannt, wonach\r\ndem „Fernwärmeversorgungsunternehmen, das im Zuge der Wärmewende seinen eingesetzten Energieträger wechselt oder die Beschaffungsstruktur wesentlich ändert“, die Möglichkeit\r\neingeräumt wird, die mit dem Kunden vereinbarte und auf Grund der geänderten Umstände\r\nansonsten leerlaufende Preisänderungsklausel einseitig anzupassen.\r\nSeite 5 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nEine Besonderheit bildet aber der Fall, dass während der vereinbarten Vertragslaufzeit neue\r\nKosten für die Dekarbonisierung entstehen, also Kosten zur Umsetzung der gesetzlichen Verpflichtungen aus § 29 ff. WPG, die zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses für beide Vertragsparteien nicht kalkulierbar waren, und die allein nach Maßgabe der Preisanpassungsklausel nicht\r\nvollständig an die Kunden weitergegeben werden können. Auch eine Anpassung der Preisanpassungsklausel, wie in § 24a AVBFernwärmeV-E, würde voraussichtlich in vielen Fällen nicht\r\ngenügen, um die hierdurch entstehenden Kosten weitergeben zu können. Wollte das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Preis infolge solcher neuen Kosten erneut kalkulieren und\r\ndiesen neuen Preis dem Vertrag zugrunde legen, hätte es nach derzeitiger Rechtslage nur die\r\nMöglichkeit, die Verträge einvernehmlich anzupassen oder diese dem Kunden gegenüber zu\r\nkündigen und neue Verträge abzuschließen. Eine Finanzierung der hohen Dekarbonisierungskosten wird auf diesem Wege nicht gelingen. Auch wäre dies mit einem entsprechenden Aufwand und auch mit dem Risiko verbunden, Kunden zu verlieren und würde die Kalkulationsgrundlage zu Lasten der übrigen Kunden nachteilig verändern.\r\nDiese Folge ist weder rechtlich gerechtfertigt noch – angesichts des gesellschaftlichen Konsenses, eine Wärmewende zu vollziehen – sachgerecht. Vielmehr muss es den Fernwärmeversorgungsunternehmen erlaubt sein, derartige gesetzlich initiierte Neukosten, die nicht allein auf\r\neiner freien unternehmerischen Entscheidung beruhen, auch innerhalb der Vertragslaufzeit\r\nals Zusatzkosten an seine Kunden weiterzugeben. Denn an der Umstellung der Wärmeversorgung partizipieren letztendlich auch die Kunden der Versorger.\r\nDementsprechend ist eine Ergänzung der AVBFernwärmeV notwendig, damit solche zusätzlichen Kosten, die aus geänderten Vorgaben des Rechtsrahmens resultieren, im Rahmen des\r\nVersorgungsvertrags berücksichtigt werden können. Kosten aus der Umsetzung von gesetzlich\r\nvorgegebenen Maßnahmen müssen in vollem Umfang durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen erwirtschaftet werden können. Werden diese gesetzlich zu bestimmten Aktivitäten verpflichtet, müssen daraus entstehende Kostensteigerungen auch innerhalb der Vertragslaufzeit Berücksichtigung finden. Zugleich würde eine Aufstockung und Verstetigung der\r\nBundesförderung für Wärmenetze (BEW) ebenfalls dazu dienen, die Kosten der Transformation der Wärmenetze im Rahmen zu halten.\r\n2.2 Transparenz\r\nIm Gutachten wird von einer notwendigen Zentralen Transparenzplattform gesprochen. Dabei\r\nwerden die Zielgruppen für die Inhalte dieser Plattform genannt:\r\n1. Kartellbehörden\r\n2. Verbraucherinnen und Verbraucher\r\n3. Politik\r\nSeite 6 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n4. Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler.\r\nIm Gutachten wird dabei ausführlich auf die Branchenlösung zur Stärkung der Preistransparenz eingegangen.\r\nIn der öffentlichen Kritik zum Thema Preistransparenz stehen oftmals Einzelfälle, die von Medien und Politik zunehmend als repräsentativ für die gesamte Branche gewertet werden. Um\r\ndiesem Vorurteil als Branche entgegenzutreten, haben die Verbände bereits beim Fernwärmegipfel 2023 zugesagt, sich für mehr Transparenz einzusetzen. Transparenz ist auch aus Sicht\r\ndes BDEW notwendig, um vor allem die Akzeptanz, aber auch das Verständnis für die Wirkungsweise der Fernwärmeversorgung zu erhöhen. Deshalb wird die seit April 2024 existierende Preistransparenzplattform kontinuierlich von der Branche weiterentwickelt und die Anzahl der sich hieran beteiligenden Unternehmen nimmt weiterhin zu.\r\n3 Zu Kapitel 2: „Der Fernwärmemarkt“\r\nBei der Beschreibung des Fernwärmemarkts durch die Monopolkommission können teilweise\r\nausbleibende Erläuterungen aus Sicht des BDEW zu falschen bzw. nicht sachgerechten Schlüssen führen.\r\nSo ist beispielsweise die Aussage im Abschnitt „Allgemeines“: „Lieferverträge für Fernwärme\r\nzwischen Fernwärmeunternehmen einerseits und Verbraucherinnen und Verbraucher andererseits werden üblicherweise über einen langen Vertragszeitraum geschlossen […].“ irreführend.\r\nUm dem Eindruck entgegenzuwirken, dass in der Regel Fernwärmeversorgungsverträge mit\r\nVerbrauchern abgeschlossen werden, wäre klar herauszustellen, dass der Kunde der Fernwärmeversorgungsunternehmen im Regelfall nicht der private Haushaltskunde – wie im Strom\r\noder Gas –, sondern ein Gebäudeeigentümer (Vermieter) ist, der die Eigenschaften eines Unternehmers aufweist. Gewerbliche Vermieter befinden sich einerseits durch ihre oft hohe\r\nWärmeabnahme der Mieter insgesamt und andererseits aufgrund ihres eigenen Knowhows in\r\neiner vorteilhafteren Verhandlungsposition gegenüber dem Wärmenetzbetreiber.\r\n3.1 Quantitative Untersuchungen\r\nDie empirische Untersuchung der Monopolkommission zeigt auf, dass die räumliche Korrelation zwischen Preisen möglicherweise hohe ökonomische und politische Signifikanz habe. Die\r\nAuswertung beschreibt sehr treffend, dass dafür mehrere Ursachen infrage kommen können.\r\nIn Tabelle V.2 und V.3 werden exemplarisch die Betriebskosten der Fernwärme mit denen einer Wärmepumpe und einem Gaskessel verglichen. Dabei wird mehrmals im Text darauf hingewiesen, dass diese Werte nicht miteinander verglichen werden können, weil die Investitionskosten der jeweiligen Technologie nicht berücksichtigt wurden und für Gas und\r\nSeite 7 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nWärmepumpenstrom lediglich der günstigste Anbieter gewählt wurde, während die Fernwärmeangaben im Durchschnitt angegeben sind. Für einen Preisvergleich zwischen den Kosten\r\nder Fernwärme und Kosten anderer Wärmeversorgungsarten müssen im Sinne einer Vollkostenrechnung alle Kosten, von der Planung, Finanzierung, Investition, Betrieb, Instandhaltung\r\nund Energieträgerbeschaffung berücksichtigt werden. Bei einer dezentralen Wärmelieferung\r\nz.B. im Rahmen einer Contracting-Lösung beinhalten die Grundpreise i.d.R. alle anfänglichen\r\nInstallationskosten sowie Wartungs- und Reparaturkosten.\r\nDie einzige Aussage, die diese Tabellen treffen, bezieht sich wieder auf die breite Streuung der\r\nFernwärmepreise. Das wurde jedoch bereits in dem vorherigen Abschnitt im Gutachten sehr\r\ngut dargelegt und erläutert. Offen bleibt daher, warum diese Vergleichsdarstellung dann trotzdem in diesen beiden Tabellen V.2 und V.3 vorgenommen wurde. Welchen Erkenntnisgewinn\r\ndie Darstellung dieser beiden Tabellen ermöglicht, wird aber leider nicht erläutert.\r\n3.2 Anschluss- und Benutzungszwang\r\nIn der Regel kann jede Hauseigentümerin und jeder Hauseigentümer frei entscheiden, mit\r\nwelchem System sie oder er heizt. Auch die Gesetze, die die Wärmewende in Deutschland regeln, also z.B. das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG), ändern\r\nhieran nichts. Das Gebäudeenergiegesetz macht allein die Vorgabe, dass neu eingebaute Heizungen künftig zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Bei Fernwärme gilt diese Vorgabe automatisch als erfüllt, da hier der Versorger wiederum\r\nnach den Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes in der Pflicht ist, sein Netz zu dekarbonisieren.\r\nNur in bestimmten Fällen gibt es einen kommunalen Anschluss- und Benutzungszwang für die\r\nFernwärme. Dieser beruht auf Landes- und Kommunalrecht und wird durch die einzelne Kommune und nicht durch den Fernwärmeversorger festgelegt.\r\nDurch die Ausführungen in dem Gutachten zum Anschluss- und Benutzungszwang könnte der\r\nfalsche Eindruck entstehen, der Anschluss- und Benutzungszwang hätte einen signifikanten\r\nEinfluss auf den Systemwettbewerb. Das trifft nach Einschätzung des BDEW nicht zu. Auch das\r\nGutachten relativiert diesen Eindruck mit erneuten Ausführungen hierzu in Kapitel 3. Unklar\r\nbleibt damit, mit welcher Zielstellung die Darstellung an dieser Stelle des Gutachtens aufgenommen wurden.\r\nDer Fokus liegt nach Wahrnehmung des BDEW in der Regel jedoch auf der Neuerrichtung von\r\nGebäuden. Dass ein bestehendes Versorgungsgebiet, in welchem bereits diverse Wärmeversorgungsarten vorliegen, nachträglich mit einem Anschluss- und Benutzungszwang ausgestattet wird, ist zwar rechtlich im Einzelfall zulässig. Beispiele in der Praxis sind aber selten.\r\nSeite 8 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nDaneben sind alternative Lösungen nicht verboten: Auch bei einem Anschluss- und Benutzungszwang ist es möglich, mit einer entsprechenden Begründung, wie zum Beispiel dem Einbau einer individuellen Heizungsanlage auf Basis von erneuerbaren Energien, eine gebäudeintegrierte Heizungslösung zu wählen und sich aus diesem Zwang herauszulösen (Opt-out-Lösung).\r\n3.3 Missbrauchsaufsicht\r\nDie AVBFernwärmeV bildet die wesentliche Rechtsgrundlage für die Gestaltung von Fernwärmepreisen und definiert Versorgungsbedingungen zwischen Fernwärmeversorger und Verbraucher.\r\nDurch §§ 19, 29 GWB unterliegen Fernwärmepreise daneben auch der allgemeinen kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht. Durch die Ausweitung des § 29 GWB im Jahr 2022 wurde die\r\nStellung der Kartellbehörden in Preismissbrauchsverfahren gegen Fernwärmeversorger nochmal gestärkt. Der Erfolg dieser Regelung zeigt sich überdies an der Vielzahl der von den Kartellbehörden eingeleiteten Verfahren.\r\nEine kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht existiert mithin in ausreichendem Maße und hat\r\nsich in der Vergangenheit bewährt. Durch die Weiterentwicklung der Veröffentlichungsvorschriften wird sich der Arbeitsaufwand der Behörden für den Zugang zu relevanten Unternehmensdaten zur Umsetzung ihrer Aufgaben zur Missbrauchsaufsicht verringern. Dementsprechend werden Preiskontrollen künftig einfacher durchzuführen sein.\r\n4 Zu Kapitel 3: „Neustrukturierung des Marktes durch die Wärmewende“\r\n4.1 Zur Privilegierung von Wärmnetzen\r\nUnklar ist bereits, was die Monopolkommission mit dem Begriff der „Privilegierung“ im Einzelnen meint. Letztlich wird versucht, einen leichteren Marktzugang der Fernwärme hierunter zu\r\nfassen. Eine solche „Privilegierung“ für Wärmenetze nimmt der BDEW in der Praxis allerdings\r\nnicht wahr.\r\nTrotz der Vereinbarung gemeinsamer Ausbauziele auf dem Fernwärmegipfel im Jahr 2023,\r\nstellt sich die Situation in der Praxis nicht dementsprechend dar. Es ist zu befürchten, dass die\r\nBundesregierung mit dem derzeitigen Stand des rechtlichen Rahmens die Dekarbonisierungsund Ausbauziele für Wärmenetze verfehlen wird.\r\nIn dem Kapitel der Monopolkommission zur Privilegierung der Wärmenetze wird weniger eine\r\nPrivilegierung des Anschlusses an ein Wärmenetz als vielmehr eine Verschiebung der\r\nSeite 9 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nVerantwortung für die Dekarbonisierung der Wärme vom Gebäudeeigentümer auf den Wärmenetzbetreiber beschrieben.\r\nErrichtet der Gebäudeeigentümer eine neue Heizung in Eigenregie, dann muss er selbst Sorge\r\ndafür tragen, ob die Lösung im Einklang mit dem GEG steht (65 % Erneuerbare Energien). Fällt\r\ndie Wahl auf einen Wärmenetzanschluss, muss sich der Gebäudeeigentümer um die Klimaneutralität der Wärme nicht selbst kümmern; laut WPG ist dann der Wärmenetzbetreiber\r\nin der Pflicht für die Transformation. Diese Aufgabe stellt für eine Vielzahl an Wärmenetzbetreibern jedoch eine sehr große Herausforderung dar.\r\nInsoweit erachtet der BDEW den Begriff der „Privilegierung“ als irreführend. Denn eine solche\r\nliegt nicht vor. Zwar mögen das GEG wie das WPG Anreize setzen, damit sich Gebäudeeigentümer an ein Wärmenetz anschließen. Auszugehen ist davon indes nicht.\r\nWärmenetze müssen zunächst aus- oder neugebaut oder verdichtet werden. Dies erfordert\r\nInvestitionen und Investitionsentscheidungen seitens der Versorgungsunternehmen. Diese\r\nhängen wiederum von weit mehr Einflussfaktoren ab als den beiden genannten Gesetzen. Es\r\nbleibt also unklar, an welcher Stelle hier eine Privilegierung vorliegen sollte. Der Aussage des\r\nGutachtens etwa, dass der Anschluss an ein Wärmenetz, selbst wenn es noch nicht errichtet\r\nworden sei, durch das GEG „stark privilegiert“ werde, kann keineswegs gefolgt werden. Im Gegenteil, durch die rechtliche Unverbindlichkeit der Wärmeplanung sehen sich Wärmenetzbetreiber eher der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Anschlussquote gegenüber, die wiederum entscheidend die Höhe der Investitionen und den Wärmepreis in einem Gebiet beeinflusst.\r\nEs dürfte überdies auch eine gewichtige Rolle spielen, auf welche Weise die gesetzlichen Anforderungen an den Einsatz Erneuerbarer Energien bzw. unvermeidbarer Abwärme erfüllt\r\nwerden. Es ist keineswegs gewiss, dass dies unter Berücksichtigung der damit verbundenen\r\nKosten flächendeckend gewährleistet werden kann. Würden die Anforderungen nicht erfüllt,\r\ndrohen den Unternehmen auch rechtliche Konsequenzen nach dem WPG. Letztlich ist und\r\nbleibt es daher eine wirtschaftliche Entscheidung der Unternehmen und nicht der Gebäudeeigentümer. Dabei ist offen, für welche Heizungsart bzw. Wärmeversorgung sich der Gebäudeeigentümer entscheidet.\r\nFerner sollten für eine Stärkung des Wettbewerbs die Rahmenbedingungen für die Versorgung über kleinere, dezentrale Strukturen weiter verbessert werden. Dezentrale Versorgungsstrukturen sind insbesondere in urbanen Versorgungsgebieten ein wesentliches Mittel in der\r\nWärmewende. Bei ihnen besteht insbesondere die Möglichkeit auch dezentrale Umweltquellen wie oberflächennaher Geothermie, kleinen Abwärmequellen und ähnlichem effektiv zu\r\nnutzen. „Fernwärme“ bzw. Wärmenetze im rechtlichen Sinne liegen nach der Abgrenzung im\r\nSeite 10 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nGEG/ WPG bereits vor, wenn 2 Gebäude mit zusammen mehr als 100 Wohnungen versorgt\r\nwerden. Diese Ansätze sind ebenfalls in der aktuellen Novelle der AVBFernwärmeV für Gebäudenetze und sog. „Kleinstnetze“ zu finden.\r\nDie bloße Annahme, dass Wärmepumpen hier nur eine untergeordnete Rolle spielen würden,\r\nteilt der BDEW nicht.\r\n4.2 Zum Fazit: Einschränkung des Systemwettbewerbs\r\nDie Schlussfolgerungen können insgesamt aus Sicht des BDEW nicht überzeugen.\r\nSo heißt es im Gutachten beispielsweise: „In der Praxis wird neben dem Anschluss an das Wärmenetz häufig keine wirtschaftlich vertretbare Alternative bestehen.“.\r\nHier stellt sich die Frage, ob das nicht eher ein logisches Ergebnis des bestehenden Systemwettbewerbs ist. Um die Gleichstellung der Heizungstechnologien bei der Wahlentscheidung\r\nfür den Einbau zu unterstützen, werden über verschiedene Fördermittelprogramme und Umlagemöglichkeiten Investitionsentscheidungen gesteuert. Der BDEW ist nicht der Ansicht, dass\r\nes in der Praxis viele Fälle geben wird, in denen ein Wärmenetzanschluss wirtschaftlich gesehen alternativlos ist. Auch wenn die Ausweisung eines Wärmenetz-Vorranggebietes gemäß\r\nWPG voraussetzt, dass das Wärmenetz die wirtschaftlichste Alternative zur dezentralen Wärmebereitstellung ist, bleibt es dennoch die individuelle Entscheidung der Gebäudeeigentümer,\r\nwie sie beispielsweise die Entwicklung von Brennstoffpreisen einschätzen oder welche\r\nHeiztechnologie sie wählen.\r\nAuch die Darstellung erhöhter Anforderungen an den Ausbau der Stromnetze zum Zwecke des\r\nAnschlusses von Wärmepumpen wirkt einseitig. Denn auch hinsichtlich des Aus- oder Neubaus\r\nvon Wärmenetzen sind erhebliche Herausforderungen geknüpft, die wiederum Einfluss auf die\r\nKosten der Wärmeversorgung und damit auf die Systementscheidung der Kunden haben können. Es wird nicht deutlich, weshalb die Anforderungen im Strombereich höher sein sollten.\r\nAußer Acht gelassen wird zudem, dass auch der Anschluss an ein Wärmenetz mit spezifischen\r\nHausanschlusskosten und u.U. einem Baukostenzuschuss einhergeht. Auch diese Kosten nehmen Einfluss auf die Entscheidung des Gebäudeeigentümers, welche der bestehenden\r\nHeizsysteme für ihn wirtschaftlich mehr oder weniger vertretbar sind.\r\nWas die Entscheidung von Vermietern angeht, bleibt anzumerken, dass im Mietrecht trotz der\r\nMöglichkeiten des Vermieters, seine Kosten auf den Mieter umzulegen, der sog. Wirtschaftlichkeitsgrundsatz gilt (§ 556 Abs. 3 Satz 1 BGB), wonach der Vermieter verpflichtet ist, stets\r\nwirtschaftlich, d.h. mit Blick auf ein angemessenes Kosten – Nutzen - Verhältnis vorzugehen.\r\nIm Übrigen können die mietrechtlichen Rechte und Pflichten keine Aussage über die Funktionsfähigkeit des Systemwettbewerbs treffen.\r\nSeite 11 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n5 Zu Kapitel 4: „Gegenwärtig unzureichender Regulierungsrahmen“\r\nDie Monopolkommission schätzt den gegenwärtigen Regulierungsrahmen als nicht ausreichend ein.\r\nDer BDEW kann dem nicht zustimmen. Der angestrebte Schutz vor überhöhten Preisen ist in\r\nder Fernwärme bereits umfangreich durch das bestehende Kartellrecht und zusätzlich durch\r\ndie Regelungen der AVBFernwärmeV gewährleistet. Es gibt gegenwärtig keinen Grund, neben\r\ndem bewährten Instrumentarium der Missbrauchskontrolle die Fernwärme einer weitergehenden Regulierung zu unterwerfen.\r\nEs fehlt an einer hinreichenden Begründung, warum die bisher bewährten Instrumentarien\r\nnicht ausreichen sollten, denn auf dessen Grundlage haben sowohl das Bundeskartellamt als\r\nauch regelmäßig die Landeskartellbehörden in der Vergangenheit Preisuntersuchungen im\r\nFernwärmesektor durchgeführt (zuletzt 2021 in Sachsen, Nordrhein-Westfalen sowie in Hessen). Die darauffolgenden Maßnahmen und Missbrauchsverfahren haben in den letzten Jahren in der Mehrheit der Bundesländer zu Preissenkungen geführt und belegen, dass es eine\r\nfunktionierende Kontrolle der Fernwärmepreise gibt.\r\nDeutlich hervorzuheben ist in diesem Zusammenhang, dass sämtliche der zuletzt durchgeführten Untersuchungen der Kartellämter gezeigt haben, dass es keine Hinweise auf ein flächendeckend überhöhtes Preisniveau im Fernwärmesektor gibt.\r\nDa die zwischen den Vertragsparteien verhandelten Preise zu Beginn eines Versorgungsvertrages festgelegt werden und das Fernwärmeunternehmen nur über eine vertraglich vereinbarte\r\nPreisanpassungsklausel die Möglichkeit hat, die Preise anzupassen, ist auch rechtlich gesichert, dass die Fernwärmeversorgungsunternehmen während der vertraglich vereinbarten\r\nLaufzeit die Preise nicht beliebig neu setzen können. Vorgegeben wird dies durch die für die\r\nbesondere Preisstruktur in der Fernwärmeversorgung bewährte Regelung des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV.\r\nDie Bildung der Fernwärmepreise ist darüber hinaus auch transparent für den Kunden. Nach\r\nden zuletzt erfolgten sowie den bevorstehenden Änderungen der AVBFernwärmeV sind zahlreiche relevante Informationen dem Kunden offenzulegen und im Internet zu veröffentlichen.\r\n5.1 Zur Preisbildung in der Fernwärme\r\nDie Monopolkommission weist in ihrem Bericht darauf hin, dass im Fernwärmemarkt lediglich\r\ndie Preisänderung einer Regulierung unterworfen ist, die mithilfe der Preisänderungsklauseln\r\nnachvollziehbar darzulegen ist und deren Ausgestaltung dem Rahmen der AVBFernwärmeV\r\nunterliegt. Die absolute Preishöhe, der von Fernwärmekundinnen und -kunden zu entrichtende\r\nPreise, sei dagegen nicht begrenzt.\r\nSeite 12 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nDie Diskussion um die Preise in der Fernwärmeversorgung und deren Höhe hängt nach Auffassung des BDEW zum einen eng mit der Frage der Preisbildung zusammen, zum anderen mit\r\nder Frage der Preisanpassung.\r\nAnders als beim Strom (§ 5 Abs. 2 StromGVV) und Gas (§ 5 Abs. 2 GasGVV) hat der Fernwärmeversorger weder bei Vertragsabschluss noch während der laufenden Verträge ein Recht auf\r\neine einseitige Preissetzung. Der Preis wird durch den Kunden vor dem Vertragsschluss mit\r\nHeizungsalternativen verglichen. Wegen der langen Laufzeit von Fernwärmelieferverträgen\r\nverändern sich dann die Preise in der Folge nur noch anhand einer Preisanpassungsklausel.\r\nDiese besteht in einer konkreten aus verschieden Preisindizes zusammengesetzten mathematischen Formel, aus der sich ohne jeglichen Preissetzungsspielraum für den Fernwärmeversorger die jeweiligen Preise ergeben.\r\nBei der Preisbildung ist der Fernwärmeversorger nicht frei. Er muss immer beachten, wie seine\r\nPreise im Markt um die Heizsysteme liegen. Er muss, um am Markt langfristig bestehen zu\r\nkönnen in seiner Preisgestaltung marktfähig bleiben. Dies schon deshalb, weil er bei dem Neuanschluss von Wärmekunden der Fernwärmeversorger in hartem Wettbewerb mit anderen\r\nHeizsystemen steht. Auch wenn sich diese wandeln und von klassischen Formen bzw. Brennstoffen, wie Gas und Öl lösen werden, bleiben gleichwohl alternative Heizsysteme bestehen,\r\nsei es beispielsweise die strombasierte Wärmepumpe, auf Biomethan gestützte Heizlösungen\r\noder perspektivisch auch die Beheizung durch Wasserstoff in einem nach dem Wärmeplanungsgesetz ausgewiesenen Wasserstoffnetzausbaugebiet. Hinzu kommt, dass – je nach Laufzeiten der Fernwärmeversorgungsverträge mit den unterschiedlichen Kunden – in jedem Jahr\r\nein bestimmter Prozentsatz der Bestandskunden die Verträge kündigen und zu einer alternativen Wärmeversorgung wechseln kann. Bei 10-Jahresverträgen sind das statistisch 10 % der\r\nKunden, befinden sich diese in dem 5-jährigen Verlängerungszeitraum sind es sogar 20 %, die\r\nwieder neu von der Fernwärme überzeugt werden müssen. Daneben sieht sich der Fernwärmeversorger, wenn er Anbietern mit großer Nachfrage gegenübersteht (z.B. Wohnungsunternehmen mit vielen fernwärmeversorgten Objekten oder Gewerbeobjekten) einer Nachfragemacht gegenüber, die keine Preisfestsetzung nach Belieben erlaubt.\r\nDer Versorger ist im Rahmen seiner unternehmerisch-kaufmännischen Preisgestaltungsfreiheit stets an eine angemessene Preisgestaltung gebunden und kann keine beliebigen Preise\r\nbilden. Diese unterliegen schließlich auch einer kartellrechtlichen Preiskontrolle (Preismissbrauch). Der Schutz vor missbräuchlich überhöhten Preisen ist durch das bestehende Kartellrecht ordnungsgemäß – und effektiv – gewährleistet.\r\nFür die Bewertung der kartellrechtlichen Zulässigkeit von Preisen sind Preisanpassungsklauseln generell nicht von Bedeutung, da sich die kartellrechtliche Prüfung grundsätzlich auf das\r\nPreisniveau und nicht auf die Preisanpassungsmechanismen bezieht. Letztere wiederum\r\nSeite 13 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nunterliegen einer effektiven Kontrolle durch die ordentlichen Gerichte, die die Einhaltung der\r\nVorgaben der AVBFernwärmeV prüfen.\r\n5.2 Einfluss der WärmeLV\r\nObwohl Preisänderungsformeln nur die Entwicklung der Preise beschreiben und in den Vorgaben der AVBFernwärmeV dazu keine genauen Zahlen auftauchen (können), ist die absolute\r\nHöhe der Preise bei Vertragsabschluss ebenfalls Gegenstand regulatorischer Eingriffe. Die\r\nWärmelieferverordnung schreibt vor, an welchem Preis sich die gewerbliche Wärmelieferung\r\norientieren muss. Wenn die gewerblich gelieferte Wärme nicht unterhalb des Wärmepreises\r\nliegt, der im Objekt in den letzten drei Jahren gezahlt werden musste, dann müssen die Mieter\r\nlaut § 556c BGB die Betriebskosten für die Wärme nicht tragen.\r\nDer BDEW begrüßt die Empfehlung der Monopolkommission, Instrumente zur lokalen Einschränkung des Systemwettbewerbs zwischen Fernwärme und anderen Heiztechnologien nur\r\nsehr zurückhaltend einzusetzen. Der BDEW vertritt sowohl die Interessen der Wärmenetzbetreiber als auch der Strom- und Gas- und Wasserversorgungsunternehmen. Aus Sicht des\r\nBDEW stellt sich die Sachlage gerade mit Blick auf den § 556c BGB jedoch folgendermaßen\r\ndar:\r\nDiese Regel hat die Fernwärme bereits in der Vergangenheit sowohl gegenüber den bestehenden Gas- und Ölheizungen wie auch gegenüber Modernisierungen durch den Vermieter ins\r\nAbseits gedrängt. Denn in den Betriebskosten der Mietwohnungen, die mit Öl oder Gas beheizt werden, sind nur die Brennstoffkosten zuzüglich der Heizungswartung, des Betriebsstroms und der Schornsteinfegerkosten enthalten. Die Kosten der Heizanlage selbst (Abschreibungen bzw. Kapitalkosten – auch wenn die Anlage abgezahlt ist) sind demgegenüber in der\r\nKaltmiete enthalten. Bei der Abrechnung von Fernwärme sind hingegen in den Betriebskosten\r\nsowohl die Wartungs- und Wärmekosten wie auch die Anlagenkosten enthalten.\r\nWährend Vermieter bei Eigenmodernisierungen – durch Dämmung oder eine neue Heizung –\r\ndie Kaltmiete um bis zu 3 Euro pro qm und Monat erhöhen dürfen, sind solche Modernisierungen durch Fernwärme (Effizienz und/oder Klimaneutralität) nur dann erlaubt, wenn sie die Betriebskosten nicht erhöhen. Die Möglichkeit zur Umlage der Kosten einer Wärmeübergabestation auf die Kaltmiete bildet dabei aufgrund der einfachen Technik nur einen Bruchteil der\r\nKosten für eine dezentrale Alternative, z.B. für eine Wärmepumpe. Nicht zuletzt aufgrund dieser für die Fernwärme nachteiligen Regeln ist seit Inkrafttreten der Mietrechtsnovelle im Jahr\r\n2013 der Anschluss von Bestandsgebäuden an die Fernwärme nahezu zum Erliegen gekommen. Aus Sicht des BDEW ist es nicht sachgemäß, einen Vergleich zwischen einer nach dem\r\nGEG nicht mehr zulässigen (und in der Vergangenheit mit geringeren CO2-Kosten belasteten\r\nSeite 14 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nTechnologie) und einer GEG-konformen Erfüllungsoption „Fernwärme“ vorzunehmen. Hier besteht dringender Änderungsbedarf.\r\nMit der gegenwärtigen Wärmelieferverordnung wird das Zielbild von 75 Prozent Fernwärme\r\nim Bestand und 25 Prozent im Neubau drastisch verfehlt. Ausgerechnet im Bestand, also dort,\r\nwo die größten Potenziale für die Wärmewende auf der Basis von Fernwärme liegen, bestehen auf der Basis der geltenden Regelungen die größten Hemmnisse.\r\n5.3 Preisanpassungsklauseln\r\nDem mit dem Gutachten vermittelten Eindruck, eine Preiskontrolle finde nicht statt, ist\r\nschließlich entgegenzuhalten, dass die Wirkungsweise der vertraglich vereinbarten Preisanpassungsklauseln nicht vollends erfasst wird. Denn diese dienen ohne Zweifel der Kontrolle\r\nder vertraglich vereinbarten Preise bzw. deren Entwicklung. Sie besitzen eine große praktische\r\nBedeutung. Anders als etwa in der Strom- oder Gasversorgung werden in der Fernwärmeversorgung regelmäßig langfristige Verträge über mehrere Jahre abgeschlossen. Diese Langfristigkeit der vertraglichen Bindung bedingt, dass dem Versorger die Möglichkeit und den Kunden\r\ndas Recht eingeräumt werden muss, dass aufgrund von Änderungen beispielsweise der Brennstoff-Beschaffungs- oder der Bereitstellungskosten die Preise auch während der Vertragslaufzeit angepasst werden können. Fernwärmelieferverträge enthalten daher in der Regel eine\r\nKlausel zur automatischen Preisanpassung, deren Ausgestaltung durch § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV vorgegeben wird.\r\nDer BGH hat in seiner jüngeren Rechtsprechung zur Rechtmäßigkeit von Preisanpassungsklauseln in der Fernwärmeversorgung noch einmal deutlich herausgestellt, dass in der Fernwärmeversorgung andere rechtliche Voraussetzungen gegeben sind als in der Strom- oder Gasversorgung. Kernaussage des BGH ist, dass die Wirksamkeit einer Preisanpassungsklausel an den\r\nVorgaben der spezielleren Regelung des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV zu messen ist und nicht\r\nan den Voraussetzungen der §§ 307 ff. BGB. Die Vorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV\r\nresultieren aus den Besonderheiten der Fernwärme, wie beispielsweise den hohen Investitionen in die Netze und Erzeugungsanlagen sowie der mehrjährigen Laufzeit für Fernwärmeversorgungsverträge. Dieser Regelung kommt damit richtigerweise eine Ausnahmestellung zu.\r\nDenn obwohl auch für den Strom- und Gasbereich etwa zeitgleich zur AVBFernwärmeV Allgemeine Versorgungsbedingungen erlassen wurden, enthält nur die AVBFernwärmeV eine derartige Normierung. Mit der Regelung wurde die Zielsetzung verfolgt, eine Vereinheitlichung\r\nder bestehenden Fernwärme-Preisanpassungsklauseln zu erreichen. Vor dem Aspekt des Kundenschutzes sollte sichergestellt werden, dass das Gleichgewicht von Leistung und Gegenleistung während der Dauer des Fernwärmeversorgungsvertrages gewahrt bleibt. Um diesen verordnungsrechtlichen Vorgaben gerecht zu werden, müssen die\r\nSeite 15 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen ihre Preisanpassungsklauseln inhaltlich entsprechend\r\ngestalten und sowohl die Kostenentwicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme\r\ndurch das Unternehmen (Kostenelement) als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt (Wärmemarktelement) angemessen berücksichtigen. Hierdurch soll zum einen eine\r\nkostenorientierte Preisbemessung gewährleistet werden, zum anderen soll aber auch dem\r\nUmstand entsprochen werden, dass sich die Gestaltung der Fernwärmepreise \"nicht losgelöst\r\nvon den Preisverhältnissen am Wärmemarkt vollziehen kann\". Der Verordnungsgeber wollte\r\ndamit den Besonderheiten und den wirtschaftlichen Bedürfnissen in der Fernwärmeversorgung Rechnung tragen. Vor dem Hintergrund langfristig abgeschlossener Verträge und im Hinblick auf den vom Verordnungsgeber angestrebten Ausgleich der gegenläufigen Interessen\r\nvon Versorgungsunternehmen und Wärmekunden hat sich der Verordnungsgeber für eine\r\nKombination von Kosten- und Marktelement entschieden.\r\nDie in den Verträgen verwendete Preisanpassungsklausel ist an den Vorgaben des § 24 Abs. 4\r\nAVBFernwärmeV zu messen, was, wie die ausdifferenzierte Rechtsprechung des BGH zeigt,\r\nden Bedürfnissen nach einer ausgewogenen Preisanpassung auch genügt. Mit den nach den\r\nVorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV aufzustellenden mathematischen Preisanpassungsklauseln sind die Berechnungsfaktoren für eine Preisänderung vertraglich so bestimmt, dass\r\nbei der Berechnung des geänderten Preises kein Ermessensspielraum besteht. Die Vorschrift\r\nstellt damit eine bewährte Regelung für die besondere Preisstruktur in der Fernwärmeversorgung dar, deren rechtskonforme Anwendung durch die zuverlässige gerichtliche Kontrolle in\r\nausreichendem Maße sichergestellt ist. Dass das System der gerichtlichen Kontrolle funktioniert, zeigt die sorgfältige Auseinandersetzung des BGH mit verschiedenen Rechtsfragen.\r\nAus den Entscheidungen des BGH ergeben sich auch unmittelbare Konsequenzen für die Versorgungsunternehmen, die die Rechtsprechung des Gerichts bei der Gestaltung ihrer Preisanpassungsklauseln beachten müssen. Anderenfalls besteht das Risiko, dass sich der Vertragspartner aufgrund einer fehlerhaften Preisanpassungsklausel auf sein Zahlungsverweigerungsrecht nach § 30 Abs. 1 AVBFernwärmeV beruft und ggf. Rückforderungsansprüche gegenüber\r\ndem Fernwärmeversorger geltend macht.\r\nDaneben sieht der BDEW in der gegenwärtigen Aktualisierung der AVBFernwärmeV oder der\r\nPrüfung zur Anpassung der Wärmelieferverordnung an eine zukünftig klimaneutrale bezahlbare Wärmeversorgung positive Entwicklungstendenzen, die jedoch seit den Vereinbarungen\r\naus dem ersten Fernwärmegipfel im Jahr 2023 noch ausstehen. Diese Weiterentwicklung reagiert bereits auf die in Zukunft zu erwartende weiter an Bedeutung gewinnende Stellung der\r\nFernwärme. Zum Beispiel wurden die Vorgaben für Transparenzvorschriften in der AVBFernwärmeV deutlich ausgeweitet und konkretisiert. Das trägt zu mehr Aufklärung für die\r\nSeite 16 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nPreisbildung für Wärmenetzkunden sowie zu besseren Kontrollmöglichkeiten bei und ist daher\r\nzu begrüßen.\r\nIm Rahmen der AVBFernwärmeV-Novelle sind unter anderem auch die Vorgaben zur Anwendbarkeit und Ausgestaltung der Preisänderungsformeln überarbeitet worden. Diese Überarbeitung geht in die richtige Richtung, lässt jedoch die Fragen der Finanzierbarkeit der Wärmewende für Wärmenetze trotzdem weitestgehend offen. Vertiefend äußert sich der BDEW\r\nhierzu in seiner Stellungnahme zur AVBFernwärmeV.\r\nEine wesentliche Ursache für die gegenwärtig wieder stärker geführte Diskussion um angemessene Fernwärmepreise ist, dass in der Preisänderungsformel die Preisindizes ex-post angewendet werden (sie stehen vorher nicht fest). Das führt zu einer nachlaufenden Preisentwicklung. Konkret hat diese dazu geführt, dass alle anderen Energiepreise krisenbedingt im\r\nJahr 2022 angestiegen sind. Die zu diesem Zeitpunkt noch weitestgehend gleich gebliebenen\r\nFernwärmepreise sind hingegen erst mit einem entsprechenden Zeitversatz gestiegen, während die Preise für Öl, Gas und Strom wieder nachgelassen haben. Hinzu kommt, dass die\r\nEnergiepreisbremsen sowie die Absenkung der Mehrwertsteuer weggefallen sind und somit\r\ndie nachlaufenden Fernwärmepreiserhöhungen nicht mehr abfedern können. Diesen – für die\r\nFernwärme – zu frühen Wegfall der Preisbremsen hatte der BDEW mehrfach kritisiert.\r\n5.4 Einfluss auf die Systementscheidung?\r\nDer BDEW hält folgende Aussage der Monopolkommission im Übrigen für unzutreffend:\r\n„Die dadurch (also die regulatorischen und planerischen Maßnahmen der Wärmewende) nur noch eingeschränkt mögliche Systementscheidung und das natürliche Monopol der vertikal integrierten Fernwärmeunternehmen birgt das Risiko strukturell abgesicherter Marktmacht der Fernwärmeunternehmen gegenüber ihren Kundinnen und\r\nKunden.“\r\nWenn sich ein Wärmenetzanschluss in Zukunft (wirklich) häufiger als die ökonomisch sinnvollste Lösung darstellen sollte, dann womöglich auch deshalb, weil alternative Heizungslösungen höhere (Voll-) Kosten aufweisen. Dagegen können sich Wärmenetzanschlüsse gerade aufgrund der aktuellen rechtlichen Lage dann wirtschaftlich eher behaupten. Diesem Umstand\r\nwird durch vergleichsweise sehr hohe Aufwendungen für Fördermittel für dezentrale Versorgungslösungen entgegengesteuert. Der zitierte Satz lässt völlig außer Acht, ob sich die Maßnahmen der Wärmewende in Zukunft auszahlen werden. Diese Aussage birgt das Risiko unbegründeter Sorgen auf Seiten der Fernwärmekunden, was dem gemeinsamen Ziel von Politik\r\nund Branche, eine breite Akzeptanz für die Fernwärme zu erreichen, schadet.\r\nSeite 17 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n6 Zu Kapitel 5: „Konzept der Monopolkommission für eine wettbewerbsadäquate\r\nWeiterentwicklung der Fernwärmemärkte“\r\n6.1 Trennung zwischen dem Betrieb des Fernwärmenetzes einerseits und der Erzeugung\r\nvon bzw. Versorgung mit Fernwärme andererseits\r\nOb dieser Vorschlag die ökonomisch sinnvollste Lösung darstellt, ist stark anzuzweifeln.\r\nFernwärmeversorgungsysteme weisen unterschiedliche Größen auf, bezogen auf die Netzlänge, aber auch die Anzahl und die Leistung der Erzeugungsanlagen, in denen wiederum verschiedene Energieträger bzw. Wärmeerzeugungsformen (Gas, Kohle, Öl, Biomasse, Geothermie, Solarthermie, Abwärme etc.) zum Einsatz kommen, und aus denen die erzeugte Wärme\r\nmit unterschiedlichem Druck mittels Heißwasser oder Dampf und mit voneinander abweichenden Temperaturen durch Zwei- oder auch Dreileiternetze zu den Kunden, auch in Abhängigkeit deren Größe, transportiert wird. Im Weiteren können sich die Fernwärmeversorgungssysteme unter anderem im Leistungs- und Lieferumfang, in der Altersstruktur des Netzes, in\r\nder Höhe der Wärmeverluste, in regionalen und geografischen Besonderheiten, in ihrem Versorgungsgebiet (Stadt oder Land, Industrie- oder Gewerbekundendichte) bzw. der Kundenzielgruppe (Neu- oder Altbau), in der Wärmebelegungsdichte sowie in der Anzahl der Anschlusspunkte unterscheiden, um nur einige Unterscheidungsmerkmale zu nennen.\r\nEine wirtschaftlich sinnvolle Fernwärmeversorgung erfordert es schließlich, mit und in der gesamten Wertschöpfungskette ein Gesamtoptimum zu erreichen. Wichtige Punkte sind hierbei\r\nu.a. die Optimierung des Brennstoffeinsatzes sowie die Versorgungssicherheit, durch langfristige Abstimmung der Erzeugungskapazitäten, der Netzkapazitäten und des Fernwärmevertriebs. Gleichzeitig muss Planungs- und Investitionssicherheit für die Wärmeerzeugung und für\r\nden Ausbau der Fernwärmenetze gewährleistet sein.\r\nDerartige strukturelle Besonderheiten bedürfen daher auch weiterhin der Berücksichtigung in\r\neiner eigenen Systemkonfiguration, die von anderen Energieträgern abweichende Regelungen\r\nerforderlich machen.\r\nAus Sicht des BDEW ist dieser Ansatz einer Trennung von Netz und Erzeugung aus weiteren,\r\nnachfolgenden Erwägungen abzulehnen:\r\n1. Sehr hoher bürokratischer Aufwand, der die Umsetzung Wärmewende verzögert und\r\nverteuert.\r\n2. Verantwortlichkeiten und daraus resultierende Haftungsrisiken bei der Bereitstellung\r\nund Einbindung der Wärme (auf unterschiedlichen Temperaturniveaus mit unterschiedlichen hydraulischen Stromflüssen) müssten ebenfalls zwischen (mindestens)\r\nzwei Beteiligten aufgeteilt werden. Hier ist Wärme deutlich komplizierter handhabbar\r\nSeite 18 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nals Strom oder Gas. Geteilte Haftungsrisiken etwa für die Versorgungssicherheit führen\r\nzu hohem administrativem Aufwand, verbunden mit der Entstehung weiterer Kosten.\r\n6.2 Markttransparenz\r\nDie Monopolkommission schlägt vor, die Markttransparenz zu verbessern. Das hat die Branche erkannt und entwickelt dazu die bereits im Frühjahr 2024 eingerichtete Preistransparenzplattform für Wärmenetze kontinuierlich weiter.\r\nDer BDEW setzt sich intensiv bei seinen Mitgliedsunternehmen dafür ein, sich an der Preistransparenzplattform zu beteiligen. Vor diesem Hintergrund begrüßt es der BDEW, wenn auch\r\ndie Monopolkommission auf die Benutzung der Plattform hinweist oder auch, dass in der Novellierung der AVBFernwärmeV die Plattform mit der Darstellung der notwendigen Anwendungsfälle zur Verbesserung der Marktdurchdringung mithilfe der Preistransparenzplattform\r\nbeiträgt. Die von der Monopolkommission vorgeschlagene Erweiterung der Transparenzplattform kann in dieser Form nicht mitgetragen werden. Eine Veröffentlichung von Betriebsdaten,\r\nwie den spezifischen Umsatzerlösen der gelieferten Wärme, lehnt der BDEW ab.\r\n6.3 Kosten- und Marktelement innerhalb der Preisanpassungsklauseln\r\nLaut AVBFernwärmeV ist das Marktelement in der Preisanpassungsklausel hinreichend zu berücksichtigen, was aus Sicht des BDEW genügt. Eine stärkere Betonung in der Klausel, wie von\r\nder Monopolkommission vorgeschlagen, braucht es nicht.\r\nDer Fernwärmemarkt ist durch eine große Heterogenität seiner Netzstrukturen, Arten der\r\nWärmeerzeugung, technischen Parameter wie Druck, Temperaturen, Medium der Wärmelieferung gekennzeichnet. Anders als Strom und Gas kann Fernwärme nur lokal begrenzt geliefert werden.\r\nHinsichtlich der Festlegung des Marktelements gilt außerdem zu bedenken, dass sich der Wärmepreisindex des Statistischen Bundeamtes (Code CC13-77), der nach dem aktuellen Entwurf\r\nzur Novellierung der AVBFernwärmeV bei der Ausgestaltung der Preisanpassungsklausel eine\r\nzentrale Rolle spielen soll, aus überwiegend fossilen Energieträgern zusammensetzt und sich\r\nsehr träge verhält. Vor allem bei einem Einsatz von Erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme sind daher Ausnahmen erforderlich. Hier ist der fossile Wärmepreisindex nur\r\nwenig aussagekräftig. Zum anderen steht ein hälftiger Ansatz für das Marktelement der Zielsetzung der Wärmewende entgegen: In Netzen, die bereits transformiert sind oder sich in der\r\nTransformation zu Erneuerbaren Energien oder Abwärme befinden, führt ein hoher Anteil des\r\nMarktelements, das derzeit noch überwiegend auf fossilen Brennstoffen basiert, zu aus Kundensicht negativen Auswirkungen auf die Kosten. Hier muss entsprechende Flexibilität\r\nSeite 19 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\ngewahrt bleiben, indem zumindest ein Spielraum, bspw. zwischen 10 Prozent und 50 Prozent\r\nfür das Marktelement ermöglicht wird.\r\nWichtig wäre es, die Verfügbarkeit von geeigneten Indizes durch das Statistische Bundesamt\r\nsicherzustellen. So gibt es beispielsweise keine Indizes für Abwärme oder Biomethan. Abwärme in einem Index abzubilden, wird auch weiterhin schwierig sein, da die Erzeugung sehr\r\nunterschiedlich ist. Es müsste den Versorgern ebenso ermöglicht werden, Indizes dauerhaft\r\nmit und ohne CO2-Emmissionen zu verwenden, insbesondere für das Marktelement. Das Ziel\r\nwäre es, Doppelbelastungen zu vermeiden. Hintergrund ist, dass einige Versorger die CO2-Kosten separat, bspw. über sog. Steuern- und Abgabenklauseln weitergeben.\r\n6.4 Vereinfachte Preis-Cap Regulierung\r\nIm Gutachten wird Bezug genommen auf die Price-Cap Regulierung in den Niederlanden in der\r\ndie Wettbewerbsbehörde jedes Jahr einen maximal zulässigen Fernwärmepreis vorgibt, der\r\nsich am aktuellen Gaspreis orientiert. Jedoch sind eben diese Schwankungen im Gaspreis aufgrund des Ukraine-Kriegs und der daraus resultierenden Energiepreiskrise in den letzten beiden Jahren in Deutschland der Auslöser für die Diskussionen hin zu mehr Verbraucherschutz\r\nbzgl. der Fernwärmekunden gewesen, weil sich die Preise plötzlich stark änderten und dieser\r\nMechanismus automatisch über die Preisanpassungsklauseln auf die Kunden durchschlug.\r\nDerartige Kopplungen der Preise könnten in Deutschland eventuell wieder zu notwendigen\r\nSteuerungsmaßnahmen seitens der Bundesregierung hinsichtlich der Begrenzung der Energiepreise resultieren. Daher kann dieser Ansatz für ein stabiles Marktelement innerhalb von\r\nPreisänderungsklauseln, die über 10 Jahre gelten sollen, nicht zielführend sein. Die Gasbeschaffungsstrukturen der Niederlande und Deutschland sind nicht vergleichbar.\r\nDa in Deutschland mittlerweile tatsächlich die Wärmepumpe als breite Technologieanwendung in den Vordergrund tritt, erscheint die Verwendung eines Wärmepumpenstromtarifs als\r\nOrientierung für das Marktelements ein prüfenswerter Ansatz. Er lässt jedoch außer Acht,\r\ndass in diesem Fall die durchschnittlichen (Voll-)Kosten einer Wärmepumpe auch nur mit den\r\ndurchschnittlichen Fernwärmekosten verglichen werden sollten, hier liegt die Fernwärme\r\ndeutlich darunter, wie in dem Gutachten gezeigt wird. Diese durchschnittlichen Kosten auf jeden individuellen Fernwärmeanbieter anzuwenden ist allerdings nicht sachdienlich. Nimmt\r\nman die 44 Fernwärmeanbieter, deren Wärmepreis über den berechneten 18,86 ct/kWh liegen, dann stellt sich die Frage, ob an diesen Standorten in einem realen Wettbewerb eine\r\nWärmepumpe wirklich zu diesen durchschnittlichen Kosten verfügbar wäre (wahrscheinlich\r\nnicht). Es ist nicht logisch nachvollziehbar, weshalb für Regionen durchschnittliche Wärmepumpenpreise zum Vergleich dienen sollten, wenn sich gerade an diesem Standort die Wärmepumpe als unwirtschaftliche Alternative herausgestellt hat. Hier liegt ein Widerspruch vor.\r\nSeite 20 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nUnd was würde mit diesen 44 Fernwärmeanbietern passieren, wenn eine derartige Regelung\r\neingeführt würde? Die Anzahl entspricht im Gutachten immerhin 13 Prozent der beobachteten Fernwärmetarife. Eine Price-Cap-Regulierung als Option zur Vermeidung hoher Fernwärmekosten ist daher aus Sicht des BDEW nicht der richtige Ansatz, da er volkswirtschaftlich\r\nnicht zum optimalen Ergebnis führt. Vielversprechender ist der bereits beschriebene Ansatz\r\nzur Vermeidung missbräuchlich hoher Kosten durch eine bessere Preisaufsicht in der Form,\r\ndie sich bereits bewährt hat. Über den nötigen Umfang von Missbrauchskontrollen wird derzeit intensiv diskutiert, die grundsätzliche Methode ist jedoch nicht zu beanstanden und sachdienlich.\r\n6.5 Zugangsregulierung\r\nDie Monopolkommission erwägt auch die Einführung einer Zugangsregulierung. Aus Sicht des\r\nBDEW besteht hierfür kein Bedarf.\r\nZunächst ist eine Unterscheidung zu treffen, ob der Drittzugang (inkl. Durchleitung) geregelt\r\nwerden sollte oder die Einspeisung und Abnahme der eingespeisten Wärme durch das Fernwärmeversorgungsunternehmen.\r\n§ 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB räumt bereits heute Dritten einen Anspruch auf Durchleitung von Fernwärme ein. Allerdings kann dieser Anspruch durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\naus betriebsbedingten Gründen abgelehnt werden. Ob eine Zugangsverweigerung gerechtfertigt ist bzw. unter welchen Bedingungen ein möglicher Zugangsanspruch besteht, bedarf stets\r\neiner Einzelfallprüfung, bei der jeweils die unternehmensspezifischen Rahmenbedingungen\r\nindividuell zu bewerten sind.\r\nEin Anspruch auf Abnahme von Wärmemengen Dritter ergibt sich hingegen nicht direkt aus\r\n§ 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB. Es gibt keinen Anspruch eines Dritten auf Einspeisung bzw. Abnahme\r\nvon Wärme (vergleichbar mit dem EEG oder KWKG).\r\nIn beiden Fällen gilt aber gleichermaßen, dass ein Fernwärmeversorgungsunternehmen seine\r\nWärmeversorgung langfristig sichern muss und sich aus diesem Grund in der Regel eigene Versorgungskapazitäten geschaffen hat. Seit dem Inkrafttreten des WPG am 01.01.2024 sind\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen verstärkt daran interessiert alle verfügbaren erneuerbaren Wärmequellen in ihre Wärmenetze einzubinden, von denen aus ökonomischen Gründen\r\nzunächst diejenigen integriert werden, die am kostengünstigsten erschlossen werden können.\r\nMangels Vermaschung mit anderen Netzen muss das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nsein System so ausrichten, zusätzlich eingespeiste Mengen auch weitergeben zu können. Fernwärmenetze sind in der Regel als in sich geschlossene Kreislaufsysteme konzipiert (für lokale\r\nBallungszentren konzeptionierte Inselnetze) und weisen daher nur eine begrenzte Kapazität\r\nauf. Vor- und Rücklauf hängen dabei unmittelbar zusammen. Es besteht kein überregionales\r\nSeite 21 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nVerbundnetz und auch kein übergeordneter Handelsmarkt, in dem überschüssige Mengen abgesetzt werden könnten. Eine Öffnung der Fernwärmenetze für Dritte würde daher – anders\r\nals im Strom- oder Gassektor – auf natürliche Grenzen stoßen: Die Einspeisung wird durch die\r\nlokale Abnahmestruktur bestimmt. Wärmenetzsysteme können daher keine unbegrenzte Anzahl von konkurrierenden Wettbewerbern aufnehmen, da die Wärme nicht in andere Netze\r\nexportiert werden kann.\r\nDarüber hinaus gilt zu bedenken, dass bei signifikant erhöhter Einspeisung durch Dritte in bestehende Fernwärmesysteme allein schon aufgrund des damit verbundenen Aufwands zusätzliche Kostenpositionen entstehen. Hier sind zum Beispiel die Weiterversorgung beim Ausfall\r\nvon Erzeugungsanlagen Dritter, die Druckhaltung und die Gewährleistung des Temperaturniveaus zu nennen. Da Fernwärmeversorgungssysteme geschlossene Kreisläufe darstellen, muss\r\ndies zwingend aufeinander abgestimmt und ermöglicht werden. Kostensteigernd könnte sich\r\nzudem auswirken, dass bereits in das System eingebundene eigene Wärmeerzeugungsanlagen\r\nwomöglich nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013337","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung RED III im Wasserrecht ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/47/23/375649/Stellungnahme-Gutachten-SG2411220008.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 9. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem\r\nWHG und WaStrG\r\nGesetz zur Umsetzung von Vorgaben der Richtlinie (EU)\r\n2023/2413 (..) für Zulassungsverfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz und Bundeswasserstraßengesetz\r\nRegierungsentwurf vom 20. August 2024\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 14\r\n1 Zusammenfassung der BDEW-Positionen ...................................................3\r\n2 BDEW-Positionen zu den geplanten Änderungen im WHG im Einzelnen .....4\r\n2.1 § 11a WHG (Verfahren bei Vorhaben zur Erzeugung von Energie aus\r\nerneuerbaren Quellen) .....................................................................................4\r\n2.1.1 § 11a Abs. 1 WHG (Anwendungsbereich).........................................................4\r\n2.1.2 § 11a Abs. 4 WHG (elektronisches Verfahren) .................................................5\r\n2.1.3 § 11a Abs. 5 und 6 WHG (Vollständigkeit, Fristbeginn)....................................6\r\n2.1.4 § 11a Abs. 7 WHG (Zulassungsfristen)..............................................................6\r\n2.1.5 § 11a Abs. 7 Satz 1 WHG (Festlegung von Fristen)...........................................7\r\n2.1.6 § 11a Abs. 7 Satz 2 WHG (Verlängerung von Fristen).......................................8\r\n2.1.7 § 11a Abs. 7 Satz 8-14 neu WHG (gestraffte Behördenbeteiligung) ................8\r\n2.1.8 § 11 a Abs. 8 WHG (Fristen für das Screening nach WindBG)..........................8\r\n2.1.9 § 11 a Abs. 10 (neu) elektronische öffentliche Bekanntmachung....................9\r\n2.2 § 70 Ab. 1 Satz 2 WHG (Anwendbare Vorschriften, Verfahren).......................9\r\n3 Bewältigung der beschleunigten wasserrechtlichen Zulassungsverfahren in\r\nder Praxis sicherstellen ............................................................................10\r\n4 Ergänzender Regelungsbedarf aus Sicht der Wasserwirtschaft..................11\r\n4.1 Beschleunigung der Wasserrechtsverfahren..................................................11\r\n4.2 Zulassungsbeschleunigung von Wasserfernleitungen....................................13\r\n5 Ergänzender Regelungsbedarf aus Sicht der Energiewirtschaft .................13\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 14\r\n1 Zusammenfassung der BDEW-Positionen\r\nDie Errichtung und der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien liegen gemäß § 2 EEG im überragenden öffentlichen Interesse. Vor diesem Hintergrund\r\nbegrüßt der BDEW die geplanten Änderungen, die durch die RED III-Richtlinie umgesetzt werden sollen, welche den Ausbau der Erneuerbaren Energien mittels beschleunigter Genehmigungsverfahren vorantreiben sollen.\r\nAllerdings werden die Belange der öffentlichen Wasserversorgung, welche ebenfalls im überragenden öffentlichen Interesse liegen, im Gesetzesentwurf nur unzureichend berücksichtigt. Bei\r\nallen Vorhaben sind die Belange der öffentlichen Wasserversorgung, insbesondere der Schutz\r\nder Wasserressourcen in den ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten und den Wasserschutzgebieten, sicherzustellen.\r\nDeshalb plädiert der BDEW für eine 1:1 Umsetzung der bereits ambitionierten europäischen\r\nVorgaben und lehnt nationale Verschärfungen in diesem Zusammenhang ab, soweit sie nicht\r\nnotwendig sind, um den Gleichlauf zu anderen Verfahrensfristen (z. B. aus dem BImSchG) herzustellen. Wie zutreffend in der Begründung zum Gesetzesentwurf dargelegt, müssen folglich\r\nauch bei den anstelle der Erlaubnis- oder Bewilligungsverfahren nach WHG geltenden landesrechtlichen Verfahren die Fristen nach der RED III umgesetzt werden. Um einen Flickenteppich\r\nan geltenden Regelungen und Zuständigkeiten zu vermeiden, plädiert der BDEW dafür, weitestmöglich eine bundesgesetzliche Vereinheitlichung der Verfahren im WHG umzusetzen. Der\r\nBundesgesetzgeber sollte hier seine Spielräume ausnutzen.\r\nKurze Verwaltungsverfahren sind grundsätzlich – auch vor dem Hintergrund des Bürokratieabbaus – wünschenswert, bergen jedoch auch das Risiko, dass eine Prüfung unvollständig bleibt\r\nund im Ergebnis wichtige wasserfachliche Aspekte übersehen werden können. Damit eine wasserfachliche Prüfung der Vorhaben innerhalb der ambitionierten Fristen mit der erforderlichen\r\nSorgfalt durchgeführt werden kann, ist unbedingt die personelle Aufstockung in den Wasserbehörden erforderlich. Es würde dem Ziel der Beschleunigung zuwiderlaufen, wenn aufgrund\r\npersoneller Engpässe eine Prüfung nicht oder nur oberflächlich erfolgen könnte und dann bei\r\ndrohendem Fristablauf entweder vorsorglich ein Veto von der Behörde eingelegt werden\r\nmüsste oder aber eine Genehmigung erfolgen würde, ohne die Belange der öffentlichen Wasserversorgung ausreichend berücksichtigt zu haben. Ein wichtiger Aspekt ist zudem die Digitalisierung von Prozessen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass aus Sicht der Energie- als auch der Wasserwirtschaft neben\r\nden geplanten Fristenregelungen weitere ergänzende Regelungen im Entwurf wünschenswert\r\nwären. Hinweise zu weiteren Regelungsbedarfen sind in der vorliegenden Stellungnahme in Kapiteln 4 und 5 aufgezeigt. Insbesondere spricht sich der BDEW dafür aus, die geplante\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 14\r\nBeschleunigung wasserrechtlicher Genehmigungen auf weitere Anlagenarten im Bereich der\r\nNetzinfrastruktur und Energiespeicher (Batterie- und Pumpspeicher) auszuweiten, damit der\r\nNetz- und Speicherausbau im gleichen Takt wie der Ausbau der Erneuerbaren Energien erfolgt.\r\nIn diesem Zusammenhang stellt der BDEW auch fest, dass die wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren, welche teilweise 10 bis 20 Jahre dauern, beschleunigt werden müssen. Es ist\r\nnicht nachvollziehbar, warum für die öffentliche Wasserversorgung, die ebenfalls im überragenden öffentlichen Interesse liegt, andere Regelungen gelten sollen als für Erneuerbare Energien.\r\nUm den Ausbau der Erneuerbaren Energien im Rahmen von wasserrechtlichen Zulassungsverfahren nicht auszubremsen, aber gleichzeitig die sorgfältige wasserfachliche Prüfung durch die\r\nzuständigen Wasserbehörden zu gewährleisten, plädiert der BDEW für:\r\n› Eine 1:1 Umsetzung der ambitionierten europäischen Fristenregelungen in nationales\r\nRecht vorzunehmen, sofern nicht ambitioniertere Fristen notwendig sind um den Gleichlauf zu anderen Verfahrensfristen (z. B. aus dem BImSchG) herzustellen. Wichtig ist, dass\r\ndie durch die RED III vorgegeben Fristen auch in der landesrechtlichen Gesetzgebung und\r\nim Vollzug sichergestellt werden.\r\n› Um eine sorgfältige wasserfachliche Prüfung der Vorhaben innerhalb der ambitionierten\r\nFristen zu gewährleisten, sollte das Personal in den zuständigen Zulassungsbehörden angemessen aufgestockt und die Prozesse vollständig digitalisiert werden.\r\n› Beschleunigende Regelungen auch im Bereich der Netzinfrastruktur und Energiespeicher\r\nsowie für wasserrechtliche Genehmigungsverfahren und den Ausbau von Wasserfernleitungen zu berücksichtigen.\r\n2 BDEW-Positionen zu den geplanten Änderungen im WHG im Einzelnen\r\n2.1 § 11a WHG (Verfahren bei Vorhaben zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen)\r\n2.1.1 § 11a Abs. 1 WHG (Anwendungsbereich)\r\nDer Anwendungsbereich der Regelung wird um folgende Anlagen ergänzt:\r\n› Floating-PV\r\n› Wärmepumpen\r\n› Windenergieanlagen an Land\r\n› Wärmespeicher am selben Standort wie dazugehörige EE-Anlage.\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 14\r\nDie Erweiterung dient der Umsetzung der RED III und wird grundsätzlich vom BDEW begrüßt.\r\nBei allen Vorhaben sind die Belange der öffentlichen Wasserversorgung, insbesondere der\r\nSchutz der Wasserressourcen in den ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten und den Wasserschutzgebieten, sicherzustellen. Es ist jedoch nicht nachvollziehbar, warum Pumpspeicherkraftwerke von der Beschleunigung ausgenommen bleiben sollen. Auch die Errichtung von Speichern ist unverzichtbar und muss mit der Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien gleichziehen.\r\nIm Hinblick auf den Ausbau der Windenergie ist zu beachten, dass die Beschleunigungswirkung nur einen geringen Anteil der Vorhaben betrifft. Denn erfasst werden damit insbesondere die Fälle, in denen die Notwendigkeit einer wasserrechtlichen Erlaubnis für die Durchführung von Fundamentarbeiten an der betreffenden Windenergieanlage mit Auswirkungen auf\r\ndas Grundwasser (§ 49 Absatz 1 Satz 2 WHG) besteht oder wenn eine Windenergieanlage in\r\neinem Gewässer errichtet werden soll. Das größte Beschleunigungspotenzial liegt jedoch bei\r\nder Verlegung von Leitungen, die Gewässer durchqueren oder streifen und bei der Zuwegung\r\nzu den Windenergieanlagen. Auch hierfür sind entsprechende gesetzgeberische Erleichterungen nötig.\r\nWeiterhin sollte analog zur Wärmenutzung auch die Nutzung zur Kälteerzeugung eingeschlossen werden.\r\nDer BDEW schlägt folgende Ergänzung in § 11 a Abs. 1 WHG vor:\r\nNr. 1 (…) Wasserkraft, ausgenommen Pumpspeicherkraftwerke-;\r\nNr. 2 (…) Erdwärme und -kälte (…)\r\nNr. 4 (…) Wärmepumpen und Kälteanlagen (…)\r\nNr. 6 Nutzung des Untergrunds als Wärme- oder Kältespeicher sowie Errichtung und Betrieb\r\neines Erdbeckens als Wärme- oder Kältespeicher (…),\r\nNr. 7 Errichtung und Betrieb von Zuwegungen und Leitungen zu den Anlagen nach den Nummern 1 bis 6.\r\n2.1.2 § 11a Abs. 4 WHG (elektronisches Verfahren)\r\nNach dem 20. November 2025 begonnene Erlaubnis- oder Bewilligungsverfahren sind elektronisch durchzuführen. Der BDEW begrüßt, dass die Regelung aus Art. 16 Abs. 3 der RED III damit\r\n1:1 umgesetzt wurde.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 11a Abs. 4 WHG an:\r\nAbweichend können auch zuvor begonnene Erlaubnis- oder Bewilligungsverfahren auf Antrag\r\ndes Trägers des Vorhabens elektronisch durchgeführt werden.\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 14\r\nDarüber hinaus setzt der BDEW sich dafür ein, dass diese Regelung nicht nur für wasserrechtliche Verfahren nach § 11a WHG gelten sollte, sondern für alle wasserrechtlichen Zulassungsverfahren. Eine Unterscheidung nach Art der Anlage erscheint nicht sinnvoll.\r\n2.1.3 § 11a Abs. 5 und 6 WHG (Vollständigkeit, Fristbeginn)\r\nDie Regelung zur Vollständigkeit der Antragsunterlagen ist stark an die im Rahmen der BImSchG-Novelle in § 7 der 9.BImschV getroffenen Regelungen angelehnt, die der BDEW sehr begrüßt.\r\n2.1.4 § 11a Abs. 7 WHG (Zulassungsfristen)\r\nFür den Fall, dass eine wasserrechtliche Erlaubnis oder Bewilligung nach WHG erforderlich ist,\r\nsetzt § 11a Abs. 7 WHG die Fristvorgaben aus Artikel 16a Abs. 2 Satz 1, 16b Abs. 1 Satz 1 und\r\nUnterabs. 2 Satz 1 und Artikel 16e Abs. 1 Satz 2 der RED III um.\r\nDie Umsetzungsregelungen sind jedoch so kompliziert ausgestaltet, dass es sehr umständlich\r\nist, einen klaren Überblick über die geltenden Fristen zu erhalten. Statt einer Aufteilung nach\r\nden Bearbeitungsfristen wäre eine Struktur nach der Technologie zweckmäßiger. Zudem ist\r\nnicht nachvollziehbar, wieso die Fristen für die Erteilung der Erlaubnis oder Bewilligung für Modernisierungen teilweise länger sind als für Neuerrichtungen (z. B. bei Flusswärmepumpen §\r\n11a Abs. 7 S. 1 Nr. 3c WHG). Eine zu modernisierende Anlage hat bereits ein Bewilligungsverfahren durchlaufen, weswegen eine erneute Bewilligung weniger Zeit in Anspruch nehmen\r\nsollte. Hier sollte für Modernisierungen eine Fristverkürzung berücksichtigt werden.\r\nUnklar bleibt auch der Regelungsrahmen von Abwasserwärmepumpen. Sind hier alle Abwasserquellen, also gereinigtes sowie ungereinigtes Abwasser gemeint? Dies wurde im Gesetz nicht\r\nausreichend abgegrenzt und auch nicht definiert, sodass hier Interpretationsspielraum besteht.\r\nDie Abwasserwärmenutzung am Ablauf des gereinigten Abwassers in der Kläranlange, vor Eintritt in das Gewässer, kann damit gemeint sein und ist zu begrüßen. Dezentrale Abwasserwärmenutzungen im Kanal oder vorher im Quartierstellen einen Eingriff in den technischen Prozess\r\nder Abwasserableitung und -behandlung dar und müssen immer im Dialog mit dem Abwasserentsorger geprüft werden, auch um eventuelle Temperaturabsenkungen und den damit einhergehenden Einfluss auf den Klärprozess beurteilen zu können. Eine Fristverkürzung auf unter einen Monat sehen wir in diesem Fall kritisch.\r\nRedaktioneller Hinweis:\r\nDer BDEW regt dringend eine Überarbeitung der Struktur der in § 11 a Abs. 7 WHG enthaltenen\r\nFristenregelung an, so dass die für die jeweilige Erneuerbare Energieanlage geltenden Fristen\r\nbesser nachvollziehbar sind. Das heißt, die Übersicht sollte nach der Technologie und nicht nach\r\nder Bearbeitungsfrist für die Wasserbehörde strukturiert werden.\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 14\r\nDer BDEW regt folgende Umstrukturierung in § 11a Abs. 7 WHG an:\r\n(7) Die zuständige Behörde entscheidet innerhalb der folgenden Fristen über die Erteilung der\r\nErlaubnis oder der Bewilligung:\r\n1. Abwasserwärmepumpe:\r\na) Errichtung und Betrieb aller Größen: innerhalb eines Monats\r\n2. Erdwärmepumpe:\r\na) Errichtung mit einer thermischen Leistung bis zu 50 Megawatt: innerhalb von drei Monate\r\nb) Errichtung und Betrieb einer Anlage zur Gewinnung von Erdwärme, wenn das Vorhaben\r\nder Erzeugung von Strom mit einer Kapazität von weniger als 150 Kilowatt dient: innerhalb\r\neines Jahres\r\nc)Errichtung und Betrieb einer Anlage zur Gewinnung von Erdwärme, wenn das Vorhaben der\r\nErzeugung von Strom mit einer Kapazität von mehr als 150 Kilowatt dient: innerhalb von zwei\r\nJahren\r\n3. usw.\r\n2.1.5 § 11a Abs. 7 Satz 1 WHG (Festlegung von Fristen)\r\nDie Umsetzung erfolgt überwiegend als 1:1 Umsetzung des EU-Rechts.\r\nFür das Repowering von Windenergieanlagen an Land außerhalb von Beschleunigungsgebieten\r\nwird eine verkürzte Frist von 7 Monaten festgelegt, was in Anbetracht des damit hergestellten\r\nGleichlaufs zum Genehmigungsverfahren nach dem BImSchG ausnahmsweise zu begrüßen ist.\r\nZudem sollte bezüglich der Genehmigungsbeschleunigung von Energiespeichern und Wärmespeichern in § 11 a Abs. 7 S. 1 Nr. 3 lit. d „am selben Standort“ wie die Anlage zur Erzeugung\r\nErneuerbarer Energien zur Vermeidung von Unklarheiten die genaue Definition aus der RED III\r\n(„die an denselben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind“, siehe Artikel 1 Nr. 44d RED III)\r\nübernommen werden.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 11 a Abs. 7 Nr. 3d:\r\nd) der Errichtung und dem Betrieb eines Wärmespeichers ohne Bohrung ins Erdreich im Zusammenhang mit einer zugehörigen Solar- oder Windenergieanlage, am selben Standort die an denselben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind, sofern die Solar- oder die Windenergieanlage\r\nin einem für sie geltenden Beschleunigungsgebiet für die Windenergie an Land oder für die Solarenergie nach § 2 Nummer 4 oder Nummer 5 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes liegt;\r\nDer BDEW begrüßt die Auflage, dass die Fristen nach einem Erfahrungszeitraum von 5 Jahren\r\nim Hinblick auf die Zielerreichung einer Beschleunigung der Zulassungsverfahren sowie unter\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 14\r\nEinbeziehung der wissenschaftlichen Ergebnisse laufender und neuer Forschungsvorhaben zu\r\nden gewässerökologischen und naturschutzfachlichen Auswirkungen zu evaluieren sind.\r\n2.1.6 § 11a Abs. 7 Satz 2 WHG (Verlängerung von Fristen)\r\n§ 11 a Abs. 6 Satz 2 WHG enthält dezidierte Verlängerungsmöglichkeiten für die in Abs. 1 festgelegten Fristen. Damit werden Art 16a und b RED III 1:1 umgesetzt. Der BDEW begrüßt die\r\nUmsetzung.\r\n2.1.7 § 11a Abs. 7 Satz 8-14 neu WHG (gestraffte Behördenbeteiligung)\r\nIn Anlehnung an die Regelungen aus der BImSchG-Novelle regt der BDEW an, die Behördenbeteiligung zu straffen. Dabei geht der BDEW davon aus, dass im Falle einer absehbaren Betroffenheit eine einfache Mitteilung mit kurzer Begründung der zu beteiligenden Behörden ausreicht, um das Erfordernis eines Erlaubnisverfahrens gelten zu machen.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 11 a Abs. 2 S. 7-13 WHG neu an:\r\nDie zuständige Behörde holt die Stellungnahmen der Behörden und Träger der öffentlichen Belange ein, deren Aufgabenbereich durch das Vorhaben berührt wird. Eingegangene Stellungnahmen der zu beteiligenden Behörden hat die zuständige Behörde unverzüglich an den Antragsteller weiterzuleiten. Hat eine zu beteiligende Behörde innerhalb einer Frist von einem Monat keine\r\nStellungnahme abgegeben, so ist davon auszugehen, dass die zu beteiligende Behörde sich nicht\r\näußern will. Die zuständige Behörde hat die Entscheidung im Falle des Satzes auf der Grundlage\r\nder geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung zu\r\ntreffen. Anstelle der Stellungnahme der zu beteiligenden Behörde kann die Behörde entweder\r\nzu Lasten der zu beteiligenden Behörde zur Prüfung der Zulassungsvoraussetzungen ein Sachverständigengutachten einholen oder selbst Stellung nehmen. Beides hat auf der Grundlage der\r\ngeltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung zu erfolgen; dies gilt nicht für militärische Belange. Ist von vorneherein davon auszugehen, dass eine\r\nbeteiligte Behörde innerhalb der Frist nach Satz 3 nicht in der Lage ist, zu entscheidungserheblichen Aspekten des Antrags Stellung zu nehmen, kann die zuständige Behörde bereits vor Ablauf\r\nder Frist ein Sachverständigengutachten nach Satz 5 einholen. Die zuständige Behörde informiert ihre Aufsichtsbehörde über jede Überschreitung von Fristen. Beabsichtigt eine beteiligte\r\nBehörde eine gesetzlich erforderliche Zustimmung nicht zu erteilen, hat die beteiligte Behörde\r\nvor Abgabe ihrer Entscheidung dem Antragsteller innerhalb einer von der Behörde festzusetzenden Frist die Möglichkeit zur Stellungnahme zu geben.\r\n2.1.8 § 11 a Abs. 8 WHG (Fristen für das Screening nach WindBG)\r\nFür den Fall, dass für die Errichtung oder die Modernisierung einer Windenergieanlage in einem\r\nBeschleunigungsgebiet für die Windenergie an Land eine wasserrechtliche Erlaubnis oder Bewilligung erforderlich ist, regelt § 11a Abs. 8 WHG die Fristen für das im Rahmen des\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 14\r\nwasserrechtlichen Zulassungsverfahrens durchzuführende Überprüfungsverfahren nach § 6b\r\nAbs. 2 WindBG. Die Regelung erfolgt in 1:1 Umsetzung der RED III und ist zu begrüßen.\r\n2.1.9 § 11 a Abs. 10 (neu) elektronische öffentliche Bekanntmachung\r\nDie elektronische Bekanntmachung ist bisher nicht im WHG geregelt. Eine solche ist jedoch im\r\nHinblick auf Fristen für Drittwidersprüche bzw. -klagen enorm wichtig und ist auch im Hinblick\r\nauf die notwendige Digitalisierung der Verfahren unerlässlich. Der BDEW spricht sich für eine\r\nAnlehnung an die Vorschriften des BImSchG aus.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 11a Abs. 9 WHG (neu) an:\r\nDie Entscheidung der zuständigen Behörde ist schriftlich zu erlassen, schriftlich zu begründen\r\nund dem Antragsteller zuzustellen. Sie ist darüber hinaus öffentlich bekannt zu machen. Die öffentliche Bekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil des Bescheides und\r\ndie Rechtsbehelfsbelehrung bekannt gemacht werden; auf Auflagen ist hinzuweisen. Die Auslegung ist dadurch zu bewirken, dass diese Dokumente auf einer Internetseite der zuständigen\r\nBehörde zugänglich gemacht werden.\r\nAuf Verlangen eines Beteiligten wird ihm eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt. Der Vorhabenträger kann der Veröffentlichung im Internet widersprechen, soweit er die Gefährdung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen oder wichtiger Sicherheitsbelange befürchtet; in diesem Fall muss die Behörde eine andere Form der Veröffentlichung wählen.\r\nIn der öffentlichen Bekanntmachung ist anzugeben, wo und wann der Bescheid und seine Begründung eingesehen und nach Satz 9 angefordert werden können; hierzu ist auch die Internetseite auf der die Zugänglichmachung erfolgt, anzugeben. Mit dem Ende der Auslegungsfrist gilt\r\nder Bescheid auch gegenüber Dritten, die keine Einwendung erhoben haben, als zugestellt; darauf ist in der Bekanntmachung hinzuweisen. Nach der öffentlichen Bekanntmachung können\r\nder Bescheid und seine Begründung bis zum Ablauf der Widerspruchsfrist von den Personen, die\r\nEinwendungen erhoben haben, schriftlich oder elektronisch angefordert werden.\r\nDarüber hinaus setzt der BDEW sich dafür ein, dass diese Regelung nicht nur für wasserrechtliche Verfahren nach § 11a WHG gelten sollte, sondern für alle wasserrechtlichen Zulassungsverfahren. Eine Unterscheidung nach Art der Anlage erscheint nicht sinnvoll.\r\n2.2 § 70 Ab. 1 Satz 2 WHG (Anwendbare Vorschriften, Verfahren)\r\nNeben Anlagen zur Nutzung von Wasserkraft und Wärmepumpen, die ein oberirdisches Gewässer als Wärmequelle nutzen, sollten noch Wärmespeicher bzw. Erdbecken aufgenommen werden. Zudem sollten auch die zu den Erneuerbaren-Energien-Anlagen führenden Leitungen und\r\nWege von den Erleichterungen des § 11a WHG profitieren.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 70 Abs. 1 S. 2 WHG an:\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 14\r\nFür die Erteilung von Planfeststellungen und Plangenehmigungen im Zusammenhang mit der\r\nErrichtung, dem Betrieb und der Modernisierung von\r\n1. Anlagen zur Nutzung von Wasserkraft, und\r\n2. Wärmepumpen, die ein oberirdisches Gewässer als Wärmequelle nutzen,\r\n3. Wärme-/Kältespeicher, die den Untergrund oder ein Erdbecken als Wärme-/Kältespeicher\r\nnutzen\r\n4. Zuwegungen und Leitungen zu den Anlagen nach den Nummern 1 bis 3\r\ngilt § 11a Abs. 1 Satz 2 und Abs. 2 bis 6 9 entsprechend; die §§ 71a bis 71e des Verwaltungsverfahrensgesetzes sind anzuwenden.\r\n3 Bewältigung der beschleunigten wasserrechtlichen Zulassungsverfahren in der Praxis sicherstellen\r\nDamit die Beschleunigung von wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren auch in der Praxis\r\ngelingt, müssen auch Anpassungen der Prozesse in den Behörden selbst mitgedacht werden.\r\nEin wichtiger Aspekt ist insbesondere die Digitalisierung von Prozessen. Die in § 11a Abs. 4\r\nWHG geregelte Pflicht zur vollständigen elektronischen Durchführung bei wasserrechtlichen Zulassungsverfahren ist hierfür ein wichtiger Schritt und sehr zu begrüßen. Weiterhin weist der\r\nBDEW darauf hin, dass die Einhaltung der kurzen Fristen nur durch mehr Personal in den Zulassungsbehörden und die Öffentliche Bekanntmachung sichergestellt werden kann. Deshalb sollten die Behörden unbedingt personell aufgestockt werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass\r\nes in der Übergangs-/Einarbeitungszeit einige Jahre in Anspruch nehmen wird, die gesetzten\r\nZiele umzusetzen.\r\nDamit die Belange der öffentlichen Wasserversorgung und insbesondere der Trinkwasserressourcenschutz trotz eines beschleunigten wasserrechtlichen Zulassungsverfahrens weiterhin\r\neingehend und vollumfänglich berücksichtigt und sichergestellt werden können, sollten für die\r\nzuständigen Wasserbehörden Leitfäden mit den für die verschiedenen EE-Anlagen zu berücksichtigenden wasserfachlichen Aspekten durch einen Expertenkreis erarbeitet und zeitnah bereitgestellt werden. Die für die spezifischen EE-Anlagen erarbeiteten Leitfäden sollen insbesondere sicherstellen, dass wichtige wasserfachliche Aspekte im Zuge kürzerer Bearbeitungszeiten nicht unberücksichtigt bleiben.\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 14\r\n4 Ergänzender Regelungsbedarf aus Sicht der Wasserwirtschaft\r\n4.1 Beschleunigung der Wasserrechtsverfahren\r\nDie öffentliche Wasserversorgung steht aktuell vor besonders großen Herausforderungen. Der\r\nMensch ist dauerhaft auf Wasser angewiesen. Er ist fortwährend von der Nutzung des natürlichen Wasserdargebots abhängig. Dementsprechend hat der Staat eine grundrechtlich verankerte Schutzpflicht für Leben und Gesundheit, um dem vitalen Bedürfnis des Menschen Rechnung zu tragen. Diese Pflicht zur Daseinsvorsorge ist mit den Auswirkungen des Klimawandels\r\nund den Anforderungen im Zusammenhang mit der Einordnung der Trinkwasserversorgung als\r\nkritische Infrastruktur und als lebensnotwendiger Bestandteil der Daseinsvorsorge auch in Krisenfällen in Einklang zu bringen. Oberstes Ziel ist dabei die jederzeitige Gewährleistung einer\r\nsicheren öffentlichen Wasserversorgung. Vor diesem Hintergrund muss die Wassergewinnung\r\nklimaresilient abgesichert werden, da die Nutzung der Wasserressourcen die Voraussetzung für\r\ndie gesamte Aufgabe der Sicherstellung der öffentlichen Wasserversorgung darstellt.\r\nIn Deutschland verfügen rund 4.270 Unternehmen der öffentlichen Wasserversorgung über\r\neine eigene Wassergewinnung mit rd. 15.900 Gewinnungsanlagen. Mehr als 800 Wasserbehörden sind, deutschlandweit für den Vollzug der wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren zuständig. Die Genehmigungsverfahren sind häufig sehr langwierig und münden oftmals in zehn\r\nbis 20 Jahre währende Diskussionen und gerichtliche Auseinandersetzungen, bis schließlich eine\r\nwasserrechtliche Genehmigung erteilt wird. Da wasserrechtliche Genehmigungen in der Regel\r\nauf 20 bis 30 Jahre befristet werden, bedeutet das in der Praxis für die Vergabe von Wasserrechten, dass das Wasserversorgungsunternehmen beim Erhalt eines Bescheides schon wieder\r\ndirekt in das neue Genehmigungsverfahren einsteigen muss. Dieser ineffiziente Kreislauf, der\r\nenorme Personalkapazitäten bei Versorgern und Behörden gleichermaßen bindet, muss durchbrochen werden. Mit Blick auf die beschleunigenden Regelungen des § 11a WHG ist zudem nun\r\nzu befürchten, dass alle anderen Verfahren, auch Bewilligungs- beziehungsweise Erlaubnisverfahren für die Wasserver- und Entsorgung, zurückgestellt werden müssen. Dies gefährdet mittelfristig die Ver- und Entsorgungssicherheit. Für Bewilligungs- und Genehmigungsverfahren der\r\nöffentlichen Trinkwasserver- und Abwasserentsorgung sollten daher ebenfalls, konkrete Bearbeitungsfristen analog zu §11a Abs. 6 festgelegt werden.\r\nDie Benutzung von Gewässern zu Zwecken der öffentlichen Wasserversorgung wird derzeit mittels einer Erlaubnis, gehobenen Erlaubnis oder Bewilligung rechtlich zugelassen. Es ist zunehmend zu verzeichnen, dass anstelle der stärkeren rechtlichen Absicherung mittels einer Bewilligung eine in der Rechtswirkung geringer ausgestaltete Erlaubnis oder gehobene Erlaubnis erteilt wird. In der Regel werden heute für die Bewilligung, gehobene Erlaubnis und Erlaubnis Befristungen vorgesehen. Darüber hinaus zeigt der aktuelle Vollzug des Wasserrechtes hinsichtlich\r\ndes Anspruches der öffentlichen Wasserversorgung auf eine Bewilligung ein diffuses Bild. In\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 14\r\nEinzelfällen wurde eine Bewilligung bejaht, in anderen Fällen jedoch abgelehnt. Eine gefestigte\r\nobergerichtliche oder höchstrichterliche Rechtsprechung fehlt bislang. Zudem ergibt sich eine\r\nbesondere Schwierigkeit auf der materiell-rechtlichen Ebene dahingehend, dass der behördliche Vollzug der rechtlichen Anforderungen des Naturschutzes sowie teilweise der Wasserrahmenrichtlinie die Gewässerbenutzung für die öffentliche Wasserversorgung sehr erschwert\r\noder in Einzelfällen sogar ganz verhindert.\r\nDer Klimawandel führt bereits heute und in den kommenden Jahrzehnten verstärkt zu einer\r\ngrößeren Variabilität des nutzbaren Wasserdargebotes mit einer Zunahme von Extremereignissen einschließlich mehrjähriger Dürreperioden. Gleichzeitig werden die klimatische, demografische und technologische Entwicklung den Wasserbedarf der Bevölkerung, Landwirtschaft, Industrie und Energiewirtschaft verändern. Regional differenzierte Prognosen entsprechender\r\nKenngrößen sind nach wie vor mit großen Unsicherheiten verbunden.\r\nDamit die öffentliche Wasserversorgung als Aufgabe der Daseinsvorsorge auch effektiv wahrgenommen werden kann, sind kurze Verwaltungsverfahren auch hier dringend erforderlich.\r\nDer BDEW regt folgende Regelung in einem neuen § 8a WHG an:\r\n§ 8 a Beschleunigung von wasserrechtlichen Zulassungsverfahren\r\n(1) Für wasserrechtliche Zulassungsverfahren nach § 8 WHG sind folgende Maßnahmen zur\r\nVerfahrensbeschleunigung zu treffen:\r\na) Verkürzung der Frist für die vollständige Einreichung der erforderlichen Antragsunterlagen auf maximal drei Monate nach Antragstellung.\r\nb) Verpflichtung der zuständigen Behörde, innerhalb von vier Wochen nach Eingang des Antrages eine Eingangsbestätigung sowie eine erste Einschätzung über die Vollständigkeit der\r\nUnterlagen zu übermitteln.\r\nc) Festlegung einer maximalen Bearbeitungsdauer von sechs Monaten ab vollständigem Eingang der Antragsunterlagen für die Entscheidung über den Zulassungsantrag.\r\nd) Einrichtung eines digitalen Antragsportales zur vereinfachten Einreichung und Bearbeitung der Antragsunterlagen.\r\n(2) Die zuständige Behörde kann die in Abs. 1 festgelegten Fristen um maximal drei Monate\r\nverlängern, wenn dies aufgrund der Komplexität des Verfahrens erforderlich ist. Die Gründe\r\nfür die Verlängerung sind dem Antragsteller schriftlich mitzuteilen.\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 14\r\n4.2 Zulassungsbeschleunigung von Wasserfernleitungen\r\nInfolge des Klimawandels kommt es bereits jetzt zu einzelnen regionalen Engpässen in der Wasserversorgung. Durch Wasserfernleitungen kann eine angemessene Verteilung des verfügbaren\r\nWasservorkommens zwischen wasserärmeren und wasserreicheren Gebieten gewährleistet\r\nwerden. Während in Ballungsgebieten typischerweise der Wasserbedarf das Dargebot übersteigt, werden in bevölkerungsärmeren Gebieten Überschüsse generiert. In Deutschland existieren vor diesem Hintergrund bereits in Bayern, Baden-Württemberg, Niedersachsen, Sachsen,\r\nSachsen-Anhalt, Thüringen, im Ruhrgebiet und im Raum Frankfurt am Main weitreichende Wasserfernleitungssysteme. Der Bedarf an entsprechenden Wasserfernleitungen dürfte zukünftig\r\nerheblich ansteigen.\r\nDie überregionale Wasserversorgung wird zukünftig eine mindestens ebenso gewichtige Rolle\r\nwie die Versorgung der Bevölkerung mit Strom und Gas spielen. Um sowohl die Wasserversorgung jederzeit sicherzustellen als auch die Energiewendebedarfe zu erfüllen, muss ein örtliches\r\n(knappes) Wasserdargebot um Mengen aus wasserreicheren Regionen ergänzt werden können.\r\nDafür bedarf es zwingend des Ausbaus des Wassertransportnetzes. Auch das Wassertransportnetz sollte planungsrechtliche Privilegien – analog zu denen wie sie jüngst für WasserstoffTransportleitungen im EnWG formuliert wurden – erhalten.\r\nIn der Praxis kommt es beim Bau von Wasserleitungen zu massiven Zeitverlusten, die mit einer\r\nplanungsrechtlichen Gleichbehandlung aller wasser- und energiebezogenen Leitungsprojekte\r\nleicht zu lösen wären. Wie bei Energie- und H2-Leitungen wären dann mit der Planfeststellung\r\nder Leitung gleich auch die notwendigen infrastrukturellen Beschleunigungseffekte verbunden,\r\nwie bspw. die vorzeitige Besitzeinweisung oder die Erleichterung notwendiger Vorarbeiten.\r\nDer BDEW schlägt vor, dass der Bau von Wasserleitungen im WHG analog zu den Energieleitungen im EnWG planungsrechtlich privilegiert wird, so dass auch hier im Hinblick auf die Daseinsvorsorge und die Auswirkungen des Klimaschutzes die Beschleunigungseffekte beim Wasserleitungsausbau erzielt werden können. Der BDEW hat hierzu bereits ein umfassendes Rechtsgutachten mit konkreten Regelungsvorschlägen vorgelegt1\r\n.\r\n5 Ergänzender Regelungsbedarf aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nDie Energiewende ist nicht mit dem Bau neuer EE-Anlagen abgeschlossen, der erneuerbare\r\nStrom muss auch abtransportiert bzw. gespeichert werden, um das flexible Energieangebot mit\r\n1 https://www.bdew.de/media/documents/20230712_Gutachterliche_Stellungnahme_zur_Zulassungsbeschleunigung_von_Wasserf_11nJdWU.pdf\r\nUmsetzung RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 14\r\nder Nachfrage in Einklang zu bringen. Die geplante Beschleunigung wasserrechtlicher Genehmigungen muss daher zwingend auf alle Anlagen im Bereich der Netzinfrastruktur und Energiespeicher ausgeweitet werden. Nur wenn der Netz- und Speicherausbau im gleichen Takt wie\r\nder Ausbau der Erneuerbaren Energien erfolgt, kann die erneuerbare Energie in das Netz eingespeist und zum Kunden gebracht werden.\r\nDarüber hinaus sollten auch für konventionelle Kraftwerke beschleunigte wasserrechtliche Zulassungsverfahren (hier insb. für die Entnahme und Wiedereinleitung von Kühlwasser) berücksichtigt werden. Gerade bei Gaskraftwerken, die vorhandene Kohlekraftwerke ersetzen sollen\r\n(sog. Fuel Switch-Kraftwerke) oder im Rahmen der Kraftwerksstrategie sind weiter Beschleunigungen und Vereinfachungen erforderlich. Dabei sollten auch insbesondere die Regelungen zur\r\nDigitalisierung, Vollständigkeit und gestrafften Behördenbeteiligung (vgl. § 11a Abs. 4 bis 6\r\nWHG) für diese Anlagen umgesetzt werden.\r\nZur besseren Strukturierung und Beschleunigung der wasserrechtlichen Zulassungsverfahren\r\nbraucht es zudem auch Vordrucke – analog zu immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren –, anhand derer der Antrag strukturiert werden könnte. Da diese nicht bestehen, gehen\r\ndie Vorstellungen über Inhalt und Umfang der Anträge zum Teil weit auseinander.\r\nZudem plädiert der BDEW für die Nutzung weiterer Beschleunigungspotenziale im Bereich des\r\nmateriellen Wasserrechts. Das betrifft insbesondere die WRRL-Fachbeiträge. Grundsätzlich ist\r\ndas wasserrechtliche Regelwerk gerade im Energiebereich sehr komplex. Beschleunigungspotenziale sind hier schwer zu heben, wenn das materielle Recht nicht vereinfacht und klarer\r\nstrukturiert wird."},"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 Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 22. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nzum Entwurf einer\r\ndeutschen Anpassungsstrategie an den Klimawandel\r\nEntwurf dt. Anpassungsstrategie an den Klimawandel\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\nDie Wasserwirtschaft im BDEW begrüßt die Erarbeitung der deutschen Anpassungsstrategie\r\nan den Klimawandel. Die im BDEW organisierten Unternehmen teilen die Einschätzung der\r\nBundesregierung, dass neben Maßnahmen zum Klimaschutz auch Strategien zum Umgang mit\r\nden Auswirkungen eines sich verändernden Klimas entwickelt werden müssen. Veränderungen der Umweltfaktoren wie z. B. der Niederschläge, Lufttemperatur, Luftfeuchtigkeit etc.\r\nstehen in einer engen Wechselwirkung mit der Wasserwirtschaft. Die Branche hat daher ein\r\nreges Interesse, die Diskussion zum Umgang mit den Folgen des Klimawandels aktiv zu begleiten. Es ist wichtig, diesen Prozess mit konkreten Handlungsmaßnahmen weiterzuentwickeln.\r\nViele Themen wurden bereits in der Nationalen Wasserstrategie thematisiert, zu denen sich\r\nder BDEW ausführlich positioniert hat.\r\nVorrang der öffentlichen Wasserversorgung sicherstellen\r\nOhne Wasser kein Leben, keine Landwirtschaft und kein Siedlungsraum für die Menschen.\r\nWasser ist nicht ersetzbar. Der Klimawandel kann durch längere und extremere Trockenperioden Nutzungskonflikte zwischen der öffentlichen Wasserversorgung und anderen Nutzergruppen hervorrufen. Deshalb muss an erster Stelle der eindeutige Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung vor anderen Nutzungen und Bewirtschaftungsaspekten festgelegt und damit\r\ndie lebensnotwendige und im Hinblick auf Hygiene erforderliche Daseinsvorsorge der Bevölkerung sichergestellt werden.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung in der deutschen Anpassungsstrategie an den\r\nKlimawandel erneut betont, dass auch in künftigen Bewirtschaftungsplänen von Wasserressourcen die Versorgung der Bevölkerung mit Trinkwasser oberste Priorität hat.\r\nIm Rahmen des Klimawandels ist es auch erforderlich, in Regionen mit niedrigem Wasserdargebot weitere Möglichkeiten für die zur Verfügungstellung von Rohwasser zu ermöglichen.\r\nDeswegen halten wir es für notwendig, dass der Bau von Wasserinfrastrukturen, wie zum Beispiel Leitungsbau, Talsperren und neuen Wasserwerken beschleunigt wird. Hierzu hat der\r\nBDEW bereits konkrete gesetzliche Vorschläge unterbreitet.\r\nFinanzierungskonzepte und erweiterte Herstellerverantwortung\r\nAls wichtiger Bestandteil der Klimaanpassungsstrategie sollten Finanzierungskonzepte genannt werden. Eine Strategie kann nur dann Wirkung entfalten, wenn ihre Umsetzung und die\r\nKosten der Umsetzung mitbedacht und möglichst aufgezeigt werden. Dies können zwar überwiegend nur Schätzungen sein, sollten aber dennoch als Finanzierungskonzept zumindest benannt werden.\r\nEntwurf dt. Anpassungsstrategie an den Klimawandel\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\nDie erweiterte Herstellerverantwortung als Ausgestaltung des Verursacherprinzips setzt Anreize, wie Beeinträchtigungen der Umwelt und des Klimas durch eine Kostenbeteiligung vermieden werden können und ist somit ein notwendiger Faktor der Anpassungsstrategie. Dies\r\nist auch in Kohärenz zur nationalen Wasserstrategie zu sehen.\r\nÜberprüfung der bisherigen Ausnahmen von der Erlaubnispflicht für Wasserentnahmen\r\nDie Überprüfung der bisherigen Ausnahmen von der Erlaubnispflicht für Wasserentnahmen\r\nwird grundsätzlich begrüßt.\r\nBesonderes Augenmerk sollte hierbei auf den zunehmenden Bedarf der Landwirtschaft für Bewässerungszwecke gelegt werden und eine damit verbundene Erlaubnispflicht.\r\nZudem ist die Prognosefähigkeit der Wasserhaushaltsanalysen zu verbessern und es sind Leitlinien für den Umgang mit Wasserknappheit zu entwickeln. Denn ohne Transparenz aller Wassernutzungen ist die Prognosefähigkeit nicht gegeben und es besteht keine Entscheidungsgrundlage für eine Priorisierung des Wassergebrauchs im Falle einer Mangelsituation. Mit\r\nKenntnis der tatsächlichen Gebräuche lässt sich die Prognosefähigkeit deutlich verbessern und\r\nMangelsituationen können vermieden werden. Dies ist auch das Ziel der Wasserwirtschaft.\r\nDennoch ist für den Fall, in dem eine Mangelsituation trotz aller Vorkehrungen eintritt, dringend eine Priorisierung der Wassernutzungen erforderlich. Auch hierbei sollte grundsätzlich\r\nder Vorrang der öffentlichen Trinkwasserversorgung gelten.\r\nPrüfung einer Harmonisierung der bereits in 13 von 16 Bundesländern erhobenen Wasserentnahmeentgelte\r\nDie Einführung von Wasserentnahmeentgelten ist für sich genommen nicht geeignet, die Qualität und Struktur der Wasserversorgung zu verbessern. Dies zeigen die Erfahrungen in den\r\nBundesländern, in denen bereits Wasserentnahmeentgelte eingeführt wurden. Sie erhöhen\r\njedoch die Kostenbelastung für die Verbraucherinnen und Verbraucher.\r\nSofern Wasserentnahmeentgelte erhoben werden, sollte darauf geachtet werden, dass hiermit ausschließlich zweckgebundene Maßnahmen für wasserwirtschaftliche Leistungen finanziert werden.\r\nZudem sollten alle Nutzer der Ressource Wasser, also auch die Landwirtschaft, in die Erhebung von Wasserentnahmeentgelten eingebunden werden. Hierzu ist grundsätzlich eine flächendeckende Verbesserung der Transparenz für die Wasserentnahmen erforderlich. Aktuell\r\nsind die hierfür erforderlichen Daten nur unzureichend bis gar nicht verfügbar.\r\nEntwurf dt. Anpassungsstrategie an den Klimawandel\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nAnsprechpartnerin\r\nAndrea Danowski\r\nGeschäftsbereich Wasser/Abwasser\r\nandrea.danowski@bdew.de\r\nT: 030 / 300 199-1210\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2024-10-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013474","regulatoryProjectTitle":"Kraftwerkssicherheitsgesetz - Stellungnahme des BDEW","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/1d/378502/Stellungnahme-Gutachten-SG2412030019.pdf","pdfPageCount":85,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\n\r\nBerlin, 23. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nzur BMWK-Konsultation\r\n„Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 85\r\nInhalt\r\n1 Einleitung zu beiden Säulen .......................................................................4\r\n2 Anmerkungen zur 1. Säule: H2-ready Gaskraftwerke..................................6\r\n2.1 Neuanlagen Definition...........................................................................6\r\n2.2 Anforderungen Modernisierung ...........................................................8\r\n2.3 Systemanforderungen.........................................................................10\r\n2.4 Regionale Komponente .......................................................................13\r\n2.5 Höhe Förderung/Fördersystematik.....................................................14\r\n2.6 Reliability Option .................................................................................16\r\n2.7 Sicherheitszahlung...............................................................................17\r\n2.8 Pönalisierung .......................................................................................17\r\n2.9 CfD Ausgestaltung und Wasserstoffförderung....................................18\r\n2.10 Umstieg auf Wasserstoff .....................................................................20\r\n2.11 Bivalenter Betrieb und Wasserstoffqualität........................................22\r\n3 Anmerkungen zur 1. Säule: H2-Sprinterkraftwerke...................................25\r\n3.1 Wasserstoff für Sprinterkraftwerke ....................................................25\r\n3.2 Technische Anforderungen .................................................................26\r\n4 Anmerkungen zur 1. Säule: Langzeitspeicher............................................26\r\n5 Allgemeine Anmerkungen 2. Säule: Steuerbare Kapazitäten.....................28\r\n5.1 Förderbedingungen und Reliability Option.........................................28\r\n5.2 Systemanforderungen.........................................................................29\r\n5.3 Höchstwert und Sicherheitszahlung....................................................30\r\n6 Konsultationsfragen zur 1. Säule: .............................................................32\r\n6.1 Die Beihilfefähigkeit der drei Maßnahmen .........................................32\r\n6.2 Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne\r\nEmissionen in CO2-Äquivalenten ........................................................33\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 85\r\n6.3 Nutzung und der Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige\r\nAusnahmen..........................................................................................33\r\n6.4 Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen .38\r\n6.5 Annahmen zur Quantifizierung von Anreizeffekten, Erforderlichkeit\r\nund Angemessenheit...........................................................................59\r\n6.6 Neue Investitionen in Stromerzeugung auf Erdgasbasis: Geplante\r\nVorkehrung zur Gewährleistung der Übereinstimmung mit den\r\nKlimazielen der Europäischen Union...................................................65\r\n6.7 Sonstige beihilferechtlich relevante Aspekte......................................66\r\n7 Konsultationsfragen zur 2. Säule: .............................................................69\r\n7.1 Die Beihilfefähigkeit der Maßnahmen ................................................69\r\n7.2 Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne\r\nEmissionen in CO2-Äquivalenten ........................................................69\r\n7.3 Nutzung und der Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige\r\nAusnahmen..........................................................................................70\r\n7.4 Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen .72\r\n7.5 Angaben zur Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen\r\nArten von Beihilfeempfängern............................................................73\r\n7.6 Methode, um die Kosten den Verbrauchern zuzuweisen...................84\r\n7.7 Geplante Vorkehrungen zur Gewährleistung der Übereinstimmung\r\nmit den Klimazielen der Union ............................................................84\r\n7.8 Andere Aspekte im Hinblick auf den Status der Maßnahme als\r\nstaatliche Beihilfe ................................................................................85\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 85\r\n1 Einleitung zu beiden Säulen\r\nAus Sicht des BDEW stellt das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) einen wichtigen Schritt zur\r\nlangfristigen Realisierung der Versorgungs- und Systemsicherheit Strom in Deutschland dar\r\nund damit auch zur Sicherung der Transformation der Energieversorgung. Eine zügige und\r\nrechtssichere Umsetzung sowie ein fristgerechter Ausschreibungsbeginn haben daher höchste\r\nPriorität. Ebenso essenziell wie die zügige Finalisierung und Umsetzung der hier konsultierten\r\nAusschreibungen ist es, das KWSG mit weiteren Maßnahmen für den notwendigen Aufbau an\r\ngeeigneten steuerbaren Erzeugungsanlagen zu flankieren.\r\nHierzu gehören neben den ursprünglich in der Kraftwerksstrategie eingeplanten Ausschreibungen für Biomethan-Peaker allen voran KWK-Anlagen. Diese haben mit dem Auslaufen der\r\nInanspruchnahmemöglichkeit der KWKG-Förderung Ende 2026 und vor dem Hintergrund\r\nmehrjähriger Projektrealisierungszeiträume bereits heute keine Investitionsgrundlage mehr.\r\nWärmegekoppelte Kraftwerkskapazität wird im Rahmen des KWSG nicht adressiert, diese ist\r\njedoch für die Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung in Deutschland essenziell. Mit\r\nBlick auf die große Anzahl junger, bereits sehr effizienter (KWK-)Kraftwerke fehlt aktuell eine\r\nGrundlage für die Umrüstung auf H2. Es muss dringend ermöglicht werden, dass diese Anlagen durch eine passgenaue und volkswirtschaftlich sinnvolle Umrüst-Förderung eine ZukunftsPerspektive erhalten. Sofern dies (für KWK-Anlagen) nicht im KWSG umsetzbar ist, sind diese\r\nUmrüstungen unbedingt und dringend in einem novellierten und verlängerten KWKG zu berücksichtigen.\r\nDer Fokus auf Neuanlagen ist mit Blick auf den gesetzlichen Ausstieg aus der Kohleverstromung, der die Stilllegung von zwei Drittel der vorhandenen Kapazitäten bereits bis 2030 vorsieht, nachvollziehbar, wobei der Aussage des BMWK, dass „die Realisierung derartiger [neuartiger wasserstofffähiger Gaskraftwerke] Projekte deutlich mehr Zeit in Anspruch nimmt als\r\ndie Modernisierung von Bestandsanlagen“ nicht unspezifiziert zugestimmt werden kann. Je\r\nnach Standortbedingungen und damit entsprechend verbundenen Genehmigungsverfahren,\r\nkönnen auch „Modernisierungen“ mit langen Laufzeiten verbunden sein. Wichtig ist die Einführung eines systematischen Versorgungssicherheitskonzepts (Integrierter Kapazitätsmarkt)\r\nspätestens ab 2028. Für eine wirtschaftliche Bewertung der Teilnahme an den angedachten\r\nAusschreibungen und einer damit verbundenen Investitionsentscheidung, ist eine fundierte\r\nKenntnis der Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes erforderlich. Um eine Unterdeckung der\r\nAusschreibung bzw. Zurückhaltung der Entscheidungsträger zu vermeiden, müssen die Rahmenbedingungen des Kapazitätsmarktes und der Integration der auszuschreibenden Kraftwerke zwingend vor Durchführung der ersten Ausschreibung, mit entsprechender Vorlaufzeit\r\nzu weiterführenden Analysen bekannt sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 85\r\nIn der Gesamtschau der aktuell im KWSG angedachten Regelungen muss festgehalten werden:\r\nDie Summe der vielzähligen Risiken, die der Betreiber für Investitionen und Betrieb in Verbindung mit den Pönalen und der zusätzlichen Sicherheitsleistungen in Höhe von bis zu mehreren\r\nhundert Millionen Euro stehen nicht in einem nachvollziehbaren Verhältnis zu den Anforderungen an den zügig gewünschten und erforderlichen Anlagenzubau stehen. Insofern sind\r\nnachfolgende Änderungen essenziell, um eine adäquate Beteiligung an den geplanten Ausschreibungen überhaupt erst zu ermöglichen.\r\nDie Eckpunkte für das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) in Verbindung mit der möglichen\r\nRückzahlung der Förderung führen dazu, dass in die geplanten 10,5 GW an neuen Kraftwerkskapazitäten zurückhaltend investiert werden wird, insbesondere in der 1. Säule. Die negativen\r\nAuswirkungen auf die geplanten Ausschreibungen werden erheblich sein. Sofern es hier keine\r\ninvestitionsfreundlichen Signale gibt, muss es erhebliche Risikoaufschläge der teilnehmenden\r\nUnternehmen geben.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 85\r\n2 Anmerkungen zur 1. Säule: H2-ready Gaskraftwerke\r\nDie zentrale Frage ist, ob die Investitionen von den Banken als „bankable“ eingestuft werden\r\nkönnen und unter welchen Bedingungen die Investitionen finanziert werden können. Insbesondere vor dem Hintergrund der hohen Risiken und der Konsequenz, dass bei Eintritt eines\r\nder Risiken (Wasserstoffverfügbarkeit, Technologieentwicklung, Verzögerungen bei der H2-\r\nInfrastruktur, Realisierungszeiträume) eine vollständige Rückzahlung erforderlich ist.\r\nIn der ersten Säule muss, um eine hohe Beteiligung zu ermöglichen, eine deutliche Entschärfung der Risiken erfolgen, die teilweise nicht von den Kraftwerksbetreibern beeinflusst werden können. Um Investitionen zu ermöglichen, müssen grundlegende Punkte wie die Höchstpreise, die Ermöglichung des bivalenten Betriebs und die Höhe der Pönalen überarbeitet werden. Darüber hinaus besteht ein besonderes Risiko für kommunale Unternehmen, die zusätzliche Sicherheiten für die Finanzierung der Investitionen benötigen.\r\nSo ist beispielsweise derzeit technisch noch nicht absehbar, was Turbinen bis dahin leisten\r\nkönnen. In dieser Größenordnung gibt es derzeit noch keine 100 % Wasserstoffanlage im Betrieb. Eine Lösung, die technisch noch nicht existiert, sollte dann auch vertraglich nicht pönalisiert werden. Der BDEW sieht zudem die Notwendigkeit, dass sowohl die notwendigen H2-\r\nMengen, Pipelines als auch die notwendigen Speicherleistungen für einen späteren Kraftwerksbetrieb zu diesem Zeitpunkt zur Verfügung stehen müssen.\r\nEs ist zu betonen, dass Voraussetzung für die geplanten Wasserstoff-KW ein ausreichendes\r\nAngebot an H2-Speichern im Energiesystem ist. Ohne die Speicher können die benötigten hohen Leistungen an Wasserstoff durch das H2-Netz nicht schnell genug bereitgestellt werden.\r\nEs ist daher wichtig, den Wasserstoffhochlauf gemeinsam zu denken und H2-Kraftwerke, Infrastruktur und die geplanten oder möglichen H2-Speicherstandorten zu berücksichtigen.\r\n2.1 Neuanlagen Definition\r\nZiffer 23 der Konsultationsunterlage nimmt eine Definition von „Neuanlagen“ vor. Hiernach\r\nsind neben den „fabrikneuen Anlagenteile(n)“ auch die Anlagenstandorte relevant. Eine Neuanlage nach dieser Definition darf keinen Standort nutzen, an dem bereits zuvor eine Stromerzeugungsanlage betrieben wurde, welche „gasförmige Brennstoffe“ genutzt hat. Die fortgesetzte Nutzung eines Standortes, an dem zuvor ein Kohlekraftwerk betrieben wurde, wäre\r\nhiernach für eine „Neuanlage“ möglich.\r\nDie Begrifflichkeit „fabrikneu“ sollte weiterführend definiert werden. In der Komplexität einer\r\nentsprechenden Anlage kann es dazu kommen, dass Komponenten aus Lagerbeständen eingesetzt werden, die nicht fabrikneu, d.h. jünger als 12 Monate nach deren Produktion sind. Auch\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 85\r\nfür Instandhaltungs- und Wartungsvorgänge sollte dieser Begriff eindeutig gefasst bzw. nicht\r\ngenutzt werden.\r\nFür die erste Säule ist die Definition einer Neuanlage deutlich zu restriktiv, da eine Neuanlage,\r\nwie beispielsweise ein neuer Kraftwerksblock, an einem bestehenden Gaskraftwerksstandort\r\nausgeschlossen wird. Der Bau, eines zusätzlichen, neuen wasserstofffähigen Kraftwerkes an\r\neinem bestehenden Gaskraftwerkstandort sollte ebenfalls zulässig sein. Bisher sind nur Greenfield-Anlagen oder Neuanlagen an ehemaligen Kohle- oder Kernkraftwerksstandorten zulässig.\r\nEin kompletter Neubau an einem ungenutzten Standort ist in dem anvisierten Realisierungszeitraum praktisch nahezu unmöglich.\r\nDer Bau von H2-ready Gaskraftwerken an bestehenden Gaskraftwerksstandorten ist in den\r\nmeisten Fällen jedoch volkswirtschaftlich günstiger, da die notwendigen Gasleitungen (in\r\nNähe des Kernnetzes auch die spätere Wasserstoff Versorgung) als auch Stromleitungen bereits vorhanden sind. Ein Greenfield-Kraftwerksstandort braucht vielfältige Infrastrukturmaßnahmen und bräuchte als erstes eine planungsrechtliche Zustimmung der Standortkommune,\r\nwas mind. 1-2 Jahre Vorlauf vor dem eigentlichen immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren erfordert. Sechs Jahre Gesamtrealisierungsdauer wären somit nicht ausreichend. Zudem wurde das H2-Kernnetz so geplant, dass bereits bestehende Gaskraftwerksstandorte angeschlossen werden können. Die Restriktion aus dem KWSG steht dazu im Widerspruch. Auch ein zu installierender Erdgasanschluss für Neuanlagen an einem neuen Standort\r\nist als nicht trivial zu sehen in Zeiten schwindender Gasverbräuche und daraus folgend steigender Netzentgelte.\r\nAuch aus Akzeptanzsicht ist ein bereits erschlossener Standort einem Greenfield-Projekt überlegen. Ebenfalls kann eine Verschlechterung der Versorgungssicherheitssituation in diesen Fällen ausgeschlossen werden, da der „alte Block“ weiterbetrieben werden kann. Gerade, wenn\r\nsich der bestehende Standort in der netztechnischen Südzone befindet, ist eine Erweiterung\r\ndes bestehenden Kraftwerkes auch für die Entlastung der Redispatchsituation sinnvoll. Darüber hinaus hat eine Nutzung bisheriger Standorte dabei entscheidende Vorteile hinsichtlich\r\nder Flächenverfügbarkeit, der Planung- und Genehmigungsverfahren sowie der InfrastrukturAnbindungen.\r\nDurch die Regelung werden Neubauten an im Erdgasnetz günstig gelegenen Standorten verhindert. Dies begrenzt den Wettbewerb und erhöht maßgeblich die Kosten der Auktion, ohne\r\neinen energiewirtschaftlichen Vorteil aufzuweisen. Klarstellend ist darauf hinzuweisen, dass es\r\n”Neuanlagen” gerade auch an bestehenden Standorten geben wird, und dass dies keine “Modernisierungen” sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 85\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› In dem Konsultationsdokument wird sich an mehreren Stellen auf den Standort des\r\nzu errichtenden Kraftwerks bezogen. Hier ist klarzustellen, ob sich damit auf eine\r\nbebaute Fläche einer einzigen Anlage oder ein Flurstück, an dem auch mehrere Anlagen betrieben werden können, bezieht. Sollte es sich jedoch um ein Flurstück\r\noder ein Grundstück, bestehend aus mehreren Flurstücken, handeln, sind folgende\r\nzwei Punkte anzupassen:\r\no Auf die genannte Anforderung an Anlagenstandorte für Neuanlagen ist zu\r\nverzichten. Es sollten unbedingt auch neue Anlagen an bestehenden Standorten als Neuanlagen im Sinne des KWSG gelten. Die Definition sollte daher\r\ndringend um neue Blöcke an bestehenden Gaskraftwerksstandorten erweitert werden. Es geht eben nicht um eine Modernisierung oder Substitution,\r\nsondern um eine faktische Erweiterung des Standortes. Die Voraussetzung\r\nsollte ersatzlos gestrichen werden.\r\no Sperrung eines Standorts für weitere Ausschreibungen, um strategisches\r\nBiet-verhalten zu unterbinden: Die Zielsetzung ist nachvollziehbar und\r\nsinnvoll. Allerdings kann es sein, dass auf einem Flurstück oder einem\r\nGrundstückzeitlich versetzt mehrere Anlagen errichtet werden sollen. In\r\ndiesem Fall sollte es möglich sein, dass alle Anlagen an Ausschreibungen\r\nteilnehmen können.\r\n› Den Begriff „Fabrikneu“ ersetzen durch „Anlagen und deren Komponenten, die in\r\nihren wesentlichen Bestandteilen zum Zeitpunkt des Baus der Anlage noch keiner\r\noperativen Nutzung unterlagen“.\r\n2.2 Anforderungen Modernisierung\r\nMit Ziffer 23 werden außerdem die Kriterien für „modernisierte Bestandsanlagen“ definiert.\r\nEine Modernisierung kann hiernach zwar an allen Standorten erfolgen, als „Mindestinvestitionstiefe“ müssen jedoch 70 % der Neuerrichtungskosten eines neuen H2-ready Gaskraftwerks\r\nanfallen. Dieser Wert ist zu hoch angesetzt und verhindert eine Vielzahl potenzieller Modernisierungsprojekte von geeigneten Bestandsanlagen.\r\nDer Vergleich mit einem „hypothetischen Kraftwerk“ erscheint darüber hinaus unrealistisch\r\nbestimmbar. Die meisten Kraftwerke haben eigene Spezifikationen, gerade wenn es um Umbau- und Modernisierungsmaßnahmen geht, nimmt der Grad an Individualität zu. Die Aufstellung eines hypothetischen Kraftwerkes würde komplex bzw. zusätzlichen Planungsaufwand\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 85\r\nbedeuten. Auch wäre genauer zu definieren, durch wen die Gegenüberstellung mit einem hypothetischen Kraftwerk geprüft werden soll.\r\nDabei soll die Modernisierung zusätzlich zu einer wesentlichen Steigerung des elektrischen\r\nWirkungsgrads, und zwar um mindestens 20 Prozentpunkte führen. Durch die Formulierung\r\ndieser Kriterien wird eine Modernisierung faktisch ausgeschlossen. Die wesentliche Effizienzsteigerung um 20 Prozentpunkte an elektrischen Wirkungsgrad bei einer Modernisierung ist\r\nso gut wie ausgeschlossen, da Gasturbinen eine weit entwickelte Technologie sind und somit\r\nnur noch inkrementelle Effizienzsteigerungen erreicht werden können. So haben bspw. Kombikraftwerke oder GuD-Anlagen von 1980 bereits einen elektrischen Wirkungsgrad von deutlich mehr als 40 %. Bei einer vorgegebenen Steigerung von 20 Prozentpunkte schließt dies die\r\nTeilnahme des Großteils der Kraftwerke in Deutschland aus. Weil eine modernisierte Anlage\r\nüblicherweise nur einen maximalen elektrischen Wirkungsgrad von ca. 60 % erreichen kann,\r\nsind alle Bestandsanlagen mit einem Wirkungsgrad größer 40 % ausgeschlossen. Weiterhin\r\nwerden mit dieser Vorgabe Solo-Gasturbinen mit ca. 40 % Neuwirkungsgrad und KWK-Anlagen mit ggf. etwas niedrigerem Strom-Wirkungsgrad von einer Auktionsteilnahme ausgeschlossen, was dem sonst postulierten Ziel der Technologieoffenheit klar widerspricht. Die\r\nFrage der hohen Effizienz bei der Flexibilität von Kraftwerken scheint zudem sekundär, da\r\ndiese nur einspringen, wenn es zu einer Knappheit kommt. Bei disponiblen gasbefeuerten Anlagen ist der Wirkungsgrad ein betriebswirtschaftlich wichtiges Kriterium. Zur Bereitstellung\r\ndisponibler Leistung im Sinne eines Back-up-Kraftwerks ist der Wirkungsgrad jedoch sekundär.\r\nAnlagen mit niedrigerem Wirkungsgrad erreichen aufgrund der höheren variablen Kosten\r\nauch niedrigere Betriebsstunden, was deren CO2-Emissionen wiederum reduziert.\r\nDie pauschale Vorgabe einer Effizienzsteigerung um 20 Prozentpunkte steht nicht im Einklang\r\nmit den Vorgaben der Anwendung der besten verfügbaren Technik und verstößt gegen den\r\nGrundsatz der Verhältnismäßigkeit. Das BVT-Merkblatt für Großfeuerungsanlagen enthält\r\nBVT-assoziierte Energieeffizienzwerte für verschiedene Anlagenkategorien. Das Erreichen hoher Energieeffizienzwerte liegt zwar im ureigenen Interesse des Anlagenbetreibers, ist aber\r\nkein Selbstzweck, da das Erreichen von Energieeffizienzwerten außerhalb der BVT-Bandbreiten zu negativen Umwelteffekten sowie Einschränkungen im Anlagenbetrieb führen kann\r\n(zum Beispiel höhere Stickstoffoxidemissionen, höherer Bedarf an Kühlwasser, höherer Verschleiß der Anlagenteile usw.). Außerdem können Maßnahmen zur Effizienzsteigerung mit den\r\ntechnischen Anforderungen, die über bestehende Netzanschlussbedingungen hinausgehen,\r\nim Widerspruch stehen.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Daher schlagen wir vor, die Vorgabe eines bestimmten Wirkungsgradsteigerung zu\r\nstreichen. Und stattdessen einen Mindesteffizienzgrad für verschiedene\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 85\r\nAnlagentypen vorzugeben (z.B. 35 % für offene Gasturbinen und 55 % für GuD-Anlagen). Eine evtl. Fernwärmeauskopplung ist auf den Wirkungsgrad anzurechnen.\r\nVor diesem Hintergrund ist die Pflicht zur Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades auf das obere Ende der Effizienzbandbreite des BVT-Merkblatts für die entsprechende Anlagenkategorie zu begrenzen.\r\n› Alternativ ist zu prüfen, statt der Investitionstiefe den Fokus auf die bereits abgerufenen Betriebsstunden einer Anlage zu legen. Dieser Parameter gibt ggf. eine bessere Auskunft über den tatsächlichen Modernisierungsbedarf, da er die betriebliche Auslastung und den Verschleiß einer Anlage widerspiegelt. Die Einführung einer Schwelle von bspw. 120.000 Betriebsstunden würde sicherstellen, dass nur solche Anlagen modernisiert werden, die tatsächlich am Ende ihrer wirtschaftlichen\r\nLebensdauer stehen. Dies würde zu einer besseren Verteilung von Investitionen\r\nbeitragen, fördert die Effizienz der gesamten Kraftwerksflotte und unterstützt die\r\nZiele der Energiewende, ohne unnötige Kosten für Betreiber und letztlich für die\r\nVerbraucher zu verursachen.\r\n› Des Weiteren sollte geprüft werden, ob es effiziente Kohleanlagen gibt, die im Zielzeitraum stillgelegt würden, welche kostengünstig, effizient und vergleichsweise\r\nschnell modernisiert werden könnten.\r\n› Anpassung der Mindestinvestitionstiefe auf höchstens 50 %\r\nIn der praktischen Umsetzung sind außerdem weitere Punkte zu beachten:\r\n› Es bedarf der Klarstellung, dass der Nachweis der wesentlichen Effizienzsteigerung\r\ndes elektrischen Nettowirkungsgrades über einen Leistungstest nach den einschlägigen technischen Regelwerken für Abnahmemessungen nach DIN, ISO oder EN\r\ndurchgeführt wird.\r\n› Ein erneuter Leistungstest bei der Umstellung von Erdgas auf Wasserstoffbetrieb\r\nsollte im Rahmen der Ausschreibungskriterien nicht gefordert werden. Bereits vorliegende Ergebnisse eines Leistungstests, der den Vorgaben des § 14 13. BImSchV\r\nentspricht, sollten vom Betreiber für die Nachweisführung verwendet werden dürfen.\r\n2.3 Systemanforderungen\r\nIn Hinblick auf die netztechnischen Aspekte, wie die erweiterten technischen Anschlussregeln\r\nals Teilnahmevoraussetzung in Bezug auf die Unempfindlichkeit gegenüber Frequenzgradienten (RoCoF), Leistungsgradienten, Blindleistungsbereitstellung (synchroner Phasenschieberbetrieb), Momentanreservebereitstellung und netzbildende Eigenschaften unterstützt der BDEW\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 85\r\ndie Intention, Kraftwerke grundsätzlich so auszulegen, dass sie unbundlingkonform auch Systemdienstleistungen (SDL) für den Netzbetrieb erbringen können. Hierbei müssen jedoch die\r\nAnforderungen an die marktbasierte Beschaffung von SDL erfüllt werden.\r\nAus Kraftwerksbetreiberperspektive sind die technischen Anforderungen für die Anlagen jedoch sehr hoch. Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber eingesetzt\r\nwerden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich\r\nist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch erfüllbar, allerdings handelt es sich hier um eine\r\nbisher sehr selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer bedeutet.\r\nDie für einen von der Turbine abgekoppelten Phasenschieberbetrieb verfügbaren Kupplungen\r\nsind bislang nur für Leistungen bis Größenordnung 350 MWel verfügbar. Somit würden größere und damit meist auch effizientere und spezifisch kostengünstigere Gasturbinen von Geboten ausgeschlossen. Eine Nachrüstung von Schwungmassen wurde bislang noch nicht praktiziert und wäre ebenso Neuland. Dies bedeutet, dass Neuentwicklungen und Sonderanfertigungen nötig wären, die mit erheblichen Mehrkosten einhergingen.\r\nDie im Konsultationspapier aufgestellten Anforderungen führen zu erheblichen Umplanungen,\r\ndie für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen können, und reduzieren den Wettbewerb,\r\nda dies einige Bieter vor erhebliche Herausforderungen stellen wird, die zur Nichtbeteiligung\r\nan den Auktionen führen können. Die pauschal geforderte technische Möglichkeit, mit den bezuschlagten Anlagen einen Phasenschieberbetrieb zu realisieren, erhöht die Kosten, da günstiger verfügbare bestehenden Komponenten nicht genutzt würden. Gleiches gilt für die Momentanreserve. Fraglich ist auch, ob die Forderung zusätzliche Erschwernisse für die H2-Fähigkeit der Anlagen mit sich bringt, da die 100 % H2-Fähigkeit nicht für alle Anlagenklassen gleichermaßen vorangetrieben wird. Es ist zu betonen, dass im Bereich der Systemanforderungen\r\nzwischen technologischer Verfügbarkeit und marktwirtschaftlichen Anreizen abgewogen werden sollte. Darüber hinaus ist zu prüfen, inwiefern die Mindestanforderungen Auswirkungen\r\nauf die SDL-Märkte haben.\r\nDer Bedarf für die entsprechenden Systemdienstleistungen wird in den kommenden Jahren\r\nweiter ansteigen. Aus Netzbetreiberperspektive sind die Mindestanforderungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen technisch umsetzbar und verfügbar, wenn auch nicht\r\nfür alle Anlagenarten. Es sollte den Kraftwerksbetreibern frei sein, die technischen Anforderungen umzusetzen, auf einer Weise, die ihnen am ehesten geeignet scheint. Das KWSG sollte\r\naber für zusätzliche Möglichkeiten der Bereitstellung von Systemdienstleistungen führen.\r\nAuch darf die Erfüllung der Mindestanforderungen keine Kraftwerksstandorte auf lange Sicht\r\n„blockieren“, da geeignete Kraftwerksstandorte dringend benötigt werden für die weiteren\r\nAusschreibungen, die mit dem Kapazitätsmarkt folgen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 85\r\nMit den Ausschreibungsbedingungen werden bestimmte technische Eigenschaften der teilnahmeberechtigten Kraftwerksprojekte gefordert. Nach Ziffer 49 soll hierzu auch die Fähigkeit\r\nzur Stützung der Netzfrequenz unter Berücksichtigung eines Toleranzbandes von +/- 200 mHz\r\num die Netzfrequenz von 50,0 Hz zählen. Bekanntlich erfolgt die Bahnstromversorgung über\r\ndas bundesweite Hochspannungs-Bahnstromnetz mit einer abweichenden Netzfrequenz von\r\n16,7 Hz. Gleichwohl handelt es sich beim Bahnstromnetz um ein Elektrizitätsverteilnetz, das\r\nden Anforderungen nach Energiewirtschaftsgesetz unterfällt. Für Anschlüsse von Kraftwerken\r\nan das Bahnstromnetz gelten vergleichbare technische Anschlussregelungen nach VDE.\r\nWir begrüßen die Möglichkeit für Einzelfallprüfungen zur Stilllegung systemrelevanter Kraftwerke in der Bau-/Modernisierungsphase. Hierdurch wird zumindest theoretisch die Ablösung\r\ndieser Kraftwerke durch neue, verlässlichere Anlagen ermöglicht. Die Abhängigkeit von einer\r\nEinzelfallprüfung gegenüber einer allgemeinen Regelung zur Ermöglichung bringt jedoch Unsicherheit mit sich.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der BDEW hält es daher für dringend notwendig\r\neine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter Einbezug von Anlagenbauern,\r\nder ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen. Insbesondere zu beachten sind:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar und verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL\r\nstandortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf\r\neiner Weise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei\r\nStandorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\no Es wird kein unterbrechungsfreier Betrieb beim Wechsel in den Phasenschieberbetrieb gefordert.\r\n› Der BDEW fordert eine schnelle Umsetzung der SDL-Märkte.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 85\r\n2.4 Regionale Komponente\r\nAuch begrüßen wir grundsätzlich, dass mit dem Südbonus eine Komponente zur regionalen\r\nSteuerung, wie vom BDEW gefordert, im KWSG-Entwurf enthalten ist. Der BDEW begrüßt\r\nebenfalls, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch Schwierigkeiten,\r\nalle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone, transparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke im Norden und Osten Deutschland errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert werden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen Steuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapazitäten in diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet werden. Die Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass es bei jeder Ausschreibung zu wettbewerblichen\r\nBezuschlagung der Gebote kommt: Bei zu umfangreicher Gewährung des Südbonus, sind die\r\njeweiligen Ausschreibungsvolumen für die von den Kraftwerksherstellern angebotenen Losgrößen wasserstofffähiger Kraftwerke unter Umständen zu gering, um bei einer Anwendung\r\ndes Südbonus überhaupt einem Projekt im „Norden“ einen Zuschlag zu erteilen. Unklar ist, ob\r\ndurch die Zulassung des vollständigen letzten Kapazitätsgebots bei der Auffüllung der Südkraftwerke nicht über die 2/3 hinaus zusätzliche Kraftwerkskapazitäten für die Südregion reserviert werden. Bei den geringen Ausschreibungsvolumen von maximal\r\n1800 MW in Säule 1 würde nach Zuschlägen für ein 800 MW und ein 300 MW Kraftwerk „im\r\nSüden“ der Südbonus auch für ein weiteres Kraftwerk gewährt werden. Wenn hier ein weiterer 800 MW Block bezuschlagt würde, bliebe kein Volumen für die Kapazitäten im „Norden“\r\nübrig.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 85\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Der BDEW fordert eine detaillierte Begründung der Südbonushöhe von 200-300\r\n€/kW. Der vorgeschlagene „Südbonus“ sollte so kalkuliert werden, dass die Ziele\r\neiner systemdienlichen Verortung der Kraftwerke erreicht werden.\r\n› Der BDEW versteht das Wort „maximal“ in den Konsultationsunterlagen so, dass\r\ndie „Letzte MW“ nicht mehr bezuschlagt wird, bspw. bei 1,8 GW ausgeschriebener\r\nMenge und schon 1,1 GW bezuschlagten Kraftwerksleistung, würde ein nächstgelegenes Gebot über 200 MW im netztechnischen Süden nicht mehr den Südbonus\r\nbekommen.\r\n2.5 Höhe Förderung/Fördersystematik\r\nDie beschriebenen H2-ready Gaskraftwerke sind zwar taxonomiefähig, aber nicht taxonomiekonform, da sie unter der Wirtschaftstätigkeit 4.29 oder 4.30 fallen und nicht das Kriterium\r\n„wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz“ erfüllen mit Ausnahme der H2-Sprinterkraftwerke.\r\nDaher sind Investitionen in solche Anlagen zwar generell möglich, aber auf dem Finanzmarkt\r\nbenachteiligt.\r\nZiffer 51 zufolge sei eine vollständige Förderung der Investitionskosten nicht möglich, da die\r\nFörderung als Maßnahme zur Dekarbonisierung erfolge. Daher könne bei der Förderung der\r\nZeitraum nicht berücksichtigt werden, in dem noch Erdgas verstromt werde. Diese Begrenzung der Förderung auf 80 % der Kosten eines Referenzkraftwerks, wobei bisher noch unklar\r\nist, wie ein solches Referenzkraftwerk definiert wird, bewerten wir kritisch. Wir sehen den Betrieb in der Zeit bis zur Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff als Beitrag zur Versorgungssicherheit. Hierfür wird in Säule 2 des KWSG eine vollständige Investitionskostenförderung gewährt.\r\nEs stellt sich außerdem die Frage, auf welche Technologie sich mit einem Referenzkraftwerk bezogen wird. Weitere Einzelheiten zu den Parametern des Referenzkraftwerks werden hierbei\r\nnicht genannt. Es besteht das Risiko, dass das Referenzkraftwerk die erforderlichen Investitionen nicht adäquat abbildet. Neben den genannten 33 % Wirkungsgrad werden weitere Angaben zu den angenommenen Haupt- und Nebenkomponenten, der H2-Readyness, sowie der\r\nLeistungsklasse dieses “Referenzkraftwerkes” benötigt.\r\nVorgeschlagen wird eine frühzeitige Beendigung der Förderung, sollte die in Deutschland installierte konventionelle Kapazität unter 1 GW liegen. Fraglich ist, in welchem Zeitraum dies\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 85\r\ngeschieht. Betrachtet man den Zeitraum, den das BMWK für den Anschluss an das Kernnetz\r\nbetrachtet (11 Jahre) plus den Auktionszeitraum der Auktionen, erfolgt die Umstellung von\r\nErdgas auf Wasserstoff in den Jahren 2036 bis 2038. Bis dahin soll der Kohleausstieg vollzogen\r\nsein. Das Risiko der vorzeitigen Beendigung der Betriebskostenförderung ist demnach im Bereich des Möglichen.\r\nDas Risiko für die Betreiber könnte noch einmal steigen, sollte die EU ein verschärftes Klimaziel bis 2040 (z.B. 90 %) vorgeben. Dann wäre davon auszugehen, dass der Stromsektor früher\r\nkomplett dekarbonisiert sein muss. In Summe führt dieses Risiko dazu, dass die Investoren die\r\nBrennstoffkostenförderung nicht als gesichert einpreisen und insofern höhere Gebote abgeben werden. Wichtig wären hingegen, langfristig und stabile Rahmenbedingungen zu gewährleisten, um möglichst viele Unsicherheiten zu eliminieren.\r\nWie in verschiedenen anderen Feldern, z.B. bei den Offshore-Auktionen, wird es eine lange\r\nZeitspanne zwischen Auktion und Inbetriebnahme der Anlagen geben. Die letzten Monate haben gezeigt, dass unvorhersehbare Entwicklungen auftreten können, die zum Abbruch der\r\nProjekte führen. Zinssteigerungen, Entwicklung von Rohstoffkosten, Probleme in der Lieferkette und damit Kostensteigerungen. Abbrüche von bezuschlagten Projekten, die der Versorgungssicherheit dienen sollen, dürfen nicht passieren.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Aufhebung des Höchstpreises, wenn dies nicht möglich ist, eine frühzeitige Bekanntgabe des Höchstpreises und Konsultation der Referenzanlage.\r\n› Indexierung der Gebote: Sollten sich Zinsen oder Rohstoffe für den Anlagenbau\r\nverteuern, sollte die Capex-Zahlungen für die Auktionsgewinner ebenfalls angepasst werden.\r\n› Der BDEW schlägt eine Aufhebung der Beschränkung der Förderhöhe auf 80 % vor.\r\n› Der Zuschlag der Gebote soll im „Pay-as-cleared“ Verfahren sein.\r\n› Referenzanlage sollte die teuerste Technologie sein (GuD). Wichtig zu beachten\r\nwas möglich ist im Austausch mit den Herstellern. Welche Systemdienstleistungen\r\nsind zu welchen Preisen möglich und inwiefern ist das kompatibel mit einem Umstieg auf H2.\r\n› Die Kapazitätszahlung sollte möglichst frühzeitig erfolgen (bei Inbetriebnahme anstelle über 10 Jahre), um die Finanzierungsrisiken beim KW-Betreiber so gering wie\r\nmöglich zu halten.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 85\r\n2.6 Reliability Option\r\nNach Ziffer 59 ff. soll zur Vermeidung einer unzulässigen Überförderung eine Erlösabschöpfung für wasserstofffähige Gaskraftwerke erfolgen. Beide dargestellten Varianten würden eine\r\nAbschöpfung auf der Basis der am Strommarkt herrschenden Spot-Preise vornehmen. Dabei\r\nwird außer Acht gelassen, dass die tatsächlichen Erlöse eines H2-Kraftwerks auch auf börslichen Termingeschäften oder auf nicht-börslichen, langfristigen Termingeschäften (OTC) basieren können. Dazu gehört sowohl die Vermarktung des erzeugten Stroms als auch die Beschaffung der dafür notwendigen Gasmengen sowie CO2-Zertifikate.\r\nFolglich ist unabhängig von der Abschöpfungsvariante sicherzustellen, dass nur tatsächliche\r\nund keine rechnerisch möglichen Übererlöse abgeschöpft werden. Ansonsten würden die Vertragspartner zur Beschaffung bzw. Vermarktung an den Spotmarkt gedrängt. Dem Terminmarkt einschließlich des außerbörslichen Marktes würde Liquidität entzogen.\r\nWir sehen die Abschöpfung von 70 % der Mehrerlöse, wenn der Day-Ahead-Preis den Auslösepreis überschreitet, sehr kritisch. Die neuen Kraftwerke werden nur noch wenige Betriebsstunden haben. Deshalb sind gerade die Erlöse in den hochpreisigen Stunden wichtig, um die\r\nInvestition und Fixkosten erwirtschaften zu können.\r\nUm zu verhindern, dass die Erlöse abgeschöpft werden, die nie erzielt wurden, wäre eine Vermarktung der Kraftwerke am Spotmarkt erforderlich. Dadurch wird die Absicherungsmöglichkeit über Terminmärkte signifikant erschwert – zum einen für Kraftwerksbetreiber aber auch\r\nfür Industrie und Vertriebe.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Auf eine Einführung eines Clawbacks sollte verzichtet werden. Wenn ein Verzicht\r\naufgrund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, ist Folgendes zu beachten:\r\no Sofern die Abschöpfung rückwirkend an den tatsächlichen Erlösen ausgerichtet werden sollte und sich für die erzeugungsabhängige Abschöpfung\r\ngemäß Variante A entschieden wird, ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich,\r\ndass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein muss, welches dauerhaft und eindeutig feststellt, wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der produktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der Energiepreiskrise 2022 haben gezeigt, dass\r\ndies eine bürokratisch nicht zu unterschätzende Herausforderung darstellt.\r\no Falls die Ausgestaltung des Clawbacks als produktionsunabhängige Reliability Option (Variante B) gemacht wird, muss aus BDEW-Sicht eine ForceMajor Regelung eingeführt werden. Sollten Nichtverfügbarkeiten aufgrund\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 85\r\nvon Brennstoffmangel z.B. infolge vom Betreiber nicht zu vertretenden\r\nEngpässen im Erdgas- oder H2-Netz zurückzuführen sein, so darf Clawback\r\nin solchen Fällen nicht greifen.\r\n› Begrenzung der Übererlösabschöpfung auf 50% statt 70% der Übererlöse, um wirksame Anreize für den Betreiber zu setzen, auch in den teuersten Stunden Strom zu\r\nerzeugen.\r\n2.7 Sicherheitszahlung\r\nLaut Ziffer 66 ist im Rahmen der Präqualifikation für die Ausschreibung eine Sicherheitsleistung in Höhe von 200 €/kW gefordert. Diese Anforderung ist prohibitiv hoch. Dabei stellen\r\nsich mehrere Fragen: Wie ist die Sicherheitsleistung zu hinterlegen? Wann wird die Sicherheit\r\nzurückerstattet? Kann hier auch eine Bürgschaft hinterlegt werden?\r\nSicherheiten für die Teilnahme an den Auktionen, bzw. nach Gewinn der Auktion, sind aus den\r\nOffshore-Auktionen bekannt. Die Begründung ist dort einleuchtend, um aufgrund der „frühen\r\nAusschreibung“ die Ernsthaftigkeit der Gebote mit Sicherheitszahlungen erhöht werden soll.\r\nAllerdings ist der zeitliche Vorlauf, wenigstens der ersten Auktion, zu kurz für kommunale Akteure, um Sicherheiten in einer solchen Größenordnung stellen zu können. Für einen Block mit\r\n500 MW wären demnach 100 Mio. Euro kurzfristig als Sicherheit zu beschaffen, was für viele\r\nkleine Marktakteure nicht möglich ist. Hohe Sicherheitsleistungen reduzieren auch die im\r\nEnergiebereich aktuell besonders notwendige Investitionsfähigkeit aller Unternehmen entscheidend und könnten dazu führen, dass andere Investitionsvorhaben in die Energiewende\r\nzurückgestellt werden müssen. Die Höhe und der mangelnde zeitliche Vorlauf dürfen nicht\r\ndazu führen, dass Wettbewerb eingeschränkt wird.\r\nVorschlag BDEW:\r\n› Deutliche Absenkung auf, wie bei Ausschreibungen nach KWKG als Sicherheitszahlung von 70 €/kW, ausreichend Vorlaufzeit und Verzinsung der Sicherheitsleistung,\r\num die Teilnahme möglichst vieler Marktakteure zu ermöglichen.\r\n2.8 Pönalisierung\r\nDie Pönalen bzgl. einer verzögerten Inbetriebnahme des Kraftwerks und der verzögerten Umrüstung auf Wasserstoff sind deutlich zu hoch und eng gefasst. Bei wasserstofffähigen Gasturbinen handelt es sich um eine neue, im Hinblick auf eine 100 %-Wasserstoffverfeuerung heute\r\nnoch nicht verfügbare Technik und es ist noch nicht klar, ob im Kernnetz überhaupt Wasserstoff\r\nin ausreichender Menge vorhanden ist. Weiterhin kann die rechtzeitige Fertigstellung der Gasanschlussleitung eine erhebliche Herausforderung mit hohen Terminrisiken darstellen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 85\r\nDas Risiko der Erlangung eines planungsrechtlichen Einvernehmens mit der Standortkommune, der erforderlichen Genehmigungen (Gas und später H2) und das Risiko der rechtzeitigen Umsetzung (siehe auch Offshore-Wind), ist verbunden mit der hohen Pönale, ein sehr großes Risiko, das nicht vom Betreiber beeinflussbar ist. Es ist klar, dass der Druck auf rechtzeitigen und sicheren Bau der Kraftwerke notwendig ist. Allerdings sollten hier, wie es auch die\r\nOffshore-Branche fordert, sinnvolle Regelungen für verschiedene Meilensteine oder verpasste\r\nFristen einziehen. Die letzten Jahre haben deutlich gemacht, dass es trotz gewissenhafter Planung immer wieder zu Verzögerungen im Projektablauf kommen kann, die nicht in der Hand\r\nder Betreiber und Bieter liegen.\r\nEin Betreiber hat aufgrund ausbleibender Einnahmen und längerer Baustellenkosten bei einer\r\nProjektverzögerung auch ohne Pönale ausreichend Druck, selbst für eine beschleunigte Fertigstellung zu sorgen. Die in der Konsultation genannte Pönale widerspricht im Übrigen den geschäftsüblichen Vertragsstrafen im Anlagenbau und kann nicht an Lieferanten weitergeben\r\nwerden.\r\nDie Rahmenbedingungen der Ausschreibung überlässt dem Kraftwerksbetreiber eine Vielzahl\r\nvon Risiken, welche er nicht beeinflussen kann (H2-Verfügbarkeit, Technologieverfügbarkeit,\r\nH2-Infrastrukturanbindung). Jedes dieser Risiken wird mit einem vollständigen Entzug der Förderhöhe und Sicherheitsleistung bestraft. Diese Vielzahl von Risiken sind für die KW-Betreiber\r\nbei entsprechender Pönalisierung nicht tragbar.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Deutliche Reduktion der Pönalenhöhe und Streichung der Zuschlagsentwertung bei\r\nRealisierungsverzug um ein Jahr.\r\n› Keine Pönalisierung bei „nicht Verschulden“ des KW-Betreibers analog zum KVBG,\r\nbeispielsweise bei Lieferverzug o.ä.. Diese sind vorab zu definieren.\r\n› Differenzierung der Pönale bei nicht beeinflussbaren Risiken (bspw. Wasserstoffverfügbarkeit, keine technologische Reife, fehlende H2-Infrastruktur).\r\n2.9 CfD Ausgestaltung und Wasserstoffförderung\r\n100 % Einsatz von Wasserstoff in allen Betriebsphasen ist technisch noch nicht sicher möglich.\r\nDer Betreiber trägt somit das Risiko, die komplette Förderung zzgl. Pönale zurückzahlen zu\r\nmüssen. Dieses Risiko macht die Säule 1 nicht investierbar.\r\nDie in Ziffer 29 beschriebene Mindesterzeugungspflicht von Strom ist als kritisch anzusehen.\r\nDie Marktlage zum Zeitpunkt der Aufnahme des Wasserstoffbetriebs ist nicht abzusehen, eine\r\nsehr geringe Betriebsstundenzahl < 200 h/a kann nicht ausgeschlossen werden. Soll vor\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 85\r\ndiesem Hintergrund auch dann Strom erzeugt werden, wenn nach Lage des Strommarkts kein\r\nBedarf nach Strom aus Wasserstoff besteht?\r\nEine Einführung eines CfDs für Wasserstoffbezug ist ohne liquiden Markt nur schwer möglich,\r\nda es keinen „universellen“ Wasserstoffpreis gibt. Unklarheit besteht insbesondere über die\r\nzukünftigen Indizes, die für die CfDs herangezogen werden sollen. Dies kreiert Unsicherheit für\r\nAnlagenbetreiber sowie Unsicherheit für die Wasserstoffproduzenten. Darüber hinaus muss\r\ndie Möglichkeit in Betracht gezogen werden, dass der H2-Markt deutlich anders kommt als\r\nheute angenommen.\r\nNach Ziffer 27 ist nach dem Übergangszeitraum die Nutzung von Wasserstoff unter Ausschluss\r\nvon Ammoniak für die Stromerzeugung erforderlich. Bei Ammoniak handelt es sich laut der\r\nNationalen Wasserstoffstrategie um ein Wasserstoffderivat. Wasserstoffderivate sollen nach\r\nder Strategie zum Hochlauf der H2-Wirtschaft beitragen. Daher schlagen wir eine Einbeziehung von H2-Derivaten wie Ammoniak als Energieträger für die klimaneutrale Stromerzeugung vor.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› In den 800 h Förderlaufzeit müssen Redispatchstunden ausgeschlossen sein.\r\n› Die Mindestlaufzeit von 200 h sind unter Umständen für Peaker sehr viel, dies\r\nkönnte man aufweichen, indem man die Stunden über die Jahre verteilt und 50\r\nStunden pro Jahr und 800 h/4 Jahre vorschreibt, um die Technologietestung anzureizen.\r\n› Die Berechnung der Förderhöhe basierend auf dem Day-Ahead Preis muss so angepasst werden, dass alle Vermarktungsoptionen (auch über Terminmarkt) für den\r\nKW-Betreiber attraktiv sind. Der BDEW empfiehlt, dass die Branche befragt wird,\r\num eine Referenz-Vermarktung über die Märkte hinweg zu definieren.\r\n› Zulassung weiterer Wasserstofffarben und Derivate, um für technologische Entwicklungen offen zu bleiben. Dabei hat der Betreiber keinen Einfluss, welche Farben des H2 im zukünftigen H2-Markt gehandelt werden.\r\n› Es bedarf einer Alternativregelung, auf welchen Preis sich bezogen wird, sofern\r\nkein liquider Wasserstoffmarkt zur Verfügung steht.\r\n› Bei der Ausgestaltung des CfD sind hohe Transport- und Strukturierungskosten\r\nbeim H2 für die KW-Betreiber zu berücksichtigen. Daraus folgend ist zu prüfen, ob\r\naufgrund der hohen strukturellen Kosten, eine Ausweitung der geförderten Stunden (über 800 h/a hinaus) und in der Folge dann abnehmender Strukturierungskosten nicht schlussendlich ähnlich hohe Förderkosten resultieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 85\r\n2.10 Umstieg auf Wasserstoff\r\nDie Vorgabe, nach sieben Jahren von Erdgas auf Wasserstoff umstellen zu müssen, ist klimapolitisch nachvollziehbar. Um eine frühere Inbetriebnahme anzureizen, ist es wichtig, dass der\r\nUmstellungszeitpunkt auf Wasserstoff durch eine kürzere Bauzeit nicht vorgezogen wird. Der\r\nBDEW regt daher an, den Umstiegszeitpunkt an die Zuschlagserteilung zu koppeln. Schnellere\r\nBauzeiten begünstigen auch einen früheren Kohleausstieg.\r\nEntscheidend ist dabei, dass es klare Regelungen gibt, wer für das Risiko haftet, wenn das\r\nKraftwerk nicht rechtzeitig an das Kernnetz angeschlossen werden kann, weil das Kernnetz\r\nnoch nicht vorhanden ist. Die vorgeschlagenen Alternativen sind daher nicht zielführend:\r\n• Eine kurzfristige Umrüstung auf CCS ist technisch nicht immer machbar, die Vorlaufzeit von der Erkenntnis fehlender H2-Verfügbarkeit (voraussichtlich 2-3 Jahre)\r\nreicht nicht aus, um in dieser Zeit eine CCS-Anlage zu errichten (ca. 5-6 Jahre mit\r\nGenehmigung). Aufgrund des hohen CAPEX wäre eine CCS-Anlage angesichts der\r\nüberschaubaren Nutzungsdauer nicht wirtschaftlich.\r\n• Zudem sind die Verfügbarkeit und die Kosten von alternativen EE-Brennstoffen\r\nunklar. Hier sorgt die bisher fehlende Definition, was genau mit EE-Brennstoffen\r\ngemeint sein soll, zu einer zusätzlichen Unsicherheit. Sollte die Errichtung des H2-\r\nKernnnetzes insgesamt in Verzug kommen, so wird schon allein die ausreichende\r\nBereitstellung z.B. von Biogas in Deutschland an Kapazitätsgrenzen stoßen.\r\n• Eine Überführung in Reservebetrieb oder vorübergehende Stilllegung neuer Gasanlagen wäre für den Markt und die Versorgungssicherheit einerseits extrem\r\nschädlich, da damit dem Markt gerade die modernsten Anlagen entzogen würden. Weiterhin ist die Überführung einer Anlage in die Reserve eine „Einbahnstraße“, welche die hohe Investition in das Gaskraftwerk für Betreiber entwerten\r\nwürde. Es ist auch nicht damit zu rechnen, dass die Reserve einzig für KWSG-Anlagen vergrößert wird, da die Dimensionierung der Kapazitätsreserve andere Bestimmungsgründe hat.\r\nNach aktuellem Stand ist Erdgas bei H2-Gasturbinen zumindest zum Anfahren erforderlich.\r\nDiese technische Notwendigkeit darf nicht bestraft werden. Es ist technisch auch noch nicht\r\nsicher, ob jeder große Gasturbinentyp ohne Testzeit sofort dauerhaft mit 100 % H2 bei Nennlast betrieben werden kann oder zumindest die ersten Maschinen jedes Typs zunächst 2-4\r\nJahre mit wachsenden H2-Gehalten zu testen und zu optimieren sind.\r\nAnlagenbetreiber sollen nach Erreichen des Umstellungszeitpunkts auf Wasserstoff kein Erdgas mehr nutzen dürfen. Sie allein tragen das Risiko einer nicht ausreichenden Verfügbarkeit\r\nvon Wasserstoff am Kraftwerk. Hinsichtlich der Wasserstoffverfügbarkeit ist zu beachten, dass\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 85\r\ndiese nicht allein von dem Anschluss des Kraftwerks an das H2-Kernnetz, sondern auch von\r\nder Existenz ausreichender Speicher, einheimischer H2-Erzeugung, H2-Importen und einem\r\nfunktionierenden Markt in einem einheitlichen Marktgebiet abhängt. Selbst dann, wenn Wasserstoff vorhanden sein sollte, wären die Betreiber dazu verpflichtet, Wasserstoff zu jedem\r\nPreis zu kaufen und zu verbrennen.\r\nLediglich wenn zum Umstellungszeitpunkt kein Anschluss an ein Wasserstoffnetz besteht,\r\nkann der Betreiber bis zum Vorliegen des Netzanschlusses CCS einsetzen, die Anlage in die Kapazitätsreserve überführen oder stilllegen. Da keine der Optionen attraktiv ist, sollte in diesem\r\nFall ein Weiterbetrieb mit Erdgas möglich sein.\r\nIn Kombination mit einem Abschöpfungsmechanismus, in dem die Mehrkosten von Wasserstoff bei extremer Knappheit nicht abgebildet wären, ist eine Nichtverfügbarkeit ein extremes\r\nRisiko für den Betreiber. Sollten die Betreiber die Anlage dann nicht betreiben können, würden die effizientesten, neuen Kraftwerke keinen Strom produzieren, obwohl konventionelle\r\nKraftwerke laufen müssten, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nNach Ziffer 33 werden nur solche Projekte zur Ausschreibung zugelassen, die eine räumliche\r\nNähe zum Verlauf des Wasserstoff-Kernnetzes aufweisen. Als Maßstab hierfür schlägt das\r\nBMWK eine maximale Entfernung von 20 km Luftlinie vor. Von einer starren km-Festlegung\r\nraten wir ab. Solange die Regelung bestehen bleibt, dass der Kraftwerksbetreiber den Anschluss zum Wasserstoffversorgungsnetz selbst zu tragen hat, sollte auf eine starre Vorgabe\r\nverzichtet werden. Es liegt im Eigeninteresse des Kraftwerksbetreibers und des Netzbetreibers, einen geeigneten Anschlussort zu finden und herzustellen. Je nach den örtlichen Bedingungen können Entfernungen zwischen Netz und Kraftwerk von unter oder über 20 km geeignet sein. Dabei sollte beachtet werden, dass ein Verzug beim Bau der Gasanschlussleitung weder bei der Erstinbetriebnahme noch bei der H2-Umstellung negativ angerechnet wird, da der\r\nErhalt einer Genehmigung für eine 20 km Leitung und entsprechende Einzelzustimmungen der\r\nGrundstückseigentümer mit erheblicher Unsicherheit verbunden ist.\r\nEine vorzeitige Inbetriebnahme der H2-ready Gaskraftwerke wird bestraft. Durch die Knüpfung des Umstellungszeitpunktes auf 100 % Wasserstoff an den Zeitpunkt der Inbetriebnahme\r\nbestraft die Kraftwerksstrategie diejenigen Kraftwerksbetreiber, deren Anlage vorzeitig ans\r\nNetz geht. Der Zeitraum der Betriebskostenförderung läuft in diesem Fall früher ab, die Anlagen müssen daher früher auf teureren Wasserstoff umsteigen. Angesichts der zu erwartenden\r\nKostendegression wäre jedoch eine möglichst späte Umstellung auf Wasserstoff vorteilhaft.\r\nDarüber hinaus ist, Stand heute, kein Betrieb mit 100 % Wasserstoff möglich. Es ist bis heute\r\nnicht sicher, ob bis zum Umstiegszeitpunkt ein Kraftwerk mit 100 % Wasserstoff betrieben\r\nwerden kann. Es besteht somit das Risiko der technologischen Verfügbarkeit.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 85\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Wenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb mit Wasserstoff noch nicht\r\nmöglich ist, nicht selbst zu vertreten hat, muss ein weiterer Erdgasbetrieb möglich\r\nsein. Weiterhin muss eine Fortsetzung des Erdgasbetrieb möglich sein, wenn noch\r\nkein einheitliches H2-Marktgebiet in Deutschland mit gesicherter dauerhafter H2-\r\nVersorgung existiert. Diese Abstandvorgabe halten wir für falsch und unnötig. Ein\r\npotenzieller Kraftwerksbetreiber wird sich schon aus Kostengründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Mit der jetzigen Vorgabe würden aber Standorte mit Entfernungen knapp über 20 km ausscheiden. Auf eine\r\nexakte Festlegung sollte daher verzichtet werden.\r\n› Bei früherer IBN muss sich die zulässige Betriebsdauer auf Erdgas entsprechend\r\nverlängern. Der Umstellungszeitpunkt auf H2 sollte daher an das Zuschlagsdatum\r\n(14. Jahr nach Zuschlag) anstelle des IBN-Datums geknüpft werden.\r\n› Im Zuge der ungewissen technischen Verfügbarkeit von 100 % H2-Anlagen, bedarf\r\nes alternative Regelungen, für einen Mischbetrieb, die im Fall der technischen\r\nnicht-Verfügbarkeit Anwendung finden.\r\n2.11 Bivalenter Betrieb und Wasserstoffqualität\r\nDie Anforderung von 100 % Wasserstoffbetrieb umfasst dabei zwei Dimensionen. Zum einen\r\nist damit gemeint, dass ausschließlich Wasserstoff zur Verstromung eingesetzt wird. Dies\r\nschließt den bivalenten Betrieb mit Erdgas oder anderen fossilen Brennstoffen wie leichtem\r\nHeizöl u.a. nach dem Umstiegsdatum der neuen und modernisierten wasserstofffähigen Gaskraftwerke aus. Zum anderen bedeutet dies die Verwendung von reinem Wasserstoff, womit\r\neine Beimischung von Erdgas, anderen fossilen Brennstoffen oder auch Ammoniak ausgeschlossen wird.\r\nNach unserer Ansicht muss ein technisch erforderlicher Einsatz von fossilen Brennstoffen, z.B.\r\nfür den Anfahrbetrieb, davon freigestellt werden. Einer der führenden Hersteller für H2-fähige\r\nGasturbinen sieht derzeit vor, dass die Gasturbinen mit fossilen Brennstoffen gestartet werden und erst nach der Startphase der Betrieb mit 100 % Wasserstoff erfolgt. Mit der vorliegenden Formulierung zum Ausschluss der Nutzung fossiler Brennstoffe sind nach unserer Sicht\r\nkeine Gebote im Rahmen der angedachten Ausschreibungen möglich.\r\nIn Bezug auf den definierten Höchstanteil von Verunreinigungen im Wasserstoff laut Ziffer 28\r\nmöchten wir anmerken, dass der Kraftwerksbetreiber keinen Einfluss auf die Wasserstoffqualität des nationalen Wasserstoffnetzes haben wird.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 85\r\nBezüglich des zeitlichen Ablaufs ist die Genehmigungsfähigkeit auf reinen Wasserstoffbetrieb\r\neine wesentliche Unsicherheit, da die Rahmenbedingungen (zum Beispiel einzuhaltende NOxEmissionen) für den Wasserstoffbetrieb gesetzlich nicht klar definiert sind. Eine Möglichkeit\r\nwäre ein aufwendiges Verfahren als mögliche Verlängerung der Zeiträume anzuerkennen.\r\nDas Verbot des bivalenten Betriebs (Nutzung von Wasserstoff und Erdgas) erhöht sowohl Systemkosten als auch CO2-Emissionen. Zudem werden effiziente Anlagen durch die Begrenzung\r\nder Betriebskostenförderung auf 800 Stunden p.a. im Wettbewerb benachteiligt. Darüber hinaus würde eine Nutzung der Wasserstoffkraftwerke im Redispatch die Redispatchkosten voraussichtlich deutlich erhöhen.\r\nEs ist vollkommen offen, ob nach Ablauf der Förderung die Kraftwerke wirtschaftlich mit Wasserstoff betreibbar sind. Gleiches gilt nach Erreichen der jährlichen Obergrenze der Betriebskostenförderung (H2-CfD) von 800 Vollbenutzungsstunden (VBh) p.a.. Die Folge: die neuesten\r\nAnlagen mit dem höchsten Wirkungsgrad werden nicht eingesetzt, die Stromproduktion wird\r\ndurch ältere Erdgasanlagen übernommen.\r\nNicht zuletzt gefährdet ein Verbot der Bivalenz die Versorgungssicherheit, da ein bivalenter\r\nBrennstoff bei Ausfall des Hauptbrennstoffs den Weiterbetrieb der Anlage sichert – insbesondere bei Brennstoffen, die am Standort lagerbar sind wie Heizöl. Insbesondere bei Wasserstoff\r\nsind teilweise weitentfernte Gaskraftwerke auf die unterbrechungsfreie Funktion des zunächst\r\nnur schwach vernetzten H2-Kernnetzes angewiesen. Für systemrelevante Gaskraftwerke fordert § 13 f EnWG aus Gründen der Versorgungssicherheit die Bivalenz zu stärken – es ist unverständlich, weshalb dies hier dann für Neuanlagen ausdrücklich verboten werden soll. Es\r\nwäre vielmehr angebracht aufbauend auf § 13 f EnWG die Bereitstellung von Bivalenz zusätzlich zu berücksichtigen.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Wasserstoffqualität aus Kernnetz nicht beeinflussbar durch Kraftwerkbetreiber, daher sind Vorgaben an die Qualität des Wasserstoffs zu streichen.\r\n› Es bedarf der Klarstellung, dass für die Zwecke der Zünd- und Stützfeuerung sowie\r\nim An- und Abfahrbetrieb auch andere (erneuerbare) Brennstoffe als Wasserstoff\r\nzum Einsatz kommen dürfen. In Abstimmung mit den OEMs wird ein realistischer\r\nMindestanteil für den H2-Betrieb unter Berücksichtigung der Startvorgänge und\r\ndes sicheren Betriebs festgelegt.\r\n› Der Betrieb auf Erdgas jenseits der 800 geförderten VBh p.a. auf Wasserstoff und\r\nnach Ablauf der Förderung sollte zugelassen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 85\r\n› Besser wäre, den Umstellungszeitpunkt an den Zeitpunkt des Zuschlags zu koppeln\r\nund Anlagen bei vorzeitiger Inbetriebnahme mit einer Verlängerung des möglichen\r\nErdgasbetriebs zu „belohnen“.\r\nMaßnahmen zur Herstellung einer bivalenten Feuerung und der dafür erforderlichen\r\nBrennstoffversorgung bzw. -bevorratung sind in Anlehnung an § 13 f EnWG zusätzlich\r\nzu berücksichtigen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 85\r\n3 Anmerkungen zur 1. Säule: H2-Sprinterkraftwerke\r\nWir begrüßen die vorgesehene Ausschreibung zu Sprinterkraftwerken. Es gelten die oben genannten Punkte analog.\r\nDie Ausschreibung kann einen Beitrag dazu leisten, in Deutschland frühzeitig die Nutzung von\r\nWasserstoff in der Stromerzeugung zu prüfen und wichtige Erkenntnisse für den Markthochlauf zu generieren. Hierzu sollte der erste Gebotstermin der Ausschreibung bereits Anfang\r\n2025 erfolgen. Die Ausschreibungsmenge in Höhe von 500 MW halten wir mit Blick auf das\r\nkurzfristig zur Verfügung stehende Wasserstoff-Volumen für auskömmlich. Gegebenenfalls\r\nbietet es sich an, mögliche nicht kontrahierbare Kapazität den anderen Ausschreibungssegmenten hinzuzufügen.\r\n3.1 Wasserstoff für Sprinterkraftwerke\r\nDie Sprinterkraftwerke sollen in Betrieb gehen, bevor das Wasserstoffkernnetz vollständig realisiert ist. Es ist deshalb zu erwarten, dass sie sich vorrangig an Standorten ansiedeln werden,\r\nan denen schon sehr früh Wasserstoff verfügbar sein wird (z.B. Industriecluster). Wir sehen\r\ndarüber auch durchaus, dass Sprinter in Nähe von Elektrolyseuren und Häfen vor Realisierung\r\ndes H2-Kernnetzes entstehen können.\r\nAuch bei den Sprinterkraftwerken sollte die heute bestehende technische Unsicherheit der\r\n100%-Wasserstoffverstromung berücksichtigt und im Rahmen geeigneter Übergangslsösungen adressiert werden, um eine adäquate Risikoabschätzung zu ermöglichen.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Vor diesem Hintergrund ist es unverständlich, dass für Sprinterkraftwerke die gleichen Einschränkungen an die Wasserstoffarten bzw. -farben wie bei den wasserstofffähigen Gaskraftwerken gestellt werden und auch der Betrieb mit Wasserstoffderivaten nicht zulässig sein soll.\r\n› Es ist davon auszugehen, dass insbesondere in der Nähe zu Raffinerie- und Chemieclustern auch andere Wasserstoffqualitäten und Wasserstoffderivate zur Verstromung zur Verfügung stehen könnten (z. B. als Nebenprodukt oder aus Nebenprodukten gewonnen). Alle Arten von erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff sollten für den Betrieb des Sprinterkraftwerkes im Rahmen der Betriebsgenehmigung zulässig sein, soweit dieser die Anforderungen an die Treibhausgaseinsparung und den Strombezug der einschlägigen europäischen delegierten Rechtsakte erfüllt und der Anschluss an das Wasserstoffkernnetz noch nicht erfolgt ist.\r\n› Nach heutigem Kenntnisstand wird technisch eine geringe Mindestmenge Erdgas\r\nfür den Startbetrieb auch künftig unerlässlich sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 85\r\nSollte bei den ersten auf Wasserstoff umgestellten Gasturbinen die Betriebsreife für 100 % H2\r\nnoch nicht erreicht sein, aus Gründen, die der Betreiber nicht zu vertreten hat, so sollte für\r\neine Übergangszeit von 4 Jahren ein anteiliger H2-Betrieb mit z.B. 75 Vol. % H2 zulässig sein.\r\n3.2 Technische Anforderungen\r\nFür eine Anlage, mit der Erfahrungen im Realbetrieb der Wasserstoffverstromung gemacht\r\nwerden sollen, müssen restriktive technische Mindestanforderungen mit Augenmaß getroffen\r\nwerden. Dies gilt vor allem für die technisch anspruchsvollen Phasenschieberanforderungen.\r\nDie Betriebskostenförderung sollte in Form eines CfDs bezogen auf die tatsächlich nachgewiesenen H2-Brennstoffkosten erfolgen.\r\n4 Anmerkungen zur 1. Säule: Langzeitspeicher\r\nWir begrüßen die vorgesehene Ausschreibung für Anlagen zur langfristigen Speicherung von\r\nStrom, und dass diese technologieoffen ausgestaltet sein soll. Entscheidend wird sein, dass\r\nsich diese Technologieoffenheit in den finalen Ausschreibungsregelungen bestätigt. Es gelten\r\ndie oben genannten Punkte analog.\r\nZudem stellt die auf sechs Jahre ab Angebotszuschlag begrenzte Realisierungsfrist ein erhebliches Risiko für das ausführende Unternehmen dar. Diese Frist sollte erst mit dem Termin der\r\nBestandskraft der Baugenehmigung sowie aller anderen erforderlichen Genehmigungen beginnen, also nach Ablauf der Rechtsmittelfrist gegen die Genehmigungen. Anderenfalls würde\r\ndies viele potenzielle Projekte von der Teilnahme abhalten.\r\nDie Ausschreibung kann einen wichtigen Beitrag dazu leisten, in Deutschland innovative Speicherprojekte voranzutreiben und somit die Flexibilität und Resilienz in einem immer mehr auf\r\nerneuerbarer Energie basierenden Stromsystem zu stärken.\r\nDabei gibt es jedoch Technologien, die auf Grund ihrer hohen Flexibilität, Schnelligkeit und Zuverlässigkeit geeignet sind, Strom ebenfalls längerfristig zu speichern, welche auf Grund der\r\nVorgabe einer 72-Speicherkapazität jedoch von den Ausschreibungen ausgeschlossen sind. So\r\ntragen auch Pumpspeicherkraftwerke seit jeher dazu bei, die Stromversorgung zuverlässig abzusichern, die volatile Einspeisung Erneuerbarer Energien-Anlagen auszugleichen und Systemdienstleistungen für das Stromsystem zu erbringen.\r\nLangzeitstromspeicher an systemdienlichen Standorten könnten die Notwendigkeit von Redispatch-Maßnahmen reduzieren. Die veranschlagten 500 MW Kapazität für Langzeitstromspeicher sind dafür jedoch wahrscheinlich nicht ausreichend. Aus Offshore-Wind Perspektive\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 85\r\nbedarf es insbesondere an Entlastung an den Netzknotenpunkten (Dörpen/West nach Meppen (TTG-007) und Meppen nach Niederrhein (AMP-009))\r\nDa Stromspeicher ihre Einnahmen nicht über die Höhe der Strompreise verdienen, sondern\r\nüber ihre Volatilität, ist ein Abschöpfungsmechanismus (Clawback) abzulehnen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 85\r\n5 Allgemeine Anmerkungen 2. Säule: Steuerbare Kapazitäten\r\nWir begrüßen die vorgesehene Ausschreibung von Gaskraftwerken für einen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Es gelten die in Kapitel 2 aufgeführten Punkte analog. Es ist zu betonen,\r\ndass die Ausschreibungen beihilferechtlich sicher ausgestaltet werden muss, sodass keine Gefahr des Förderverlust durch Klagen besteht.\r\nDer BDEW versteht das Segment als technologieoffene Ausschreibung, so dass alle Projekte\r\nund Anlagen, welche in der Lage sind, 96 Stunden unter Volllast Strom in das Netz einzuspeisen, zulässig sind. Dies beinhaltet soweit technisch möglich auch die Teilnahme von Großspeichern.\r\n5.1 Förderbedingungen und Reliability Option\r\nDie grundsätzliche Notwendigkeit, einer Umstellung auf Wasserstoff ist aus Gründen des Klimaschutzes nachvollziehbar. Allerdings ist auch in dieser Säule das regulatorische Risiko von\r\nVerschärfungen auf europäischer Ebene immens. In Säule 2 ist das Risiko für den Betreiber\r\nauch deswegen so hoch, weil keine Betriebskostenförderung vorgesehen ist und bei einer Verschärfung der Ziele der Umstiegszeitpunkt auf treibhausgasneutrale Stromerzeugung dem\r\nUmstiegszeitpunkt der Säule 1 durchaus nahekommen kann. Damit wäre die Säule 2 deutlich\r\nunattraktiver als Säule 1 mit der geförderten Umstellung nach acht Jahren.\r\nOberhalb eines Auslösepreises soll es eine Erlösabschöpfung geben. Diese soll entweder produktionsabhängig oder -unabhängig ausgestaltet werden. Um zu verhindern, dass die Erlöse\r\nabgeschöpft werden, die nie erzielt wurden, wäre eine Vermarktung der Kraftwerke am Spotmarkt erforderlich. Dadurch wird die Absicherungsmöglichkeit über Terminmärkte signifikant\r\nerschwert – zum einen für Kraftwerksbetreiber aber auch für Industrie und Vertriebe.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Auf eine Einführung eines Clawbacks sollte verzichtet werden. Wenn ein Verzicht\r\naufgrund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, sollte\r\no Sofern die Abschöpfung rückwirkend an den tatsächlichen Erlösen ausgerichtet werden sollte. Und sich für die erzeugungsabhängige Abschöpfung\r\ngemäß Variante A entschieden wird, ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich,\r\ndass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein muss, welches feststellt wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der produktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der\r\nEnergiepreiskrise 2022 haben gezeigt, dass dies eine bürokratisch nicht zu\r\nunterschätzende Herausforderung darstellt.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 85\r\no Falls die Ausgestaltung des Clawbacks als produktionsunabhängige Reliability Option (Variante B) umgesetzt wird, muss aus BDEW-Sicht eine ForceMajor Regelung eingeführt werden. Sollten Nichtverfügbarkeiten aufgrund\r\nvon Brennstoffmangel z.B. infolge vom Betreiber nicht zu vertretenden\r\nEngpässen im Erdgas- oder H2-Netz zurückzuführen sein, so darf Clawback\r\nin solchen Fällen nicht greifen.\r\n› Begrenzung der Übererlösabschöpfung auf 50% statt 70% der Übererlöse, um wirksame Anreize für den Betreiber zu setzen, auch in den teuersten Stunden Strom zu\r\nerzeugen.\r\n5.2 Systemanforderungen\r\nBezüglich der technischen Anforderungen in (49) sind aus Kraftwerksbetreiberperspektive für\r\ndiese Technologien sehr hoch: Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber\r\neingesetzt werden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich ist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch in Anlagen bis 350 MWel erfüllbar,\r\nallerdings handelt es sich hier um eine starke Abweichung vom Standard der Anlagenbauer.\r\nDies bedeutet, dass eine Sonderanfertigung nötig wäre, die zum einen mit erheblichen Mehrkosten einherginge und zum anderen vermutlich für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen würde. Spezifisch kostengünstigere und effizientere GuD in der 800 MW Klasse wären\r\ndurch die Anforderungen von der Auktion ausgeschlossen.\r\nDie pauschal geforderte technische Möglichkeit, mit den bezuschlagten Anlagen einen Phasenschieberbetrieb zu realisieren, erhöht die Kosten, da nicht an allen Standorten gleichermaßen Blindleistung benötigt wird und günstiger verfügbare bestehenden Komponenten nicht\r\ngenutzt werden. Gleiches gilt für die Momentanreserve. Zudem existieren die technischen Voraussetzungen für einen Phasenschieberbetrieb nur für kleinere Anlagen.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der BDEW hält es daher für dringend notwendig\r\neine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter Einbezug von Anlagenbauern,\r\nder ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen. Insbesondere zu beachten sind:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 85\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar und verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL\r\nstandortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf\r\neiner Weise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei\r\nStandorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\no Es wird kein unterbrechungsfreier Betrieb beim Wechsel in den Phasenschieberbetrieb gefordert.\r\n› Der BDEW fordert eine schnelle Umsetzung der SDL-Märkte.\r\n5.3 Höchstwert und Sicherheitszahlung\r\nDer Höchstwert für eine Investitionskostenförderung soll sich an den Kosten einer offenen\r\nGasturbine orientieren.\r\nDie zu hinterlegende Sicherheitsleistung ist zu hoch. Im Falle eines 500 MW Kraftwerks müssten 100 Mio. € hinterlegt und zusätzlich zu der Investition finanziert werden. Außerdem ist die\r\nRegelung zu streng, dass bereits nach einem Jahr Verzögerung die gesamte Sicherheitsleistung\r\neinbehalten wird und der Zuschlag verloren geht. Hohe Sicherheitsleistungen reduzieren auch\r\ndie im Energiebereich aktuell besonders notwendige Investitionsfähigkeit aller Unternehmen\r\nentscheidend und könnten dazu führen, dass andere Investitionsvorhaben in die Energiewende zurückgestellt werden müssen.\r\nAuch in Säule 2 wird ein Höchstwert für die Förderung festgelegt. Das Höchstgebot soll sich an\r\nden Gesamtkosten einer offenen Gasturbine orientieren und mit einem „Unsicherheitsfaktor“\r\nsignifikant größer 1 multipliziert werden. Die Höhe dieses „Unsicherheitsfaktors“ ist offengelassen worden, ebenso wird keine Referenzanlage definiert.\r\nIn einem gut ausgestalteten Auktionsverfahren („pay-as-cleared“) mit einem Wettbewerb zwischen verschiedenen Bietern werden gar keine Höchstgebote benötigt. Durch diesen Verzicht\r\nwürde auch der notwendige Zubau sichergestellt. Falls an einem Höchstpreis festgehalten\r\nwerden soll, konsultiert das BMWK die relevanten OEMs hinsichtlich der Kosten der anzulegenden Referenzanlage inklusive Reinvestitionskosten für eine finale H2-Umstellung.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Aufhebung des Höchstpreises, wenn dies nicht möglich ist eine frühzeitige Bekanntgabe des Höchstpreises, des Unsicherheitsfaktors und Konsultation der Referenzanlage.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 85\r\n› Die Referenzanlage sollte eine GuD sein, da dies die Technologie mit dem höchsten\r\nCAPEX und den geringsten spezifischen CO2 Emissionen ist. Zudem müssen die\r\nnetztechnischen Anforderungen berücksichtigt werden. Darüber hinaus sind marktbasierte Kapitalkosten adäquat zum Auszahlungszeitraum als Kosten in das Höchstgebot aufzunehmen. Unsicherheiten sind mit einem Unsicherheitsfaktor von mindestens 30% zu adressieren.\r\n› Indexierung der Gebote. Sollten sich Zinsen oder Rohstoffe für den Anlagenbau\r\nverteuern, sollte die Capex-Zahlungen für die Auktionsgewinner ebenfalls angepasst werden.\r\n› Reduktion, ausreichend Vorlaufzeit und Verzinsung der Sicherheitsleistung, um die\r\nTeilnahme möglichst vieler Marktakteure zu ermöglichen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 85\r\n6 Konsultationsfragen zur 1. Säule:\r\n6.1 Die Beihilfefähigkeit der drei Maßnahmen\r\n› (1) Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nDie im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen stehen in ihren Zielen im Einklang\r\nmit den europäischen Zielen für Klimaschutz und orientieren sich an den Anforderungen der\r\nLeitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2022 (KUEBLL). Insbesondere werden Lock-In Effekte verhindert. Im Detail gehen die Ausschreibungsanforderungen\r\naber über die zwingenden Vorgaben der KUEBLL hinaus. Wenn der Gesetzgeber wirksame Investitionsanreize für neue Anlagen setzen will, müssen die Anforderungen deutlich flexibilisiert und auf das EU-beihilferechtliche Mindestmaß beschränkt werden.\r\n› (2) Stimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und kosteneffiziente Langzeitspeicher-Technologie ist, die den Kraftwerkspark dekarbonisieren kann?\r\nJa, Wasserstoff ist eine Option zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks, wenn dieser günstig\r\nbereitgestellt werden kann. Der flächendeckende und nachhaltige Einsatz von Wasserstoff in der\r\nIndustrie und Energieversorgung wird jedoch nur dann langfristig möglich sein, wenn die dazu notwendige Infrastruktur rechtzeitig und in dem von Industrie und Energiewirtschaft benötigten Ausmaß errichtet wird. Darüber hinaus muss Wasserstoff als Energieträger in ausreichenden Mengen\r\nund zu international wettbewerbsfähigen Preisen zur Verfügung stehen. Bislang ist nur das Brennstoffpreisrisiko (teilweise) im Konsultationsdokument adressiert.\r\n› (3) Teilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen Wasserstoffstrategie genannten Wasserstofffarben beschränkt werden sollte?\r\nEinschränkungen machen die Bereitstellung von Wasserstoff grundsätzlich teurer. Es ist zu begrüßen, dass im Rahmen der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie auch kohlenstoffarmer blauer, türkise rund orangener Wasserstoff gefördert werden kann und demnach\r\neine Nutzung in den vorliegenden Ausschreibungen ermöglicht wird.\r\nUnerklärlich bleibt, warum die Verwendung von Wasserstoff-Derivaten ausgeschlossen ist, obwohl diese in der fortgeschriebenen Nationalen Wasserstoffstrategie explizit für die Verwendung in neu zu bauenden Gaskraftwerken vorgesehen wurden. Insbesondere in der\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 85\r\nMarkthochlaufphase der Wasserstoffinfrastruktur und Anwendung sollten keine weiteren Beschränkungen auferlegt werden.\r\nVor diesem Hintergrund ist es vor allem unverständlich, dass für Sprinterkraftwerke Einschränkungen an die Wasserstoffarten bzw. -farben gestellt werden und auch der Betrieb mit\r\nWasserstoffderivaten nicht zulässig sein soll. Es ist davon auszugehen, dass insbesondere in\r\nder Nähe zu Raffinerie- und Chemieclustern auch andere Wasserstoffqualitäten und Wasserstoffderivate zur Verstromung zur Verfügung stehen könnten (z. B. als Nebenprodukt oder aus\r\nNebenprodukten gewonnen). Alle Arten von erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff sollten für den Betrieb des Sprinterkraftwerkes im Rahmen der Betriebsgenehmigung zulässig sein, soweit dieser die Anforderungen an die Treibhausgaseinsparung und den Strombezug der einschlägigen europäischen delegierten Rechtsakte erfüllt und der Anschluss an das\r\nWasserstoffkernnetz noch nicht erfolgt ist.\r\n6.2 Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-\r\nÄquivalenten\r\n› (4) Wie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft\r\nund Klimaschutz bezüglich der Methodik und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie Verbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nDie gewählten Szenarien (Kohleausstieg 2035 und 2038) erscheinen plausibel. Grundsätzlich\r\nhängen die Einsparungen u.a. von der unterstellten Entwicklung der CO2- und Brennstoffkosten, dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und von der Art der zugebauten Gaskraftwerke\r\n(effiziente GuDs oder weniger effiziente Spitzenlastkraftwerke) ab.\r\nDie Ergebnisse sind im Verhältnis zueinander plausibel, insbesondere die 500 MW Sprinterkraftwerke weisen erwartbar hohe Grenzvermeidungskosten auf. Dies zeigt, dass eine späte\r\nUmstellung auf den H2-Betrieb Kosten der Energiewende senken würde. Darüber hinaus\r\nkönnten die ausgewiesenen Vermeidungskosten bei abgewandelter Ausgestaltung der Förderung (z.B. Zulässigkeit eines bivalenten Betriebs) weiter optimiert werden.\r\n6.3 Nutzung und der Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige Ausnahmen\r\n› (5) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. „Ausschreibung und Förderdesign“\r\nskizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nDie Kombination aus CAPEX-Förderung und OPEX-Förderung erachtet der BDEW als zielführend.\r\nInsgesamt allokiert das derzeitige Förderdesign zu viele Investitionsrisiken beim Kraftwerksinvestor, ohne dass dieser einen Einfluss auf die Risiken nehmen kann. Dies gilt insbesondere für\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 85\r\ndie Infrastruktur- und Brennstoffrisiken. Die in der Konsultation vorgeschlagenen Ausweichmaßnahmen (CCS/CCU, biogene Gase, Stilllegung) sind jedoch aktuell weder technisch mit angemessenem Aufwand (z.B. müsste eine CCS-Anlage von vornherein mitgeplant und gebaut\r\nwerden) noch wirtschaftlich darstellbar.\r\nDie technologischen Anforderungen gehen teilweise deutlich über den Stand der Technik hinaus und werden zum Teil von den Kraftwerksherstellern nicht im Markt angeboten. Die vorgeschlagenen Sicherheitsleistungen von 200 EUR/kW gehen weit über das erforderliche Maß\r\nhinaus, liegen deutlich über den üblichen Sicherheitsleistungen des EEG und wirken in der\r\nGrößenordnung der Anlagen investitionshemmend. Für Windanlagen an Land und auf See liegen die Sicherheitsleistungen im niedrigen einstelligen Prozentbereich der Investitionskosten.\r\nFür wasserstofffähige Kraftwerke lägen sie dagegen im 20 %-Bereich. Hohe Sicherheitsleistungen reduzieren auch die im Energiebereich aktuell besonders notwendige Investitionsfähigkeit\r\naller Unternehmen entscheidend und könnten dazu führen, dass andere Investitionsvorhaben\r\nin die Energiewende zurückgestellt werden müssen.\r\nEs ist offen, ob nach Ablauf der Förderung die Kraftwerke wirtschaftlich mit Wasserstoff betreibbar sind.\r\n• Durch die Begrenzung der Betriebskostenförderung (H2-CfD) auf 800 Vollbenutzungsstunden (VBh) p.a. besteht dieses Problem auch während der Förderung.\r\n• Das Verbot, Erdgas einzusetzen schränkt die Fahrweise der modernsten Anlagen (insbesondere GuDs) ein, erhöht die Kosten der Ausschreibungen und die CO2-Emissionen,\r\nda ältere Anlagen unbeschränkt laufen.\r\n• Der Betrieb auf Erdgas sollte daher jenseits der 800 geförderten VBh p.a. auf Wasserstoff und nach Ablauf der Förderung zugelassen werden.\r\n\r\nUm Anreize zu setzen, die ausgeschriebenen Anlagen möglichst früh in Betrieb zu nehmen,\r\nsollte die Umstellung auf Wasserstoff nicht an der Inbetriebnahme, sondern am Zuschlag orientiert sein (Umstellung zu Beginn des 14. Jahres nach Zuschlag). So würde sich die Betriebsdauer der effizienten Neuanlagen auf Erdgas erhöhen und Gesamtkosten und Emissionen\r\ndadurch sinken. Dies könnte auch dazu beitragen, einen frühen Kohleausstieg zu realisieren.\r\nDer Förderzeitraum wird nicht verlängert.\r\nDa der 100 %ige Einsatz von Wasserstoff in allen Betriebsphasen momentan technisch noch\r\nnicht von den OEMs garantiert werden kann, sollte in Abstimmung mit den OEMs ein realistischer Wasserstoff Mindestanteil unter Berücksichtigung von Startvorgängen und sicherem Betrieb festgelegt werden. Dieses Risiko ist nicht von den Kraftwerksbetreibern beeinflussbar\r\nund kann daher nicht von ihnen getragen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 85\r\nDie Standortdefinition schließt eine Förderung von Neubauten an bestehenden Gaskraftwerksstandorten aus. Dies ist nicht sinnvoll, da es auch Neuanlagen an bestehenden Standorten geben wird. Insbesondere ist an solchen Standorten schon eine Gasversorgung vorhanden.\r\nAus Kraftwerksbetreiberperspektive sind die technischen Anforderungen an die Kraftwerksanlagen sehr hoch. Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber eingesetzt\r\nwerden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich\r\nist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch erfüllbar, allerdings handelt es sich hier um eine\r\nbisher sehr selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer bedeutet.\r\nDie für einen von der Turbine abgekoppelten Phasenschieberbetrieb verfügbaren Kupplungen\r\nsind bislang nur für Leistungen bis Größenordnung 350 MWel verfügbar. Somit würden größere und damit meist auch effizientere und spezifisch kostengünstigere Gasturbinen von Geboten ausgeschlossen. Eine Nachrüstung von Schwungmassen wurde bislang noch nie praktiziert und wäre ebenso Neuland. Dies bedeutet, dass Neuentwicklungen und Sonderanfertigungen nötig wären, die zum einen mit erheblichen Mehrkosten einhergingen und zum anderen vermutlich für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen würde.\r\nDer BDEW erkennt die von den ÜNBs identifizierten Bedarf an Systemdienstleistungen an. Anlagenbetreiber sollten jedoch frei in der Wahl sein, mit welcher Anlagenkonfiguration sie die\r\ngeforderten SDL wie Blindleistung oder Momentanreserve erbringen. Durch den Umbau bestehender oder stillzulegender Anlagen auf Phasenschieberbetrieb können die Kosten erheblich gesenkt werden. Wichtig ist, dass dadurch keine Standorte für zukünftigen Kraftwerksbau\r\n„blockiert“ werden.\r\nWenn Anlagenbetreiber nach Erreichen des Umstellungszeitpunkts auf Wasserstoff kein Erdgas mehr nutzen dürfen, tragen sie damit das von ihnen nicht beeinflussbare Risiko einer nicht\r\nausreichenden Verfügbarkeit von Wasserstoff am Kraftwerk - dieses Risiko ist umso größer, je\r\nfrüher das Kraftwerk ans Netz geht. Falls zum Umstellungszeitpunkt kein Anschluss an ein\r\nWasserstoffnetz besteht, kann der Betreiber bis zum Vorliegen des Netzanschlusses andere\r\nerneuerbare Brennstoffe nutzen, CCS einsetzen, die Anlage in die Kapazitätsreserve überführen oder stilllegen. Selbst wenn eine temporäre Nutzung von CCS technisch möglich wäre, ist\r\nsie aufgrund des hohen CAPEX bei der überschaubaren Nutzungsdauer aber nicht wirtschaftlich und angesichts des notwendigen langen Vorlaufs für Genehmigung und Errichtung der\r\nCCS-Anlage und ggf. CO2-Pipeline unrealistisch. Zudem sind die Verfügbarkeit und die Kosten\r\nvon alternativen EE-Brennstoffen unklar. Hier sorgt die bisher fehlende Definition, was genau\r\nmit EE-Brennstoffen gemeint sein soll, zu einer zusätzlichen Unsicherheit. Sollte die Errichtung\r\ndes H2-Kernnnetzes insgesamt in Verzug kommen, so wird schon allein die ausreichende Bereitstellung z.B. von Biogas in Deutschland an Kapazitätsgrenzen stoßen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 85\r\nDer BDEW fordert daher, dass der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb auf Wasserstoff\r\nnicht möglich ist, nicht zu vertreten hat, sollte ein weiterer Erdgasbetrieb möglich sein.\r\nDer BDEW stellt darüber hinaus folgende Forderungen zu Ausgestaltung der Förderung:\r\n• Die pauschale Mindestinvestitionstiefe von 70 % setzt Anreize für besonders teure Umrüstungen und sollte auf höchstens 50 % reduziert werden.\r\n• Die geforderte Steigerung des Wirkungsgrads um 20 Prozentpunkte wird nur in sehr wenigen Fällen technisch überhaupt möglich sein und somit die Zahl modernisierbarer Anlagen\r\nstark einschränken. Dadurch bleibt Potential zur Minderung von CO2 Emissionen ungenutzt.\r\n• Die Mindesterzeugungsverpflichtung ist kritisch für Spitzenlastanlagen. Um das Risiko auszuschließen, die Förderung nebst Zinsen zurückbezahlen zu müssen, könnte hier selbst bei\r\nnegativer Marge Strom produziert werden müssen.\r\n• Ein Höchstpreis ist nicht definiert und eine Referenzanlage in der geforderten technischen\r\nAusgestaltung gibt es am Markt noch nicht.\r\n• Da Inflationsrisiken für den gesamten Förderzeitraum vom Betreiber nicht zu kalkulieren\r\nsind, sollte die bewilligte Förderung mit einer Inflationsindexierung versehen werden.\r\n• Eine gestreckte Auszahlung erfordert die marktgerechte Berücksichtigung von Kapitalkosten. Aktuell ist der genaue Ansatz hierzu unbekannt.\r\n• Ein CfD zum Ausgleich der Brennstoffkostendifferenz zwischen Wasserstoff und Erdgas +\r\nCO2 ist grundsätzlich gut geeignet. Die Beschränkung auf 800 Vbh p.a. und 3.200 Vbh beeinträchtigt jedoch die Wirtschaftlichkeit von effizienten GuDs im Vergleich zu Spitzenlastanlagen und führt zu höheren CO2 Emissionen und, steigenden Strompreisen. Da ein wirtschaftlicher Betrieb auf Wasserstoff jenseits der 800 h/a wegen des großen Kostenunterschieds nicht möglich sein wird, ist ein bivalenter Betrieb notwendig.\r\n› (6) Teilen Sie die Einschätzung des BMWK, dass die oben dargestellten zwei Anlagentypen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Sprinter) in zwei unterschiedlichen\r\nVerfahren ausgeschrieben werden sollten?\r\nJa, das erscheint sinnvoll. Die Sprinterkraftwerke dienen der Praxiserprobung der ausschließlichen H2-Verstromung. Sie werden daher in einer frühen Phase des H2-Marktes und in einer\r\nfrühen Phase der technologischen Entwicklung errichtet. Auch ist zu erwarten, dass in diesen\r\nAuktionen tendenziell leistungsschwächere Anlagen eingebracht werden, deren Entwicklung\r\nin überschaubarer Zeit als erste an Wasserstoffbetrieb herangeführt werden können. Ihr Kosten- und Risikoprofil (siehe Berechnungen zu den CO2-Vermeidungskosten) weicht damit erheblich von den mitunter großen H2-ready Gaskraftwerken ab. Daher ist ein separates\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 85\r\nSegment in der Ausschreibung notwendig. Die grundlegenden Vorbehalte (PhasenschieberVerpflichtung, Übernahme des H2-Verfügbarkeitsrisikos, s.o.) gelten auch für Sprinterkraftwerke.\r\n› (7) Stimmen Sie zu, dass die gewählte Aufteilung der Ausschreibungsmengen für\r\nwasserstofffähige Gaskraftwerke (Abschnitt B.I), für Sprinterkraftwerke (Abschnitt\r\nB.II) und für Langzeitstromspeicher (Abschnitt B.III) eine möglichst kostengünstige\r\nDekarbonisierung des Kraftwerkparks erlaubt?\r\nDurch den Neubau wird eine mögliche zukünftige Option der Dekarbonisierung des Kraftwerksparks entwickelt. Diese Option ist aus heutiger Sicht noch sehr teuer. Für eine vollständige\r\nDekarbonisierung des Kraftwerksparks erscheinen die ausgeschriebenen Kapazitätsmengen zu\r\ngering. Daher ist es umso wichtiger, dass weitere Optionen und Instrumente wie z.B. das\r\nKWKG in den Blick genommen und weiterentwickelt werden. Im Zielsystem müssen sich alle\r\nTechnologien im Wettbewerb entlang der Signale aus dem EU-ETS behaupten.\r\nDie jährlichen Ausschreibungstranchen sind zudem derart bemessen, dass v.a. Kleinanlagen\r\nangereizt werden. Diese sind jedoch im Vergleich zu größeren Anlagen spezifisch wesentlich\r\nteurer und weniger effizient. Darüber hinaus tragen die für alle Anlagen geforderten zusätzlichen technischen Anforderungen hinsichtlich der Fähigkeit zur Erbringung von Systemdienstleistungen zu höheren Anlagenkosten bei und erhöhen damit die Kosten dieses Pfads der Dekarbonisierung. Beispielsweise können Phasenschieber von stillzulegenden Bestandskraftwerk\r\nangeboten werden. Wichtig ist, dass dadurch keine Standorte für zusätzlichen Kraftwerksbau\r\n„blockiert“ werden.\r\nDie gewählte Ausgestaltung der 0,5 GW Langzeitstromspeicher lenkt den Fokus der Energiespeicherung sehr stark auf Wasserstoff und blendet andere Technologien nahezu aus. Eine\r\ntechnologieoffene Ausgestaltung der Langzeitstromspeicher im Hinblick auf die Vorgabe der\r\nSpeicherkapazität könnte andere tendenziell günstigere Dekarbonisierungsoptionen ausschließen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 85\r\n6.4 Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen\r\n› (8) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und\r\nauf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nVgl. dazu Antwort auf Frage 1. Für eine abschließende Bewertung wäre darüber hinaus entscheidend, wie die Ausschreibungen mit dem angekündigten Kapazitätsmarkt (3. Säule) interagieren werden.\r\nGrundsätzlich gilt, die Sicherstellung einer größtmöglichen Beteiligung an den Ausschreibungen durch möglichst geringfügige Komplexität des Ausschreibungsdesigns und praxistaugliche\r\nAnforderungen würde die beihilferechtliche Bewertung positiv beeinflussen.\r\n› (9) Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch die gezielte Förderung neuer Kraftwerke ein?\r\nEs ist darauf hinzuweisen, dass eine OPEX-Förderung mittels Brennstoff-CfD, durch die Wasserstoff-Verstromung auf das Niveau von Erdgasverstromung gesenkt wird, grundsätzlich einen Eingriff in die Merit Order des Strommarktes darstellt. In der Folge besteht das Risiko,\r\ndass Technologien mit Grenzkosten bzw. Opportunitätskosten, die zwischen den Kosten der\r\nErdgasverstromung und den Kosten einer unsubventionierten Wasserstoff-Verstromung liegen, aus der Merit Order gedrängt werden. Die Anwendung von Mindestauslösepreisen und\r\nHöchstpreisen birgt darüber hinaus das Risiko, als implizite Preisgrenzen im Strommarkt zu\r\nwirken.\r\nIn Abwägung wird das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten gegenüber dem Nutzen für die Energiewende für sachgemäß eingeschätzt. Eine faire, diskriminierungsfreie regionale Steuerung (Südbonus) vorausgesetzt, können Wettbewerbsverzerrungen\r\ngeringgehalten werden. Hierfür ist es jedoch u.a. erforderlich, dass die allein aufgrund der\r\ntemporären Verzögerungen des bis 2040 erforderlichen Netzausbaus erfolgte Konzentration\r\nder neuen Kraftwerke im Süd-Westen auf das notwendige Maß beschränkt bleibt. Wichtig ist,\r\ndie Anschlussfähigkeit an einen künftigen Kapazitätsmarkt sicherzustellen. Das Ziel-Szenario\r\nmuss ein technologieoffen ausgestalteter, integrierter Kapazitätsmarkt im Zeichen des EU-ETS\r\nsein.\r\nSollten für derzeit im Bau befindliche, wasserstofffähige KWK-Anlagen keine vergleichbaren\r\nRegelungen zur Betriebskostenförderung geschaffen werden, könnten diese nach der\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 85\r\nUmstellung auf Wasserstoff durch die durch das KWSG geförderten neuen Kraftwerke verdrängt werden, obwohl diese KWK-Anlagen einen Großteil der Anforderungen erfüllen können. Daher ist es essenziell, dass auch der Wasserstoffeinsatz in KWK-Anlagen mit der notwendigen Fördersystematik, ob im KWSG oder im KWKG, berücksichtigt wird.\r\n› (10) Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, gezielt neue Anlagen zu fördern?\r\nJa, da modernisierte Anlagen die installierte Leistung nicht erhöhen, es sei denn sie stehen\r\nkurz vor Ende der Lebensdauer. Angesichts der deutschen und europäischen Klimaschutzziele\r\nwird es keine markgetriebenen fossilen Kraftwerksinvestitionen mehr geben. Wasserstoff\r\nund/oder H2-ready Kraftwerke sind jedoch auf absehbare Zeit nicht wettbewerbsfähig.\r\nGerade unter dem Gesichtspunkt der deutschen Klimaschutzziele muss jedoch zwingend auch\r\nein Rahmen geschaffen werden, der es den Betreibern bestehender Gaskraftwerke ermöglicht, den Umstieg auf Wasserstoff zu bewerkstelligen. Mit den vorgesehenen Regelungen des\r\nKWSG zur Modernisierung bestehender Gaskraftwerke (Effizienzsteigerung, Investitionstiefe,\r\nAusschreibungsvolumen) wird dieser Rahmen nicht geschaffen. Insbesondere KWK-Anlagenbetreiber sind von dieser Problematik betroffen, da der Gesetzgeber bisher nicht dem Versprechen der gemeinsamen Abschlusserklärung vom Fernwärmegipfel im Juni 2023 nachgekommen ist, „Für Investitionen in zukunftsfähige Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) […] mit der\r\nKraftwerksstrategie einen klaren Rahmen [zu] setzen, der auch den Übergang auf Wasserstoff\r\nfür den KWK-Betrieb ab 2030 umfasst und so die Versorgungssicherheit gewährleistet.“. Sofern hier kein ausreichender Anreiz geschaffen wird, droht ein weiterer Abbau von wichtiger\r\nErzeugungskapazität in den Fernwärmenetzen.\r\nAuch mit Blick auf den 2023 vollendeten Kernenergieausstieg, das Vorziehen des Kohleausstiegs und das dadurch verkürzte Zeitfenster ist der gezielte Aufbau neuer Anlagenkapazitäten\r\nzur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks und zur Absicherung des Versorgungssicherheit\r\nnotwendig. Neuanlagen entsprechen zudem dem Stand der Technik und sind damit besonderes effizient.\r\n› (11) Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative?\r\nMit dem Interessenbekundungsverfahren könnte vor der Ausschreibung erkundet werden,\r\nwie viele Bieter erwartet werden. Von einem solchen Verfahren sollte aus Sicht des BDEW jedoch dringend abgesehen werden, da es den Prozess zur eigentlichen Ausschreibung weiter\r\nverzögern würde.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 85\r\n› (12) Für die Sprinterausschreibungen wurde ein Vergütungsmodell vorgeschlagen\r\n(Marktprämien-Modell). Als alternatives Modell wurde eine Investitionskostenförderung (mit einem Brennstoff-CfD) dargestellt. Wie bewerten Sie die beiden Modelle:\r\na. um die Kosten der Förderung auf das notwendige Minimum zu reduzieren?\r\nDa die zukünftigen H2-Preise und damit auch die Volllaststunden der Anlagen aus heutiger\r\nSicht unkalkulierbar sind, scheidet ein Marktprämienmodell aus. Aufgrund der Unsicherheit\r\nzur Höhe der zukünftigen Volllaststunden ist zu erwarten, dass dieses Risiko bei den Geboten\r\nim Marktprämien-Modell mit eingepreist würde. Hierdurch würden tendenziell höhere Kosten\r\nfür das Marktprämien-Modell resultieren im Vergleich zur Investitionskostenförderung.\r\nEine Investitionskostenförderung ist daher besser geeignet für die Investitions- und Planungssicherheit und würde daher zu tendenziell niedrigeren Risikoaufschlägen in den Geboten führen. Auch würde die Kombination mit einem CfD-Modell zur Deckung des Preisdeltas von kohlenstoffarmen Wasserstoff und Erdgas das Preisrisiko adressieren. Das Mengenrisiko von Wasserstoff bleibt in beiden Modellen erhalten und führt zu entsprechenden Risikoaufschlägen.\r\nb. um den Wettbewerb auf den Elektrizitätsmärkten so wenig wie möglich zu beeinträchtigen und um das Ziel der Maßnahme, Strom aus fossilen Kraftwerken aus\r\nder Merit-Order zu verdrängen, zu erreichen (bitte differenzieren Sie zwischen\r\nden verschiedenen Märkten wie Intraday, Day-ahead etc.)?\r\nAuf Grund des geringen Volumens dieses Ausschreibungssegments und der tendenziell niedrigen Vollbenutzungsstunden wird grundsätzlich von keiner Wettbewerbsbeeinträchtigung ausgegangen. Daher verzichten wir hier auf eine genauere Differenzierung der verschiedenen\r\nMärkte.\r\nJe nachdem in welchem Marktsegment das Förderinstrument wirkt (CfD und Marktprämienmodell im Day-Ahead) ergeben sich unterschiedliche Anreize. Das CfD-Modell ist tendenziell\r\neher geeignet Strom aus fossilen Kraftwerken zu verdrängen, da durch das DifferenzkostenModell der Betrieb zumindest über den Umfang der geförderten Vollbenutzungsstunden dem\r\neines Erdgaskraftwerks gleichgestellt wird.\r\nc. mit Blick auf die Systemeffizienz, um die Ziele der Maßnahmen zu erreichen?\r\nDer CfD ist das präferierte Modell, da er die Zielerreichung zur praktischen Erprobung des\r\nWasserstoffbetriebs sicherstellt und den Wettbewerb nicht nennenswert verzerrt. Der\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 85\r\nSystemeffizienz wird aufgrund der Tatsache, dass Sprinter-Projekte tendenziell kleinere Energieanlagen gefördert werden, die zwangsläufig spezifisch teurer sein werden als größere, mit\r\nWasserstoff betriebene Gaskraftwerke mit Hochleistungsgasturbinen, eine untergeordnete\r\nRolle zugeordnet.\r\n› (13) Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (ClawbackMechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung\r\neintritt.\r\na. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw. -\r\nunabhängigen Abschöpfung?\r\nWie bereits während der Phase der Übergewinnabschöpfung festgestellt wurde, ist eine Erlösabschöpfung sehr komplex und verunsichert Investoren. Angesichts der aufgrund des Zuwachses der Erneuerbaren ohnehin geringen Einsatzstunden ist die Einführung eines Clawback Mechanismus grundsätzlich in Frage zu stellen. Die Abschöpfung von 70 % der Mehrerlöse, wenn\r\nder Day-Ahead-Preis den Auslösepreis überschreitet, sind sehr kritisch zu betrachten. Die neuen\r\nKraftwerke werden nur noch wenige Betriebsstunden haben. Deshalb sind gerade die Erlöse in\r\nden hochpreisigen Stunden wichtig, um die Investition und Fixkosten erwirtschaften zu können.\r\nWenn den Kraftwerksbetreibern einerseits die Marktrisiken im Brennstoff- und Infrastrukturbereich zugewiesen werden sollen, ist es unverständlich, ihnen dann im Gegenzug nicht auch\r\ndie Marktchancen zu gewähren.\r\nBeide dargestellten Varianten nähmen eine Abschöpfung auf der Basis der am Strommarkt\r\nherrschenden Spot-Preise vor. Dabei wird außer Acht gelassen, dass die tatsächlichen Erlöse\r\neines H2-Kraftwerks auch auf börslichen Termingeschäften oder auf nicht-börslichen, langfristigen Termingeschäften (OTC) basieren können. Dazu gehört sowohl die Vermarktung des erzeugten Stroms als auch die Beschaffung der dafür notwendigen Wasserstoff- bzw. Gasmengen sowie CO2-Zertifikate.\r\nFolglich wäre unabhängig von der Abschöpfungsvariante sicherzustellen, dass nur tatsächliche\r\nund keine rechnerisch möglichen Übererlöse abgeschöpft werden. Ansonsten würden die Vertragspartner zur Beschaffung bzw. Vermarktung an den Spotmarkt gedrängt. Dem Terminmarkt einschließlich des außerbörslichen Marktes würde Liquidität entzogen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 85\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nEntsprechend den Ausführungen unter a) sollte auf die Einführung eines Clawbacks verzichtet\r\nwerden.\r\nWenn ein Verzicht auf-grund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, sollte\r\n• Sofern die Abschöpfung rückwirkend an den tatsächlichen Erlösen ausgerichtet werden\r\nsollte. Und sich für die erzeugungsabhängige Abschöpfung gemäß Variante A entschieden\r\nwird, ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich, dass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein festzustellen muss, wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der produktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der Energiepreiskrise 2022 haben gezeigt, dass dies eine bürokratisch nicht zu unterschätzende Herausforderung darstellt.\r\n• Falls die Ausgestaltung des Clawbacks als produktionsunabhängige Reliability Option (Variante B) gemacht wird, muss aus BDEW-Sicht eine Force-Major Regelung eingeführt werden. Sollten Nichtverfügbarkeiten aufgrund von Brennstoffmangel z.B. infolge vom Betreiber nicht zu vertretenden Engpässen im Erdgas- oder H2-Netz zurückzuführen sein, so darf\r\nClawback in solchen Fällen nicht greifen.\r\nAußerdem sollte die Übererlösabschöpfung auf 50% statt 70% der Übererlöse beschränkt bleiben, um wirksame Anreize für den Betreiber zu setzen, auch in den teuersten Stunden Strom\r\nzu erzeugen.\r\nc. Sollten in den Maßnahmen unter 4.1 und 4.8 KUEBLL unterschiedliche Mechanismen oder derselbe Clawback-Mechanismus angewendet werden?\r\nDer vorgeschlagene Clawback-Mechanismus sollte für keine der Maßnahmen eingeführt werden.\r\nDa die Preisstellung unterschiedlich ist, müsste geprüft werden, ob ein einheitlicher Mechanismus zu unterschiedlichen Folgen führt.\r\nd. Haben Sie konkrete Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus für eine oder alle Maßnahmen?\r\nVon der Einführung eines für die Ausschreibungen dezidierten Abschöpfungsmechanismus sollte\r\nabgesehen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 85\r\ne. Welcher Zeitraum sollte von der Abschöpfung umfasst sein – denkbar wäre\r\nzum Beispiel der Zeitraum der CAPEX-Förderung, der OPEX-Förderung oder der\r\ngesamten Förderung.\r\nWenn an einem Clawback festgehalten werden sollte, ist der Zeitraum der OPEX-Förderung\r\nzur Minimierung der Risiken und zur Schaffung von Investitionsanreizen zu bevorzugen.\r\n› (14) Ist der Day-ahead-Markt aus Ihrer Sicht ein geeigneter Referenzmarkt für die\r\nBeurteilung, ob ein Wasserstoffkraftwerk fossile Brennstoffe ersetzt? Wenn nicht,\r\nwelchen alternativen Markt würden Sie vorschlagen?\r\nDie Nutzung des Day-Ahead Markts stellt grundsätzlich eine pragmatische Lösung dar und ermöglicht ein transparentes und zeitnahes Verfahren.\r\n› (15) Wie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in\r\nbeiden Maßnahmen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Wasserstoffsprinterkraftwerke)?\r\nSowohl um die anfänglich zu erwartende geringe Mengenverfügbarkeit von Wasserstoff als\r\nauch die in dem Zusammenhang stehenden Förderkosten zu begrenzen, ist eine Begrenzung\r\nder Förderung auf 800 Vollbenutzungsstunden nachvollziehbar. 800 Vollbenutzungsstunden\r\nsind jedoch sehr niedrig und gegenüber den durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden von\r\nkonventionellen Erdgaskraftwerken, welche sie substituieren sollen, zu gering.\r\nEffizientere GuD-Anlagen werden gerade aufgrund ihres geringeren spezifischen Brennstoffverbrauchs häufiger eingesetzt als weniger effiziente Gasturbinenanlagen. Die Begrenzung auf ein\r\n800-Jahresstunden-Brennstoffäquivalent benachteiligt damit die effizienteren Anlagen bei anfangs\r\nerwarteten hohen Brennstoffkostendifferenzen.\r\nIn diesem Zusammenhang schränkt das Verbot, Erdgas einzusetzen die Fahrweise der modernsten Anlagen (insbesondere GuDs) ein, erhöht die Kosten der Ausschreibungen und die\r\nCO2-Emissionen, da ältere erdgasbefeuerte Anlagen günstiger sind und unbeschränkt laufen.\r\nDer Betrieb auf Erdgas muss jenseits der 800 geförderten VBh p.a. auf Wasserstoff und nach\r\nAblauf der Förderung zugelassen werden.\r\nDürften die neuen Kraftwerke bivalent betrieben werden, steigerte dies die Effizienz des Gesamtsystems, würde die CO2 Emissionen und die Förderkosten des KWSG senken.\r\nEin Nachweis der Verfügbarkeit der Anlagen im H2-Betrieb ist notwendig. Eine verpflichtende\r\nMindestbenutzungsstundenzahl (z.B. 200 Stunden pro Jahr) kann jedoch insbesondere für\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 85\r\nSpitzenlastkraftwerke ein Risiko darstellen, da ihr verpflichtender Einsatz in Jahren mit geringer Knappheit die Merit Order verzerren und die Spitzenlastkraftwerke möglicherweise negative Margen realisieren würden, um Pönalen oder den Verlust des Investitionskostenzuschusses zu vermeiden.\r\n› (16) Für wasserstofffähige Gaskraftwerke ist die Übertragbarkeit nicht abgerufener\r\nförderfähiger Brennstoffmengen bzw. Vollbenutzungsstunden über den vierjährigen Förderzeitraum der Betriebskostenförderung hinaus begrenzt. Ist das aus Ihrer\r\nSicht eine unter Anreizgesichtspunkten in Bezug auf die Nutzung der Brennstoffmengen bzw. Volllaststunden sinnvolle Lösung?\r\nNein. Je höher die Flexibilität und Übertragbarkeit der förderfähigen Brennstoffmenge, desto\r\nniedriger die Kosten der Maßnahme. Eine zeitliche Begrenzung der Betriebskostenförderung\r\nder insgesamt 3200 Benutzungsstunden auf maximal 5 Jahre wirkt ansonsten als zusätzliches\r\nInvestitionsrisiko, dass die Kosten insgesamt erhöhen kann. Analog bewährter Regelungen wie\r\nz.B. dem KWKG sollten die förderfähigen Betriebsstunden über die veranschlagten maximal 5\r\nJahre hinaus möglich sein.\r\n› (17) Wie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100 % Wasserstoffbetrieb? Halten Sie\r\neine 2 % Verunreinigungsregel für angemessen?\r\nDer Start von H2-Anlagen mit Erdgas ist zumindest aus heutiger Sicht wahrscheinlich, weshalb\r\nAnfahrten von einer engen Verunreinigungsregel ausgenommen werden sollten.\r\nIm Falle der “100 %” Wasserstoffverstromung erscheint eine 2 % Verunreinigungsschwelle\r\n(bezogen auf andere erwartbare gasförmige Bestandteile wie z.B. Sauerstoff, Stickstoff oder\r\nMethan) angemessen – letztlich sind aber die Netzbetreiber für die Wasserstoffqualität in ihrem Netz verantwortlich. Sollte die 2 % überschritten werden, so darf dies zu keinen Sanktionen ggü. dem Betreiber führen.\r\nDer 100%ige Einsatz von Wasserstoff in allen Betriebsphasen kann momentan technisch von\r\nden OEMs noch nicht garantiert werden. Der Betreiber trägt somit das Risiko, die komplette\r\nFörderung zzgl. Pönale zurückzahlen zu müssen. Dieses Risiko kann durch die Anlagenbetreiber nicht getragen werden. Letztlich ist der Grenzwert der Verunreinigung zum einen mit den\r\nHerstellern für Gasturbinen und betreffender Peripherie abzustimmen und den für das Projekt\r\ngeltenden garantierten Leistungskennzahlen (und Nachweisen während der Inbetriebnahme)\r\nabzugleichen. Eine normative Regelung des Reinheitsgrades des aus dem H2-Netz bezogenen\r\nWasserstoffs wäre hilfreich.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 45 von 85\r\nProblematisch ist allerdings die Umstellung der wasserstofffähigen Gaskraftwerke von Erdgas\r\nauf Wasserstoff im achten Betriebsjahr. Heute kann kein Kraftwerkshersteller garantieren,\r\ndass die Umstellung an einem Stichtag zu 100% erfolgen kann. Vielmehr ist wahrscheinlich,\r\ndass temporär ein Mischbetrieb von Wasserstoff und Erdgas zum Hochfahren des Wasserstoffanteils auf 100% notwendig ist. Daher sollte mindestens für die ersten fünf Betriebsmonate des achten Betriebsjahrs des wasserstofffähigen Kraftwerks ein Mischbetrieb erlaubt\r\nwerden, bei dem lediglich der Wasserstoff gefördert wird, um die Gasturbinen mit wachsenden H2-Gehalten testen und optimieren zu können.\r\nAuch bei den Sprinterkraftwerken besteht Stand heute das technologische Risiko, dass die\r\nWasserstoffturbinen noch nicht vollständig für den Dauereinsatz mit 100 % H2 geeignet sein\r\nwerden. Es wäre nicht zielführend, wenn die Anlagen nach kurzem Betrieb mit 100 % H2 aufgrund von Schäden abgestellt werden müssten oder die Betreiber infolge fehlender Betriebsfähigkeit die Pönale und Förderung für diese Anlagen einbüßen. Empfohlen wird deshalb ein\r\nmehrjähriger Übergangszeitraum, um die Anlagen zwar sofort mit H2 aber anfangs noch mit\r\nErdgasbeimischung betreiben zu können. Auch hier soll die OPEX-Förderung nur für Wasserstoff erfolgen.\r\n› (18) Wie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem Wasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht\r\nwird?\r\nDer Ausschluss des bivalenten Betriebs muss dringend sowohl aus wirtschaftlicher als auch klimapolitischer Perspektive überdacht werden.\r\nEine Limitierung der Betriebsstunden auf allein 800 VBh p.a. zu 100% Wasserstoff ohne die\r\nMöglichkeit des Erdgasbetriebs (selbst bei Nicht-Verfügbarkeit von Wasserstoff) benachteiligt\r\nhocheffiziente, aber kapitalintensivere GuD Anlagen (Wirkungsgrade von ~60%) gegenüber offenen Gasturbinenanlagen (Wirkungsgrade ~40%).\r\nDa der Umstieg auf Wasserstoff zum 8. Betriebsjahr erfolgt, fallen in den ersten sieben Betriebsjahren bei einer offenen Gasturbinenanlage 50% höhere CO2 Emissionen pro MWh an.\r\nAb Umstellung auf Wasserstoff ist die Verstromung des Wasserstoffs in einer offenen Gasturbinenanlage 50% teurer als in einer GuD. Sollten aber GuDs realisiert werden, so würden beim\r\nVerbot des bivalenten Betriebs hocheffiziente Kraftwerke nicht betrieben werden dürfen,\r\nselbst wenn noch eine Residualerzeugung mit fossilen Brennstoffen in weniger effizienten Bestandskraftwerken erfolgt. Somit würde in diesem Fall auch mehr CO2 ausgestoßen als mit\r\ndem geförderten und hocheffizienten Kraftwerkspark in Deutschland notwendig wäre.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 46 von 85\r\nAus Sicht der CO2 Vermeidung sollte also sichergestellt werden, dass zu jedem Zeitpunkt die\r\neffizientesten Kraftwerke die fossil-gefeuerte Residuallast erzeugen. Regulatorische Maßgaben dürfen nicht zu erhöhtem CO2-Ausstoß führen. Ohne Verbot des (bivalenten) Erdgasbetriebs würden vermehrt GuD Anlagen realisiert, diese würden in den über die 800h Wasserstoffbetrieb hinausgehenden Stunden weniger effiziente fossile Anlagen verdrängen - was einerseits die Wirtschaftlichkeit der GuD Anlage erhöht und damit den Förderbedarf reduziert,\r\nandererseits die CO2 Emissionen und Strompreise senkt.\r\nBivalenz ist auch wichtig zur Sicherung der Versorgungssicherheit. So wird schon heute für systemrelevante Gasturbinenanlagen auf Basis § 13 f EnWG gefordert soweit möglich Leistung\r\ndurch Brennstoffwechsel abzusichern. Dabei zeigt sich immer wieder, dass eine nachträgliche\r\nRealisierung der Bivalenz kaum möglich ist. Es wäre deshalb nicht logisch, bei Neubauanlagen\r\nnun diese Option ausdrücklich zu verbieten. Es wird im Gegenteil deshalb empfohlen im Sinn\r\nvon § 13 f EnWG die Bivalenz ebenfalls explizit zu berücksichtigen.\r\nHinzukommt, dass die heute bekannten Gasturbinen-Technologien von einem Mischbetrieb\r\nErdgas und Wasserstoff ausgehen, wobei über die Zeit der Anteil des Wasserstoffs bis auf nahezu 100 % gesteigert werden soll. Die Risiken, dass eine Gasturbine im achten Jahr nach IBN\r\nnicht mit 100 % Wasserstoff angefahren und betrieben werden kann (insbesondere Verbrennungsstabilität und Emissionen) sind signifikant und werden von keinem Technologieanbieter\r\nzum aktuellen Zeitpunkt übernommen bzw. garantiert. Zudem wird Zeit für den Umbau und\r\nTest auf Wasserstoff eine Verfügbarkeit von bis zu 100 % Wasserstoff deutlich vor dem Ende\r\ndes siebten Betriebsjahres nötig sein.\r\n› (19) Wie beurteilen Sie die Vorgabe einer 90% Abscheidungsquote bei Anwendung\r\nvon CCS falls der Umstieg auf Wasserstoff nicht möglich ist?\r\nGrundsätzlich ist eine 90 % Abscheidung machbar. Die tatsächliche Abscheidequote hängt jedoch in hohem Maße von der Fahrweise der Anlage ab, insbesondere davon, wie häufig die\r\nAnlage gestartet wird. Allerdings ist diese als Alternativmaßnahme zum Umstieg auf Wasserstoff kritisch zu bewerten: Es lässt sich im Laufe eines großen Projekts nicht einfach von Wasserstoffbetrieb auf CCS umsteigen. Für CCS sind umfangreiche Planungen und Platzbedarfe erforderlich, und auch das Vorhandensein einer entsprechenden Infrastruktur zur Abnahme des\r\nabgeschiedenen CO2. Die Realisierung einer CCS-Anlage erfordert mehrere Jahre Vorlauf und\r\nBauzeit und scheidet auch dadurch als kurzfristige Alternative bei nicht verfügbarem H2 aus.\r\nEine (nachträgliche) CO2-Abscheidung ist mit Blick auf die benötigte Zeit, Platzbedarf, CAPEX\r\nund aus der Abscheidung resultierenden Effizienzeinbußen wirtschaftlich nicht darstellbar und\r\ndeshalb rein hypothetisch. Auch eine parallele Planung/Errichtung scheidet aus, da sie neben\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 47 von 85\r\ndem fehlenden Rechtsrahmen und der Infrastruktur die Anlage im Ausschreibungsverfahren\r\nnicht wirtschaftlich darstellbar machen würde.\r\nDie CCS-Abscheidung wird durch deutlich geringere Betriebskosten im Vergleich zum Wasserstoffbetrieb wirtschaftlich. Die CCS-Abscheidung wäre daher nur dann eine Alternative in den\r\nFällen, in denen Wasserstoff nicht verfügbar ist, wenn sie dauerhaft genutzt werden kann. Die\r\nBeschränkung als “temporäre Notlösung” sollte daher wegfallen.\r\n› (20) Welcher durchschnittliche Wirkungsgrad sollte Ihrer Meinung nach im Rahmen\r\ndes Contracts for Difference für die Berechnung der zu fördernden Brennstoffmenge angenommen werden. (vgl. Abschnitt B.I.2.a).\r\nUm Ungleichbehandlungen zu vermeiden, sollte erwogen werden, dass sich der Referenzwirkungsgrad an der am wenigsten effizienten Anlage (Spitzenlastkraftwerke mit WG ~40%) orientiert.\r\n› (21) Wie sehen Sie die pauschale Finanzierung einer festen Brennstoffmenge?\r\nPositiv zu bewerten ist, dass die pauschale Festlegung einer geförderten Brennstoffmenge einen Anreiz setzt, effiziente Anlagen zu bauen. Damit kompensiert diese Festlegung zumindest\r\nteilweise den Wettbewerbsnachteil, den effiziente Anlagen aufgrund der Beschränkung des\r\nCfDs gegenüber weniger effizienten Anlagen erfahren.\r\n› (22) Müssen aus Ihrer Sicht die Unterschiede zwischen den Netzentgelten für Erdgas und Wasserstoff im Rahmen der CfD-Berechnung berücksichtigt werden oder\r\nmacht die Deckelung der Wasserstoffentgelte auf ein marktgängiges Niveau durch\r\ndas Wasserstoffamortisationskonto eine Berücksichtigung entbehrlich?\r\nGrundsätzlich sind alle relevanten Kostenunterschiede zwischen Wasserstoff- und Erdgas-/\r\nEUA-Verbrauch inkl. Transportkosten zu berücksichtigen. Das Hochlaufnetzentgelt des Kernnetzes wird deutlich über den Erdgasnetzentgelten liegen, da es die Kosten der Kernnetzbetreiber berücksichtigen muss und hier erhebliche Neuinvestitionen notwendig sind und deren\r\nKosten auf eine limitierte Kundenanzahl verteilt werden muss. Während im Erdgas ein seit vielen Jahren existierendes, in weiten Teilen abgeschriebenes Netz in einem etablierten Markt\r\nbetrieben wird.\r\nDiese Mehrkosten durch das deutlich höhere H2 Hochlaufentgelt erschweren den Markthochlauf und sind insofern in den CfD-Berechnungen zu berücksichtigen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 48 von 85\r\nEine, wie oben beschriebene Formulierung zur Deckelung der Wasserstoffentgelte auf ein\r\nmarktgängiges Niveau ist missverständlich. Ein staatlicher Fördermechanismus wird ausschließlich für die Zwischenfinanzierung der vorübergehenden Finanzierungslücke eingesetzt.\r\nEine Doppelförderung im Kontext CfD findet daher nicht statt.\r\nGleiches gilt für H2-Speicherkosten, die aufgrund der geringen Energiedichte deutlich höher\r\nals bei Erdgas sein werden. Sollten H2-Speicherkosten durch einen Sicherheitsaufschlag abgedeckt werden, so muss dieser mindestens 30 % betragen.\r\n› (23) Zu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche\r\nProjekte zugelassen werden, die sich in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz\r\nbefinden. Mit welcher maximalen Entfernung (Luftlinie in km) sollte diese „räumliche Nähe“ aus ihrer Sicht definiert werden und weshalb?\r\nVon einer starren km-Festlegung raten wir ab. Da der Kraftwerksbetreiber den Anschluss zum\r\nWasserstoffversorgungsnetz selbst zu tragen hat, sollte auf eine starre Vorgabe verzichtet\r\nwerden. Es liegt im Eigeninteresse des Kraftwerksbetreibers und des Netzbetreibers, einen geeigneten Anschlussort zu finden und herzustellen. Je nach den örtlichen Bedingungen können\r\nEntfernungen zwischen Netz und Kraftwerk von unter oder über 20 km geeignet sein. Dabei\r\nsollte beachtet werden, dass ein Verzug beim Bau der Gasanschlussleitung weder bei der\r\nErstinbetriebnahme noch bei der H2-Umstellung negativ angerechnet wird, da der Erhalt einer\r\nGenehmigung für eine 20 km Leitung und entsprechende Einzelzustimmungen der Grundstückseigentümer mit erheblicher Unsicherheit verbunden ist.\r\n› (24) In den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses\r\nModell aus Ihrer Sicht geeignet?\r\nAuch begrüßen wir grundsätzlich, dass mit dem Südbonus eine Komponente zur regionalen\r\nSteuerung, wie vom BDEW gefordert, im KWSG-Entwurf enthalten ist. Der BDEW begrüßt\r\nebenfalls, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch Schwierigkeiten,\r\nalle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone, transparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 49 von 85\r\ninnerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke im Norden und Osten Deutschland errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert werden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen Steuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapazitäten in diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet werden. Die Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass es bei jeder Ausschreibung zu wettbewerblichen\r\nBezuschlagung der Gebote kommt. Bei zu umfangreicher Gewährung des Südbonus, sind die\r\njeweiligen Ausschreibungsvolumen für die von den Kraftwerksherstellern angebotenen Losgrößen wasserstofffähiger Kraftwerke unter Umständen zu gering, um bei einer Anwendung\r\ndes Südbonus überhaupt einem Projekt im „Norden“ einen Zuschlag zu erteilen.\r\nUnklar ist, ob durch die Zulassung des vollständigen letzten Kapazitätsgebots bei der Auffüllung der Südkraftwerke nicht über die 2/3 hinaus zusätzliche Kraftwerkskapazitäten für die\r\nSüdregion reserviert werden. Bei den geringen Ausschreibungsvolumen von maximal\r\n1800 MW in Säule 1 würde nach Zuschlägen für ein 800 MW und ein 300 MW Kraftwerk „im\r\nSüden“ der Südbonus auch für ein weiteres Kraftwerk gewährt werden. Wenn hier ein weiterer 800 MW Block bezuschlagt würde, bliebe kein Volumen für die Kapazitäten im „Norden“\r\nübrig.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens auf Grund einer durch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 50 von 85\r\n› (25) Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau\r\nmöglichst systemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern?\r\na. Wenn ja, welche?\r\nNach Möglichkeit sollten alle Systemdienstleistungen (SDL) explizit berücksichtigt werden. Der\r\nBDEW begrüßt ebenfalls, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch\r\nSchwierigkeiten, alle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone,\r\ntransparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nZudem ist in den Regionen, in welchen netzlasttechnisch zukünftig Kohlekraftwerke abgeschaltet werden müssen und nicht mehr zur Grundversorgung beitragen können, der Zubau\r\neffizienter (GuD)-Kraftwerke sinnvoll.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Der BDEW fordert eine detaillierte Begründung der Südbonushöhe von 200-300\r\n€/kW. Der vorgeschlagene „Südbonus“ sollte so kalkuliert werden, dass die Ziele\r\neiner systemdienlichen Verortung der Kraftwerke erreicht werden.\r\n› Der BDEW versteht das Wort „maximal“ in den Konsultationsunterlagen so, dass\r\ndie „Letzte MW“ nicht mehr bezuschlagt wird, bspw. bei 1,8 GW ausgeschriebener\r\nMenge und schon 1,1 GW bezuschlagten Kraftwerksleistung, würde ein nächstgelegenes Gebot über 200 MW im netztechnischen Süden nicht mehr den Südbonus\r\nbekommen.\r\nb. Ist die Aufteilung ein Drittel vs. zwei Drittel zwischen netztechnischem Norden\r\nund Süden angemessen?\r\nDa der Ausbau der Wasserstoffproduktion und auch des (See-)Imports in erster Linie im Norden erfolgen wird und die seit langem verzögerte Umsetzung der Stromautobahnen von Nord\r\nnach Süd in Teilen voraussichtlich vor einer Umsetzung eines Wasserstoffkernnetzes fertiggestellt sein. Auch im sog. Netztechnischen Norden werden aufgrund des Kohleausstiegs sukzessive Kraftwerke abgeschaltet, die dann für Netzdienstleistungen nicht mehr zur Verfügung stehen. Daher ist darauf zu achten, dass die vorgeschlagene Aufteilung von 1/3 zu 2/3 nicht einseitig zu Gunsten der Südregion überschritten wird.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 51 von 85\r\nc. Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“?\r\nEs ist zu begrüßen, dass es sich bei der Einteilung nach Bundesländern um einen pragmatischen Ansatz handelt. Die Bundesländer, die dem netztechnischen Süden angehören sollen,\r\nweisen laut der ÜNB-Langfristanalyse einen hohen Redispatchbedarf und Bedarf für weitere\r\nNetzdienstleistungen auf. Dies ist ein guter Indikator für netzdienliche Standorte.\r\nNetzinstabilitäten wie Frequenz- und Spannungsschwankungen werden naturgemäß durch\r\neine höhere Marktdurchdringung erneuerbarer Energieerzeuger verursacht, was dazu führt,\r\ndass neue wasserstoffgasbefeuerte Kraftwerke nicht nur im Süden, sondern auch im Norden\r\nbenötigt werden.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Der BDEW fordert eine detaillierte Begründung der Südbonushöhe von 200-300\r\n€/kW. Der vorgeschlagene „Südbonus“ sollte so kalkuliert werden, dass die Ziele\r\neiner systemdienlichen Verortung der Kraftwerke erreicht werden, jedoch eine\r\nübermäßige Bevorteilung von südlichen Standorten vermieden wird\r\n› (26) Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen unter B.I.1.g) und\r\nB.II.1.d)?\r\nIn Hinblick auf die netztechnischen Aspekte, wie die erweiterten technischen Anschlussregeln\r\nals Teilnahmevoraussetzung in Bezug auf die Unempfindlichkeit gegenüber Frequenzgradienten (RoCoF), Leistungsgradienten, Blindleistungsbereitstellung (synchroner Phasenschieberbetrieb), Momentanreservebereitstellung und netzbildende Eigenschaften unterstützt der BDEW\r\ndie Intention, Kraftwerke grundsätzlich so auszulegen, dass sie unbundlingkonform auch Systemdienstleistungen (SDL) für den Netzbetrieb erbringen können. Hierbei müssen jedoch die\r\nAnforderungen an die marktbasierte Beschaffung von SDL erfüllt werden.\r\nAus Kraftwerksbetreiberperspektive sind die technischen Anforderungen für die Anlagen jedoch sehr hoch. Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber eingesetzt\r\nwerden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich\r\nist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch erfüllbar, allerdings handelt es sich hier um eine\r\nbisher sehr selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer bedeutet.\r\nDie für einen von der Turbine abgekoppelten Phasenschieberbetrieb verfügbaren Kupplungen\r\nsind bislang nur für Leistungen bis Größenordnung 350 MWel verfügbar. Somit würden\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 52 von 85\r\ngrößere und damit meist auch effizientere und spezifisch kostengünstigere Gasturbinen von\r\nGeboten ausgeschlossen. Eine Nachrüstung von Schwungmassen wurde bislang noch nicht\r\npraktiziert und wäre ebenso Neuland. Dies bedeutet, dass Neuentwicklungen und Sonderanfertigungen nötig wären, die mit erheblichen Mehrkosten einhergingen.\r\nDie im Konsultationspapier aufgestellten Anforderungen führen zu erheblichen Umplanungen,\r\ndie für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen können, und reduzieren den Wettbewerb,\r\nda dies einige Bieter vor erhebliche Herausforderungen stellen wird, die zur Nichtbeteiligung\r\nan den Auktionen führen können. Die pauschal geforderte technische Möglichkeit, mit den bezuschlagten Anlagen einen Phasenschieberbetrieb zu realisieren, erhöht die Kosten, da günstiger verfügbare bestehenden Komponenten nicht genutzt würden. Gleiches gilt für die Momentanreserve. Fraglich ist auch, ob die Forderung zusätzliche Erschwernisse für die H2-Fähigkeit der Anlagen mit sich bringt, da die 100 % H2-Fähigkeit nicht für alle Anlagenklassen gleichermaßen vorangetrieben wird. Es ist zu betonen, dass im Bereich der Systemanforderungen\r\nzwischen technologischer Verfügbarkeit und marktwirtschaftlichen Anreizen abgewogen werden sollte. Darüber hinaus ist zu prüfen, inwiefern die Mindestanforderungen Auswirkungen\r\nauf die SDL-Märkte haben.\r\nDer Bedarf für die entsprechenden Systemdienstleistungen wird in den kommenden Jahren\r\nweiter ansteigen. Aus Netzbetreiberperspektive sind die Mindestanforderungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen technisch umsetzbar und verfügbar, wenn auch nicht\r\nfür alle Anlagenarten. Es sollte den Kraftwerksbetreibern frei sein, die technischen Anforderungen umzusetzen, auf einer Weise, die ihnen am ehesten geeignet scheint. Das KWSG sollte\r\naber zu zusätzlichen Möglichkeiten der Bereitstellung von Systemdienstleistungen führen.\r\nAuch darf die Erfüllung der Mindestanforderungen keine Kraftwerksstandorte auf lange Sicht\r\n„blockieren“, da geeignete Kraftwerksstandorte dringend benötigt werden für die weiteren\r\nAusschreibungen, die mit dem Kapazitätsmarkt folgen werden.\r\nMit den Ausschreibungsbedingungen werden bestimmte technische Eigenschaften der teilnahmeberechtigten Kraftwerksprojekte gefordert. Nach Ziffer 49 soll hierzu auch die Fähigkeit\r\nzur Stützung der Netzfrequenz unter Berücksichtigung eines Toleranzbandes von +/- 200 mHz\r\num die Netzfrequenz von 50,0 Hz zählen. Bekanntlich erfolgt die Bahnstromversorgung über\r\ndas bundesweite Hochspannungs-Bahnstromnetz mit einer abweichenden Netzfrequenz von\r\n16,7 Hz. Gleichwohl handelt es sich beim Bahnstromnetz um ein Elektrizitätsverteilnetz, das\r\nden Anforderungen nach Energiewirtschaftsgesetz unterfällt. Für Anschlüsse von Kraftwerken\r\nan das Bahnstromnetz gelten vergleichbare technische Anschlussregelungen nach VDE.\r\nWir begrüßen die Möglichkeit für Einzelfallprüfungen zur Stilllegung systemrelevanter Kraftwerke in der Bau-/Modernisierungsphase. Hierdurch wird zumindest theoretisch die Ablösung\r\ndieser Kraftwerke durch neue, verlässlichere Anlagen ermöglicht. Die Abhängigkeit von einer\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 53 von 85\r\nEinzelfallprüfung gegenüber einer allgemeinen Regelung zur Ermöglichung bringt jedoch Unsicherheit mit sich.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der BDEW hält es daher für dringend notwendig\r\neine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter Einbezug von Anlagenbauern,\r\nder ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen. Insbesondere zu beachten sind:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar und verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL\r\nstandortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf\r\neiner Weise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei\r\nStandorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\no Es wird kein unterbrechungsfreier Betrieb beim Wechsel in den Phasenschieberbetrieb gefordert.\r\n› Der BDEW fordert eine schnelle Umsetzung der SDL-Märkte.\r\nBesonderheit Sprinterkraftwerke: Die Ausschreibung von Sprinterkraftwerken dient dem frühestmöglichen Sammeln von Erfahrungen im Wasserstoffbetrieb. Eine Verpflichtung zum Phasenschieberbetrieb wirft die Frage nach der technischen Umsetzbarkeit auf und verzögert Planung und Errichtung der Anlagen. Aufgrund der zu erwartenden eher kleinen Leistungsgröße\r\ndieser Anlagen wäre deren Beitrag hieraus auch begrenzt - für diese sollten die technischen\r\nMindestanforderungen daher mit Augenmaß getroffen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 54 von 85\r\n› (27) Fehlinvestitionen in fossile Kraftwerke und Situationen, in denen die ausgeschriebenen Anlagen zum Zeitpunkt des Brennstoffwechsels nicht ans Netz gehen\r\nkönnen, weil das Wasserstoffnetz im netztechnischen Süden nicht ausreichend ausgebaut ist, sollten vermieden werden.\r\na. Wie beurteilen Sie in diesem Zusammenhang eine Nichtanwendung des Südbonuses für den Fall, dass bestimmte Meilensteine des Wasserstoffnetzausbaus zum\r\nZeitpunkt der Ausschreibungen nicht erfüllt sind?\r\nDie Anwendung des Südbonus sollte unabhängig vom Wasserstoffnetzausbau erfolgen. Stattdessen sollte zu Beginn der Ausschreibungen auf eine nachhaltig ausgewogene Aufteilung zwischen den Regionen geachtet werden.\r\nEine umfassende Bewertung wesentlicher Umsetzungsschritte des H2-Kernnetzes wird voraussichtlich zum Zeitpunkt der Ausschreibungen nicht aussagekräftig möglich sein. Des Weiteren gibt es zu beachten, dass der H2-Kernnetzausbau erst bis 2032 (bzw. – je nach Bedarf –\r\nbis 2037) abzuschließen sein wird – im Einklang mit den Umstellungszeitpunkten der wasserstofffähigen Gaskraftwerke.\r\nZum anderen orientiert sich der Südbonus nicht am Wasserstoff-, sondern am Stromnetz. Ein\r\nentsprechender Bonus hat einen signifikanten Einfluss auf die Auswahl eines Kraftwerksstandortes im Süden. Die Schaffung zusätzlicher Unsicherheit durch eine konditionierte Anwendung des Südbonus sollte vermieden werden.\r\nb. Welche konkreten Meilensteine würden Sie für notwendig erachten?\r\nDa die Entwicklung des Wasserstoffkernnetzes als verbindlich anzusehen ist, ist es angesichts\r\nder zum Zeitpunkt der Ausschreibung fortgeschrittenen Projektentwicklung seitens der Standorte nicht empfehlenswert, die Anwendung des Südbonus von Meilensteinen hinsichtlich des\r\nWasserstoffnetzausbaus abhängig zu machen.\r\n› (28) Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das bzw. die Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie\r\ndies?\r\nDer BDEW spricht sich für eine leistungsbezogene Förderung (Euro/MW, pay as cleared) im\r\nRahmen einer Ausschreibung für H2-ready-Kraftwerke aus, um Wettbewerbsverzerrungen im\r\nStrommarkt weitestgehend zu minimieren. Keinesfalls sollen die geförderten Kraftwerke die\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 55 von 85\r\nEinspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien verdrängen. Pay as cleared hat zudem den\r\nVorteil, dass alle Marktteilnehmer mit ihren wahren Kosten bieten.\r\n› (29) Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen laufen?\r\nEin “typisches neues Gaskraftwerk” ist in diesem Kontext schwer zu definieren. Dies hängt wesentlich von der Einsatzweise ab, d. h. von der Häufung der Betriebsstunden oder der Starts,\r\nund wird durch das eine oder das andere ausgelöst.\r\nWartungen und Inspektionen können bereits für große Turbinen- oder Gasmotoren-Anlagen\r\nunterhalb der ersten 10.000 Betriebsstunden in signifikantem Umfang anfallen. Als Anhaltspunkt kann davon ausgegangen werden, dass bei großen Hochleistungsgasturbinen alle fünf\r\nJahre eine umfangreiche Wartung erforderlich ist, wenn man von einer typischen Häufung\r\n(und Kombination) von Betriebsstunden und Starts ausgeht. Für Gaskraftwerke mit Dampfteil\r\nsind betriebsstundenunabhängige Prüfungen alle 3 bzw. 5 Jahre notwendig. In größerem Umfang sind ab ca. 25.000 Betriebsstunden entsprechende Aufwendungen bei Gaskraftwerken zu\r\nerwarten.\r\nFür Wasserstoff liegen noch keine Erfahrungswerte vor, sodass die Betriebsstunden voraussichtlich nach unten korrigiert werden müssten. Durch häufiges An- und Abfahren können die\r\nInstandhaltungsmaßnahmen auch deutlich früher nötig werden.\r\n› (30) Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk\r\ngetätigt wird? In welchem Verhältnis stehen die Investitionskosten in ein neues\r\nGaskraftwerk zu den Kosten für die Umrüstung eines solchen neuen Gaskraftwerks\r\nzu einem wasserstofffähigen Gaskraftwerk?\r\nDie wesentlichen Investitions-Einzelkomponenten sind Maschinensatz (Gasturbine und Generator, sowie Dampfturbine und Generator bei GuD), Abhitzekessel (bei GuD), Trafo & E-Ableitung. Im Hinblick auf H2-Ready-Analgen müssen angepasste Sicherheitsmaßnahmen für\r\nBrand- und Explosionsschutz zusätzlich berücksichtigt werden. Ein großes (ca. 850 MW) wasserstofftaugliches gasbefeuertes GuD-Kraftwerk wird 2024 voraussichtlich > 1.250 € pro kW\r\nkosten. Kostenaussagen zu Kraftwerken mit 100 % H2-Verbrennung sind nicht möglich, da es\r\ndiese Anlagen derzeit nicht gibt.\r\nDas Verhältnis eines neuen Kraftwerks zu einem umzurüstenden neuen Kraftwerk kann nicht\r\nfix als Zahlenwert angegeben werden. Dies hängt wesentlich davon ab, wie „H2-Ready“ das\r\nBestandskraftwerk ist. Wenn die Gasturbinen auf Wasserstoff nachgerüstet werden können,\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 56 von 85\r\nkann eine Umrüstung wirtschaftlich möglich sein in Abhängigkeit des Nachrüstaufwandes der\r\nKraftwerksnebenanlagen (BoP = Balance of Plant). Wenn die Gasturbinen ausgetauscht werden müssen, ist der Vorteil gegenüber einem Neubau kaum noch gegeben. Bei GuD Anlagen\r\nist die grobe Investitionskostenverteilung zwischen Maschinensatz und BoP ca. 40 % zu 60 %.\r\nBei einer offenen Gasturbine sind es eher 70 % zu 30 %.\r\nKonkrete Kosten für Umrüstungen sind daher nicht zu beziffern. Gegenwärtige Einschätzungen zu Mehrkosten und Nachrüstaufwand gegenüber den Neu-beschaffungskosten einer Gasturbine belaufen sich auf Größenordnungen von 5 – 35 % (https://www.vgbe.energy/wp-content/uploads/2023/01/H2-Ready-GT_Factsheet-final.pdf).\r\n› (31) Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen\r\nMarkt in Betrieb?\r\nDie Betriebszeiten von Gaskraftwerken unterscheiden sich deutlich je nach Technologie. Abhängig von den Strompreisen und der Effizienz können gasbefeuerte GuD-Kraftwerke können\r\nin der Regel zwischen 3.000 und 5.000 Betriebsstunden pro Jahr in Betrieb sein. Bei gasbefeuerten offenen Gasturbinenkraftwerken ist in der Regel mit deutlich unter 1000 Betriebsstunden pro Jahr zu rechnen, was aber von den Marktbedingungen und Ereignissen im Zusammenhang mit der Versorgungssicherheit oder Kapazitätsengpässen abhängt.\r\n› (32) Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf\r\ndem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet\r\nwurde.\r\nEine Prognose für das Jahr 2032 ist schwierig, da die dazugehörigen Einflussfaktoren, wie z.B.\r\nErneuerbaren- Ausbau, Anzahl der stillgelegten Kohlekraftwerke, Brennstoffpreisrelationen,\r\nEntwicklung Speichertechnologien inkl. aufgebauten Kapazitäten und weitere, mögliche regulatorische Festlegungen unbekannt sind. Die Laufzeit eines Gaskraftwerkes hängt darüber hinaus sehr stark vom Wirkungsgrad der Anlage ab. So ist zu beachten, dass einzelne Gaskraftwerke, die z. B. Fernwärme liefern, deutlich höhere Betriebs- und Volllaststunden erreichen\r\nwerden, während manche Gasturbinen, die nur in seltenen Knappheitsfällen eingesetzt werden, nur auf wenige hundert Einsatzstunden kommen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 57 von 85\r\n› (33) Wie viele Stunden pro Jahr werden Kraftwerke auf dem deutschen Markt nach\r\nder Umstellung auf Wasserstoff bis zum Ende ihrer Lebensdauer in Betrieb sein?\r\nUnd wie viele Stunden, bevor größere (Instandhaltungs-)Investitionen erforderlich\r\nwerden? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nDie Laufzeit eines Kraftwerkes hängt sehr stark von der Brennstoffpreisentwicklung, der Nachfrage und der Verfügbarkeit Erneuerbarer Energie ab. Daher ist keine absolute Aussage möglich. Während des Förderzeitraums werden die Wasserstoffkraftwerke 800 Stunden und zusätzlich abhängig vom Standort eine weitere Anzahl von Benutzungsstunden über Redispatch\r\nfahren. Sollte weiterhin auch ein Betrieb mit Erdgas möglich sein, ergeben sich deutlich höhere Betriebsstunden für die effizientesten Kraftwerke, da sie ansonsten eingesetzte weniger\r\neffiziente (Alt-)Anlagen ersetzen können.\r\nWie bereits in Frage 29 ausgeführt, ist der Zeitpunkt der nächsten größeren (Instandhaltungs-\r\n)Investition noch unklar bzw. Im Wesentlichen abhängig von der verwendeten Technologie sowie auch vom jeweiligen Betriebsregime und neuen Erkenntnissen während Umstellung auf\r\neine H2-Verbrennung.\r\nDa es sich bei der Nutzung von Wasserstoff im Kraftwerk um eine neuentwickelte Technik\r\nhandelt ist insbesondere in den ersten Jahren mit (deutlich) erhöhtem Instandhaltungsaufwand sowie verkürzten Instandhaltungsintervallen zu rechnen.\r\n› (34) Wie schätzen Sie die Beschränkung des Höchstpreises für die Gebote für wasserstofffähige Gaskraftwerke auf 80 Prozent der mit der Investition verbundenen\r\nKosten, d.h. Investitionskosten einschließlich Kapitalkosten ein auch vor dem Hintergrund, dass in den ersten sieben Jahren Stromerlöse als Gaskraftwerk ohne Abschöpfung erzielt werden kann?\r\nEs ist ungewiss, ob die 80 % Förderung ausreichend sind, da die Gewinne aus dem Strommarkt\r\nmit hoher Unsicherheit verbunden sind und selbst ohne eine geplante Abschöpfung, womöglich nicht ausreichen, um die restlichen 20 % zu finanzieren und darüber hinaus eine ausreichende Rendite zu erwirtschaften. Bei einer nicht unwahrscheinlichen Verzögerung oder fehlender Erlöse aufgrund von Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff kann es dazu führen, dass signifikante Anteile der Capex-Kosten nicht erstattet werden.\r\nAllgemein fehlen aktuell wesentliche Informationen zum Höchstgebot. Es ist unbekannt, wie\r\neine Referenzanlage abgeleitet werden soll und auch auf welche Technologie sich diese bezieht. Für eine bessere Einschätzung wäre zu klären: Wie hoch werden die spezifischen Kapitalkosten des Referenzkraftwerkes sein? Werden neben Fremdkapital- auch kalkulatorische\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 58 von 85\r\nEigenkapitalzinsen berücksichtigt? Warum wird die Fördersumme gerade auf 80 % der Kapitalkosten begrenzt?\r\nDas ist nicht gesichert, da Gaskraftwerke, wie wir in der Gaspreiskrise mehr als deutlich gesehen haben, bei ihrem Einsatz fast immer preissetzend sind und somit keine Deckungsbeiträge\r\nverdienen können. Der Wortlaut könnte auch so interpretiert werden, dass nur die Mehrkosten eines wasserstofffähigen gegenüber einem konventionellen Gaskraftwerk gefördert werden. Zudem ist die Frage offen, wie mit den zwangsläufigen Nachrüstkosten auf 100%igen\r\nWasserstoffbetrieb umgegangen wird. Kosten zum Bau der Gasanschlussleitungen an das Erdgas- und H2-Netz und Reinvestitionskosten, welche für die Umstellung auf Wasserstoff anfallen, sollten auf jeden Fall berücksichtigt werden, sowie markt- und risikobasierte Kapitalkosten adäquat zum Auszahlungszeitraum als Kosten im Höchstgebot aufgenommen sein. Als Teil\r\nder Kapitalkosten oder als Unsicherheitsfaktor muss das H2-Risiko mit eingepreist werden in\r\ndas Höchstgebot.\r\nIn Anbetracht dieser Unsicherheiten sind 80 % kritisch zu bewerten. Sind die Bedingungen für\r\ndie Teilnahme insgesamt zu restriktiv besteht die Gefahr, dass Unternehmen keine Gebote abgeben.\r\n› (35) Zur Ausschreibung wasserstofffähiger Gaskraftwerke: Es wird vorgeschlagen,\r\ndie Maßnahme auf solche Nachrüstungen zu begrenzen, deren Kosten mindestens\r\n70 Prozent der Kosten eines möglichen neuen wasserstofftauglichen Gaskraftwerks\r\nbetragen, vor allem weil davon ausgegangen wird, dass sich weniger teure Nachrüstungen ohne Unterstützung auf dem Markt entwickeln würden. Was halten Sie\r\nvon dieser Einschränkung und den ihr zugrunde liegenden Annahmen? Welche Investitionsschwelle könnte Kosteneffizienz gewährleisten und das richtige Maß an\r\nWettbewerb ermöglichen?\r\nDass sich weniger teure Umrüstungen über den Markt finanzieren, ist angesichts der hohen\r\nKostendifferenz zwischen Erdgas und dekarbonisiertem Wasserstoff zweifelhaft. Mindestens\r\n70 % der Kosten eines möglichen neuen Kraftwerks scheint uns zu hoch, der Wert sollte\r\nhöchstens bei 50 % analog zum KWKG liegen. Der Mangel einer entsprechenden Referenzanlage erschwert die Nachvollziehbarkeit der Höhe der Mindestinvestitionstiefe zusätzlich. Es ist\r\nfraglich, ob solche umfangreichen Nachrüstungen dann überhaupt getätigt werden (aus Erfahrung sind Nachrüstungen bzw. generell Maßnahmen im Bestand mit einem hohen Kostenrisiko verbunden) oder gleich neue Kraftwerke gebaut werden. Es erscheint sinnvoller auf andere Parameter (z.B. Hocheffizienz, Wirkungsgrad – jedoch deutlich unterhalb der aktuell\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 59 von 85\r\ngeforderten 20-%-Punkte Steigerung) abzuzielen, um sicherzustellen, dass nur umfangreiche\r\nModernisierungen an den Ausschreibungen teilnehmen können.\r\nAlternativ ist zu prüfen, statt der Investitionstiefe den Fokus auf die bereits abgerufenen Betriebsstunden einer Anlage zu legen. Dieser Parameter gibt ggf. eine bessere Auskunft über\r\nden tatsächlichen Modernisierungsbedarf, da er die betriebliche Auslastung und den Verschleiß einer Anlage widerspiegelt. Die Einführung einer Schwelle von bspw. 120.000 Betriebsstunden würde sicherstellen, dass nur solche Anlagen modernisiert werden, die tatsächlich am\r\nEnde ihrer wirtschaftlichen Lebensdauer stehen. Dies würde zu einer besseren Verteilung von\r\nInvestitionen beitragen, fördert die Effizienz der gesamten Kraftwerksflotte und unterstützt\r\ndie Ziele der Energiewende, ohne unnötige Kosten für Betreiber und letztlich für die Verbraucher zu verursachen. Das Kriterium der Investitionstiefe ist daher nicht notwendig, wirkt defacto wie ein Mindestgebot und kann Anreize schaffen, teurer zu bauen als notwendig.\r\n6.5 Annahmen zur Quantifizierung von Anreizeffekten, Erforderlichkeit und Angemessenheit\r\n› (36) Inwieweit sind aus Ihrer Sicht die auszuschreibenden Gesamtkapazitäten für\r\nneue Kraftwerke als erster Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks notwendig?\r\nDer aktuelle Versorgungssicherheitsmonitoring (VSM)-Bericht der Bundesnetzagentur geht\r\nvon einem notwendigen Zubau neuer Kraftwerkskapazitäten mit einer gesicherten Leistung\r\nvon 17 – 21 GW bis 2031 aus und berücksichtigt darüber hinaus Speicher und verbrauchsseitige Flexibilität. Neuere Studien beziffern den notwendigen Zubaubedarf für das Stromsystem\r\nder Zukunft teilweise sogar noch deutlich höher. Die auszuschreibenden Kapazitäten sind daher zwingend erforderlich. Durch neue, hocheffiziente Kraftwerke wird der weitere Kohleausstieg ermöglicht. Dies führt bereits kurzfristig zu einer deutlichen Reduktion der CO2 Emissionen. Eine ausreichende Basis an neuen, hocheffizienten Kraftwerken ist notwendig, um vollständigen Kohleausstieg zu ermöglichen. Wichtig ist nun, dass es nicht bei den 12,5 GW an Gesamtkapazität bleibt, sondern zügig ein umfassender technologieoffener Integrierter Kapazitätsmarkt eingeführt wird.\r\nDer angedachte Kapazitätsmarkt muss auch die für die Kraftwerke vorgehaltene Kapazität im\r\nErdgas- und Wasserstoff– Netz berücksichtigen. Insbesondere ist die neu zu errichtende Kapazität im Wasserstoffkernnetz unabhängig von der Nutzungsdauer zu bezahlen. Sollte dies nicht\r\ngewährleistet sein, ist ein schneller Hochlauf von Wasserstoff unrealistisch.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 60 von 85\r\n› (37) Welcher Teil der derzeit verfügbaren Gaskraftwerks-Kapazität in Deutschland\r\nkann Ihrer Einschätzung nach zu welchen Kosten am ersten Tag des achten Jahres\r\nnach Inbetriebnahme auf einen wasserstoffbasierten Betrieb umgestellt werden?\r\nDa die Entwicklung im Hinblick auf die Wasserstofftauglichkeit von Anlagenteilen bei den Herstellern noch nicht finalisiert ist, können die Kosten zum derzeitigen Zeitpunkt nicht seriös abgeschätzt werden. Die Umrüstung auf höhere Anteile von Wasserstoff bis zu 20% ist bereits\r\nheute vollumfänglich möglich. Ob eine Umrüstung heute bestehender Gaskraftwerke auf\r\n100% Wasserstoffbetrieb in nennenswertem Umfang grundsätzlich möglich ist, kann zum heutigen Zeitpunkt nicht seriös abgeschätzt werden.\r\nFür Gasturbinenanlagen mit Inbetriebnahme vor ca. 2010 kann aus technischen als auch wirtschaftlichen Gründen ein Umbau auf Wasserstoff voraussichtlich ausgeschlossen werden, da\r\ndiese Anlagen zum Zeitpunkt der flächendeckenden H2-Verfügbarkeit 2032 mindestens 20\r\nJahre alt wären und deshalb dann keine Umbauten mehr von den Herstellern angeboten werden bzw. ein H2-Umbau mit gleichzeitiger Großrevision verglichen zum Einbau einer neuen\r\nund effizienteren Turbine nicht mehr wirtschaftlich wäre.\r\n› (38) Betreiben Sie ein oder mehrere Gaskraftwerke in Deutschland? Falls ja, listen\r\nSie diese bitte auf und geben die jeweilige Kapazität (in MW) an.\r\nUnter den Mitgliedsunternehmen des BDEW befindet sich eine Vielzahl an Betreibern von\r\nGaskraftwerken. Grundsätzlich gibt die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur einen aktuellen\r\nÜberblick über alle im und außerhalb des Marktes eingesetzten Gaskraftwerke in Deutschland\r\ninkl. der Eigentumsverhältnisse.\r\n› (39) Gibt es von Ihrer Seite derzeit Pläne, in neue Erdgaskraftwerke in Deutschland\r\nzu investieren? Wenn ja,\r\na. welche Leistung und welcher Inbetriebnahmezeitpunkt ist geplant?\r\nGrundvoraussetzung für jegliche Investitionen in Kraftwerke ist die Gewährleistung einer\r\nrechtssicheren Ausgestaltung aller Instrumente auf nationaler sowie EU-Ebene.\r\no b. Wie hoch schätzen sie die ungefähren erwarteten Kosten pro Megawatt?\r\n-\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 61 von 85\r\no c. Von welchem Förderbedarf gehen Sie aus (geschätzte notwendige Subventionen\r\nin EUR/kW)?\r\nGrundsätzlich gilt es zu beachten, je mehr technische, kommerzielle und prozessuale Anforderungen an die Kraftwerke gestellt werden, desto höher wird der potenzielle Förderbedarf ausfallen.\r\n› (40) Planen Sie die Errichtung eines H2-ready/wasserstofffähigen Kraftwerks? Falls\r\nja:\r\na. Falls ja, bitte erläutern Sie die Definition für die H2-Readiness/Wasserstofffähigkeit und den Zeitplan der Verfügbarkeit.\r\nDie Erwartungen an die Verfügbarkeit von Wasserstoff orientieren sich an den Plänen zur Fertigstellung des Wasserstoffkernnetzes, welches planmäßig bis 2032 bzw. 2037 errichtet werden soll.\r\nEine Anlage gilt als H2-ready, wenn sie während ihrer Lebensdauer – ggf. in verschiedenen\r\nNachrüstschritten – im Endzustand zu 100 % mit Wasserstoff oder Wasserstoffderivaten (z. B.\r\nAmmoniak) betrieben werden kann. Neuanlagen können zunächst mit einer begrenzten technischen Kapazität ab 20 % (Vol.) Wasserstoff und in Betrieb genommen werden. Ein schrittweiser Ausbau der Wasserstoffbefeuerung auf 100 % (Vol.) Wasserstoff bis 8 Jahre nach dem\r\nkommerziellen Betrieb kann aufgrund der derzeitigen technischen Möglichkeiten zum heutigen Zeitpunkt für große Kombikraftwerke weder garantiert noch gewährleistet werden. Ob\r\nder reine Wasserstoffbetrieb möglich sein wird, ist mit Blick auf die ungeklärten technischen\r\nFragen daher zum jetzigen Zeitpunkt offen. Es ist davon auszugehen, dass die Technologieanbieter weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten durchführen müssen, bevor kommerzielle Angebote für derartige Verbesserungen unterbreitet werden können.\r\nWasserstofffähigkeit schließt nicht aus, dass nach der Umstellung auf 100 % H2 Erdgas zumindest zum Anfahren der Gasturbine benötigt wird.\r\nUm Gasturbinen H2-ready zu entwickeln sind nach unserer Kenntnis noch bei allen Herstellern\r\numfangreiche Entwicklungsarbeiten und Tests erforderlich – insbesondere auch für jeden zur\r\nUmstellung vorgesehenen Turbinentyp auch längere Volllasttests. Solange für diese Tests\r\nnicht ausreichend H2 verfügbar ist, muss damit gerechnet werden, dass wichtige Erfahrungen\r\nund Optimierungen erst bei den ersten umgebauten Kundenmaschinen gesammelt werden\r\nkönnen und vor einem gesicherten hochverfügbaren Betrieb noch 2-4 Jahre Betriebserfahrungen und Optimierungen mit wachsenden H2-Gehalten notwendig sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 62 von 85\r\nb. Falls nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nNeben der Unsicherheit, dass die Technologie für 100%igen H2-Einsatz rechtzeitig zur Verfügung stehen wird, ist das Haupthindernis aus heutiger Planungssicht ist die Unsicherheit im\r\nHinblick auf den Einsatz von Wasserstoff in Kraftwerksanlagen. Es ist unklar, ob Wasserstoff in\r\nausreichender Menge und die entsprechende Netzinfrastruktur an potenziellen Standorten\r\nzum Betrieb größerer Wasserstoff-Anlagen zur Verfügung stehen wird. Selbst wenn die Infrastruktur rechtzeitig gestellt wird, ist damit noch nicht gesichert, dass ausreichend Wasserstoff,\r\nder gleichzeitig auch wirtschaftlich beschaffbar ist, für einen 100 %-Betrieb verfügbar sein\r\nwird. Das anfangs schwach vermaschte H2-Kernnetz wird deutlich mehr Engpässe besitzen als\r\ndas bestehende ebenfalls nicht engpassfreie Erdgasnetz. Der derzeit angedachte H2-Markthochlauf mit einer temporären Interaktion einer Vielzahl von H2-Teilnetzen wird insbesondere\r\nbei weiter von H2-Einspeisestellen entfernten H2-Verbrauchern Engpasssituationen eher verschärfen.\r\nDies gilt insbesondere bei den Sprinteranlagen. Aufgrund der H2-Versorgung dieser Anlagen\r\naus kleinen Inselnetzen mit äußerst begrenzter H2-Einspeisungs- und -speicherkapazität jst es\r\ndenkbar, dass diese Anlagen häufig aufgrund H2-Mangel ausfallen, oder für diese Anlagen\r\nwird zur Steigerung der Versorgungssicherheit die Beimischung von Erdgas gestattet, was\r\nauch der technischen Entwicklung nützen würde.\r\nc. Geben Sie bitte auch an, ob Ihre Antwort von den zusätzlichen Kosten für die\r\nH2-Readiness und bei der Umstellung des Betriebs davon abhängt, ob der Wasserstoff erneuerbar ist oder nicht.\r\nDie Art des Wasserstoffs hat keine Auswirkung auf die technischen Begebenheiten bei der Errichtung von wasserstofffähigen Gaskraftwerken. Die Kosten der Umstellung auf Wasserstoff\r\nmüssen mitberücksichtigt werden. Entscheidend dabei sind die Kosten pro kg Wasserstoff. Da\r\nes aus heutiger Sicht wahrscheinlich erscheint, dass dekarbonisierter Wasserstoff zu geringeren Kosten als erneuerbarer Wasserstoff verfügbar sein wird, kann dies insofern einen Einfluss\r\nauf die Gesamtwirtschaftlichkeit der Umstellung haben. Für die Verwendung von Wasserstoff\r\nbenötigt es einen entsprechenden Nachteilsausgleich gegenüber z.B.: der Stromerzeugung auf\r\nBasis von Erdgas. Zusätzliche Anforderungen an die Qualität des Wasserstoffs können diese\r\nDifferenzkosten erhöhen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 63 von 85\r\nd. Von welcher Lebensdauer des Kraftwerks gehen Sie aus?\r\nDie technische Lebensdauer von Gaskraftwerken beläuft sich auf 25-40 Jahre. Unbeachtet der\r\ntechnischen Lebensdauer kann im Rahmen von Instandhaltungskosten und Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen die tatsächliche Lebensdauer der Gaskraftwerke geringfügiger ausfallen.\r\nAufgrund technologischer Entwicklungen bei den H2-Brennern muss bei den Sprinterkraftwerken mit einer deutlich kürzeren Lebensdauer gerechnet werden. Der Zweck dieser Anlagen ist\r\naber auch die Technologienentwicklung und das Sammeln von Betriebserfahrungen im H2-\r\nSystem zu unterstützen und dieser Zweck sollte ca. 2040 dann erfüllt sein.\r\ne. Von welchen Einsatzzeiten (in Stunden mit mindestens 50% Auslastung der\r\nNennleistung der Anlage pro Jahr) gehen Sie im Jahr 2035 aus?\r\nDie Einsatzzeiten von Gaskraftwerken im Jahr 2035 hängt von einer Reihe Faktoren und zukünftigen Entwicklungen des Stromsystems ab, die nicht verlässlich prognostiziert werden\r\nkönnen. Für erdgasbefeuerte GuD-Anlagen sind mehrere tausend Benutzungsstunden realistisch. So gilt z.B. der Zuschlag für nach dem KWKG geförderte Anlagen ab 2030 für 2500 Benutzungsstunden jährlich. Spitzenlastkraftwerke werden voraussichtlich deutlich niedrigere\r\nBenutzungsstunden aufweisen.\r\n› (41) Planen Sie bestehende Kraftwerke in Deutschland auf den Einsatz von erneuerbarem oder CO2-armem Wasserstoff umzurüsten?\r\nSofern die technischen Möglichkeiten gegeben sind und diese eine wirtschaftliche Perspektive\r\nbieten, ist von entsprechenden Planungen von Kraftwerksbetreibern auszugehen. Sowohl aus\r\ntechnischer als auch kommerzieller Sicht gibt es für konkrete Pläne derzeit noch keine Grundlage.\r\na. Wenn ja, beschreiben Sie bitte die Merkmale und den Zeitplan (siehe Ziffern i.\r\nbis vi. der vorhergehenden Frage.\r\n-\r\nb. Wenn nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nSowohl aus technischer als auch kommerzieller Sicht gibt es für konkrete Pläne derzeit noch\r\nkeine Grundlage.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 64 von 85\r\n› (42) Wäre aus Ihrer Sicht eine staatliche Förderung erforderlich, um die Umstellung\r\nIhrer bestehenden Gasanlagen auf die Verwendung von 100% erneuerbarem oder\r\nCO2-armem Wasserstoff zu ermöglichen? Wenn ja, begründen Sie bitte Ihre Antwort und beschreiben Sie den Umfang und die Art der erforderlichen Förderung.\r\nBitte erläutern Sie, ob eine Förderung für alle oder nur für einige Kraftwerke erforderlich ist und begründen Sie, warum.\r\nEine Umrüstung kann aktuell nur mit einer entsprechenden Förderung wirtschaftlich sein, da\r\ndavon auszugehen ist, dass auf absehbare Zeit der Betrieb auf Erdgasbasis in Kombination mit\r\nCO2-Zertifikaten kostengünstiger als ein Wasserstoffbetrieb möglich ist. Konkret hängt dieser\r\nSachverhalt also im Wesentlichen von der Entwicklung der CO2-Preise im EU-ETS und den\r\ntechnischen Möglichkeiten sowie Kosten der Umrüstung ab. Für die Umstellung älterer Anlagen sind umfangreiche Maßnahmen erforderlich, die mitunter einem Neubau gleichkommen\r\nkönnen.\r\nDiese Förderung ist dringend nötig, da für bereits im Bau befindliche H2-ready Anlagen, die\r\ndurchaus die technischen Anforderungen erfüllen können, kein Anreiz besteht Wasserstoff zu\r\nnutzen, obwohl sie dies könnten. Zur vollständigen Dekarbonisierung des Stromsektors sind\r\nauch diese Anlagen notwendig. Bei älteren Kraftwerken, die eine gewissen technische Anlagenlebensdauer bereits überschritten haben, ist das jedoch nicht sinnvoll, da die Umrüstung\r\nhier sehr teuer/technisch nicht möglich ist.\r\nWichtig ist daher ein investitionsfähiges Marktdesign, dass Anreize für den Aufbau und das\r\nVorhalten klimaneutraler Stromerzeugungskapazitäten schafft (Integrierter Kapazitätsmarkt).\r\nBis zur Einführung eines entsprechenden Kapazitätsmarktes werden Investitions- und Betriebskostenzuschüsse erforderlich sein. Insbesondere ist hier auch eine Lösung für die Vorhaltung der Leistung (Kapazität) im Gas zu erarbeiten.\r\n› (43) Welche Kosten entstehen Ihrer Ansicht nach für den Bau neuer wasserstofffähiger Anlagen und für die Umrüstung von Gaskraftwerken auf 100% Wasserstoffbetrieb?\r\nDie Kosten hängen von einer Vielzahl individueller Faktoren ab, u.a. Technologie, lokale Standortbedingungen/Infrastruktur, individuelle Vertragskonditionen und der subjektiven Einschätzung zu Umrüstkosten. Gegenwärtige Einschätzungen des vgbe zu Mehrkosten und Nachrüstaufwand gegenüber den Neu-beschaffungskosten einer Gasturbine belaufen sich auf Größenordnungen von 5 – 35 %.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 65 von 85\r\n› (44) Wie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein?\r\nDer Markthochlauf befindet sich ganz am Anfang. Die Technologien rund um Wasserstofferzeugung, -transport, -speicherung und -nutzung sind zwar in großen Teilen verfügbar und\r\ntechnologisch reif. Der Wasserstoffhochlauf befindet sich gerade in einer kritischen Phase im\r\nÜbergang von kleinen Forschungs- und Demonstrationsprojekten hin zu Projekten\r\nim industriellen und kommerziellen Maßstab, für die aufgrund ihrer hohen Investitionsvolumina eine Marktaussicht über den Zeitraum staatlicher Förderung hinweg essenziell ist. Es\r\nfehlt indes bisher die Erprobung im systemischen Zusammenspiel der verschiedenen Wertschöpfungsstufen. Wegen der ungewissen Marktaussichten und finanziellen Risiken erfolgen\r\nprivatwirtschaftliche Investitionen noch nicht in ausreichendem Umfang in die entsprechenden Elemente des Hochlaufs. Die Herausforderungen für den Einsatz von Wasserstoff als Energieträger und Grundstoff liegen vor allem darin, dass er momentan teurer ist als die fossilen\r\nAlternativen und gleichzeitig, dass seine Einführung beschleunigt werden muss. H2-Abnehmer\r\nbrauchen Anreize und finanzielle Unterstützung zur Umstellung und Betrieb neuer Produktionsprozesse, um die Kostenlücke zwischen fossiler Alternative und erneuerbarem Wasserstoff\r\nzu schließen.\r\nEs wurden bereits wichtige Weichenstellungen vorgenommen (H2-Kernnetz-Planung, 37. BImSchV), aber mit Blick auf die 2030 Ziele wächst der Handlungsdruck. Extremer Handlungsdruck\r\nbesteht insbesondere hinsichtlich der rechtzeitigen Bereitstellung ausreichender H2-Speicherkapazitäten. Für H2-Einsatz in Kraftwerken werden verglichen zu Erdgas größere Speicherkapazitäten benötigt – vor allem auch aufgrund des bezogen auf den Energieinhalt deutlich geringeren spezifischen Speichervermögens von Kavernenspeichern. Ohne H2-Speicher wird ein\r\nH2-System nicht funktionieren und sind auch die hinsichtlich H2-Einsatz zu begrüßenden Ziele\r\ndes KWSG nicht umsetzbar. Angesichts der langen Realisierungsdauer neuer H2-Speicher und\r\nder negativen Wirkung der Umstellung bestehender Erdgasspeicher auf H2 auf die Energiesicherheit Deutschlands sind schnelle Impulse zum Anreiz des Baus von H2-Speichern dringend\r\ngeboten.\r\n6.6 Neue Investitionen in Stromerzeugung auf Erdgasbasis: Geplante Vorkehrung zur Gewährleistung der Übereinstimmung mit den Klimazielen der Europäischen Union\r\n› (45) Sehen Sie Situationen, in denen die Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin am\r\nStrommarkt auf Erdgasbasis agieren müssen? Wenn ja, welche?\r\nJa, denn die Umstellung des gesamten Kraftwerksparks auf Wasserstoffbetrieb wird voraussichtlich im Jahr 2035 noch nicht abgeschlossen sein. Grundsätzlich wird der\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 66 von 85\r\nWasserstoffbetrieb in 2035 von der Verfügbarkeit der notwendigen H2-Technologie bei Gasturbinen, der Fertigstellung des H2-Kernnetzes und erforderlicher H2-Speicher sowie einer\r\nentsprechenden Mengenverfügbarkeit des Wasserstoffs abhängen. Darüber hinaus wird die\r\nDekarbonisierung nach den Signalen des EU-ETS erfolgen. Auch bei Verzögerungen des Zubaus\r\nsteuerbarer Kraftwerkskapazitäten auf Wasserstoffbasis kann dazu führen, dass weniger effiziente alte Gaskraftwerke weiterbetrieben müssen.\r\n› (46) Sollten zusätzliche Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden, um die weitere\r\nNutzung von Erdgas zur Stromerzeugung auf dem Strommarkt nach 2035 zu verhindern?\r\nNein. Der europäische Emissionszertifikatehandel (ETS) stellt als Leitinstrument des europäischen Klimaschutzes die Zielerreichung der Klimaziele sicher. Weitere Maßnahmen können die\r\nVersorgungssicherheit gefährden und sollten dringend unterlassen werden. Die Instrumente\r\nsollten darauf fokussieren, Wasserstoff in hinreichendem Umfang und zu wettbewerbsfähigen\r\nPreisen gesichert verfügbar zu stellen. Im Gegenzug sollte sichergestellt werden, dass die Nutzung von Erdgas im Fall nicht ausreichender und unverschuldeter Nicht-Verfügbarkeit von\r\nWasserstoff ermöglicht wird.\r\n6.7 Sonstige beihilferechtlich relevante Aspekte\r\n› (47) Werden Ihrer Meinung nach die Förderung des Einsatzes von Wasserstoff in\r\nder Stromerzeugung und damit einhergehende Skaleneffekte bei der Herstellung\r\nvon Wasserstoff dazu führen, dass die Kosten für Wasserstoff für den Einsatz in der\r\nIndustrie perspektivisch sinken werden und der Hochlauf der Wasserstoffindustrie\r\nangeschoben wird?\r\nAuch wenn die kraftwerksspezifischen Anforderungen an die H2-Technologien sich von denen\r\nin anderen Industriezweigen unterscheiden werden, befördert ein breiter Einsatz immer auch\r\ndie Wettbewerbsfähigkeit einer Technologie insgesamt. Infrastrukturseitig können ebenfalls\r\nSkaleneffekte erzielt und Kosten (z.B. NNE) durch zusätzliche Abnehmer gesenkt werden. Dabei ist jedoch zu beachten, dass von den insgesamt vorgesehenen 12,5 GW Kraftwerkskapazitäten lediglich die 500 MW der reinen Wasserstoffkraftwerke für den sofortigen Einsatz von\r\nWasserstoff vorgesehen sind. Die restlichen Kapazitäten müssen erst im 8. Jahr nach Inbetriebnahme auf den Einsatz von Wasserstoff umgestellt werden, sodass davon auszugehen ist,\r\ndass die ersten Umstellungen der H2-ready-Kraftwerke erst gegen Ende 2037/Anfang 2038\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 67 von 85\r\nerfolgen werden. Die zu erwartenden Wasserstoffbedarfe, die sich durch die Regelungen des\r\nKraftwerkssicherheitsgesetzes ergeben, führen damit aufgrund der späten Ausschreibe- und\r\nInbetriebnahme-Termine erst zeitlich verzögert zu einer entsprechenden H2- Nachfrage.\r\nAm Ende sind für die Realisierung einer H2-Infrastruktur in Deutschland alle Bedarfe erforderlich: ein Grundlastbedarf der Industrie (v.a. in der Chemie und Metallurgie), Bedarf im Verkehrssektor und zur Wärmeerzeugung und eher spitzenlastförmiger Bedarf im Kraftwerksbereich. Ein System mit einer Nachfrage, die stark temporär aber von hohem Gleichzeitigkeitsfaktor geprägt ist, wie es bei H2-Kraftwerken absehbar ist, würde voraussichtlich erhebliche\r\nHerausforderungen in sich bergen. Der relativ späte und wenig gleichförmige H2-Bedarf der\r\nH2-Kraftwerke wird deshalb alleine nicht ausreichend sein, eine funktionierende H2-Infrastruktur aufzubauen und zu betreiben.\r\nDie geplante Limitierung der Förderung auf 800h würde den Skaleneffekt für eine mögliche\r\nKostensenkung ebenfalls limitieren.\r\nKlar ist, dass zum Markthochlauf alle Formen von klimaneutralem Wasserstoff, der kostengünstig bereitgestellt werden kann, benötigt werden.\r\n› (48) Ist CCS in Verbindung mit Erdgasverstromung eine wirtschaftliche Alternative\r\nzur Wasserstoffverstromung und wenn ja, ab wann halten Sie diese Technologie für\r\nmarktgängig bzw. welche CO2-Preise müssen dafür erreicht werden?\r\nWenn für die Flexibilität der Stromversorgung noch keine ausreichenden Wasserstoffmengen\r\nzur Verfügung stehen, könnte die Abscheidung von CO2-Emissionen aus Stromerzeugungsanlagen als Alternative in Betracht gezogen werden. Die Wirtschaftlichkeit wird dabei im Wesentlichen von den relativen Kosten für die Abscheidung und den Transportkosten sowie dem\r\nVorhandensein einer entsprechenden Infrastruktur abhängen.\r\nDa der Erdgaseinsatz nach 2040 enden soll, die sehr teuren CCS-Anlagen eine lange Amortisationsdauer aufweisen und der Umgang mit den unvermeidbaren CO2-Restemissionen unklar\r\nist, sollte davon ausgegangen werden, dass sich nicht viele Marktteilnehmer für CCS bei Erdgasanlagen entscheiden. Aufgrund unklarer Randbedingungen bleibt die Entwicklung aber\r\nnoch einige Jahre offen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 68 von 85\r\n› (49) Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen Maßnahmen auf den Wettbewerb?\r\nFür einen Erfolg und eine umfangreiche Beteiligung an den Ausschreibungen muss die Komplexität des Ausschreibungsdesigns reduziert werden. Außerdem müssen neue Gaskraftwerke\r\nauch an bestehenden Gaskraftwerksstandorten förderfähig sein. Bei den Standortentscheidungen für neue H2-ready Gasanlagen dürfen Standorte, an denen bereits Gas als Hauptbrennstoff verstromt wird, nicht ausgeschlossen werden. Insbesondere Brownfield- bzw. Gaskraftwerkstandorte, an denen bereits notwendige Infrastruktur, vor allem aber ein Gasnetzanschluss (der leicht auf Wasserstoff umgestellt werden kann) vorhanden ist, würden automatisch aus der Betrachtung fallen.\r\nDurch entsprechende Vereinfachungen im Ausschreibungsdesign können sowohl die Beteiligung potenzieller Bieter erhöht als auch die Kosten in signifikantem Maß gesenkt werden.\r\nAufgrund der höheren Effizienz und der beabsichtigten Umstellung auf klimaneutrale Fernwärme benötigen auch KWK-Anlagen dringend eine Grundlage für die Umstellung auf klimaneutralen Wasserstoffbetrieb. U.a. infolge höherer Kosten von H2-ready KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsanlagen werden diese in dem vorliegenden Ausschreibungsdesign nicht adressiert. Parallel zum KWSG braucht es daher auch dringend eine inhaltliche\r\nWeiterentwicklung des KWKG. Dabei werden sich die Anforderungen an H2-Readiness und die\r\nFörderung des Einsatzes von Wasserstoff an den vorliegenden und konsultierten Eckpunkten\r\norientieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 69 von 85\r\n7 Konsultationsfragen zur 2. Säule:\r\n7.1 Die Beihilfefähigkeit der Maßnahmen\r\n› (1) Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nDie im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen sind grundsätzlich mit den EU-beihilferechtlichen Anforderungen der KUEBLL vereinbar. Im Detail gehen die Ausschreibungsanforderungen aber über die zwingenden Vorgaben der KUEBLL hinaus. Wenn der Gesetzgeber\r\nwirksame Investitionsanreize für neue Anlagen setzen will, müssen die Anforderungen stärker\r\nflexibilisiert und auf das EU-beihilferechtliche Mindestmaß beschränkt werden.\r\nDie Beihilfeleitlinien fordern im Kapitel 4.8. in Randnummer 346 die Beteiligungsmöglichkeit\r\nfür ausländische Kapazitäten. Dieser Punkt ist im Konsultationspapier nicht erwähnt. Es stellt\r\nsich auch die Frage, ob der Südbonus auch bei ausländischen Kapazitäten mit positiven Redispatchpotenzial angewandt wird oder diese Kapazitäten nur als Kraftwerke im netztechnischen\r\nNorden mitbieten dürfen. Letztes würde zu einer eheblichen Wettbewerbsverzerrung in\r\nDeutschland führen.\r\n› (2) Stimmen Sie zu, dass die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 geeignet ist, um alle für ein dekarbonisiertes Stromsystem relevanten Technologieoptionen und Anbieter – auch jenseits der in dieser Ausschreibung zulässigen – zu adressieren?\r\nDer BDEW ist überzeugt, dass ein anpassungs- und anschlussfähiger Kapazitätsmechanismus\r\nfür künftige Entwicklungen von entscheidender Bedeutung ist. So können steuerbare Kapazitäten zur Wahrung der Versorgungssicherheit in einem Stromsystem angereizt werden, das zu\r\neinem überwiegenden Teil von fluktuierenden EE geprägt ist. Es ist notwendig, dass der Kapazitätsmarkt Neuanlagen, insbesondere aber auch dezentrale Bestandsanlagen, Speicher die\r\nvorgehaltene Kapazität im Gas bzw. Wasserstoff Netz und Flexibilitäten potenzialgerecht einbezieht.\r\n7.2 Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-\r\nÄquivalenten\r\n› (3) Wie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft\r\nund Klimaschutz bezüglich der Methodik und Schätzung der Subvention pro\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 70 von 85\r\nvermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie Verbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nDie Einsparungen hängen u.a. von der unterstellten Entwicklung der CO2- und Brennstoffkosten, dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und von der Art der zugebauten Gaskraftwerke\r\n(effiziente GuDs oder weniger effiziente Spitzenlastkraftwerke) ab. Ob die Methodik daher zutreffend ist, kann nicht beurteilt werden. Die gewählten Szenarien (Kohleausstieg 2035 und\r\n2038) sind plausibel. Einzelne genannte Annahmen deuten eine Unterschätzung der Vermeidungskosten an sowie, dass von hohen Volllaststunden ausgegangen wird, was insbesondere\r\nzu einem zu geringen durchschnittlichen Investitionskostenzuschuss führt.\r\n7.3 Nutzung und der Umfang von Ausschreibungen sowie etwaige Ausnahmen\r\n› (4) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. „Ausschreibung und Förderdesign“\r\nskizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nInsgesamt allokiert das derzeitige Förderdesign zu viele Investitionsrisiken beim Kraftwerksinvestor, ohne dass dieser einen Einfluss auf die Risiken nehmen kann. Dies gilt insbesondere für\r\ndie Infrastruktur- und Brennstoffrisiken.\r\nDie technologischen Anforderungen gehen zum Teil deutlich über den Stand der Technik hinaus und werden von den Kraftwerksherstellern nicht im Markt angeboten. Die vorgeschlagenen Sicherheitsleistungen von 200 EUR/kW gehen weit über das erforderliche Maß hinaus, liegen deutlich über den üblichen Sicherheitsleistungen des EEG und wirken in der Größenordnung der Anlagen investitionshemmend. Für Windanlagen an Land und auf See liegen die Sicherheitsleistungen im niedrigen einstelligen Prozentbereich der Investitionskosten. Für wasserstofffähige Kraftwerke lägen sie dagegen im 20 %-Bereich.\r\nRichtig ist, dass die Anlagen die anzuwendende Dekarbonisierungstechnologie frei wählen\r\ndürfen. Das EU-ETS stellt sicher, dass der Betrieb im Einklang mit den Klimazielen der Europäischen Union steht.\r\nAus Kraftwerksbetreiberperspektive sind die technischen Anforderungen für die Anlagen jedoch sehr hoch. Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber eingesetzt\r\nwerden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich\r\nist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch erfüllbar, allerdings handelt es sich hier um eine\r\nbisher sehr selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer bedeutet.\r\nDie für einen von der Turbine abgekoppelten Phasenschieberbetrieb verfügbaren Kupplungen\r\nsind bislang nur für Leistungen bis Größenordnung 350 MWel verfügbar. Somit würden\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 71 von 85\r\ngrößere und damit meist auch effizientere und spezifisch kostengünstigere Gasturbinen von\r\nGeboten ausgeschlossen. Eine Nachrüstung von Schwungmassen wurde bislang noch nie praktiziert und wäre ebenso Neuland. Dies bedeutet, dass Neuentwicklungen und Sonderanfertigungen nötig wären, die zum einen mit erheblichen Mehrkosten einhergingen und zum anderen vermutlich für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen würde.\r\nAnlagenbetreiber sollten frei in der Wahl sein, mit welcher Anlagenkonfiguration am Standort\r\nsie die geforderte Systemdienstleistungen erbringen. Durch die Nutzung bspw. von bereits\r\nvorhandenen Anlagen können die Kosten damit gesenkt werden.\r\n› (5) Wie bewerten Sie die in A.I.2. enthaltenen Festlegungen für die Definition einer\r\nNeuanlage?\r\nDer Definition, dass “Neuanlagen [...] aus fabrikneuen Anlagenteilen nach dem aktuellen\r\nStand der Technik errichtet werden“ stimmen wir zu.\r\nGrundsätzlich würden unter den Begriff der Neuanlagen auch bereits im Bau befindliche Anlagen fallen, sofern sie noch nicht in Betrieb genommen wurden. Es ist fraglich, ob Anlagen, für\r\ndie auch ohne eine Ausschreibung bereits eine Investitionsentscheidung gefallen ist, beihilferechtlich gefördert werden können.\r\nDass Anlagen, welche in der Netzreserve gebunden sind, an den Ausschreibungen teilnehmen\r\ndürfen, ist zu begrüßen.\r\n› (6) Wie bewerten Sie eine Mindestgröße von 10 MW steuerbare elektrische NettoNennleistung der Kapazität in den Ausschreibungen? Welche Vorteile oder Nachteile könnten ein höherer oder niedrigerer Wert für die Mindestgröße bieten? Bitte\r\nberücksichtigen Sie dabei auch die spätere Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus, der auch Kapazitäten unter 10 MW adressieren wird. Wie sehen\r\nSie die Möglichkeit zur Aggregation von kleinen Anlagen?\r\nDie gewählte Mindestgröße von 10 MW steuerbarer elektrischer Netto-Nennleistung erscheint plausibel. Diese erlaubt eine effektive Abwicklung der Ausschreibungen, die damit\r\ntransparent und schnell gestaltet werden können. Grundsätzlich sind größere Anlagen effizienter und kostengünstiger als Kleinanlagen. Zudem darf bei dieser Anlagengröße von einer\r\nausreichenden Expertise der Anlagenbetreiber bei Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nausgegangen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 72 von 85\r\nEine solche Mindestgröße steht nicht im Widerspruch zu einem Kapazitätsmechanismus, der\r\nauch kleinere Anlagen zulassen soll. Da es sich bei den hier in Rede stehenden Anlagen im Gegensatz zu einem Kapazitätsmechanismus ausschließlich um Neuanlagen handelt, spielen auch\r\ndie zu erwartenden Kosten (Größendegression) eine wichtige Rolle.\r\n7.4 Wichtigste Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen\r\n› (7) Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\nDer BDEW spricht sich für eine leistungsbezogene Förderung (Euro/MW, pay as cleared) im\r\nRahmen einer Ausschreibung für H2-ready-Kraftwerke aus, um Wettbewerbsverzerrungen im\r\nStrommarkt weitestgehend zu minimieren. Keinesfalls sollen die geförderten Kraftwerke die\r\nEinspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien verdrängen. Pay as cleared hat zudem den\r\nVorteil, dass alle Marktteilnehmer mit ihren wahren Kosten bieten.\r\n› (8) Wie bewerten Sie die vorgenommene Definition des „netztechnischen Südens“?\r\nSind Ihnen besser geeignete Vorschläge bekannt, einen systemdienlichen Zubau\r\nanzureizen?\r\nDer BDEW begrüßt, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch Schwierigkeiten, alle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone, transparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden auch Gaskraftwerke im Norden und Osten Deutschland errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert werden müssen. Die\r\nUngleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› In Säule 2 muss gesondert insbesondere in Bezug auf den Südbonus geklärt werden, inwiefern ausländische Kapazitäten zugelassen sind und wo diese im Rahmen\r\ndes Nord-Süd Verteilung zugeordnet werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 73 von 85\r\n7.5 Angaben zur Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern\r\n› (9) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nDie Form einer Investitionskostenförderung in €/kW ist zu begrüßen.\r\nInsgesamt allokiert das derzeitige Förderdesign jedoch zu viele Investitionsrisiken beim Kraftwerksinvestor, ohne dass dieser einen Einfluss auf die Risiken nehmen kann. Dies gilt insbesondere für die Infrastruktur- und Brennstoffrisiken. Da Inflationsrisiken für den gesamten\r\nFörderzeitraum vom Betreiber nicht zu kalkulieren sind, sollte die bewilligte Förderung mit einer Inflationsindexierung versehen werden.\r\nDie technologischen Anforderungen gehen zum Teil deutlich über den Stand der Technik hinaus und werden nicht im Markt angeboten. Die vorgeschlagenen Sicherheitsleistungen von\r\n200 EUR/kW gehen weit über das erforderliche Maß hinaus und wirken in der Größenordnung\r\nder Anlagen investitionshemmend.\r\nDer BDEW lehnt die Einführung einer Erlösabschöpfung ab. Wie bereits während der Phase\r\nder Übergewinnabschöpfung festgestellt wurde, ist eine Erlösabschöpfung sehr komplex, verunsichert Investoren würde die Absicherung über Terminmärkte signifikant erschweren.\r\n› (10) Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und\r\nauf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nVgl. dazu Antwort auf Frage 1. Für eine abschließende Bewertung wäre darüber hinaus entscheidend, wie die Ausschreibungen mit dem angekündigten Kapazitätsmarkt (3. Säule) interagieren werden.\r\n› (11) Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch eine Maßnahme ein, die auf die Förderung neuer Kraftwerke abzielt? Welche Rolle spielt in diesem Zusammenhang aus Ihrer Sicht die Einführung\r\neines umfassenden Kapazitätsmechanismus?\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 74 von 85\r\nDie zügige Umsetzung der Ausschreibungen ist in der aktuellen Situation geboten. Das Ausmaß der Wettbewerbsverzerrung wird im europäischen Stromverbund als gering eingestuft.\r\nWichtig ist, die Anschlussfähigkeit an einen künftigen Kapazitätsmarkt sicherzustellen. Das\r\nZiel-Szenario muss ein technologieoffen ausgestalteter, integrierter Kapazitätsmarktsein.\r\n› (12) Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, mit der gezielten Förderung neuer Anlagen zu\r\nbeginnen? Bitte erläutern Sie Ihre Sicht.\r\nAngesichts der deutschen und europäischen Klimaschutzziele wird es keine markgetriebene\r\nfossilen Kraftwerksinvestitionen mehr geben. Wasserstoff und/oder H2-ready Kraftwerke sind\r\njedoch auf absehbare Zeit nicht wettbewerbsfähig. Angesichts des 2023 vollendeten Kernenergieausstiegs und des bis 2038 abgeschlossenen Kohleausstiegs wächst jedoch der Bedarf\r\nan regelbaren Back-up Kapazitäten. Neuanlagen entsprechend zudem dem Stand der Technik\r\nund sind damit besonderes effizient.\r\n› (13) Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative?\r\nMit dem Interessenbekundungsverfahren könnte vor der Ausschreibung erkundet werden,\r\nwie viele Bieter erwartet werden. Von einem solchen Verfahren sollte aus Sicht des BDEW jedoch dringend abgesehen werden, da es den Prozess zur eigentlichen Ausschreibung weiter\r\nverzögern würde.\r\n› (14) Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (ClawbackMechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung\r\neintritt. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen\r\nbzw. -unabhängigen Abschöpfung?\r\nWie bereits während der Phase der Übergewinnabschöpfung festgestellt wurde, ist eine Erlösabschöpfung sehr komplex und verunsichert Investoren. Angesichts der aufgrund des Zuwachses der Erneuerbaren ohnehin geringen Einsatzstunden ist die Einführung eines Clawback Mechanismus grundsätzlich in Frage zu stellen. Die Abschöpfung von 70 % der Mehrerlöse, wenn\r\nder Day-Ahead-Preis den Auslösepreis überschreitet, sind sehr kritisch zu betrachten. Die neuen\r\nKraftwerke werden nur noch wenige Betriebsstunden haben. Deshalb sind gerade die Erlöse in\r\nden hochpreisigen Stunden wichtig, um die Investition und Fixkosten erwirtschaften zu können.\r\nWenn den Kraftwerksbetreibern einerseits die Marktrisiken im Brennstoff- und\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 75 von 85\r\nInfrastrukturbereich zugewiesen werden sollen, ist es unverständlich, ihnen dann im Gegenzug nicht auch die Marktchancen zu gewähren.\r\nBeide dargestellten Varianten nähmen eine Abschöpfung auf der Basis der am Strommarkt\r\nherrschenden Spot-Preise vor. Dabei wird außer Acht gelassen, dass die tatsächlichen Erlöse\r\neines H2-Kraftwerks auch auf börslichen Termingeschäften oder auf nicht-börslichen, langfristigen Termingeschäften (OTC) basieren können. Dazu gehört sowohl die Vermarktung des erzeugten Stroms als auch die Beschaffung der dafür notwendigen Wasserstoff- bzw. Gasmengen sowie CO2-Zertifikate.\r\nFolglich wäre unabhängig von der Abschöpfungsvariante sicherzustellen, dass nur tatsächliche\r\nund keine rechnerisch möglichen Übererlöse abgeschöpft werden. Ansonsten würden die Vertragspartner zur Beschaffung bzw. Vermarktung an den Spotmarkt gedrängt. Dem Terminmarkt einschließlich des außerbörslichen Marktes würde Liquidität entzogen.\r\n› Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nEs sollte auf die Einführung eines Clawbacks verzichtet werden.\r\nWenn ein Verzicht auf-grund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, sollte\r\n• Sofern die Abschöpfung rückwirkend an den tatsächlichen Erlösen ausgerichtet werden\r\nsollte. Und sich für die erzeugungsabhängige Abschöpfung gemäß Variante A entschieden\r\nwird, ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich, dass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein festzustellen muss, wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der produktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der Energiepreiskrise 2022 haben gezeigt, dass dies eine bürokratisch nicht zu unterschätzende Herausforderung darstellt.\r\n• Falls die Ausgestaltung des Clawbacks als produktionsunabhängige Reliability Option (Variante B) gemacht wird, muss aus BDEW-Sicht eine Force-Major Regelung eingeführt werden. Sollten Nichtverfügbarkeiten aufgrund von Brennstoffmangel z.B. infolge vom Betreiber nicht zu vertretenden Engpässen im Erdgas- oder H2-Netz zurückzuführen sein, so darf\r\nClawback in solchen Fällen nicht greifen.\r\nAußerdem sollte die Übererlösabschöpfung auf 50% statt 70% der Übererlöse beschränkt bleiben, um wirksame Anreize für den Betreiber zu setzen, auch in den teuersten Stunden Strom\r\nzu erzeugen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 76 von 85\r\n› Sollten unterschiedliche oder identische Abschöpfungsmechanismen nach 4.1 und\r\n4.8 angewandt werden?\r\nDer vorgeschlagene Clawback-Mechanismus sollte für keine der Maßnahmen eingeführt werden.\r\nDa die Preisstellung unterschiedlich ist, müsste geprüft werden, ob ein einheitlicher Mechanismus zu unterschiedlichen Folgen führt.\r\n› Wie bewerten Sie die Mindesthöhe des Auslösepreises von 430 Euro/ MWh?\r\nDer BDEW lehnt die Einführung eines Clawbacks ab. Wenn an einer Einführung festgehalten\r\nwerden soll, dann ist die Festlegung einer Mindesthöhe richtig. Noch wichtiger ist allerdings\r\nder Bezug auf die Brennstoffkosten einer alten Spitzenlastanlage, um zu vermeiden, dass Betreiber bei Überschreitung des Auslösepreises ihre variablen Kosten nicht decken können.\r\n› Wie bewerten Sie die Ermittlung des Höchstpreises?\r\nBei der Ermittlung des Höchstpreises ist auf die Brennstoffkosten einer alten Spitzenlastanlage\r\nBezug zu nehmen, um zu vermeiden, dass Betreiber bei Überschreitung des Auslösepreises\r\nihre variablen Kosten nicht decken können.\r\n› (15) In den Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten zur Stromerzeugung\r\nwurde weiter oben ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke\r\nvorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet? Wie schätzen Sie die\r\nWirksamkeit (v.a. hinsichtlich der Kosten) der Größenordnung des Bonus ein?\r\nAuch begrüßen wir grundsätzlich, dass mit dem Südbonus eine Komponente zur regionalen\r\nSteuerung, wie vom BDEW gefordert, im KWSG-Entwurf enthalten ist. Der BDEW begrüßt\r\nebenfalls, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch Schwierigkeiten,\r\nalle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone, transparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 77 von 85\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke im Norden und Osten Deutschland errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert werden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen Steuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapazitäten in diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet werden. Die Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass es bei jeder Ausschreibung zu wettbewerblichen\r\nBezuschlagung der Gebote kommt. Bei zu umfangreicher Gewährung des Südbonus, sind die\r\njeweiligen Ausschreibungsvolumen für die von den Kraftwerksherstellern angebotenen Losgrößen wasserstofffähiger Kraftwerke unter Umständen zu gering, um bei einer Anwendung\r\ndes Südbonus überhaupt einem Projekt im „Norden“ einen Zuschlag zu erteilen.\r\nUnklar ist, ob durch die Zulassung des vollständigen letzten Kapazitätsgebots bei der Auffüllung der Südkraftwerke nicht über die 2/3 hinaus zusätzliche Kraftwerkskapazitäten für die\r\nSüdregion reserviert werden. Bei den geringen Ausschreibungsvolumen von maximal\r\n1800 MW in Säule 1 würde nach Zuschlägen für ein 800 MW und ein 300 MW Kraftwerk „im\r\nSüden“ der Südbonus auch für ein weiteres Kraftwerk gewährt werden. Wenn hier ein weiterer 800 MW Block bezuschlagt würde, bliebe kein Volumen für die Kapazitäten im „Norden“\r\nübrig.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Der BDEW fordert eine detaillierte Begründung der Südbonushöhe von 200 -\r\n300 €/kW. Der vorgeschlagene „Südbonus“ sollte so kalkuliert werden, dass die\r\nZiele einer systemdienlichen Verortung der Kraftwerke erreicht werden. Es ist zu\r\nprüfen, ob die Ausschreibungsrundenübergreifende Bewertung des Südbonus in\r\nSäule 2 die gewünschte Lenkungswirkung erhöht oder den Anlagen im netztechnischen Süden die Teilnahme an den ersten Ausschreibungsrunden übermäßig benachteiligt\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 78 von 85\r\n› Der BDEW versteht das Wort „maximal“ in den Konsultationsunterlagen so, dass\r\ndie „Letzte MW“ nicht mehr bezuschlagt wird, bspw. bei 1,8 GW ausgeschriebener\r\nMenge und schon 1,1 GW bezuschlagten Kraftwerksleistung, würde ein nächstgelegenes Gebot über 200 MW im netztechnischen Süden nicht mehr den Südbonus\r\nbekommen.\r\n• In Säule 2 muss gesondert insbesondere in Bezug auf den Südbonus geklärt werden, inwiefern ausländische Kapazitäten zugelassen sind und wo diese im Rahmen des Nord-Süd Verteilung zugeordnet werden.\r\n› (16) Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau\r\nmöglichst systemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern und\r\nwenn ja, welche? Ist die Aufteilung 70-30 zwischen netztechnischem Norden und\r\nSüden angemessen? Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den\r\n„netztechnischen Süden“?\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber fordern eine Aufteilung von 2/3 im „netztechnischen Süden“\r\nund 1/3 im Norden. Dies entspräche einer Aufteilung von 66,6% zu 33,3% nicht aber 70-30.\r\nAuch begrüßen wir grundsätzlich, dass mit dem Südbonus eine Komponente zur regionalen\r\nSteuerung, wie vom BDEW gefordert, im KWSG-Entwurf enthalten ist. Der BDEW begrüßt\r\nebenfalls, dass unnötige Komplexität vermieden werden soll, sieht jedoch Schwierigkeiten,\r\nalle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen Netzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und Südzone, transparente Bepreisung des Bonus gemäß der zu erwartenden Redispatchkosten) zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke im Norden und Osten Deutschland errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert werden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen Steuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 79 von 85\r\nKraftwerkskapazitäten in diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung\r\nnicht errichtet werden. Die Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens\r\nund des netztechnischen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass es bei jeder Ausschreibung zu wettbewerblichen\r\nBezuschlagung der Gebote kommt. Bei zu umfangreicher Gewährung des Südbonus, sind die\r\njeweiligen Ausschreibungsvolumen für die von den Kraftwerksherstellern angebotenen Losgrößen wasserstofffähiger Kraftwerke unter Umständen zu gering, um bei einer Anwendung\r\ndes Südbonus überhaupt einem Projekt im „Norden“ einen Zuschlag zu erteilen.\r\nUnklar ist, ob durch die Zulassung des vollständigen letzten Kapazitätsgebots bei der Auffüllung der Südkraftwerke nicht über die 2/3 hinaus zusätzliche Kraftwerkskapazitäten für die\r\nSüdregion reserviert werden. Bei den geringen Ausschreibungsvolumen von maximal\r\n1800 MW in Säule 1 würde nach Zuschlägen für ein 800 MW und ein 300 MW Kraftwerk „im\r\nSüden“ der Südbonus auch für ein weiteres Kraftwerk gewährt werden. Wenn hier ein weiterer 800 MW Block bezuschlagt würde, bliebe kein Volumen für die Kapazitäten im „Norden“\r\nübrig.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Der BDEW fordert eine detaillierte Begründung der Südbonushöhe von 200-300\r\n€/kW. Der vorgeschlagene „Südbonus“ sollte so kalkuliert werden, dass die Ziele\r\neiner systemdienlichen Verortung der Kraftwerke erreicht werden. Es ist zu prüfen,\r\nob die Ausschreibungsrundenübergreifende Bewertung des Südbonus in Säule 2\r\ndie gewünschte Lenkungswirkung erhöht oder den Anlagen im netztechnischen Süden die Teilnahme an den ersten Ausschreibungsrunden übermäßig benachteiligt.\r\n› Der BDEW versteht das Wort „maximal“ in den Konsultationsunterlagen so, dass\r\ndie „Letzte MW“ nicht mehr bezuschlagt wird, bspw. bei 1,8 GW ausgeschriebener\r\nMenge und schon 1,1 GW bezuschlagten Kraftwerksleistung, würde ein nächstgelegenes Gebot über 200 MW im netztechnischen Süden nicht mehr den Südbonus\r\nbekommen.\r\n› In Säule 2 muss gesondert insbesondere in Bezug auf den Südbonus geklärt werden, inwiefern ausländische Kapazitäten zugelassen sind und wo diese im Rahmen\r\ndes Nord-Süd Verteilung zugeordnet werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 80 von 85\r\n› (17) Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen für die teilnehmenden Anlagen unter A.I.4.b?\r\nIn Hinblick auf die netztechnischen Aspekte, wie die erweiterten technischen Anschlussregeln\r\nals Teilnahmevoraussetzung in Bezug auf die Unempfindlichkeit gegenüber Frequenzgradienten (RoCoF), Leistungsgradienten, Blindleistungsbereitstellung (synchroner Phasenschieberbetrieb), Momentanreservebereitstellung und netzbildende Eigenschaften unterstützt der BDEW\r\ndie Intention, Kraftwerke grundsätzlich so auszulegen, dass sie unbundlingkonform auch Systemdienstleistungen (SDL) für den Netzbetrieb erbringen können. Hierbei müssen jedoch die\r\nAnforderungen an die marktbasierte Beschaffung von SDL erfüllt werden.\r\nAus Kraftwerksbetreiberperspektive sind die technischen Anforderungen für die Anlagen jedoch sehr hoch. Es wird erwartet, dass Synchronmaschinen als Phasenschieber eingesetzt\r\nwerden können und eine Erweiterung dieser um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich\r\nist. Diese Anforderung ist zwar theoretisch erfüllbar, allerdings handelt es sich hier um eine\r\nbisher sehr selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer bedeutet.\r\nDie für einen von der Turbine abgekoppelten Phasenschieberbetrieb verfügbaren Kupplungen\r\nsind bislang nur für Leistungen bis Größenordnung 350 MWel verfügbar. Somit würden größere und damit meist auch effizientere und spezifisch kostengünstigere Gasturbinen von Geboten ausgeschlossen. Eine Nachrüstung von Schwungmassen wurde bislang noch nicht praktiziert und wäre ebenso Neuland. Dies bedeutet, dass Neuentwicklungen und Sonderanfertigungen nötig wären, die mit erheblichen Mehrkosten einhergingen.\r\nDie im Konsultationspapier aufgestellten Anforderungen führen zu erheblichen Umplanungen,\r\ndie für eine Verzögerung um mehrere Jahre sorgen können, und reduzieren den Wettbewerb,\r\nda dies einige Bieter vor erhebliche Herausforderungen stellen wird, die zur Nichtbeteiligung\r\nan den Auktionen führen können. Die pauschal geforderte technische Möglichkeit, mit den bezuschlagten Anlagen einen Phasenschieberbetrieb zu realisieren, erhöht die Kosten, da günstiger verfügbare bestehenden Komponenten nicht genutzt würden. Gleiches gilt für die Momentanreserve. Fraglich ist auch, ob die Forderung zusätzliche Erschwernisse für die H2-Fähigkeit der Anlagen mit sich bringt, da die 100 % H2-Fähigkeit nicht für alle Anlagenklassen gleichermaßen vorangetrieben wird. Es ist zu betonen, dass im Bereich der Systemanforderungen\r\nzwischen technologischer Verfügbarkeit und marktwirtschaftlichen Anreizen abgewogen werden sollte. Darüber hinaus ist zu prüfen, inwiefern die Mindestanforderungen Auswirkungen\r\nauf die SDL-Märkte haben.\r\nDer Bedarf für die entsprechenden Systemdienstleistungen wird in den kommenden Jahren\r\nweiter ansteigen. Aus Netzbetreiberperspektive sind die Mindestanforderungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen technisch umsetzbar und verfügbar, wenn auch nicht\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 81 von 85\r\nfür alle Anlagenarten. Es sollte den Kraftwerksbetreibern frei sein, die technischen Anforderungen umzusetzen, auf einer Weise, die ihnen am ehesten geeignet scheint. Das KWSG sollte\r\naber zu zusätzlichen Möglichkeiten der Bereitstellung von Systemdienstleistungen führen.\r\nAuch darf die Erfüllung der Mindestanforderungen keine Kraftwerksstandorte auf lange Sicht\r\n„blockieren“, da geeignete Kraftwerksstandorte dringend benötigt werden für die weiteren\r\nAusschreibungen, die mit dem Kapazitätsmarkt folgen werden.\r\nMit den Ausschreibungsbedingungen werden bestimmte technische Eigenschaften der teilnahmeberechtigten Kraftwerksprojekte gefordert. Nach Ziffer 49 soll hierzu auch die Fähigkeit\r\nzur Stützung der Netzfrequenz unter Berücksichtigung eines Toleranzbandes von +/- 200 mHz\r\num die Netzfrequenz von 50,0 Hz zählen. Bekanntlich erfolgt die Bahnstromversorgung über\r\ndas bundesweite Hochspannungs-Bahnstromnetz mit einer abweichenden Netzfrequenz von\r\n16,7 Hz. Gleichwohl handelt es sich beim Bahnstromnetz um ein Elektrizitätsverteilnetz, das\r\nden Anforderungen nach Energiewirtschaftsgesetz unterfällt. Für Anschlüsse von Kraftwerken\r\nan das Bahnstromnetz gelten vergleichbare technische Anschlussregelungen nach VDE.\r\nWir begrüßen die Möglichkeit für Einzelfallprüfungen zur Stilllegung systemrelevanter Kraftwerke in der Bau-/Modernisierungsphase. Hierdurch wird zumindest theoretisch die Ablösung\r\ndieser Kraftwerke durch neue, verlässlichere Anlagen ermöglicht. Die Abhängigkeit von einer\r\nEinzelfallprüfung gegenüber einer allgemeinen Regelung zur Ermöglichung bringt jedoch Unsicherheit mit sich.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n› Die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der BDEW hält es daher für dringend notwendig\r\neine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter Einbezug von Anlagenbauern,\r\nder ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen. Insbesondere zu beachten sind:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar und verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL\r\nstandortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 82 von 85\r\neiner Weise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei\r\nStandorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\no Es wird kein unterbrechungsfreier Betrieb beim Wechsel in den Phasenschieberbetrieb gefordert.\r\n› Der BDEW fordert eine schnelle Umsetzung der SDL-Märkte.\r\n› (18) Wie bewerten Sie den Umgang mit Kraftwerksprojekten an systemrelevanten\r\nStandorten?\r\nWir begrüßen die vorgeschlagene Lösung. Damit wird sichergestellt, dass die notwendige systemrelevante Leistung jederzeit bereitgestellt wird. Dies ist im Hinblick auf Systemsicherheit\r\nund -stabilität unverzichtbar. Vorteile hat die vorgeschlagene Lösung insbesondere im Hinblick\r\nauf die immissionsschutzrechtliche Genehmigungsfähigkeit.\r\nAuch die Möglichkeit der Einzelfallentscheidung ist zu begrüßen, bietet jedoch keine Sicherheit für die Betreiber.\r\n› (19) Wie bewerten Sie eine Anforderung, mit Abgabe des Gebotes ein Abwärmenutzungskonzept vorzulegen?\r\nSoweit das Kraftwerk an einem Fernwärmenetz errichtet wird, wird dies als sinnvoll erachtet.\r\nGrundsätzlich ist das Abwärmepotenzial je nach Anlagentyp unterschiedlich und gegebenenfalls sehr begrenzt. Von einer verpflichtenden Abwärmenutzung in den Ausschreibungen sollte\r\ndaher abgesehen werden. Dahingegen könnten zusätzliche Anreize für eine effiziente Wärmeausnutzung erwogen werden.\r\n› (20) Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen laufen?\r\nEin “typisches neues Gaskraftwerk” ist in diesem Kontext schwer zu definieren. Dies hängt wesentlich von der Einsatzweise ab, d. h. von der Häufung der Betriebsstunden oder der Starts,\r\nund wird durch das eine oder das andere ausgelöst.\r\nWartungen und Inspektionen können bereits für große Turbinen- oder Gasmotoren-Anlagen\r\nunterhalb der ersten 10.000 Betriebsstunden in signifikantem Umfang anfallen. Als Anhaltspunkt kann davon ausgegangen werden, dass bei großen Hochleistungsgasturbinen alle fünf\r\nJahre eine umfangreiche Wartung erforderlich ist, wenn man von einer typischen Häufung\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 83 von 85\r\n(und Kombination) von Betriebsstunden und Starts ausgeht. Für Gaskraftwerke mit Dampfteil\r\nsind betriebsstundenunabhängige Prüfungen alle 3 bzw. 5 Jahre notwendig. In größerem Umfang sind ab ca. 25.000 Betriebsstunden entsprechende Aufwendungen bei Gaskraftwerken zu\r\nerwarten.\r\n› (21) Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk\r\ngetätigt wird?\r\nDie wesentlichen Investitions-Einzelkomponenten sind Maschinensatz (Gasturbine und Generator, sowie Dampfturbine und Generator bei GuD), Abhitzekessel (bei GuD), Trafo & E-Ableitung.\r\n› (22) Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen\r\nMarkt in Betrieb?\r\nDie Betriebszeiten von Gaskraftwerken unterscheiden sich deutlich je nach Technologie. Abhängig von den Strompreisen und der Effizienz können gasbefeuerte GuD-Kraftwerke können\r\nin der Regel zwischen 3.000 und 5.000 Betriebsstunden pro Jahr in Betrieb sein. Bei gasbefeuerten Gasturbinenkraftwerken ist in der Regel mit deutlich unter 1000 Betriebsstunden pro\r\nJahr zu rechnen, was aber von den Marktbedingungen und Ereignissen im Zusammenhang mit\r\nder Versorgungssicherheit oder Kapazitätsengpässen abhängt.\r\n› (23) Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf\r\ndem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet\r\nwurde.\r\nEine Prognose für das Jahr 2032 ist schwierig, da die dazugehörigen Einflussfaktoren, wie z.B.\r\nErneuerbaren- Ausbau, Anzahl der stillgelegten Kohlekraftwerke, Brennstoffpreisrelationen,\r\nEntwicklung Speichertechnologien inkl. aufgebauten Kapazitäten und weitere, mögliche regulatorische Festlegungen unbekannt sind. Die Laufzeit eines Gaskraftwerkes hängt darüber hinaus sehr stark vom Wirkungsgrad der Anlage ab. So ist zu beachten, dass einzelne Gaskraftwerke, die z. B. Fernwärme liefern, deutlich höhere Betriebs- und Volllaststunden erreichen\r\nwerden, während manche Gasturbinen, die nur in seltenen Knappheitsfällen eingesetzt werden, nur auf wenige hundert Einsatzstunden kommen.\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 84 von 85\r\n7.6 Methode, um die Kosten den Verbrauchern zuzuweisen\r\n› (24) Wie kann das Erfordernis der verursachergerechten Kostentragung (vgl. Rn.\r\n367 KUEBLL) am besten umgesetzt werden?\r\n-\r\n7.7 Geplante Vorkehrungen zur Gewährleistung der Übereinstimmung mit den Klimazielen\r\nder Union\r\n› (25) Wie kann aus Ihrer Sicht die Vereinbarkeit mit den europäischen und nationalen Klimaschutzzielen sichergestellt werden (vgl. auch Rn. 369 KUEBLL)?\r\nKraftwerksbetreiber unterliegen bereits heute den dynamischen Anpassungsverpflichtungen\r\ndes BImSchG. Zudem unterliegen die Anlagen dem EU-Emissionshandel, dessen verpflichtender Reduktionspfad aus den europäischen Klimazielen abgeleitet ist.\r\nDarüber hinaus trägt der Neubau von Gaskraftwerken zur Sicherstellung von Versorgungssicherheit zur Erreichung der Klimaziele bei, da er eine Grundvoraussetzung für den Kohleausstieg ist.\r\nUm darüber hinaus den speziellen Anforderungen der Randnummer 369 KUEBLL gerecht zu\r\nwerden, sollten sich die Kraftwerksbetreiber technologieoffen zur Umsetzung einer Dekarbonisierungstechnologie verpflichten dürfen.\r\n› (26) Wie bewerten Sie vor dem Hintergrund der Frage 22 die Möglichkeiten, ein\r\nKraftwerk H2-ready zu errichten und später auf Wasserstoff umzurüsten oder\r\nCCS/CCU-Techniken zu nutzen?\r\nAus heutiger Sicht weisen CCS/CCU Anlagen sehr hohe Investitionskosten auf, können dann\r\naber im Betrieb mit vergleichsweise preiswertem Brennstoff betrieben werden. Wasserstoffverbrennung dagegen sieht zunächst ein geringeres zusätzliches Investment für die Gasanlage\r\n(H2-ready), dafür später hohe Brennstoffkosten.\r\nIn einer technologieoffenen Betrachtung wäre ein “break even” in Bezug auf die jährlichen Betriebsstunden zu bestimmen. Unter diesem break even Wert ist der Einsatz von Wasserstoff,\r\ndarüber die Nutzung von CCS/CCU wirtschaftlich sinnvoll. Hier ist ein Ergebnis naheliegend,\r\ndass unter der Berücksichtigung der Einsatzzeiten nach Frage 22 CCS/CCU für GuD Anlagen\r\nsinnvoll wäre, während für Anlagen mit wenigen Betriebsstunden bei Vorhandensein einer\r\nWasserstoffanbindung die Wasserstoffverstromung voraussichtlich sinnvoller ist.\r\nEine (nachträgliche) CO2-Abscheidung ist mit Blick auf die benötigte Zeit, Platzbedarf, CAPEX\r\nund aus der Abscheidung resultierenden Effizienzeinbußen wirtschaftlich nicht darstellbar und\r\nBDEW-Stellungnahme zur BMWK-Konsultation „Kraftwerkssicherheitsgesetz“\r\nwww.bdew.de Seite 85 von 85\r\ndeshalb rein hypothetisch. Auch eine parallele Planung/Errichtung scheidet aus, da sie neben\r\ndem fehlenden Rechtsrahmen und der Infrastruktur die Anlage im Ausschreibungsverfahren\r\nnicht wirtschaftlich darstellbar machen würde.\r\n7.8 Andere Aspekte im Hinblick auf den Status der Maßnahme als staatliche Beihilfe\r\n› (27) Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen Maßnahme auf den Wettbewerb im Stromsektor?\r\nFür einen Erfolg und eine umfangreiche Beteiligung an den Ausschreibungen muss die Komplexität des Ausschreibungsdesigns reduziert werden.\r\nDurch entsprechende Vereinfachungen im Ausschreibungsdesign können sowohl die Beteiligung potenzieller Bieter erhöht als auch die Kosten in signifikantem Maß gesenkt werden.\r\nAnsprechpartner\r\nArno Schmalenberg\r\nFachgebietsleiter KWK\r\narno.schmalenberg@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1308\r\nTimon Groß\r\nFachgebietsleiter Nachhaltiges Stromsystem\r\ntimon.gross@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1309"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 5. November 2024\r\nStellungnahme\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nReferentenentwurf des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz vom 11. Oktober 2024\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 21\r\n1 Zusammenfassung .....................................................................................4\r\n2 Anmerkungen zum WHG............................................................................6\r\n2.1 Zu § 36 WHG‑E...........................................................................................6\r\n2.1.1 § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E (Berücksichtigung Verschlussgefahr) ..............6\r\n2.1.2 § 36 Abs. 2 S. 1, 2 WHG-E (Übererfüllung allg. anerkannter Regeln der\r\nTechnik).....................................................................................................6\r\n2.2 Zu § 68 WHG-E (Planfeststellung, Plangenehmigung)..................................8\r\n2.3 Zu § 70 WHG‑E (Antragsfrist für Eilanträge)................................................9\r\n2.4 Zu § 72 WHG‑E (Ergänzung der Starkniederschläge) ...................................9\r\n2.5 Zu § 76 Absatz 2 WHG-E (zusätzliche Festlegungen besondere\r\nGefahrenbereiche).....................................................................................9\r\n2.6 Zu § 78 WHG‑E.........................................................................................10\r\n2.6.1 § 78 Abs. 1 WHG-E (Erweiterung des Planungsverbots) ............................10\r\n2.6.2 § 78 Absatz 5a WHG-E (Instandsetzungen nicht unerheblich beschädigter\r\nbaulicher Anlagen)...................................................................................11\r\n3 Anmerkungen zum BauGB (Vorrangstellung des Hochwasserschutzes).....11\r\n4 Anmerkungen zum BNatSchG ..................................................................12\r\n4.1 Zu § 6 Abs. 5a BNatSchG-E (Herausgabepflicht von Umweltdaten)............12\r\n4.2 Zu § 45 Absatz 7 BNatSchG (Anpassung der Ausnahmeregelung) ..............13\r\n4.3 Ergänzende Vorschläge zur Anpassung der Sonderregeln für die\r\nWindenergie im BNatSchG.......................................................................14\r\n4.3.1 Probabilistik verankern............................................................................14\r\n4.3.2 Standardisierung für Fledermäuse einführen............................................14\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 21\r\n4.3.3 Regelung zum Störungsverbot einführen..................................................14\r\n4.3.4 Regelung zum Repowering anpassen .......................................................14\r\n4.3.5 Schutzmaßnahmen anpassen...................................................................14\r\nAnlage 1 Notwendige zusätzliche Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen für\r\ndie Windenergie ......................................................................................16\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 21\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Entwurf für ein Gesetz zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor\r\nStarkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes\r\n(Hochwasserschutzgesetz III) vom 11. Oktober 2024 enthält Änderungen im WHG, BauGB und\r\nBNatSchG.\r\nDie Hochwasserereignisse 2024, die Katastrophe 2021 in Rheinland-Pfalz und NRW sowie häufige Starkregenereignisse und Trockenperioden der letzten Jahre zeigen deutlich, dass entschlossene Maßnahmen für einen schnelleren und effektiveren Hochwasserschutz dringend\r\nerforderlich sind. Dazu ist die Initiative, den Gefahren durch Hochwasser- und Starkregenereignissen mit einer Novellierung der Hochwasserschutzgesetzgebung zu begegnen, grundsätzlich zu begrüßen.\r\nDie Änderungen im WHG und BauGB dienen der Verbesserung des rechtlichen Rahmens des\r\nHochwasserschutzes, haben jedoch auch weitergehende Auswirkungen auf die Wasser- und\r\nEnergiewirtschaft. Hierzu hat der BDEW folgende Hauptanmerkungen:\r\n1. Aus wasserwirtschaftlicher Sicht sollten neue Vorschriften kohärent und auf eine integrierte Wasserbewirtschaftung ausgerichtet sein. Effiziente Ressourcennutzung und\r\ndie Vermeidung von Mehrbelastungen für Beteiligte sind dabei essenziell. Das Hochwasserschutzgesetz III adressiert diese Herausforderungen. Dennoch bleiben Themen\r\nwie Flächenverfügbarkeit und die Priorität des Hochwasserschutzes im Abwägungsprozess ungelöst, wie im LAWA-Positionspapier “Verbesserung des rechtlichen Rahmens\r\ndes Hochwasserschutzes“ 2023 angemerkt. Eine ganzheitliche, flussgebietsübergreifende Strategie sowie beschleunigte Verfahren, auch im Bereich des natürlichen Hochwasserschutzes (z. B. in § 68 WHG), wären sinnvoll.\r\n2. Das Hochwasserschutzgesetz III beinhaltet in § 36 WHG-E insbesondere eine grundlegende Abkehr vom bewährten und sich ständig fortentwickelndem System der allgemein anerkannten Regeln der Technik (a.a.R.d.T.) für den Bau und Betrieb von Stauanlagen, indem Landesbehörden davon losgelöst weitere, durch keinerlei zwingende Abwägungsentscheidungen begrenzte Anforderungen an den technischen Hochwasserschutz stellen könnten. Diese Änderung ist unverständlich. Aus Sicht des BDEW sichern die bewährten Standards eine hohe fachliche Qualität und verhindern Überforderungen bei den Behörden sowie unnötige Rechtsstreitigkeiten und ein weiteres\r\nTechnikniveau zwischen „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ und „Stand der\r\nTechnik“ ist überflüssig. Zudem droht damit eine erhebliche Rechtsunsicherheit sowohl für die Betreiber als auch für die zuständigen Behörden, die mit einem nach oben\r\nhin offenem Ermessenspielraum belastet werden, ohne einen klar definierten\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 21\r\nBewertungsmaßstab. Eine Verstärkung normgebender Institutionen wäre effektiver als\r\nzusätzliche Vorschriften, um Planungsprozesse nicht unnötig zu verzögern.\r\n3. Der technische Hochwasserschutz ist nahezu ausnahmslos erheblich kostenintensiv\r\nund bedarf einer umfassenden Planung. Die Befugnis zum Erlass nachträglicher Anordnungen stellt dabei ein erhebliches Kosten- und damit Projektrisiko dar. Dies führt im\r\nZweifel dazu, dass ein Projekt, welches dem Hochwasserschutz (mit-)dienen soll, möglicherweise gar nicht erst umgesetzt wird, und damit dem Sinn und Zweck des Regelungsentwurfes faktisch entgegenläuft.\r\n4. Der Gesetzentwurf sieht vor, die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder\r\nzerstörten baulichen Anlagen nicht als Instandsetzung, sondern als Errichtung zu behandeln. Diese Absicht ist für Anlagen, die dem Hochwasserschutz dienen, darunter\r\nDämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke, nicht zweckmäßig. Dadurch wird der\r\nWiederaufbau erheblich verzögert. Demzufolge sollte hier eine Ausnahme für Anlagen, die dem Hochwasserschutz und gleichzeitig der Erzeugung Erneuerbarer Energien\r\ndienen, geschaffen werden\r\nDie Änderungen im BNatSchG stehen nicht im Zusammenhang mit dem Hochwasserschutz,\r\nsondern sollen der Beschleunigung von Energie- und Infrastrukturvorhaben im Rahmen der\r\nUmsetzung der Erneuerbaren Richtlinie (RED III) dienen. Der BDEW hat für den Bereich\r\nBNatSchG folgende Hauptanmerkungen:\r\n5. Die im BNatSchG vorgeschlagene Ergänzung einer umfassenden Herausgabepflicht\r\nvon Umweltdaten ist aus Sicht des BDEW zu streichen. Sie führt in der jetzigen Fassung\r\neher zu Verzögerungen als zur Beschleunigung und führt zu erheblichen Rechtsunsicherheiten. Um das grundsätzlich nachvollziehbare Anliegen zu stärken, bei der Behörde vorhandene Daten auch in Zulassungsverfahren Dritter nutzen zu können,\r\nspricht allerdings nichts gegen eine ausschließlich dies klarstellende Regelung im Gesetz. Hierbei ist der Umfang der Daten auf diejenigen zu beschränken, die im Rahmen\r\nvon Zulassungsverfahren an die zuständige Behörde bereits übermittelt worden sind.\r\nDiese könnten auch in weiteren Zulassungsverfahren genutzt werden. Da diese Daten\r\nbei der Behörde aber ohnehin vorliegen, ist auch keine zusätzliche Herausgabepflicht\r\nnotwendig.\r\n6. Zu guter Letzt sind aus Sicht des BDEW dringend weitere Anpassungen im BNatSchG\r\nzur Beschleunigung der Verfahren notwendig. Dies betrifft sowohl die Standardisierung der Artenschutzprüfung bei Windenergievorhaben als auch die Einführung der\r\nProbabilistik als zusätzliche Bewertungsmethode und weitere Punkte. Konkrete Formulierungsvorschläge zu den wichtigsten Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen\r\nfür die Windenergie finden sich im Anhang.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 21\r\n2 Anmerkungen zum WHG\r\n2.1 Zu § 36 WHG‑E\r\n2.1.1 § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E (Berücksichtigung Verschlussgefahr)\r\nDer zweite Halbsatz des § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E „wobei eine mögliche Gefahr eines teilweisen oder vollständigen Verschlusses infolge angeschwemmten Treibgutes oder Totholzes\r\nzu berücksichtigen ist“ ist zu streichen.\r\nDie Vorschrift ist weder hinreichend bestimmt noch praktisch unter verhältnismäßigem Aufwand umsetzbar.\r\nAuch an Stauanlagen privater Betreiber gibt es eine Vielzahl von Brücken und Stege. Es ist daher eine direkte Betroffenheit gegeben. Der Nachweis einer Vorsorge vor teilweisem oder\r\nvollständigem Verschluss infolge angeschwemmten Treibgutes oder Totholzes ist nach unserer Einschätzung technisch und praktisch nicht führbar. Wir sprechen uns daher für eine ersatzlose Streichung dieses Halbsatzes aus.\r\n2.1.2 § 36 Abs. 2 S. 1, 2 WHG-E (Übererfüllung allg. anerkannter Regeln der Technik)\r\nAus Sicht des BDEW hat sich das bestehende Regelungsgerüst des § 36 Absatz 2 WHG bewährt\r\nund erfordert daher keine Überarbeitung. Besonders der Technikmaßstab der allgemein anerkannten Regeln der Technik (a.a.R.d.T.) hat sich als praxistauglich und tragfähig erwiesen. Er\r\numfasst Prinzipien und Lösungen, die in der Praxis erprobt und von einer Mehrheit der Fachleute akzeptiert sind. Diese Standards werden in transparenten Verfahren mit Beteiligung der\r\nFachöffentlichkeit entwickelt und müssen dabei nicht zwingend schriftlich vorliegen.\r\nEntgegen der Annahme in der Gesetzesbegründung bleibt die Aktualität der a.a.R.d.T. durch\r\nregelmäßige Überprüfungen gewahrt. So prüft das Deutsche Institut für Normung (DIN) etwa\r\nalle fünf Jahre die Überarbeitungsnotwendigkeit von Normen, um deren Praxisrelevanz sicherzustellen. Die DIN 19700 etwa berücksichtigt bereits Veränderungen bei hydrologischen Extremereignissen und bietet damit die notwendige Flexibilität.\r\nAus Sicht des BDEW sichern diese Standards eine hohe fachliche Qualität und verhindern\r\nÜberforderungen bei den Behörden sowie unnötige Rechtsstreitigkeiten. Die DIN 19700 bietet\r\neinen sachgerechten Maßstab, und ein weiteres Technikniveau zwischen „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ und „Stand der Technik“ ist überflüssig. Die auf Seite 32 der\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 21\r\nGesetzesbegründung genannten „zahlreichen Regelungslücken“ bestehen nach Ansicht des\r\nBDEW nicht.\r\nDer BDEW lehnt die vorgesehenen Änderungen daher ab und fordert eine Beibehaltung der\r\nbislang bestehenden Regelung.\r\nStatt von den anerkannten Regeln der Technik abzuweichen, sollte erwogen werden, bestehende normgebende Institutionen wie beispielsweise das DIN vor allem finanziell und personell zu stärken, um das Arbeitstempo zu steigern.\r\nFalls der Gesetzgeber am vorliegenden Änderungsentwurf festhalten sollte, weist der BDEW\r\nauf eine Reihe kritischer Punkte hin:\r\n› Die vorgeschlagene Regelung ist in weiten Teilen unbestimmt und unscharf formuliert, was\r\neine fundierte Einschätzung der möglichen Konsequenzen – einschließlich der zu erwartenden Kosten und der Verhältnismäßigkeit – erschwert.\r\n› Das im Entwurf vorgesehene zusätzliche Anforderungsniveau würde kaum zu einer Beschleunigung oder Effizienzsteigerung führen; vielmehr besteht das Risiko, dass aufgrund\r\nuneinheitlicher und unklarer Vorgaben von Behörden die Umsetzungsverfahren unnötig\r\nverkompliziert und verzögert werden. Angesichts des zunehmenden Fachkräftemangels\r\nund des Bedarfes an schnellen Entscheidungen sollte dieser Aspekt dringend überdacht\r\nwerden.\r\n› Im Entwurf (§ 36 Abs. 2 Satz 1 HWSG III-E) sollte der Begriff „mindestens“ unbedingt gestrichen werden, da dieser den Maßstab für die darauffolgenden Regelungen unklar macht.\r\nDies betrifft unter anderem Satz 4 („gilt Satz 1 entsprechend“, „ähnliche Sicherheitsvorkehrungen notwendig … wie für Anlagen nach Satz 1“), Satz 5 Nr. 1 („zur Einhaltung der Anforderungen nach den Sätzen 1 bis …“), Satz 5 Nr. 2 („weitergehende Anforderungen“) und\r\nSatz 7 („Entspricht die Anlage nicht den Anforderungen nach den Sätzen 1 bis …, so ist der\r\nBetreiber verpflichtet, geeignete Maßnahmen zu ergreifen, um einen den Anforderungen\r\nentsprechenden Zustand herzustellen.“).\r\n› Satz 3 hat ausweislich der Gesetzesbegründung (S. 33) und ausweislich der Kommentarliteratur keinen eigenständigen Regelungsgehalt. Da er jedoch in der Praxis zu Rechtsunsicherheiten führt, sollte er gestrichen werden.\r\n› Die Unterscheidung von Größenklassen für Stauanlagen durch Satz 1 und 2 ist nicht nachvollziehbar, da hinsichtlich der Anordnungsbefugnis nach Satz 5 keine Unterschiede vorgesehen sind.\r\n› Im Wortlaut von Satz 5 Nr. 1 ist die Bedeutung des Begriffes „mindestens“ unklar, weshalb\r\nder BDEW hier ebenfalls eine Streichung vorschlägt.\r\n› Zu Satz 5 Nr. 2: Es fehlen konkrete materielle Eingriffsvoraussetzungen. Unklar bleibt, ob\r\nausschließlich anlagenbezogene Anforderungen angeordnet werden dürfen und in\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 21\r\nwelchem Umfang dies zulässig ist. Sollte die Regelungsbefugnis, wie im Entwurf vorgesehen, auf die Behörden übertragen werden, besteht die Gefahr uferloser Anforderungen,\r\neines unübersichtlichen Flickenteppichs an Standards und einer Überlastung der Sachbearbeiter – ohne dass dadurch eine nennenswerte Verbesserung des Hochwasserschutzes erzielt wird, da die bestehenden Stauanlagen in der Regel baulich optimiert sind.\r\n› Zu Satz 5 Nr. 2a): Der Begriff „Hochwassersicherheit“ ist in DIN 19700-11 als Teilaspekt der\r\nAnlagensicherheit definiert. Hier wäre eine gesetzliche Klarstellung erforderlich.\r\n› Insgesamt führt der Regelungsvorschlag zu einem unklaren Verhältnis zu § 13 WHG, insbesondere im Zusammenhang mit § 20 Abs. 2 und § 70 WHG. Es bleibt offen, welche der Regelungen als lex specialis zu betrachten ist.\r\n› Bei den geplanten höheren Anforderungen an Stauanlagen ist zu beachten, dass bei bestehenden Anlagen das Stauvolumen in der Regel nicht erweitert werden kann. Eine Reduzierung des zulässigen Aufstaus würde sich jedoch negativ auf die Trink- oder Brauchwasserversorgung bzw. die potenzielle Niedrigwasseranreicherung auswirken. Dieser Zielkonflikt\r\nmüsste von den zuständigen Behörden gelöst werden.\r\n› Ausweislich der Gesetzesbegründung (z. B. S. 31) sollen die Länder die Möglichkeit erhalten, zusätzliche Anforderungen zu stellen. Die Formulierung im Gesetzesentwurf legt jedoch nahe, dass die Zuständigkeit hierfür bei den Wasserbehörden liegen würde. Für die in\r\nSatz 5 Nr. 2a)-d) vorgesehenen Beispiele für zusätzliche Anforderungen und Maßnahmen\r\nfehlt eine detaillierte Begründung, die jedoch für das Verständnis der Zielrichtung des Entwurfes gerade an dieser Stelle unerlässlich wäre.\r\n› Der Mehraufwand für Bürger, die über Umlagen oder Gebühren mit den Kosten für die\r\nNachrüstung von Stauanlagen belastet würden, sollte in der Gesetzesbegründung korrekt\r\nund transparent dargestellt werden.\r\n2.2 Zu § 68 WHG-E (Planfeststellung, Plangenehmigung)\r\nAngesichts der zunehmenden Hochwassergefahren durch den Klimawandel und des erheblichen Schadenspotenzials für zentrale Schutzgüter wie Leben und Gesundheit der Betroffenen\r\nsollte Hochwasserschutzvorhaben ein deutlicher Vorrang gegenüber entgegenstehenden Interessen eingeräumt werden. Für Maßnahmen im Bereich des Hochwasserschutzes ist daher ein\r\nüberragendes öffentliches Interesse anzunehmen.\r\nBDEW-Vorschlag: Ergänzung von § 68 Absatz 3 WHG um folgenden Satz (neu):\r\n„Für einen Plan, der dem Küsten- oder Hochwasserschutz dient, ist ein überragendes\r\nöffentliches Interesse anzunehmen.“\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 21\r\n2.3 Zu § 70 WHG‑E (Antragsfrist für Eilanträge)\r\n§ 70 Abs. 4 WHG‑E ist grundsätzlich positiv zu bewerten, jedoch ist dieser nur auf Deich- und\r\nDammbauten sowie Bauten des Küstenschutzes anwendbar.\r\nDie Regelung führt eine Antragsfrist für Eilanträge gegen Planfeststellungsbeschlüsse über Gewässerausbauten ein.\r\nDie Vorschrift sollte auf alle planfeststellungsbedürftigen Gewässerausbauten ausgeweitet werden, soweit diese auch dem technischen Hochwasserschutz mit dienen könnten.\r\n2.4 Zu § 72 WHG‑E (Ergänzung der Starkniederschläge)\r\nDie geplante Einfügung des Wortes „Starkniederschläge“ wird seitens des BDEW abgelehnt. Die\r\nAusweitung/Verallgemeinerung des Hochwasserbegriffes ist nicht schlüssig. Laut der geplanten\r\nDefinition könnten bereits regenbedingte kurzzeitige Wasserabflüsse, beispielsweise entlang\r\nStraßen, als Hochwasser gedeutet werden. Sollten hier Sturzfluten infolge von Starkregen mit\r\nin die Hochwasserdefinition aufgenommen werden, bedarf es an dieser Stelle einer genaueren\r\nDefinition dieser Sturzfluten.\r\nDer Begriff Hochwasser sollte weiterhin an Abflusskapazitäten des Einzugsgebietes, wie durch\r\nbeispielsweise Gewässer oder andere technische Abflussbauwerke, gekoppelt sein. Erst bei der\r\nÜberschreitung dieser Kapazitäten sollte von einem Hochwasser gesprochen werden. Dies ist\r\nbesonders bei der Beschreibung von Hochwasserrisikogebieten bzw. bei der Festsetzung von\r\nÜberschwemmungsgebieten von Bedeutung.\r\nEs besteht die Gefahr, dass der Begriff Hochwasser inflationär genutzt wird und dadurch die an\r\nden Begriff Hochwasser gekoppelten Maßnahmen massiv ausgeweitet werden.\r\n2.5 Zu § 76 Absatz 2 WHG-E (zusätzliche Festlegungen besondere Gefahrenbereiche)\r\nDer BDEW begrüßt die Möglichkeit, zusätzliche Festlegungen für besondere Gefahrenbereiche\r\nin Risikogebieten (§ 73 WHG), einschließlich in bestehenden oder künftig festzusetzenden\r\nÜberschwemmungsgebieten, vorzunehmen. Um die Wirksamkeit dieser Neuregelung in der\r\nPraxis zu gewährleisten, sind jedoch einheitliche und konkretisierende Vorgaben erforderlich.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 21\r\n2.6 Zu § 78 WHG‑E\r\n2.6.1 § 78 Abs. 1 WHG-E (Erweiterung des Planungsverbots)\r\n§ 78 Abs. 1 WHG‑E erweitert das bereits geltende Planungsverbot auf Um-/Überplanungen\r\nbereits bebauter Gebiete. Tritt die Vorschrift so in Kraft, folgt daraus, dass zusammenhängend bebaute Gebiete nicht mehr umgeplant werden können.\r\nAus Gründen des Hochwasserschutzes soll eine gemeindliche Überplanung oder Umplanung in\r\nfestgesetzten Überschwemmungsgebieten nicht mehr zulässig sein, so dass m.a.W. das Hineinrücken störfanfälliger Wohnnutzungen in ein festgesetztes Überschwemmungsgebiet verhindert werden soll. Das ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\nGleichzeitig wäre aber auch eine Erweiterung von Bestandsanlagen oder die mit einer Umplanung verbundene Ertüchtigung von Bestandsanlagen innerhalb eines festgesetzten Überschwemmungsgebietes (§ 78 Abs. 1 WHG-E) nicht mehr zulässig. Deshalb bestehen erhebliche\r\nBedenken gegen § 78 Abs. 1 WHG-E. Im Einzelnen:\r\n− Hier muss eine Güterabwägung erfolgen. Bestandsanlagen, welche sinnhaft umgenutzt\r\nwerden sollen, ohne das Gefährdungspotenzial zu erhöhen, könnten künftig nicht mehr\r\nanders genutzt werden. Dies gilt gerade auch angesichts der äußerst restriktiven Voraussetzungen für eine Ausnahme nach § 78 Abs. 2 WHG. Konkret behindert das neue Wasserkraft-Projekte und die weitere Verwendung von nicht mehr für Wasserkraftanlagen\r\nnotwendige Grundstücke.\r\n− In der Begründung (vgl. S. 25) führt der Regelungsentwurf aus, dass sich „durch die Regelung (…) Vorteile für die Allgemeinheit (ergeben). Das Verbot der Um- oder Überplanung in § 78 Absatz 1 in Verbindung mit der Ausnahmemöglichkeit in § 78 Absatz 2 führt\r\ndazu, dass bei einer Verdichtung der Bebauung im Überschwemmungsgebiet, die im\r\nGrundsatz eigentlich zu vermeiden ist, die Belange des Hochwasserschutzes zur materiellen Voraussetzung entsprechender Vorhaben wird. Damit wird gewährleistet, dass\r\nSchäden aufgrund von Hochwasserereignissen gemindert und Gefahren für Leib und Leben vermieden werden.“\r\nDem kann hier nicht ohne Weiteres zugestimmt werden. Die Erwägungen treffen auf bestehende multifunktional genutzte Wasserkraftanlagen nicht zu.\r\nDer BDEW spricht sich für eine Anpassung des Planungsverbots in § 78 Abs. 1 WHG-E dahingehend aus, dass sinnhafte Umnutzungen von Bestandanlagen, die das Gefährdungspotenzial\r\nnicht erhöhen, von dieser Regelung ausgenommen werden.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 21\r\n2.6.2 § 78 Absatz 5a WHG-E (Instandsetzungen nicht unerheblich beschädigter baulicher Anlagen)\r\nDer Gesetzentwurf sieht vor, die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder zerstörten baulichen Anlagen nicht als Instandsetzung, sondern als Errichtung zu behandeln. Diese\r\nAbsicht ist für Anlagen, die dem Hochwasserschutz dienen, darunter Dämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke, nicht zweckmäßig. Im Gegenteil, da der erneute Eintritt eines Hochwasserereignisses jederzeit wieder droht, ist ihre schnellstmögliche Instandsetzung geboten.\r\nDeshalb sollte dem neuen Absatz 5a in § 78 WHG eine Ausnahme für Anlagen für den Hochwasserschutz und die Erzeugung Erneuerbarer Energien, darunter Dämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke sowie Nebenanlagen der Stau- und Kraftwerksanlagen, hinzugefügt werden.\r\n3 Anmerkungen zum BauGB (Vorrangstellung des Hochwasserschutzes)\r\nDer BDEW begrüßt die Bestrebungen, den Hochwasserschutz zu stärken und Risiken durch\r\nHochwasser- und Starkregenereignisse zu reduzieren. Allerdings ist die geplante Regelung zur\r\nAbwägung der Hochwasserschutzbelange in Bauleitplanungen und weiteren Genehmigungsverfahren nicht ausreichend, um die stetig wachsenden Risiken im Sinne einer nachhaltigen\r\nPrävention wirksam zu adressieren.\r\nAngesichts der wachsenden Gefahren durch klimawandelbedingte Starkregen- und Hochwasserereignisse fordern wir, den Hochwasserschutz im Baugesetzbuch (BauGB) als vorrangigen\r\nBelang zu verankern. Dies ist notwendig, um zukünftig eine konsequent präventive Bauplanung zu sichern, die den Schutz von Mensch, Umwelt und Infrastruktur bestmöglich gewährleistet. Der Entwurf sieht die Berücksichtigung des Hochwasserschutzes als Abwägungskriterium vor – wir erachten eine explizite Vorrangstellung hier als zielführender und fordern eine\r\nentsprechende Anpassung des § 1 Abs. 7 BauGB.\r\nIn der laufenden Erarbeitung des „Gesetz(es) zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung“\r\nwird Hochwasserschutz, -vorsorge, Gefahrenvermeidung, -verringerung durch Hochwasser\r\nund Starkregen bei der Abwägung der Belange für die Aufstellung der Bauleitpläne als Abwägungskriterium genannt. Der BDEW hält eine Kohärenz bei der parallelen Änderung des BauGB\r\nfür erforderlich.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 21\r\n4 Anmerkungen zum BNatSchG\r\n4.1 Zu § 6 Abs. 5a BNatSchG-E (Herausgabepflicht von Umweltdaten)\r\nDurch die geplante Neu-Regelung in § 6 Abs. 5a BNatSchG-E soll die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde ermächtigt werden, die Herausgabe von vorhandenen Daten von Vorhabenträgern, Anlagenbetreibern und Gutachtern verlangen zu können. Die Regelung soll laut Gesetzesbegründung der Beschleunigung von Energie- und Infrastrukturvorhaben dienen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die getroffene Regelung jedoch nicht geeignet, die Verfahren zu beschleunigen. Sie führt vielmehr zu Verzögerungen und steht dem dringend notwendigen Bürokratieabbau entgegen. Die Regelung ist trotz des anerkanntermaßen bestehenden Bedarfs\r\nnach guten und umfassenden Datengrundlagen dringend anpassungsbedürftig.\r\nDie geplante Regelung würde in der vorgeschlagenen Form nicht zur Beschleunigung, sondern\r\nzur Verzögerung in den Verfahren führen. Denn es ist unklar, inwiefern die übermittelten Daten vor ihrer Verwendung auf ihre inhaltliche und methodische Richtigkeit geprüft werden\r\nwürden. Daher steht zu befürchten, dass qualitativ mangelhafte Daten Berücksichtigung finden. Verzögerungen können z. B. bei qualitativ nicht hinreichender Datenqualität der zusätzlich eingereichten Daten oder Widersprüchen zwischen mehreren Datensätzen entstehen, da\r\ndann unklar bleibt, auf welche Datengrundlage die Behörde ihre Beurteilung stützen soll.\r\nZudem steht die Regelung dem dringend notwendigen Bürokratieabbau entgegen, indem nun\r\ndie Behörde mit umfangreichen Datenabrufen beauftragt wird.\r\nErgänzend ist anzumerken, dass die grundsätzlich begrüßenswerte Begrenzung der Regelung\r\nauf Daten, die für die fachliche Stellungnahme „erforderlich“ sind, in der Praxis zu erheblichen\r\nVollzugsproblemen führen wird. Denn die Regelung lässt offen, wann eine Erforderlichkeit gegeben ist und wer hierüber zu bestimmen hat. Im Ergebnis greift die Norm sogar ins Leere,\r\nweil die verfahrensrechtlichen Regelungen im Zulassungsrecht – z. B. § 10 Abs. 1 Satz 2 BImSchG – bereits die Übermittlung „erforderlicher“ Unterlagen verlangen.\r\nHinzukommt, dass die Regelung in der jetzigen Ausgestaltung zu erheblicher Rechtsunsicherheit führt. Die umfassende Herausgabepflicht stellt einen erheblichen Eingriff in die Eigentumsrechte der Vorhabenträger und Gutachter dar und greift in die Privatautonomie ein. Außerdem besteht die Gefahr von Urheberrechtsverletzungen.\r\nDie geplante Regelung sollte vor dem geschilderten Hintergrund ersatzlos gestrichen oder zumindest in wesentlichen Punkten angepasst werden. Sollte die im Entwurf vorgeschlagene Regelung nicht gestrichen werden, dann ist sie zumindest an dem grundsätzlich\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 21\r\nnachvollziehbaren Anliegen auszurichten, vorhandene Daten für die fachliche Stellungnahme\r\nin Planungs- und Zulassungsverfahren zu nutzen. Der Umfang der Daten sollte aber auf diejenigen beschränkt werden, die im Rahmen von Zulassungsverfahren an die zuständige Behörde\r\nübermittelt worden sind. Diese könnten auch in weiteren Zulassungsverfahren genutzt werden.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 6 Abs. 5a BNatSchG-E vor:\r\n(5a) Auf Aufforderung der für Naturschutz und Landschaftspflege zuständigen Behörde sind\r\n1. Träger eines Vorhabens,\r\n2. Betreiber von Anlagen und Infrastruktureinrichtungen,\r\n3. Beauftragte der nach den Nummern 1 und 2 Verpflichteten und\r\n4. öffentliche Stellen\r\nverpflichtet, die vorliegenden, zur Einbringung in Zulassungsverfahren erhobenen Daten zu\r\nVorkommen von Tieren und Pflanzen wildlebender Arten, ihren Lebensstätten und Lebensräumen sowie von Biotopen herauszugeben, soweit dies zur fachlichen Stellungnahme der für Naturschutz und Landschaftspflege zuständigen Behörde in Planungs- und Zulassungsverfahren\r\nerforderlich ist. Die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde wird ermächtigt, die im Rahmen von Zulassungsverfahren herausgegebenen Daten für die fachliche Stellungnahme in Planungs- und Zulassungsverfahren für diesen Zweck auch ohne Zustimmung\r\nder nach Satz 1 Verpflichteten zu nutzen. Diese haben die Nutzung der Daten durch die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde für den genannten Zweck zu dulden. Die\r\nfür Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde kann für die Herausgabe eine angemessene Frist setzen, die einen Zeitraum von zwei Wochen nicht unterschreiten soll Ohne\r\nZustimmung der jeweiligen Urheber ist die Herausgabe an Dritte unzulässig, sofern die Daten nicht bereits der Öffentlichkeit bekanntgegeben wurden.\r\n4.2 Zu § 45 Absatz 7 BNatSchG (Anpassung der Ausnahmeregelung)\r\nNach den Erfahrungen des BDEW stellen die Verbote in § 45 BNatSchG ein erhebliches Hindernis für die zügige Umsetzung von Projekten dar, selbst wenn diese im überragenden öffentlichen Interesse liegen. In der Praxis wird von der Ausnahmeregelung nach § 45 Abs. 7 Nr. 5\r\nkaum Gebrauch gemacht. Daher schlagen wir vor, in diesen Fällen eine verbindliche Entscheidung der Behörde vorzusehen und § 45 Abs. 7 Nr. 5 um folgenden Satz zu ergänzen:\r\nBDEW-Vorschlag: Ergänzung in § 45 Absatz 7 BNatschG Nr. 5:\r\n„Bei Vorliegen der Voraussetzungen ist Anträgen auf Zulassung von Ausnahmen aus Gründen\r\ndes überragenden öffentlichen Interesses stattzugeben.“\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 21\r\n4.3 Ergänzende Vorschläge zur Anpassung der Sonderregeln für die Windenergie im\r\nBNatSchG\r\nIn Bezug auf die im Sommer 2022 neu eingeführten Regelungen zur Standardisierung der Artenschutzprüfung bei Windenergievorhaben sind zudem dringende Anpassungen im BNatSchG\r\nvorzunehmen. Einzelne Formulierungsvorschläge samt Begründung finden sich im Anhang zu\r\ndieser BDEW-Stellungnahme.\r\n4.3.1 Probabilistik verankern\r\nWie im Bericht der Bundesregierung zum Prüfauftrag zur Probabilistik angekündigt, ist es notwendig, die Probabilistik als zusätzliche Bewertungsmethode zur Beurteilung des „vorhabenbezogenen Tötungsrisikos“ gesetzlich im BNatSchG zu verankern. Die Verankerung ist in § 45b\r\nBNatSchG vorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.2 Standardisierung für Fledermäuse einführen\r\nAufgrund unterschiedlicher Festlegungen in den Bundesländern ist umgehend eine Standardisierung zum Umgang mit Fledermäusen im BNatSchG ist erforderlich. Die Regelung ist in § 45b\r\nBNatSchG vorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.3 Regelung zum Störungsverbot einführen\r\nZudem fehlt bisher eine Regelung zum Störungsverbot. Die Regelung ist in § 45b BNatSchG\r\nvorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.4 Regelung zum Repowering anpassen\r\nDie artenschutzrechtliche Regelung zum Repowering kommt aufgrund nicht anwendbarer Parameter für die Vergleichsbetrachtung in der Praxis nicht in den Verfahren an. Um das zu heilen, ist eine Anpassung in §45c BNatSchG nötig (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.5 Schutzmaßnahmen anpassen\r\nDer in Anlage 1 Abschnitt 2 BNatSchG eingeführte Maßnahmenkatalog ist fortzuschreiben und\r\nklarstellend weiter zu konkretisieren. Es sollten insbesondere die Dauer von phänologiebedingten und landwirtschaftsbezogenen Abschaltungen klar und eindeutig limitiert werden und\r\nder Umfang von Lenkungsflächen sollte mit einem Höchstwert versehen werden (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 21\r\nAnsprechpartnerinnen/Ansprechpartner\r\nKatharina Graf\r\nAbteilung Recht, Fachgebietsleiterin\r\nTelefon: +49 30 300199-1525\r\nE-Mail: katharina.graf@bdew.de\r\nDr. Sabine Wrede\r\nAbteilung Recht, Fachgebietsleiterin\r\nTelefon: +49 30 300199-1523\r\nE-Mail: sabine.wrede@bdew.de\r\nArno Schmalenberg\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration, Fachgebietsleiter\r\nTelefon: +49 30 300199-1308\r\nE-Mail: arno.schmalenberg@bdew.de\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 21\r\nAnlage 1 Notwendige zusätzliche Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen für die\r\nWindenergie\r\n§ 45b Betrieb von Windenergieanlagen an Land\r\nGesetzestext [Anpassungsvorschläge hervorgehoben] Anmerkung\r\n(1) (…)\r\n(3) Liegt zwischen dem Brutplatz einer Brutvogelart und der Windenergieanlage ein Abstand, der größer als der Nahbereich und geringer als der\r\nzentrale Prüfbereich ist, die in Anlage 1 Abschnitt 1 für diese Brutvogelart\r\nfestgelegt sind, so bestehen in der Regel Anhaltspunkte dafür, dass das Tötungs- und Verletzungsrisiko der den Brutplatz nutzenden Exemplare signifikant erhöht ist, soweit\r\n1. eine signifikante Risikoerhöhung nicht auf der Grundlage einer Habitatpotentialanalyse, oder einer auf Verlangen des Trägers des\r\nVorhabens durchgeführten Raumnutzungsanalyse oder nach einer\r\nprobabilistischen Methode durchgeführten Berechnung der Kollisionswahrscheinlichkeit widerlegt werden kann oder\r\n2. (…)\r\nUmsetzung entsprechend\r\ndes Berichts der Bundesregierung zur Probabilistik.\r\n(…)\r\n(5a) Das Tötungs- und Verletzungsrisiko nach § 44 Absatz 5 Satz 2 Nummer 1 ist für Fledermäuse durch den Betrieb der Windenergieanlage nicht\r\nsignifikant erhöht, wenn Abschaltungen zwischen April und Oktober in\r\nder niederschlagsfreien Nachtzeit bei Temperaturen oberhalb von 10\r\nGrad Celsius und bis zu einer Anlauf-Windgeschwindigkeit von höchstens\r\n6 Metern pro Sekunde angeordnet werden.\r\nDie Zulassungsbehörde hat die angeordnete Abschaltung auf Verlangen\r\ndes Trägers des Vorhabens auf Grundlage einer zweijährigen akustischen\r\nErfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der Windenergieanlage anzupassen, wenn zu erwarten ist, dass pro Jahr weniger als eine Fledermaus pro Megawatt installierter Leistung getötet wird.\r\nStandardisierung zum Umgang mit Fledermäusen im\r\nBNatSchG ist aufgrund unterschiedlicher Festlegungen in\r\nden Bundesländern erforderlich. Die Formulierung knüpft\r\nan § 6b WindBG an und wird\r\nergänzt um Parameter auf\r\nGrundlage aktueller wissenschaftlicher Erkenntnisse. Die\r\nAbschaltparameter sind unter Berücksichtigung von § 2\r\nEEG und in Anlehnung an die\r\ndie Erlasse einiger Bundesländer festgelegt. Die Signifikanzschwelle ist, wie artenschutzfachlich von ProbatEntwicklern vorgeschlagen,\r\nan die installierte Leistung\r\nder Anlagen gekoppelt.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 21\r\n(5b) Eine Verschlechterung des Erhaltungszustandes nach § 44 Absatz 1\r\nNummer 2 kann für Brut-, Rast- und Zugvögel durch die Errichtung von\r\nWindenergieanlagen nicht eintreten und ist durch den Betrieb der Windenergieanlage ebenfalls ausgeschlossen, wenn der Abstand zwischen\r\nWindenergieanlage und jährlich regelmäßig genutzten Rastplätzen 0,5\r\nMeter pro wiederkehrendem Individuum einer Art und höchstens bis zu\r\n2.000 Meter beträgt.\r\nStörungen während der Bauphase sind temporär, mit\r\nforstwirtschaftlicher Nutzung\r\nvergleichbar und ebenfalls\r\nnicht populationserheblich.\r\nDer Vorschlag folgt fachlichen Erfordernissen.\r\n(…)\r\n(7) Nisthilfen für kollisionsgefährdete Vogel- und Fledermausarten dürfen\r\nin einem Umkreis von 1.500 Metern um errichtete Windenergieanlagen sowie innerhalb von Gebieten, die in einem Raumordnungsplan oder in einem Flächennutzungsplan für die Windenergienutzung ausgewiesen sind,\r\nnicht angebracht werden.\r\nDas Nisthilfen-Verbot in\r\nStandortnähe ist artenschutzfachlich sinnvollerweise auf Nisthilfen für Vögel\r\nzu beschränken, da sonst\r\neine entsprechende Maßnahme zugunsten der Fledermäuse ausgeschlossen ist.\r\nAnders als bei Nisthilfen für\r\nVögel werden Nistkästen für\r\nFledermäuse nicht gegen die\r\nWindenergievorhaben eingesetzt. Bei standardmäßig anzuordnenden Fledermausabschaltungen bestehen darüber hinaus keine artenschutzrechtlichen Bedenken.\r\n(…)\r\n§ 45c Repowering von Windenergieanlagen an Land\r\nGesetzestext [Anpassungen hervorgehoben] Anmerkung\r\n(…)\r\n(2) (…) Die Auswirkungen der zu ersetzenden Bestandsanlagen müssen bei\r\nder artenschutzrechtlichen Prüfung als Vorbelastung berücksichtigt werden. Dabei sind insbesondere folgende Umstände einzubeziehen:\r\n1. die Anzahl, die Höhe, die Rotorfläche, und der Rotordurchgang und die\r\nplanungsrechtliche Zuordnung der Bestandsanlagen,\r\n2. die Lage der Brutplätze kollisionsgefährdeter Arten,\r\n3. die Berücksichtigung der Belange des Artenschutzes zum Zeitpunkt der\r\nGenehmigung und\r\n4. 3. die durchgeführten Schutzmaßnahmen.\r\nDie Regelung zum\r\nRepowering kommt aufgrund\r\nnicht anwendbarer Parameter für die Vergleichsbetrachtung in der Praxis nicht in\r\nden Verfahren an.\r\nEs wird artenschutzfachlich\r\nimmer wieder gefordert,\r\nmehr zu repowern, um die\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 21\r\nSoweit jeweils in Relation zu der installierten Leistung die Auswirkungen\r\nder Neuanlagen unter Berücksichtigung der gebotenen, fachlich anerkannten Schutzmaßnahmen verbal-argumentativ oder rechnerisch nachgewiesen geringer als oder gleich sind wie die der Bestandsanlagen, ist davon\r\nauszugehen, dass die Signifikanzschwelle in der Regel nicht überschritten\r\nist, es sei denn, der Standort liegt in einem Natura 2000-Gebiet mit kollisionsgefährdeten oder störungsempfindlichen Vogel- oder Fledermausarten.\r\nbesonders schädlichen Anlagen ohne Maßnahmen aus\r\ndem Verkehr zu ziehen und\r\nwesentlich mehr Ertrag mit\r\ngeringeren Belastungen zu\r\nermöglichen. Aus diesem\r\nGrund wird gefordert, dass\r\ndie Beurteilung in Relation\r\nzur installierten Leistung erfolgt.\r\n(3) Bei der Festsetzung einer Kompensation insbesondere aufgrund einer\r\nBeeinträchtigung des Landschaftsbildes ist die Kompensation abzuziehen,\r\ndie für die zu ersetzende Bestandsanlage bereits geleistet worden ist.\r\nAnlage 1 Abschnitt 2 Schutzmaßnahmen\r\nGesetzestext [Anpassungen hervorgehoben] Anmerkung\r\nSchutzmaßnahme Beschreibung/Wirksamkeit\r\n… … …\r\nAbschaltung bei\r\nlandwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen\r\nBeschreibung: Vorübergehende Abschaltung im Falle der\r\nGrünlandmahd und Ernte von Feldfrüchten sowie des Pflügens zwischen 1. April und 31. August auf Flächen, die in\r\nweniger als 250 Metern der Entfernung einer Rotorblattlänge zuzüglich eines Puffers von 50 Metern vom Mastfußmittelpunkt einer Windenergieanlage gelegen sind. Bei\r\nWindparks sind in Bezug auf die Ausgestaltung der Maßnahme gegebenenfalls die diesbezüglichen Besonderheiten\r\nzu berücksichtigen. Die Abschaltmaßnahmen erfolgen von\r\nBeginn des Bewirtschaftungsereignisses bis mindestens 24\r\nStunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses\r\njeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Bei für\r\nden Artenschutz besonders konfliktträchtigen Standorten\r\nmit drei Brutvorkommen oder, bei besonders gefährdeten\r\nVogelarten, mit zwei Brutvorkommen ist für mindestens 48\r\nStunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses\r\njeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang abzuschalten. Die Maßnahme ist unter Berücksichtigung von artspezifischen Verhaltensmustern anzuordnen, wobei\r\nDer Abstand sollte in Relation\r\nzur Rotorlänge gewählt werde.\r\nZudem ist „mindestens“ für den\r\nVollzug zu unkonkret.\r\nWeiter ist die Vorgabe einer genauen Windgeschwindigkeit\r\nbeim Rotmilan wünschenswert,\r\nda hier außerhalb von Hessen\r\nbisher keine Umsetzung der\r\nVorgabe erfolgt.\r\nZulässigkeit eines Weiterbetriebs bei Windgeschwindigkeit\r\n>6 m/s erfolgt in Anlehnung an\r\ndie VwV in Hessen „Naturschutz/Windenergie“ vom\r\n17.12.2020.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 21\r\ninsbesondere des von der Windgeschwindigkeit abhängigen Flugverhaltens beim Rotmilan bei Windgeschwindigkeiten oberhalb von 6 Metern pro Sekunde ein Weiterbetrieb zulässig ist.\r\nWirksamkeit: Die Abschaltung bei Bewirtschaftungsereignissen trägt regelmäßig zur Senkung des Kollisionsrisikos bei\r\nund bringt eine übergreifende Vorteilswirkung mit sich.\r\nDurch die Abschaltung der Windenergieanlage während\r\nund kurz nach dem Bewirtschaftungsereignis wird eine\r\nwirksame Reduktion des temporär deutlich erhöhten Kollisionsrisikos erreicht. Die Maßnahme kann vertraglich oder\r\nüber den Einsatz von technischen Systemen zur Erkennung\r\nlandwirtschaftlicher Bewirtschaftung abgesichert werden.\r\nDie Maßnahme ist insbesondere für Rotmilan und Schwarzmilan, Rohrweihe, Schreiadler sowie den Weißstorch wirksam.\r\nHinweis zu technischen Systemen sehr wichtig, um die Maßnahme in der Praxis umsetzen\r\nzu können. Viele Landwirte\r\nscheuen nämlich die vertragliche Bindung zur Umsetzung,\r\nweil sie die Risiken nicht tragen\r\nwollen, wenn eine Meldung eines Mahdereignisses versäumt\r\nwird.\r\nAnlage von attraktiven\r\nAusweichnahrungshabitaten\r\nBeschreibung: Die Anlage von attraktiven Ausweichnahrungshabitaten wie zum Beispiel Feuchtland oder Nahrungsgewässern oder die Umstellung auf langfristig extensiv\r\nbewirtschaftete Ablenkflächen ist artspezifisch in ausreichend großem Umfang von bis zu 2 Hektar pro Brutplatz\r\nvorzunehmen. Über die Eignung und die Ausgestaltung der\r\nFläche durch artspezifische Maßnahmen muss im Einzelfall\r\nentschieden werden. Eine vertragliche Sicherung zu Nutzungsbeschränkungen und/oder Bearbeitungsauflagen ist\r\nnachzuweisen. Die Umsetzung der Maßnahmen ist für die\r\ngesamte Betriebsdauer der Windenergieanlage durch vertragliche Vereinbarungen zwischen dem Vorhabenträger\r\nund den Flächenbewirtschaftern und -eigentümern sicherzustellen. Die Möglichkeit und Umsetzbarkeit solcher vertraglichen Regelungen ist der Genehmigungsbehörde vorab\r\ndarzulegen.\r\nDie Maßnahme ist zu unkonkret\r\nund bedarf der Konkretisierung.\r\nWirksamkeit: Die Schutzmaßnahme ist insbesondere für\r\nRotmilan, Schwarzmilan, Weißstorch, Baumfalke, Fischadler,\r\nSchreiadler, Weihen, Uhu, Sumpfohreule und Wespenbussard wirksam. Die Wirksamkeit der Schutzmaßnahme ergibt\r\nsich aus dem dauerhaften Weglocken der kollisionsgefährdeten Arten bzw. der Verlagerung der Flugaktivität aus dem\r\nVorhabenbereich heraus. Eine Wirksamkeit ist, je nach\r\nDer letzte Satz steht im Widerspruch zum Wortlaut in § 45b\r\nAbs. 3 BNatSchG und führt zu\r\nMissverständnissen und sollte\r\ndaher gestrichen werden.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 21\r\nKonstellation und Art auch nur ergänzend zu weiteren\r\nMaßnahmen anzunehmen.\r\nSenkung der Attraktivität von\r\nHabitaten im\r\nMastfußbereich\r\nBeschreibung: Die Minimierung und unattraktive Gestaltung\r\ndes Mastfußbereiches (entspricht der landwirtschaftlich\r\nnicht genutzten vom Rotor überstrichenen, Fläche innerhalb der vom Rotor überstrichenen Fläche zuzüglich eines\r\nPuffers von 50 Metern) sowie der Kranstellfläche kann dazu\r\ndienen, die Anlockwirkung von Flächen im direkten Umfeld\r\nder Windenergieanlage für kollisionsgefährdete Arten zu\r\nverringern. Hierfür ist die Schutzmaßnahme regelmäßig\r\ndauerhaft während der Betriebslaufzeit durchzuführen.\r\nAuf Kurzrasenvegetation, Brachen sowie auf zu mähendes\r\nGrünland ist in jedem Fall zu verzichten. Je nach Standort,\r\nder umgebenden Flächennutzung sowie dem betroffenen\r\nArtenspektrum kann es geboten sein, die Schutzmaßnahme\r\neinzelfallspezifisch anzupassen.\r\nDie Maßnahme ist nicht vollziehbar. Auf den gesamten Rotorbereich zuzüglich 50 Meter\r\nhaben Projektierer jedenfalls\r\nregelmäßig keinen Zugriff.\r\nDass die Maßnahme „regelmäßig durchzuführen“ ist, steht im\r\nWiderspruch zum Wortlaut in §\r\n45b Abs. 3 Nr. 2 BNatSchG und\r\nist missverständlich. Da andere\r\nMaßnahmen qua Gesetz ausreichen, ist eigentlich gemeint,\r\ndass die Maßnahme dauerhaft\r\ndurchgeführt werden muss.\r\nEine „regelmäßige“ Durchführung steht auch im Gegensatz\r\ndazu, dass die Maßnahme lediglich für fünf Arten geeignet\r\nist, das Kollisionsrisiko zu senken.\r\nWirksamkeit: Die Schutzmaßnahme ist insbesondere für\r\nRotmilan, Schwarzmilan, Schreiadler, Weißstorch und Wespenbussard wirksam. Die Maßnahme ist als alleinige\r\nSchutzmaßnahme nicht ausreichend.\r\nPhänologiebedingte Abschaltung\r\nBeschreibung: Die phänologiebedingte Abschaltung von\r\nWindenergieanlagen umfasst bestimmte, abgrenzbare Entwicklungs-/Lebenszyklen mit erhöhter Nutzungsintensität\r\ndes Brutplatzes (z. B. Balzzeit oder Zeit flügger Jungvögel).\r\nSie beträgt in der Regel bis zu 4 und höchstens oder bis zu 6\r\nWochen innerhalb des Zeitraums vom 1. März bis zum 31.\r\nAugust von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Die Zeiträume können bei bestimmten Witterungsbedingungen wie\r\nStarkregen oder hohen Windgeschwindigkeiten artspezifisch im Einzelfall beschränkt werden, sofern hinreichend\r\nbelegt ist, dass auf Grund bestimmter artspezifischer Verhaltensmuster während dieser Zeiten keine regelmäßigen\r\nFlüge stattfinden, die zu einer signifikanten Erhöhung des\r\nTötungs- und Verletzungsrisikos führen.\r\nDie Formulierung „oder bis zu 6\r\nWochen“ führt zu Praxisproblemen. Die Formulierung „in der\r\nRegel“ reicht, um der Behörde\r\nbei atypischen Fällen einen Beurteilungsspielraum einzuräumen. Es sollte klargestellt werden, dass allenfalls „bis zu 6\r\nWochen“ die Höchstdauer ist\r\nund für den Fall möglich sein\r\nkann, wenn mehrere Arten betroffen sind.\r\nWirksamkeit: Die Maßnahme ist grundsätzlich für alle Arten\r\nwirksam. Da sie mit erheblichen Energieverlusten\r\nZulässigkeit eines Weiterbetriebs bei Windgeschwindigkeit\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 21\r\nverbunden ist, soll sie aber nur angeordnet werden, wenn\r\nkeine andere Maßnahme zur Verfügung steht. Die Maßnahme ist unter Berücksichtigung von artspezifischen Verhaltensmustern anzuordnen, wobei beim Rotmilan bei\r\nWindgeschwindigkeiten oberhalb von 6 Metern pro Sekunde ein Weiterbetrieb zulässig ist.\r\n>6 m/s erfolgt in Anlehnung an\r\ndie VwV in Hessen „Naturschutz/Windenergie“ vom\r\n17.12.2020."},"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":"2024-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013477","regulatoryProjectTitle":"Preisfestlegung für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu dem geförderten Netz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/93/0d/378504/Stellungnahme-Gutachten-SG2412030027.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":"1\r\nStellungnahme zur Preisfestlegung für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu dem geförderten Netz\r\n29. Oktober 2024\r\nDie „Rahmenregelung der Bundesrepublik Deutschland für einen flächendeckenden Ausbau\r\nvon Gigabitnetzen in grauen Flecken“ wurde im Zuge der aktuellen Ratifizierung an die neuen\r\nEU-Beihilfeleitlinien (2023/C 36/01) angepasst und wird für die Gigabitförderung 2.0 seit April\r\n2024 angewendet. Zentrale Änderung ist dabei die verbindliche Festlegung der Bedingungen\r\nund Preise für den Zugang Dritter auf Vorleistungsebene zu dem geförderten Netz. Nach dem\r\nvorliegenden Zeitplan sollen die festgelegten Preise bereitsim November 2024 bestimmt werden. Diese sollen nur für neue Förderverfahren gelten, für die bisherigen Förderverfahren bis\r\nNovember 2024 gilt dieses Preisfestsetzungsregime jedoch nicht.\r\nBezugnehmend auf das zweite Fachgespräch des Bundesministeriums für Digitales und Verkehr (BMDV) vom 27. September 2024 möchten der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und der Bundesverband Breitbandkommunikation (BREKO) nochmals\r\nzentrale Punkte verdeutlichen, die bei der finalen Ausgestaltung der Preisfestlegung zwingend\r\nberücksichtigt werden müssen. Bis zur Festlegung im November 2024 sehen wir deutlichen\r\nausstehenden Handlungsbedarf auf Seiten der Bundesnetzagentur und des BMDV, da wesentliche Bedenken der Branche bisher nur im geringen Ausmaß in dem Prozess einbezogen wurden. BDEW und BREKO bitten daher um eine eingehende Prüfung und Berücksichtigung der\r\nvorliegenden Aspekte:\r\nMarktentwicklungen müssen über begrenzte Genehmigungsdauern oder Preisanpassungsmechanismen berücksichtigt werden\r\nWie in der Präsentation der Bundesnetzagentur bereits dargestellt, sind die Preisanpassungsmechanismen bisher von den Telekommunikationsunternehmen im Rahmen freier marktlicher Verhandlungen unterschiedlich ausgestaltet worden Falls in den Vorleistungsverträgen\r\neine begrenzte Laufzeit vereinbart wurde, beträgt diese laut BNetzA-Benchmark durchschnittlich eine Laufzeit von 7 bis 10 Jahren.\r\nDie Bedeutung von Preisanpassungsmechanismen ist insbesondere seit 2022 durch die hohe\r\nInflation und das gestiegene Preisniveau unter anderem aufgrund der durch den Ukrainekrieg\r\nausgelösten Energiekrise gestiegen. Die Tiefbaukosten sind aufgrund zusätzlich knapper Ressourcen in diesem Zeitraum ebenfalls stark angestiegen. Um Preis- und damit Kostenänderungen im Markt zukünftig in den nun vom BMDV ex ante festzulegenden Vorleistungspreisen\r\nadäquat abzubilden, bedarf es zwingend eines markteinheitlichen Anpassungsmechanismus\r\noder einer regelmäßigen Überprüfung und ggf. erforderlichen Anpassung, wobei es hierzu in\r\ndem Branchentermin leider noch keine Agenda gab.\r\n2\r\nBezüglich des Zeitrahmens für Überprüfungen stimmen wir der Einschätzung der Bundesnetzagentur zu, dass eine Anpassung nicht zwingend jährlich erfolgen muss. Der bürokratische\r\nAufwand für Unternehmen und Behörden wäre hierfür zu hoch.\r\nDa es sich bei der vorliegenden Entgeltfestlegung für Vorleistungsprodukte im Förderkontext\r\nebenfalls um ex ante regulierte Preise handelt und hierbei insbesondere auch Leerrohrentgelte festgelegt werden, müssen die Genehmigungsdauern entsprechend harmonisiert werden. Ansonsten würde dies zu Wettbewerbsverzerrungen zu Lasten von Telekommunikationsnetzbetreibern im Förderkontext führen. Dabei ist zu bedenken, dass die zeitliche Befristung\r\neinzelner TK-Vorleistungsprodukte stark variiert. Eine zeitliche Begrenzung der Entgeltfestlegung der Vorleistungsentgelte im Förderkontext ist daher individuell nach TK-Vorleistungsprodukt zwingend geboten.\r\nZweifel bei der Datengrundlage\r\nWie aus der Präsentation der Bundesnetzagentur im Fachgespräch vom 27.09.2024 hervorging, wurden für das Kostenmodell der Bundesnetzagentur lediglich wenige große TK-Unternehmen eingebunden, deren Auswahl bzw. die Auswahlkriterien von BNetzA nicht transparent gemacht wurden. Auch wenn wir Einschränkungen aufgrund des kurzen zeitlichen Horizontes nachvollziehen können, zweifeln wir deshalb an der Repräsentativität des Gesamtmarktes bei der Datengrundlage für die Berechnung mit dem analytischen Kostenmodell. Repräsentativ wäre es gewesen die Mehrheit der am TK-Markt tätigen Unternehmen in die Befragung einzubeziehen. Die Entscheidung des Grundsatzprogrammes ist hier hinterfragbar, da\r\nzwischen großen überregional tätigten und kleineren regional tätigen Telekommunikationsunternehmen wesentliche Unterschiede bei den Ausbaukosten bestehen, da insbesondere\r\ngroße, deutschlandweit ausbauende Telekommunikationsnetzbetreiber z.B. aufgrund der größeren Anzahl an Ausbauprojekten günstigere Konditionen verhandeln können. Da die Bundesnetzagentur eine regionale Unterscheidung in den Vorleistungspreisen ausgeschlossen hat,\r\nmüssten kleinere TK-Unternehmen und vor allem diejenigen Anbieter, welche auf dem Land\r\nausbauen, die Konsequenzen einer Verzerrung der Endpreise tragen. Das vorliegende Modell\r\nsollten daher auch durch stichprobenartige Daten weiterer Unternehmen, mit unterschiedlichen Unternehmensgrößen und differenzierten Ausbaugebieten (deutschlandweit vs. regional, städtisch vs. ländlich) ergänzt werden.\r\nUnterschiede zwischen Festpreis und Obergrenze\r\nZentraler Bestandteil der Diskussion im Rahmen des zweiten Branchentermins am 28.09.2024\r\nwar die Festlegung der Zugangspreise als Festpreise, Obergrenze oder gar Korridor. Wenn\r\nauch noch keine abschließende Bewertung stattgefunden hat, konnten durch das Benchmarking deutliche Preisunterschiede zwischen urbanen/wettbewerbsintensiven und ländlichen\r\nGebieten (mit z.B. schwieriger Topografie) festgestellt werden. Dies wurde bereits durch unterschiedliche Stellungnahmen der Verbände zu dem Verfahren angemerkt. Das BMDV und\r\n3\r\ndie Bundesnetzagentur kündigten nun an, eine ausgewogene Gewichtung zwischen den einzelnen Preisen ansetzen zu wollen. Dieses Vorgehen unterstützen wir: Den höheren Ausbaukosten in Fördergebieten kann am ehesten durch die Berücksichtigung der Preise in vergleichbaren ländlichen Gebieten Rechnung getragen werden, in denen eigenwirtschaftlicher Ausbau\r\nstattfindet.\r\nVon Seiten des BMDV und der Bundesnetzagentur besteht allerdings noch Unsicherheit, ob es\r\nsich um einen fix festgelegten Preis oder “lediglich” um eine vorab festgelegte Obergrenze\r\nhandeln wird. Wir begrüßen das Ziel der Bundesnetzagentur und BMDV, bei der Festlegung\r\nder Vorleistungsentgelte im Förderkontext grundsätzlich eine möglichst große Flexibilität für\r\ndie TK-Netzbetreiber zu ermöglichen.\r\nIm Falle einer Obergrenze darf aber nicht nur eine einfache Durchschnittspreisbildung angewendet werden, da diese sonst zu niedrig festgelegt würde. Vielmehr sollte eine Art Aufschlag\r\nerfolgen, um den Unternehmen, die sich an dem geförderten Ausbau beteiligen größtmöglichen Spielraum und Flexibilität zu gewähren.\r\nDen Vorschlag eines Preiskorridors lehnen wir hingegen ab, da er statt zusätzlicher Flexibilität\r\nden Gestaltungsspielraum bei der Preisausgestaltung zwischen Anbietern und Nachfragern im\r\nVergleich zu einer Obergrenze unnötigerweise durch eine Grenze nach unten stärker eingrenzen würde.\r\nUnabhängig vom gewählten Preismodell ist allerdings festzuhalten, dass es sich zwar ökonomisch um einen Spielraum, faktisch aber um eine ex-ante Entgeltregulierung handelt, da in\r\nder Regel kein Open Access-Anbieter seine Vorleistungspreise unter der höchstmöglichen Entgeltgrenze festlegen wird.\r\nZudem werden sich die Preise auch zwangsläufig auf den eigenfinanzierten Ausbau auswirken,\r\nda mit den dann festgelegten Entgelten für alle beim Open Access möglichen Vorleistungsproduktenöffentliche Preise als Orientierung im Markt existieren werden. TK-Netzbetreiber werden sich auch bei Open Access-Gewährung bei eigenwirtschaftlich errichteten Glasfasernetzen an diesen Preisen orientieren. Folglich werden die nun im Förderkontext vorab festgelegten Vorleistungspreise auch eine wesentliche Signalwirkung auf den gesamten TK-Markt haben.\r\nWirtschaftlichkeitslücke keine Lösung für die Deckung von Finanzierungslücken bei nicht\r\nwirtschaftlich durch Eigenfinanzierung erschließbaren Gebieten\r\nVerbunden mit der Höhe der Vorleistungspreise ist ebenfalls die Anwendbarkeit der Wirtschaftlichkeitslücke bei der Deckung der Ausbaukosten. Nach Angabe der Bundesnetzagentur\r\nkönnten Finanzierungslücken beim Ausbau von geförderten Netzen durch die Wirtschaftlichkeitslücke aufgefüllt werden, auch wenn die festgelegten Entgelte zu gering wären. Dies ist\r\naus Sicht der Branche nicht der Fall.\r\n4\r\nDerzeit besteht ein starker Wettbewerb bei Ausschreibungen um den geförderten Glasfaserausbau (jeweils 4 – 5 Bieter). Beim Wirtschaftlichkeitslückenmodell erhält in der Regel (und\r\nunter Berücksichtigung weniger wichtigeren Kriterien) der Bieter mit dem geringsten Fördermittelbedarf einen Zuschlag. Als Teil der Bietstrategie um den Zuschlag wird daher versucht,\r\nden Fördermittelbedarf so gering wie möglich auszugestalten. Die im Fördergebiet anfallenden Kosten werden durch den Fördermittelzuschlag somit üblicherweise nicht zu 100% gedeckt, sondern TK-Unternehmen müssen immer einen Teil der Kosten selbst tragen. Die Gebote der Netzbetreiber, die bei der Förderausschreibung abgegeben werden, sind zudem verbindlich. Bis auf absolute Ausnahmefälle können nachträglich keine weiteren Anpassungen\r\ngemacht werden.\r\nAuch wenn diese Bietstrategie Teil des wirtschaftlichen Risikos ist, konnten TK-Unternehmen\r\ndieses Risiko bislang durch die individuelle Festlegung der Vorleistungs- und Endkundenpreise\r\nausgleichen. Werden allerdings die verbindlichen Vorleistungspreise nun durch das BMDV und\r\ndie Bundesnetzagentur festgelegt und diese zu niedrig angesetzt, haben die Netzbetreiber\r\nkeine Möglichkeit zur Kostendeckung mehr. Die entstandenen Mehrkosten lassen sich auch\r\nnicht über die Retailpreise ausgleichen, da ein Wettbewerb im Endkundenmarkt besteht und\r\ndie Vorleistungspreise auch die Retailpreise beeinflussen. Hierdurch besteht das Risiko, dass\r\nAusbaukosten (besonders bei unverwertbaren Mehrkosten) nicht mehr gedeckt werden können und sich zudem negativ auf den eigenwirtschaftlichen Ausbau auswirken und somit Investitionen gefährden. Die Vorleistungsentgelte können nicht mehr als Puffer dienen. Durch das\r\nRisiko der Kostenunterdeckung – bei gleichzeitigen weitreichenden regulatorischen Eingriffen\r\nund Verpflichtungen – könnten sich TK-Unternehmen dazu entscheiden, sich nicht mehr an\r\nAusschreibungen zu beteiligen. Dies würde Kommunen, die sich momentan um eine Förderung bemühen, vor großen Herausforderungen stellen.\r\nGroße Unterschiede bei Einmalentgelten\r\nAusstehend ist die Ausgestaltung der Einmalentgelte, die ebenfalls bei der Preisfestlegung\r\nvorgegeben werden sollen. (Stand Fachgespräch 13.06.2024). Diese waren zwar Teil der Datenabfrage für den von der BNetzA durchgeführten Benchmark. Wir weisen jedoch auf die\r\nstarken Unterschiede bei den Einmalentgelten hin, die Prozesskosten getrieben sind und sich\r\nwesentlich von Unternehmen zu Unternehmen unterscheiden. Es stellt einen enormen Aufwand dar, diese Prozesse ökonomisch vergleichbar zu machen. Unterschiede bestehen insbesondere hinsichtlich der jeweils unternehmensspezifischen Stundensätze, aber auch dem\r\nGrad der Digitalisierung und damit der Automatisierung der Bereitstellungs-, Entstör- und\r\nKündigungsprozesse. Insbesondere kleinere Unternehmen weisen einen geringeren Digitalisierungs- und Automatisierungsgrad auf als große Unternehmen, so dass die kleineren Unternehmen in der Regel höhere Prozesskosten für Bereitstellung, Entstörung und Kündigung der\r\nOpen Access-Vorleistungsprodukte aufweisen. Im WIK-Breitband-Kostenmodell wurden in\r\nder Vergangenheit Prozesskosten beispielsweise nicht abgefragt, so dass offen ist, ob deren\r\nFestlegung allein auf den von der Bundesnetzagentur abgefragten Markt-Benchmarkdaten\r\n5\r\nerfolgt. Da jedes Unternehmen zudem eine unterschiedliche Preisstruktur mit unterschiedlichen Preispositionen aufweist, halten wir bei Einmalentgelten eine einheitliche Vorab-Festlegung durch das BMDV und Bundesnetzagentur für äußerst schwierig.\r\nDeshalb fordern wir, dass Unternehmen weiterhin die Einmalentgelte bei Förderverfahren individuell festlegen können oder mindestens eine zeitliche Verschiebung der Festlegung erfolgt, um die nötige Qualität sicherzustellen.\r\nRechtliche Grundlage und Anfechtbarkeit\r\nAus Sicht des BMDV und der Bundesnetzagentur fehle die Eingriffswirkung der Regelung, daher ist keine gesetzliche Grundlage notwendig. Es sei eine einseitige Verpflichtung – TK-Unternehmen müssten sich nicht zwingend an Ausschreibungen beteiligen. Die Veröffentlichung\r\nder Preise ist über die Webseite des BMDV geplant und soll nur durch die Teilnahme an der\r\nAusschreibung ihre Wirksamkeit entfalten.\r\nWir geben zu bedenken, dass das BMDV und die Bundesnetzagentur den nötigen Rechtsschutz\r\nsicherzustellen hat, um rechtsstaatliche Anforderungen zu gewährleisten. Anderenfalls ist die\r\nPlanungs-, Rechts- und Investitionssicherheit nicht gegeben. Es stellt sich zudem die Frage, ob\r\nund wie eine Anfechtbarkeit der Entgelte gewährleistet werden soll. Denn nach dem Konzept\r\ndes BMDV wird die Rechtsschutzmöglichkeit vor dem VG Köln als spezialisierte Kammer zu\r\nden jeweiligen Vergabekammern der Länder verlagert, was das Risko von divergierenden Entscheidungen mit sich bringt. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Oktober 2024\r\nWeiterbetrieb von OffshoreWindenergieanlagen und\r\nOffshore-Netzanbindungssystemen\r\nWhite Paper\r\nErstellt im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung“ unter Beteiligung des Bundesverbandes Windenergie Offshore (BWO)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 40\r\nInhalt\r\nEinleitung ............................................................................................................................4\r\nKurzfassung...........................................................................................................................5\r\nLangfassung ..........................................................................................................................9\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks.................................................................................9\r\n1.1 Regulatorik........................................................................................................9\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)..................................................................10\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)...........10\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo .....................................11\r\n1.2 Technik............................................................................................................12\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands..................................................................13\r\n1.2.2 Zertifizierung ..................................................................................................14\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................15\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten ..........15\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks.....................................................................18\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz..................................................................19\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale).......................19\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme.......................................................... 20\r\n2.1 Regulatorik......................................................................................................20\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e\r\nEnWG..............................................................................................................20\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG............21\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark .........27\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks............................27\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen .........................................28\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem .........................................................................28\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 40\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks......................................................................... 28\r\n3.1 Regulatorik......................................................................................................29\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering.......29\r\n3.1.2 2 K-Kriterium...................................................................................................29\r\n3.2 Technik............................................................................................................31\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP.....................................................................31\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP ...........................................................................32\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks.............................................................................. 33\r\n4.1 Regulatorik......................................................................................................33\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................34\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks..................................................................................... 34\r\n5.1 Regulatorik......................................................................................................35\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)......................................................................35\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).....................................................35\r\n5.2 Technik............................................................................................................37\r\n5.3 Zeitplanung.....................................................................................................38\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme................................................................ 39\r\n6.1 Regulatorik......................................................................................................39\r\n6.2 Technik............................................................................................................39\r\n6.3 Zeitplanung.....................................................................................................40\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 40\r\nEinleitung\r\nDer BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. hat sich im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ mit (potenziellen) Betreibern von Offshore-Windparks, den Übertragungsnetzbetreibern in der deutschen Nord- und Ostsee sowie dem Fraunhofer IWES (Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme) ausgetauscht. Der Bundesverband Windenergie Offshore\r\n(BWO) war ebenfalls mit einem Sitz in dieser Arbeitsgruppe vertreten.\r\nZiel der Arbeitsgruppe war es, eine Plattform zu bieten, um die mannigfaltigen Herausforderungen\r\nsowie die Komplexität zum Thema Nachnutzung und Weiterbetrieb von Offshore-Windparks\r\n(OWPs) und entsprechender Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) aus Sicht der Branche zu\r\nbeschreiben und mögliche Lösungs- und Handlungsoptionen aufzuzeigen. Das Papier soll zudem\r\neine Handreichung für Vertreterinnen und Vertreter aus Behörden und Ministerien sowie für Politikerinnen und Politiker darstellen.\r\nAusgangspunkt und Arbeitsgrundlage der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ sind die bisher\r\nbekannt gewordenen Arbeitsprozesse und Vorüberlegungen des Bundesamts für Seeschifffahrt\r\nund Hydrographie (BSH) ab Mitte 2022.\r\nAm 1. Juli 2022 stellte das BSH im Entwurf des Flächenentwicklungsplans 2022 (FEP) erstmalig\r\nÜberlegungen zum Thema Rückbau und Nachnutzung von OWPs und ONAS in Form einer AnhangTabelle1 vor. Innerhalb eines sich daran anschließenden Expertenworkshops „Rückbau und Nachnutzung“ am 22. September 2022 hat die OWP-Betreiberseite Kritik an dem tabellarischen Ansatz\r\nzu den beabsichtigten Festlegungen zur Nachnutzung von Flächen in den Zonen 1 und 2 der Nordsee und Ostsee des BSH geübt. Beim zweiten FEP-Entwurf des BSH vom 28. Oktober 2022 wurde\r\ndas Thema Nachnutzung zunächst ausgeklammert. Das BSH gab bekannt, dass sich die Behörde in\r\nZukunft dem Thema Nachnutzung annehmen werde.\r\nNach öffentlich verfügbaren Informationen geht die Einschätzung des BSH dahin, dass das gesetzliche Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung von Windenergieanlagen auf See bis\r\nzum Jahr 2045 nur dann erreicht werde, wenn eine zeitige Nachnutzung von Flächen ermöglicht\r\nwerde, auf denen die Erstgenehmigungsdauer von 25 Jahren abgelaufen sei. Ausweislich des FEPs\r\n2023 ist das Ziel des BSH, zukünftig große zwei Gigawatt-Flächen als neuen Standard für OWPs zu\r\nschaffen. Dadurch soll eine möglichst hohe Effizienz sowohl bei dem Betrieb der OWPs als auch bei\r\nden ONAS erreicht werden. Die Nachnutzungserwägungen des BSH betreffen zunächst die Zonen 1\r\nund 2 mit relativ kleinen Flächen. Herausforderungen ergeben sich insbesondere dadurch, dass die\r\nOWPs zu unterschiedlichen Zeiten in Betrieb gegangen sind und demnach die Erst-Genehmigungen\r\nzu unterschiedlichen Zeiten auslaufen werden. Nach Einschätzung des BSH soll das Ziel erreicht\r\n1\r\nSiehe Flächenentwicklungsplan (FEP) 2022, Tabelle 11, 12, S. 93\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 40\r\nwerden, den Zeitraum ohne Einspeisung zwischen Außer- und Inbetriebnahme der OWPs möglichst kurz zu halten, mithin eine frühzeitige Planungsgrundlage für Betreiber zu schaffen. Ausweislich des FEPs 2023 geht das BSH bisher davon aus, dass Rückbau sowie Neubau jeweils innerhalb\r\nvon einem Jahr möglich seien. Schließlich geht das BSH von einer 25-jährigen Betriebsdauer der\r\nOWPs inklusive der dazugehörigen Netzanbindung aus und sieht darüberhinausgehende Nutzungszeiträume wegen der zu berücksichtigenden Netzanbindungsinfrastruktur als riskant an. Nach Ansicht des BSH führe eine technische Modernisierung durch größere Anlagen voraussichtlich zu einer Leistungserhöhung und damit einhergehend zu einer erhöhten Stromerzeugungsmenge im\r\nOffshore-Bereich.\r\nKurzfassung\r\nDie Kerninhalte des White-Papers für den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen\r\n(OWEA) und ONAS, das Repowering von OWEA sowie den Rückbau von OWEA und ONAS lassen\r\nsich wie folgt zusammenfassen:\r\nWeiterbetrieb von OWEA\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS nach Auslaufen von deren Erst-Genehmigung sowie die\r\nanschließende Nachnutzung vorhandener Flächen mit Bestandsanlagen ist mit einem hohen koordinatorischen Aufwand verbunden, der ein frühzeitiges planvolles Handeln der beteiligten Akteure voraussetzt. Im Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) bedarf es einer Klarstellung,\r\nwelche Voraussetzungen für einen Weiterbetrieb zu erfüllen sind und inwiefern ein Antrag auf\r\nWeiterbetrieb bereits früher als 24 Monate vor Ablauf der Genehmigung gestellt werden darf.\r\nNur wenn frühzeitig Planungssicherheit besteht, können OWEA- und ONAS-Betreiber in die Lage\r\nversetzt werden, ausreichend und rechtzeitig Infrastruktur aufzubauen, um langfristig das Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung zu erreichen.\r\n› Der Weiterbetrieb bestehender OWEA kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen. Durch die Weiternutzung bestehender Infrastruktur könnten zusätzliche Netzkosten aufgrund neuer Netzanschlüsse für Neuanlagen auf einen längeren Zeitraum verteilt und damit abgefedert werden. Darüber hinaus könnten Engpässe in den Lieferketten bei OWEA und ONAS\r\nvermieden sowie logistische Versorgungskapazitäten (Schiffe und Hafeninfrastruktur) durch gewonnene planerische Flexibilitäten ohne eine Überlastung besser genutzt werden. Gleichzeitig\r\nführt ein Weiterbetrieb durch eine verbesserte CO2-Bilanz zu mehr Klimaschutz.\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS ist technisch grundsätzlich möglich. Konkrete Erfahrungswerte für mögliche Zeiträume existieren aktuell noch nicht. Derzeit muss jeder Einzelfall\r\nindividuell betrachtet werden. Folgende Punkte sind dabei von besonderer Bedeutung:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 40\r\n• Um die tatsächlich mögliche Dauer des Weiterbetriebs einer OWEA und ONAS feststellen zu\r\nkönnen, müsste ein standardisiertes Prüfverfahren entwickelt werden. Dieses kann zweigeteilt aus einem analytischen und einem praktischen Teil bestehen, wobei einzelne Prüfprozesse am besten in die regelmäßigen Inspektionsintervalle einbezogen werden könnten.\r\n• Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder\r\neine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-\r\nplänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden bzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse zu Abweichungen bei den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n• Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten nach\r\neinem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden)\r\nfestgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse wie Wave-Loading enthält. Der BDEW schlägt vor,\r\ndass innerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus\r\nWindpark- und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag\r\nfür einen möglichst international standardisierten Prozess erarbeitet.\r\n• Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST0126 Support structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend,\r\num auch die Wellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es\r\nsind daher keine zusätzlichen Standards erforderlich.\r\n• Eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA muss zwingend\r\nausgeschlossen werden.\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann es im Rahmen eines Weiterbetriebs der OWEA\r\nbetriebswirtschaftlich sinnvoll sein, OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende\r\nder Laufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben. Damit würde jedoch eine zunehmend geringe Auslastung der ONAS mit entsprechender Erhöhung der Transportkosten pro Megawattstunde (MWh)\r\neinhergehen, welche wiederum dem Stromkunden auferlegt werden. Sollte im Rahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden, könnte dieser\r\nunter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die Anlage außer\r\nBetrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer\r\nBaujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 40\r\n› Die Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken.\r\nDie CO2-Bilanz kann unter Umständen sogar noch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess\r\nam Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n› Nachlaufeffekte (Abschattungseffekte) werden durch die zunehmende Ausbausituation auch in\r\nden Niederlanden bei bestimmten Windrichtungen- und -geschwindigkeiten eine signifikante\r\nEinflussgröße auf den Jahresenergieertrag der OWEA haben.\r\n› Der BDEW beauftragt gemeinsam mit der Offshore-Branche die Erstellung eines Gutachtens mit\r\ndem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden Windenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen Vorund Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung\r\nanhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden. Das soll aufbauend auf der\r\nDarstellung verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten von Weiterbetriebsszenarien im Cluster\r\nunter Berücksichtigung planerischer, technischer, gesetzlicher, geografischer sowie betriebsund volkswirtschaftlicher Gesichtspunkte und Restriktionen geschehen.\r\nWeiterbetrieb von ONAS\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nfür die Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die Endverbraucher nicht mittalbar unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden. Vorzugswürdig\r\nerscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen\r\nden Jahren ermöglichen würde.\r\n› Nach Ansicht der Arbeitsgruppenmitglieder kann der zunehmenden Störanfälligkeit durch mögliche Alterserscheinungen bei einem etwaigen Weiterbetrieb von OWEA sowie der Netzanbindung durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden. Entscheidend ist dabei eine möglichst frühzeigte Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Der BDEW regt an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1 EnWG im Falle des\r\nWeiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer fahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung iSd § 17 f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWPs nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 40\r\nStörungen gem. § 17e Abs. 1 EnWG erhalten. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines Weiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende\r\nder Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\nRepowering von OWEA\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium2 wissenschaftlich zu überprüfen. In unseren Nachbarländern Niederlande und Dänemark sind vergleichbare Regelungen nicht existent. Aus Sicht des\r\nBDEW ergeben sich limitierende Faktoren durch das 2 K-Kriterium. Durch eine Anpassung dieses\r\nKriteriums könnten Seekabel durch längere Volllastzeiten voraussichtlich effizienter genutzt\r\nwerden. Darüber hinaus könnten zukünftig wichtige Ressourcen gespart, Produktionskapazitäten anderweitig genutzt und der Flächenbedarf sowie die Flächen-Konkurrenz verschiedener\r\nLeitungen untereinander minimiert werden.\r\nRückbau von OWEA und ONAS\r\n› Aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis kann keine\r\nverbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA und ONAS getroffen werden. Durch die\r\nzunehmende Größe der OWPs sowie Limitierungen in den Bereichen Hafenkapazitäten und Speziallogistik für den Rück- und Zubau ist mit einer längeren Rückbaudauer zwischen 24-36 Monaten zu rechnen. Partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein Pfahlsegment im\r\nBoden hinterlassen werden können, könnten zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\n• Bei der konkreten Umsetzung bzw. der Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rückund Neubau bei einer Nachnutzung der Fläche besteht eine hohe Abstimmungsintensität\r\ninsbesondere zwischen den beteiligten Akteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen, Häfen).\r\n• Ein paralleler Rück- und Neubau eines OWPS kann dabei helfen, die Zeiträume ohne\r\nStromeinspeisung durch die OWPs zu reduzieren, ist aber mit großen Herausforderungen\r\nverbunden. Eine Entzerrung der Bautätigkeit in der Nord- und Ostsee führt insgesamt zu einer besseren Umweltverträglichkeit.\r\n2 Vgl. § 17d Abs. 1b EnWG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 40\r\nLangfassung\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks\r\nDer Begriff „Weiterbetrieb“ umfasst im Nachfolgenden eine einmalige, nachträgliche Verlängerung\r\nder Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses einer Windenergieanlage auf See um bis\r\nzu zehn Jahre.\r\nNeben den bereits dargestellten Überlegungen des BSH hat sich auch das Fraunhofer IWES mit\r\ndem Thema „Nachnutzung von Offshore-Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ)“ auseinandergesetzt sowie dazu in der Vergangenheit u.a. das BSH technisch beraten.\r\nInnerhalb des Arbeitspakets 3 „Rückbau und Nachnutzung von Offshore-Windparks und deren\r\nNetzanbindungssystemen“ wurden unter anderem die Lebensdauer existierender OWPs sowie die\r\nFrage, wie vorhandene Flächen nachgenutzt werden können, behandelt. Dabei hat das Fraunhofer\r\nIWES das langfristige Offshore-Ertragspotential in Deutschland anhand 16 unterschiedlicher Ausbauszenarien berechnet. Das Ergebnis der Berechnungen ist, dass sich aufgrund der zunehmenden\r\nBebauung die zu erwartenden Volllaststunden für OWEA in der Nord- und Ostsee in Zukunft von\r\netwa 4.000 Stunden auf ca. 3.000 bis 3.500 Stunden pro Jahr reduzieren werden.\r\nUm die Lebensdauer bestehender OWPs abzuschätzen, könne laut IWES zwischen der Lebensdauerabschätzung für die Rotor Gondel-Einheit (RNA-Rotor-Nacelle-Assembly) und der Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen differenziert werden. Bei der Rotor-Gondel-Einheit sei eine Lastrechnung mit drei generischen Anlagentypen (3; 6,5 und 7,5 Megawatt (MW)) durchgeführt worden. Im Ergebnis seien Komponenten der Rotor-Gondel-Einheit grundsätzlich austauschbar, wobei\r\nnach Einschätzung des Fraunhofer IWES die Frage der Wirtschaftlichkeit beim Tausch einzelner\r\nKomponenten am Ende der Lebensdauer sowie die Verfügbarkeit von Ersatzteilen für ältere Anlagen eine besondere Rolle spielen würden. Die Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen sei\r\ndurch Normenvergleich und Literaturrecherche erfolgt. Bei konservativ ausgelegten Tragstrukturen\r\nsei eine Tragreserve von fünf bis zehn Jahren denkbar. Nach Einschätzung von IWES sei ein Weiterbetrieb von OWEA über 25 Jahre hinaus technisch realistisch und am Ende maßgeblich von der\r\nWirtschaftlichkeit abhängig. ONAS seien ebenfalls nach Einschätzung des IWES für fünf bis zehn\r\nJahre weiter nutzbar. Eine genauere Beurteilung könne allerdings nur im individuellen Einzelfall erfolgen.\r\n1.1 Regulatorik\r\nFür den Weiterbetrieb von OWPs hat sich die Regulatorik im Laufe der Jahre verändert. Die „historische“ Entwicklung der Regelungen für einen möglichen Weiterbetrieb gem. § 69 VII Windenergieauf-See-Gesetz (WindSeeG) stellt sich wie folgt dar:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 40\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)\r\nDie Seeanlageverordnung3 galt im Zeitraum vom 1. Februar 1997 bis zum 1. Januar 2017. Gem. § 2\r\nSeeAnlV bedurfte die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Erzeugungs- und Übertragungseinrichtungen einer Planfeststellung oder einer Genehmigung. Die erteilten Genehmigungen bzw. Planfeststellungen enthielten regelmäßig als Nebenbestimmung eine Befristung, beruhend auf § 2 Abs. 3 S.2 iVm § 6 Abs. 4 SeeAnlV. Die Befristung erfolgte regelmäßig auf 20 oder 25\r\nJahre.\r\n4\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)\r\nGem. § 48 WindSeeG in der Entwurfsfassung vor dem 01.01.2017 sollte ein Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung für eine OWEA nur befristet erteilt werden. Gem. § 48 Satz 2\r\nWindSeeG richtete sich die Befristung nach der Dauer des Anspruchs auf die Marktprämie nach\r\n§ 25 S. 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2016. Gem. § 25 EEG 2016 wurde die Marktprämie\r\noder Einspeisevergütung jeweils für die Dauer von 20 Jahren gewährt. Daraus ergab sich eine zeitliche Befristung des Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See. Hiervon ist der Gesetzgeber jedoch noch vor Inkrafttreten des Gesetzes wieder\r\nabgerückt. Dies geschah im Hinblick darauf, dass Windenergieanlagen auf See herstellerseitig in\r\nder Regel auf eine Betriebsdauer von 25 Jahren ausgelegt wurden.\r\nDie Frist begann grundsätzlich mit Inbetriebnahme der jeweiligen OWEA, frühestens aber in dem\r\nJahr, in dem die Inbetriebnahme vorgesehen ist, siehe § 24 Abs. 1 Nr.2 WindSeeG und § 37 Abs. 1\r\nNr. 2 WindSeeG.\r\nEine Verlängerung der Befristung war nach dem Wortlaut des Gesetzes möglich. Eine genaue zeitliche Definition dieser Verlängerungsoption wurde aber gesetzlich nicht definiert. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass der Bieter mit dem Zuschlag in der Ausschreibung lediglich zeitlich\r\nbeschränkte Rechte (vgl. dazu auch § 24 Abs. 2 und § 37 Abs. 2 WindSeeG) erhält. Der bezuschlagte Bieter könne ausweislich der Gesetzesbegründung zu § 48 Abs. 7 WindSeeG5 nicht darauf\r\nvertrauen, für unbeschränkte Zeit auf der jeweiligen Fläche Windenergieanlagen auf See betreiben\r\nzu können. Der Bieter müsse von vornherein in seiner Kalkulation einstellen, dass er die Flächen\r\nnach Ablauf der Förderdauer bzw. der Befristung voraussichtlich nicht mehr nutzen dürfe. Eine\r\n3 Vgl. Verordnung über Anlagen seewärts der Begrenzung des deutschen Küstenmeeres (Seeanlagenverordnung - SeeAnlV) vom 23.01.1997.\r\n4 Vgl. Änderungsbescheid, Offshore Windenergiepark Gode Wind 02, S.21 Nr.22.\r\n5 Vgl. Gesetzentwurf EEG 2016, Drucksache 18/8860 vom 21.06.2016 Begründung § 48 Abs. 7 WindSeeG, S. 313 f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 40\r\nFristverlängerung ist nach § 48 Abs. 7 Satz 2 WindSeeG nur dann möglich, wenn der Flächenentwicklungsplan eine Nachnutzung nach § 8 Absatz 3 WindSeeG nicht direkt im Anschluss an die Frist\r\nvorsehe. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass in einer solchen Konstellation ein Weiterbetrieb bis zu dem Zeitpunkt, ab dem der Flächenentwicklungsplan die Nachnutzung vorsehe, unter Umständen sinnvoll erscheint.\r\nGrundsätzlich dient die Befristung der Genehmigung dazu, möglichst viele fachplanerische Gestaltungsmöglichkeiten nach Ende des Anspruchs auf Marktprämie zu eröffnen. Hierzu gehört auch,\r\ndass der Flächenentwicklungsplan mehrere bereits für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See genutzte Flächen gemeinsam für eine Nachnutzung vorsehen kann. Erfolgt die bisherige Nutzung durch verschiedene Betreiber auf der Grundlage unterschiedlich lang befristeter Planfeststellungsbeschlüsse, kann durch die Verlängerung einzelner Fristen insgesamt ein Gleichlauf\r\nder Befristungen auch in einem bestimmten Gebiet (Cluster) erreicht werden.\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo\r\n§ 48 WindSeeG in der am 01.01.2017 geltenden, neuen Fassung enthielt bereits eine Befristung\r\ndes Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See\r\nvon 25 Jahren, mit einer einmaligen, nachträglichen Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um\r\nhöchsten fünf Jahre. Durch die Einführung des § 69 WindSeeG in der am 01.01.2023 geltenden Fassung wurde eine einmalige, nachträgliche Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um höchsten\r\nzehn Jahre eingeführt.\r\nÜberblick der Regulatorik: Weiterbetrieb von OWEA in der deutschen Nord- und Ostsee\r\nSeeAnlV ab\r\ndem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG\r\nvor dem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG in\r\nder am\r\n01.01.2017 geltenden Fassung\r\n§ 48 WindSeeG\r\nin der am\r\n10.12.2020 geltenden Fassung\r\n§ 69 WindSeeG\r\nin der am\r\n01.01.23 geltenden Fassung\r\nBefristung\r\ndurch Nebenbestimmung\r\nauf 20/25\r\nJahre\r\nBefristung richtet sich nach der\r\nDauer des Anspruchs auf die\r\nMarktprämie\r\nnach § 25 Satz 1\r\ndes EEG.\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 40\r\n› Gem. § 69 Abs. 7 S. 4 WindSeeG ist ein Weiterbetrieb insbesondere dann möglich ist, wenn die\r\nBetriebsdauer der zugehörigen Netzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht. Nach\r\nAnsicht der Mitglieder der AG Nachnutzung wäre eine Klarstellung hilfreich, unter welchen Voraussetzungen dieses Kriterium erfüllt ist.\r\n› Darüber hinaus ist aus dem Gesetzeswortlaut nicht ersichtlich, ab wann der OWEA-Betreiber\r\neinen Antrag auf Weiterbetrieb beim BSH stellen kann.\r\n1.2 Technik\r\nDie Konstruktion einer OWEA ist aus betriebswirtschaftlichen Gründen auf eine endliche Nutzung\r\nausgelegt. Theoretisch kann jede Konstruktion bei einer entsprechenden Instandhaltung auf unbestimmte Zeit betrieben werden. Windenergieanlagen haben eine sog. Entwurfslebensdauer. Das ist\r\ndie theoretische Berechnung einer endlichen Nutzungsdauer basierend auf den dazugehörigen\r\nLastannahmen.\r\nMit der Typen-/Einzelprüfung erfolgt der rechnerische Nachweis, dass die im Betriebszeitraum der\r\nEntwurfslebensdauer vom Hersteller zugrunde gelegten Lasten nicht zu einem frühzeitigen Ermüden eines Bauteils führen und damit die Standsicherheit der OWEA garantiert werden kann. Alle\r\nlasttragenden Komponenten sind mindestens für den Zeitraum der Entwurfslebensdauer dimensioniert. Die zeitliche Bemessung der Entwurfslebensdauer für OWEA (mindestens 20 Jahre) allein,\r\ntrifft jedoch keine Aussage über die tatsächlich mögliche Gesamtnutzungsdauer einer OWEA. Dennoch kann die Annahme getroffen werden, dass die tatsächliche Lebensdauer/Gesamtnutzungsdauer einer OWEA in der Regel größer sein wird als die Entwurfslebensdauer, da oftmals im Betrieb die der Entwurfslebensdauer zugrundeliegenden Lastannahmen nicht erreicht werden.\r\nGrundsätzlich ist deshalb der Weiterbetrieb der OWEA über den Zeitraum der Entwurfslebensdauer hinaus auch tatsächlich möglich. Um jedoch eine konkrete Aussage für eine OWEA treffen zu\r\nkönnen ist eine genauere Prüfung (Berechnung, Inspektion, Bewertung) aller lasttragenden\r\n§ 25 Satz 1 des\r\nEEG: Marktprämien oder Einspeisevergütungen sind jeweils\r\nfür die Dauer\r\nvon 20 Jahren\r\nzu zahlen.\r\nnachträgliche Verlängerung der Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche Verlängerung\r\nder Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche\r\nVerlängerung der\r\nBefristung um\r\nhöchstens zehn\r\nJahre\r\n20/25 Jahre 20 Jahre 30 Jahre 30 Jahre 35 Jahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 40\r\nKomponenten erforderlich. Darüber hinaus gehört auch die Innerparkverkabelung zwischen den\r\nOWEA zum OWP.\r\nAus Sicht der OWEA-Betreiber ergibt sich, dass die oben genannte vorzunehmende Prüfung für die\r\nFeststellung der tatsächlich möglichen Weiterbetriebsdauer einer OWEA in zwei Teilaspekte unterteilt werden kann:\r\n1. analytischer Teil: rechnerische Ermittlung der Weiterbetriebsdauer unter Zuhilfenahme\r\nvorhandener Daten der OWEA/ des Herstellers\r\n2. praktischer Teil: Prüfung des technischen Zustandes der OWEA vor Ort\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands\r\nNach Einschätzung des TÜV Rheinlands ergibt sich, dass im Vergleich zu Onshore-Windenergieanlagen für Offshore-Windenergieanlagen grundsätzlich quantitativ mehr Daten zur Verfügung stehen.\r\nDiese Datenbasis ergebe sich insbesondere durch die vorgeschriebenen jährlichen Inspektionen\r\nder OWEA. Grundsätzlich sei dies eine gute Ausgangslage für den analytischen Teil einer vorzunehmenden Prüfung. Aufgrund der besonderen Verhältnisse im Offshore-Bereich, wird angeregt, auch\r\nWellen-Daten zu erfassen und zu nutzen. Im Rahmen des analytischen Teils könnten verstärkt die\r\nHersteller für eine ausreichende Datenbasis eingebunden werden.\r\nBesonders herausfordernd sei die Überprüfung und Kontrolle/Bewertung der Gründungsstrukturen. Möglicherweise könne eine Lösung für den praktischen Teil eine sog. Wanddickenmessung\r\nsein. Insbesondere die Inspektion des nicht einsehbaren Teils des Fundaments sei schwierig.\r\nDarüber hinaus gebe es keinen Standard für die Bewertung von Korrosion. Mithin ergäben sich\r\nHerausforderungen durch maritimen Bewuchs.\r\n› Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten erneut\r\nnach einem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden) festgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse, wie Wave-Loading, enthält. Der BDEW schlägt vor, dass\r\ninnerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus Windparkund Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag für einen standardisierten Prozess erarbeitet. Dieses Gremium sollte auch Hersteller und Zertifizierer von\r\nOffshore-WEA und Infrastruktur einbeziehen.\r\n› Der BDEW regt außerdem an, im Falle eines Weiterbetriebs einer OWEA den regulären Inspektionsrahmen im Fall der erneuten Zertifizierung um den Teil der kostenintensiven, praktischen\r\nPrüfung des technischen Zustandes jeder Einzelanlage vor Ort bestenfalls durch stichprobenartige Untersuchungen zu ersetzen. Dies kann dazu führen, dass die erneut notwendige Zertifizierung einer OWEA für den Weiterbetrieb auch wirtschaftlich vertretbar werden kann.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 40\r\n1.2.2 Zertifizierung\r\nUnter dem Aspekt des Weiterbetriebs von OWEA ist zwischen dem dargestellten regulatorischen\r\nRahmen, beispielsweise einer Genehmigungsverlängerung, und dem technisch gesetzten Rahmen,\r\nwie einem Weiterbetrieb von Anlagen über die ursprünglich geplante Lebensdauer hinaus, zu unterscheiden.\r\nIn Anlehnung an die „Grundsätze Weiterbetrieb für WEA“ und DIBT 2012 geht es dabei um die analytische und evidenzbasierte Bewertung der verbleibenden nutzbaren Lebensdauer von Windenergieanlagen (Remaining Useful Lifetime). Beide Regelwerke basieren maßgeblich auf dem DNVStandard-0262. Dieser wird beispielsweise in der Standardkonstruktion des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) als Möglichkeit beschrieben, den Weiterbetrieb technisch zu\r\nvalidieren.\r\nDer DNV – Standard-0262 enthält detailliert zwei Herangehensweisen:\r\n1. Die vollständige Reanalyse und Rezertifizierung des Typenzertifikats (insb. dort anwendbar,\r\nwo sich signifikante Änderungen zum originären Design ergeben – z.B. bei Änderungen der\r\nAnlagenspezifikation oder Windklasse), oder\r\n2. eine generische Analyse der standortspezifischen Gegebenheiten und einer generischen\r\nAnlage am Standort (i. e. der Standard für OWEA).\r\nKlarer Vorteil der zweiten Variante („generische Analyse“) ist, dass diese in einem kürzeren Zeitraum umzusetzen ist und sich die monetären Aufwendungen im Rahmen halten. Dennoch kann\r\ndadurch ein aussagefähiges Ergebnis erreicht werden.\r\n› Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST-0126\r\nSupport structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend, um auch die\r\nWellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es sind daher keine\r\nzusätzlichen Standards erforderlich.\r\n› Ferner relevant für die Frage der möglichen Weiterbetriebszeiten ist die Feststellung und Analyse der tatsächlichen Betriebs- und Umwelteinflüsse auf relevante Komponenten der OWEA.\r\nIm Rahmen der Diskussionen unter den Arbeitsgruppenmitgliedern hat sich gezeigt, dass sich\r\ndie Branche auf einen einheitlichen Standard einigen sollte, der unter Umständen im Fall des\r\nWeiterbetriebs auch einen „risikobasierten Ansatz“ verfolgen könnte. Für einen solchen „risikobasierten Ansatz“ bietet sich insbesondere der Standard IEC 61400-28 an, eine internationale\r\ntechnische Spezifikation für Windenergieanlagen, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) veröffentlicht wird. Der konkrete Titel lautet: „THROUGH LIFE MANAGEMENT AND LIFE EXTENSION OF WIND POWER ASSETS“. Der Standard befasst sich mit einer\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 40\r\nVielzahl von Wind-Turbinen und bietet darüber hinaus Anhaltspunkte für eine Priorisierung von\r\nMethoden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist es wichtig, dass eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA ausgeschlossen wird. Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder eine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-plänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden\r\nbzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse\r\nzu Abweichungen zu den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit\r\nDie Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs der Bestandswindparks ist entscheidend, um zu beantworten, ob, wann und welche Flächen Weiterbetrieben werden können oder zur Nachnutzung zur\r\nVerfügung stehen. Ohne eine gegebene Wirtschaftlichkeit wird ein Weiterbetrieb nicht umsetzbar\r\nsein. Eine ökonomische Bewertung ist nach Ansicht der Teilnehmenden der AG zentral, um über\r\nden Weiterbetrieb oder die Außerbetriebnahme von OWPs entscheiden zu können.\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten\r\nDie Höhe der Investitionskosten ist ein wichtiger Faktor, der maßgeblich dazu beiträgt, ob ein OWP\r\nwirtschaftlich betrieben werden kann. Die Investitionskosten von OWPs hängen von vielen Faktoren, wie beispielsweise der Größe, der Lage des OWPs, der Wettbewerbssituation und den Vertragsbedingungen, ab.6\r\nNeben den Investitionskosten machen die Betriebs- und Instandhaltungskosten rund 30 Prozent\r\nder Stromgestehungskosten aus. Diese setzen sich primär aus zwei Komponenten zusammen: Der\r\nInstandhaltung und der Jahreswartung.\r\nNach dem Endbericht des Fraunhofer IWES konnten die vielzähligen Faktoren nicht windparkspezifisch aufgeschlüsselt werden, jedoch Annäherungen aufgrund der Turbinenklasse und -größe vorgenommen werden. In den Analyseergebnissen seien durchschnittliche Betriebs- und Wartungskosten (O&M-Kosten) pro Jahr und MW von rund 50.000 bis zu 220.000 Euro beobachtbar. Hierbei\r\nsei zu berücksichtigen, dass insbesondere für ältere und kleinere OWPs als auch solche, die weiter\r\nvon der Küste entfernt liegen, höhere O&M-Kosten zu erwarten seien als für Windparks mit jüngerem Inbetriebnahmedatum und häufig größerer OWP- und OWEA-Nennleistung.\r\n6 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Wind-energieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 197.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Arbeitsgruppenmitglieder kann es betriebswirtschaftlich sinnvoll sein,\r\nOWEA bis zum Eintritt von Schäden an den Hauptkomponenten weiterzubetreiben. Sollte im\r\nRahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden,\r\nkönnte dieser unter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die\r\nAnlage außer Betrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer Baujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\n1.3.1.1 Personalkosten, Schiffskosten - Verfügbarkeit, Reparaturkosten\r\nAls Teil der Betriebs- und Instandhaltungskosten sind vor allem Personalkosten, Schiffskosten sowie Reparaturkosten zu berücksichtigen. Die Personalkosten sind abhängig vom Erfahrungsstand\r\nsowie der Spezialisierung der Mitarbeitenden.\r\nDie Schiffskosten hängen von den Anforderungen einer bestimmten Tätigkeit ab: Für bestimmte\r\nAufgaben wird ein Schiff nur für den Transit der Besatzung benötigt – in diesem Fall wird ein CrewTransfer-Vessel (CTV) eingesetzt – während andere Aufgaben eher spezielle Anforderungen stellen\r\n– z. B. schweres Heben mit einem Jack-up-Vessel (JUV) – was zu deutlich höheren Schiffstagessätzen führt. Darüber hinaus werden sog. Service Operation Vessel (SOV) als Service-Schiffe eingesetzt. Diese Schiffe gewährleisten einen sicheren Betrieb von Windkraftanlagen auf See und bieten\r\ndem Personal an Bord eine komfortable Unterkunft. Darüber hinaus können Kosten durch das Vorhalten sog. Notschlepper entstehen. Abhängig vom jeweiligen Betriebskonzept werden teilweise\r\nauch Helikopter für Service-Einheiten eingesetzt. Diese Helikoptereinsätze sind mit hohen Kosten\r\nverbunden.\r\nDie Reparaturkosten für OWEA wurden bereits im Endbericht des Fraunhofer IWES je nach Art des\r\nAusfalls eines Systems mit einmaligen Kosten berücksichtigt. Dabei wurden die durchschnittlichen\r\njährlichen Fehlerraten der einzelnen Systeme einer Windturbine auf die verschiedenen Ausfallarten aufgeteilt. Aus der Tabelle ergibt sich die Angabe der durchschnittlichen jährlichen Fehlerraten\r\nder Systeme. Der Wert 0,5 bedeutet, dass dieses System statistisch alle zwei Jahre ausfällt.\r\nIm Einzelnen:\r\n1. Major Replacement: (Großer Austausch) Erfasst O&M-Tätigkeiten (Betriebs- und Wartungskosten), die preislich in einer Kategorie größer 10.000 Euro lagen.\r\n2. Major Repair: (Große Reparatur) Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich zwischen 1.000\r\nund 10.000 Euro kategorisiert werden konnten.\r\n3. Minor Repair: (Kleine Reparatur): Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich unter 1.000\r\nEuro lagen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 40\r\nKleinere Reparaturen an der Pitch-Steuerung und Hydraulik kommen beispielsweise beinahe jährlich vor. Größere Reparaturen am Generator sind wohl ungefähr alle drei Jahre zu erwarten.\r\n› Die Teilnehmenden der AG bestätigen grundsätzlich diesen Eindruck der jährlichen Fehlerraten.\r\nDarüber hinaus ist aber darauf hinzuweisen, dass die Datengrundlage des Fraunhofer IWES von\r\n2016 die heutig Kostensituation der OWEA aufgrund der zwischenzeitlichen Anlagenweiterentwicklung nicht mehr ausreichend abdeckt. Es kann nur vermutet werden, dass es sich hierbei\r\num die reinen Kosten für Ersatzteile handelt und weitere Aspekte, wie Produktionsausfälle, Arbeitskosten und Logistik nicht berücksichtigt worden sind. Die jeweiligen tatsächlichen Kosten\r\nkönnen nicht konkret beziffert werden, fallen aber nach Einschätzung der Mitglieder der AG\r\nNachnutzung um ein Vielfaches höher aus.\r\n1.3.1.2 Zuverlässigkeit der Anlagenkomponenten: Produktionsverluste\r\nDarüber hinaus sind Kosten für Turbinenausfälle zu berücksichtigen, die sich auf den Produktionsausfall als direkte Folge eines Fehlers an der OWEA konzentrieren. Die Höhe der Produktionsverluste hängt von einer Reihe von Faktoren ab, u. a. von der voraussichtlichen Stillstandszeit, der Kapazität, der am Standort installierten OWEA, den Einnahmen pro MWh und der zu der Zeit herrschenden Windgeschwindigkeit sowie der Verfügbarkeit von Ersatzteilen, Spezialdienstleistern und\r\nggf. Großlogistik (Jack-up-Barge / Kabellegern).\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 40\r\n1.3.1.3 Strompreis(-prognosen)\r\nEine weitere Herausforderung bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung stellt sich bei der Frage, inwiefern der wirtschaftliche Weiterbetrieb von OWEA nach Auslaufen der EEG-Förderung sichergestellt werden kann. Dafür kann grundsätzlich eine Abschätzung der Vermarktungsbedingungen relevant sein. Für OWEA mit Inbetriebnahme-Zeitpunkt bis einschließlich 2020 gibt es eine zeitlich\r\nbeschränke feste Einspeisevergütung (über 20 Jahre). Für OWEA mit dem Inbetriebnahme-Zeitpunkt ab 2021 erfolgt die Förderung (falls beansprucht) durch die gleitende Marktprämie basierend auf dem Zuschlagswert in der jeweiligen Ausschreibung und den erzielten Marktwerten\r\n(Strombörsenpreis).\r\nAlternativ zur Vergütung durch ein festes Fördermodell oder der Direktvermarktung an der Strombörse, inkl. Erhalt der gleitenden Marktprämie, ist es auch möglich, den Strom am Strommarkt\r\nohne Inanspruchnahme von der Förderzahlung zu verkaufen (sog. sonstige Direktvermarktung).\r\nDer Endbericht des Fraunhofer IWES zeigt, dass die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs stark\r\nvom Strompreis abhänge, der nach einem Auslaufen der EEG-Vergütung erzielt werden kann. Vorabsimulationen mit historischen Strompreiszeitreihen haben gezeigt, dass in einem solchen Szenario keine Wirtschaftlichkeit nach Auslauf der EEG-Förderung gegeben ist. Nach Einschätzung des\r\nFraunhofer IWES machen nur Strompreisprognosen mit kontinuierlich steigenden Strompreisen\r\neinen Weiterbetreib von OWEA um bis zu zehn Jahre wirtschaftlich attraktiv.\r\n› Aufgrund dieser Annahme kann es nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ betriebswirtschaftlich sinnvoll sein, eine OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende der\r\nLaufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP aber mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben.\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks\r\nÄußerst relevant für die Frage eines wirtschaftlichen Betriebs von OWEA sind darüber hinaus sog.\r\nNachlaufeffekte von OWPs. Als Nachlauf wird der hinter der Rotorfläche befindliche Bereich mit\r\nWindverschattung („Wake-Effekte“) bezeichnet. Aufgrund des Impulsentzugs aus der Strömung\r\n(Reduktion der Windgeschwindigkeit hinter der OWEA) weist dieser Bereich eine reduzierte Windgeschwindigkeit und durch die Vermischung des Rotors einen erhöhten Grad an Turbulenzen auf.\r\nBei bestimmten Windrichtungen- und Geschwindigkeiten und dichten Abständen zwischen den\r\nAnlagen können die Nachlaufverluste bis zu 30 Prozent betragen – sowohl an Onshore- als auch an\r\nOffshore-Standorten. Ein optimiertes Layout für einen typischen OWP kann jedoch nach Einschätzung des Fraunhofer IWES dafür sorgen, dass die Nachlaufverluste insgesamt im Bereich von zehn\r\nProzent oder weniger des potenziellen Jahresenergieertrags liegen könnten. Diese Nachlaufeffekte\r\nsind daher einer der Hauptfaktoren, die Gutachter/innen und Wissenschaftler/innen in Betracht\r\nziehen, wenn sie den zukünftig zu erwartenden Ertrag eines geplanten OWPs berechnen. Durch die\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 40\r\nhöheren Umgebungsturbulenzen in der Anströmung und der damit einhergehende Durchmischung\r\nsind Onshore-Nachlaufverluste üblicherweise weniger stark ausgeprägt als im Offshore-Bereich.\r\nDas Windgeschwindigkeitsdefizit hinter dem Rotor kann hier schnell reduziert werden. Über dem\r\nMeer führt die ebenere Oberfläche zu einer konstanteren Windgeschwindigkeitsverteilung mit der\r\nHöhe und damit einer beträchtlich weniger turbulenten Windressource als an Onshore-Standorten. Hieraus folgt, dass Offshore-Nachlaufeffekte langlebiger sind und sich typischerweise über\r\ngrößere Entfernungen erstrecken können.\r\nJe nach Lage des Bestandswindparks stellen Nachlaufeffekte eine signifikante Einflussgröße des\r\nJahresertrags dar. Während im Jahr 2022 durch Nachlaufeffekte eine Reduktion des Jahresertrags\r\nin Höhe von ca. sieben bis 31,5 Prozent für unterschiedliche Bestandswindparks beobachtet werden konnte, ist im Jahr 2031 unter Berücksichtigung geplanter Zubau-Szenarien für wenige Bestandswindparks mit Nachlaufeffekten von bis zu 50 Prozent zu rechnen. Hierbei sind stark variierende Effekte zu beobachten. Während manche Bestandswindparks nur geringfügig vom Zubau\r\nbetroffen sind, werden andere Flächen mit einer Verdopplung der Nachlaufeffekte konfrontiert\r\nsein. Darüber hinaus ist zu berücksichtigen, dass die Zubausituation insbesondere durch angrenzende Nachbarländer, wie die Niederlande, erheblichen Einfluss auf die Nachlaufeffekte deutscher\r\nOWEA haben und der zu erwartende Jahresertrag abnehmen kann.\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz\r\nDie Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken. 90\r\nProzent des CO2-Ausstoßes entstehen in der Regel während des Baus und der Errichtung einer\r\nOWEA, lediglich zehn Prozent entstehen während des Betriebs. Exemplarisch kann bei einem\r\nneuen OWP der aktuellen Generation bei einer Betriebsdauer von 25 Jahren von einer CO2-Bilanz\r\nvon ~11g CO2/kWh ausgegangen werden, bei 30 Jahren von ~9g CO2/kWh und bei 35 Jahren von\r\n~8g CO2/kWh.\r\n7\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ kann die CO2-Bilanz unter Umständen sogar\r\nnoch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess am Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale)\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee sind aktuell 29 OWP in Betrieb. Die Inbetriebnahme erfolgte zu\r\nunterschiedlichen Zeitpunkten, beginnend mit Alpha Ventus im Jahr 2010. Vor diesem Hintergrund\r\n7 Die angegebenen Werte sind als Orientierung zu verstehen und abhängig von diversen Parametern wie bspw. exakter\r\nKonfiguration, Größe und Anzahl der Anlagen, Entfernung zur Küste und Wassertiefe.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 40\r\ngeht es unter Berücksichtigung der Überlegungen des BSH zum Thema Nachnutzung darum, welche Flächen nach dem Ende der Betriebszeit gegebenenfalls unter zeitlicher Angleichung verschiedener Betriebszeiten aufgrund der geografischen Lage grundsätzlich zu leistungsfähigen zwei Gigawatt Flächen zusammengelegt werden könnten. Erkenntnisgewinne kann es auch geben, wenn die\r\nbestehenden Cluster, die von Größe und Lage in etwa den künftigen zwei-GW-Flächen (Nettoeinspeiseleistung) und dem neu zu planenden Netzanschluss entsprechen, in unterschiedlichen Hypothesen und Szenarien zum Weiterbetrieb modelliert werden. Zusätzlich sollten auch volkswirtschaftliche Einflüsse, wie beispielsweise steigende Netzkosten aufgrund neuer Anschlüsse, CO2-\r\nLifecycle-Impact, Verschattungsaspekte sowie eine Entzerrung der Bautätigkeiten in der Nordsee\r\ninsgesamt für eine bessere Umweltverträglichkeit in die Modellierung einbezogen werden. Auch\r\ndas Risiko einer Nichterreichung der nationalen Ausbauziele beispielsweise aufgrund von Schwierigkeiten in den Lieferketten, Verfügbarkeit von neuen Netzanbindungssystemen oder bei unzureichenden logistischen Versorgungsmöglichkeiten (z. B. Schiffsverfügbarkeiten), sollte betrachtet\r\nwerden.\r\n› Der BDEW erwägt gemeinsam mit der Offshore Branche die Beauftragungen eines Gutachtens\r\nmit dem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden\r\nWindenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen\r\nVorteile und Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung anhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden, siehe oben.\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n2.1 Regulatorik\r\nNeben dem möglichen Weiterbetrieb von OWEA ist auch an den dafür erforderlichen Weiterbetrieb der ONAS zu denken. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) enthält Entschädigungsregelungen bei Störungen oder Verzögerungen der Anbindung von OWEA sowie im Fall von betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung.\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e EnWG\r\n§ 17e Abs. 1 EnWG dient der Sicherstellung einer ausreichenden wirtschaftlichen Planungssicherheit für Betreiber einer OWEA sowie der Unterstützung des Offshore-Windenergieausbaus. Aufgrund dessen hat der Gesetzgeber in § 17e Abs. 1 EnWG eine verschuldensunabhängige Entschädigung des OWP-Betreibers eingeführt. Diese greift dann, wenn die Netzanbindung für länger als\r\nzehn aufeinanderfolgende Tage oder an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr gestört (sog. zeitlicher\r\nSelbstbehalt) und deshalb die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage nicht möglich\r\nist. Der Betreiber einer OWEA kann folglich ab dem 11. bzw. 19. Tag der Störung vom\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 40\r\nanbindungsverpflichteten ÜNB eine Entschädigung verlangen. Dabei muss es sich um eine dauerhafte Störung über die gesamte Dauer handeln. Einzelne Störungen hingegen genügen nicht. Führt\r\nder ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem Anlagenbetreiber nach Satz 4 bereits ab dem\r\nersten Tag der Störung der Entschädigungsanspruch zu.\r\nDie Störung beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der erzeugte Strom ganz oder teilweise nicht mehr\r\nüber die Anbindungsleitung zum Netzverknüpfungspunkt an Land abgeführt werden kann.8 Die\r\nStörung muss grundsätzlich ganztägig (also von 0 bis 24 Uhr) des jeweiligen Tages vorgelegen haben. Was unter Betriebsbereitschaft zu verstehen ist, wird nicht ausdrücklich durch das Gesetz geregelt. Der Leitfaden der BNetzA führt hierzu aus, dass der Entschädigungsanspruch nicht besteht,\r\nsofern die Einspeisung aus anderen als in § 17e EnWG genannten Gründen nicht möglich ist.\r\n9 Dies\r\nist sachgerecht, da der Entschädigungsanspruch in den Fällen nicht greifen solle, die im Verantwortungsbereich des Betreibers der OWEA liegen (z. B. bei einer Wartung oder bei Starkwind10). Die\r\nStörung beginnt allerdings nur dann, wenn die OWEA zu diesem Zeitpunkt auch zur Einspeisung\r\nbereit ist, weil der Entschädigungsanspruch nur für betriebsbereite OWEA greift. Wenn also die\r\nOWEA selbst gestört ist und gleichzeitig eine Störung an der Anbindungsleitung auftritt, beginnt\r\ndie Frist noch nicht zu laufen. Die Frist beginnt in diesem Fall erst dann zu laufen, wenn die OWEA\r\nwieder betriebsbereit ist. Dementsprechend endet die Störung, wenn eine Übertragung von Strom\r\nwieder möglich ist. Die Entschädigungshöhe beträgt 90 Prozent des nach § 19 EEG im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, da in\r\ndiesen Fällen keine Direktvermarktung erfolgt.\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG\r\nDarüber hinaus regelt § 17e Abs. 3 EnWG die Entschädigung im Fall von Wartungsarbeiten an der\r\nNetzanbindung. Nach § 17e Abs. 3 Satz 1 EnWG besteht der Entschädigungsanspruch des Betreibers einer Windenergieanlage auf See, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als\r\nzehn Tagen im Kalenderjahr wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung\r\nnicht einspeisen kann. Die Entschädigungshöhe richtet sich nach § 17e Absatz 1 Satz 1 EnWG, sodass auf die obigen Ausführungen verwiesen wird. Bei der Berechnung der Frist ist aber § 17e Absatz 1 Satz 2 EnWG zu berücksichtigen. Demnach wird bei der Berechnung der Ausfallzeiten nicht\r\nmehr oben auf volle Tage, sondern auf volle Stunden abgestellt, die addiert werden können. Dies\r\n8 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer umlagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 5.\r\n9 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer um-lagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 4.\r\n10 Vgl. Entwurf eines dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften - Drs. 17/10754, 26.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 40\r\nist eine Abweichung der Regelungen in § 17e Absatz 1 und Absatz 2 EnWG und stellt den Anlagenbetreiber insoweit besser, da der zeitliche Selbstbehalt schneller überschritten werden kann, als\r\nwenn für die Wartung nur volle Ausfalltage gezählt werden. Hinsichtlich des Beginns und des Endes der Wartung ist auf den Leitfaden der BNetzA abzustellen. Demnach beginnt die Wartung,\r\nwenn der technische Verknüpfungspunkt zu Zwecken der Wartung der Netzanbindung ganz oder\r\nteilweise ausgeschaltet wird. Die Wartung ist beendet, wenn die technische Betriebsbereitschaft\r\nder Netzanbindung wiederhergestellt worden ist. Hierbei kommt es wie bei § 17e Absatz 1 EnWG\r\nauf die Möglichkeit zur Einspeisung an, die in der Regel vorliegt, wenn die Netzanbindung wieder\r\neingeschaltet ist.\r\nDie dargestellte Regulatorik gilt nur für Anlagen, die im Rahmen der Ausschreibung nach dem\r\nWindseeG bezuschlagt worden sind. Die Darstellung ist deshalb wichtig, da mit der Frage eines\r\nmöglichen Weiterbetriebs von OWEA auch die dazugehörigen Netzanbindungskomponenten über\r\ndie ursprüngliche Entwurfslebensdauer hinaus beansprucht werden. Aufgrund des sog. „Badewanneneffekts“ ist bei technischen Komponenten jeweils am Anfang (frühe Ausfälle, sog. Kinderkrankheiten) und am Ende (Alterserscheinungen) der Entwurfslebensdauer mit einer erhöhten Störungsrate zu rechnen (siehe nachfolgende Darstellung).\r\nAusfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts11\r\nDie Badewannenkurve beschreibt beispielsweise die Zuverlässigkeit von technischen Komponenten im Zeitverlauf und ist in drei verschiedene Phasen unterteilt.\r\n• Der erste Teil ist gekennzeichnet durch eine abnehmende Störungsrate, bekannt als frühe\r\nAusfälle. In dieser Phase kann es zu Ausfällen aufgrund von grundlegenden Problemen bei\r\n11 Siehe: Ausfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 40\r\nder Konstruktion, mangelnder Qualitätskontrolle, Fehlern bei der Installation, Herstellungsfehlern und ungeeigneten Komponenten kommen.\r\n• Im zweiten Teil ist eine konstante Störungsrate charakteristisch, bekannt als Zufallsausfälle.\r\nWährend der gesamten Nutzungsdauer ist die Ausfallrate niedrig und konstant. Die Ausfälle\r\nsind zufällig und können auf menschliches Versagen, Überbeanspruchung oder Überlastung\r\nund zufällige Pannen zurückzuführen sein.\r\n• Der dritte Teil beinhaltet eine zunehmende Störungsrate, bekannt als Alterserscheinungen.\r\nIn diesem Stadium kann es zu Ausfällen aufgrund von Verschleiß, schlechter oder mangelnder Wartung kommen. Die Reparaturen werden teurer und die Sicherheitsrisiken steigen.\r\n› Die Mitglieder der Arbeitsgruppe sind der Ansicht, dass den beschriebenen Alterserscheinungen\r\nbei einem möglichen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS sowie den dadurch steigenden Störanfälligkeiten der Anlagen durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden könnte. Entscheidend ist jedoch, eine möglichst frühzeitige Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nzur Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen\r\nRahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die ÜNB nicht unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden, unter Verweis auf den zunehmenden Alterungsprozess und dessen zeitabhängige Entwicklung (Badewannenkurve). Vorzugswürdig erscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen den\r\nJahren ermöglichen könnte.\r\n› Ferner regt der BDEW an, dass der Gesetzgeber eine Regelung schaffen sollte, um im Fall eines\r\nWeiterbetriebs das Kostenrisiko des ÜNB als auch des OWP-Betreibers (Kompensationszahlungen, etc.) auszugleichen, sofern nach dem Ausfall bestimmter kritischer Systemkomponenten,\r\nwie z. B. Kabeln, eine Betriebswiederaufnahme des ONAS volkswirtschaftlich nicht mehr als\r\nsinnvoll eingestuft wird.\r\n› Darüber hinaus regt der BDEW an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1\r\nEnWG im Falle des Weiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer\r\nfahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung i. S. d. § 17f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWP nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei Störungen gem. § 17e EnWG erhalten. Andererseits sind die OWP-Betreiber sogar zur Zahlung der\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 40\r\n0,4 ct/kWh (siehe 2.1) verpflichtet. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines\r\nWeiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende der Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\n2.1.2.1 Schaffung eines rechtlichen Rahmens mit Anreizen für einen Weiterbetrieb\r\nIm Rahmen der Diskussion ergab sich, dass aus Sicht der ÜNB für die Instandhaltung der Netzanbindungskomponenten und für den Weiterbetrieb über die ursprüngliche Genehmigungsdauer\r\nhinaus ähnliche finanzielle Anreize geschaffen werden sollten wie für eine etwaige Neuinvestition.\r\nUnter der aktuellen Regulierung ist der Weiterbetrieb der ONAS für die ÜNB finanziell deutlich\r\nnachteilig gegenüber Neuinvestitionen. Falls eine verlängerte Nutzungsdauer der Netzanbindung\r\nals gesamtwirtschaftlich sinnvoll bewertet wird, dann sollte sich dies in regulatorischen Anreizen\r\nfür die ÜNB für einen Weiterbetrieb widerspiegeln. Wie eine solche veränderte Anreizregulierung\r\naussehen könnte, ist von der AG nicht betrachtet worden.\r\n2.1.2.2 Rechts- und Planungssicherheit für Windenergieanlagen und Netze\r\nFür die Planungen der ÜNB ist es entscheidend, rechtzeitig über einen Weiterbetrieb eines OWP\r\ninformiert zu werden. Planung und Errichtung einer neuen Netzanbindung nehmen nach aktueller\r\nEinschätzung der Branche einen Zeitraum von mindestens zehn Jahren in Anspruch. Ob also ein\r\nmomentan in Betrieb befindlicher ONAS und die angeschlossenen OWP durch Neuinvestitionen\r\nersetzt werden oder weiter betrieben werden, muss mindestens zehn Jahre vor dem geplanten Inbetriebnahmedatum der Neuinvestitionen entschieden sein. Eine zu späte Entscheidung gegen einen Weiterbetrieb ließe nicht ausreichend Zeit, die Neuinvestitionen für die nachfolgende Nutzung\r\nder betreffenden Flächen zu realisieren.\r\nONAS der ÜNB werden entweder über die Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ) oder für\r\ngrößere Übertragungsstrecken durch die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) realisiert.\r\nFür die Übertragung erzeugter Energie ist in jedem Fall mindestens eine Plattform und mindestens\r\nein Kabelsystem bestehend aus zwei-drei (DC) oder drei (AV) Kabeln sowie abhängig von der jeweiligen Übertragungsform weitere elektrotechnische Komponenten auf den Plattformen und an Land\r\nerforderlich. Besonderheiten ergeben sich in der Ostsee. Die ÜNB-Assets bei Baltic 1 und Baltic 2\r\nbefinden sich auf den Plattformen des OWP-Betreibers EnBW und bei den Projekten Ostwind 1\r\nund Ostwind 2 gibt es vier Plattformen, die jeweils mit dem OWP-Betreiber geteilt werden.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 40\r\nSchematische Darstellung eines Direktanschluss-HVDC-ONAS: BorWin 6 von Tennet12\r\nSchematische Darstellung eines HVDC-ONAS mit OWP-Substation: DolWin1 von Tennet 13\r\nAbhängig von der jeweils betroffenen Kernkomponente kann es zu unterschiedlichen Alterungsprozessen kommen. Vor allen Dingen bei Transformatoren und Umrichtern/Gleichrichtern kommt\r\nes durch thermische Längenkontraktionen zu einer Alterung der Halbleiterelemente. Einige Halbleiterelemente sind im Rahmen von Wartungskampagnen austauschbar. Unbedingt zu beachten\r\nist, dass bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform vorhanden sind. Die sich\r\n12 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/borwin6.\r\n13 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/dolwin1.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 40\r\nergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung einer der beiden Plattformen im Mutter-Tochter-Konzept berücksichtigt werden.\r\nBei der Betrachtung der Betriebszeiten der Kabel ist grundsätzlich zwischen betrieblichen und Umwelteinflüssen zu differenzieren. Zu den betrieblichen Einflüssen zählen mechanische Belastungen\r\ndes Kabels durch Kontraktion sowie Belastungen der Muffen-Verbindungen und Endverschlüsse\r\ndurch Spannungsspitzen. Schäden durch Dritte (Fischerei, Anker, Schiffskontakt) sowie Herstellungsfehler bzw. Designfehler und fehlerhafte Verlegung sind nach Ansicht der AG „Nachnutzung\r\nOffshore“ nicht besonders praxisrelevant.\r\n› Für die Betrachtung der Betriebszeiten der Kabelstrecken kann grundsätzlich anhand des Kabeltyps in Zusammenarbeit mit den Kabel-Herstellern die Design-Lebensdauer festgestellt werden.\r\nFür die Einschätzung der tatsächlich möglichen Lebensdauer sind darüber hinaus weitergehende Daten wie die Verlegeart sowie die bisherige thermische bzw. elektrische Belastung relevant.\r\n› Eine konkrete Einschätzung der Lebensdauer der verbauten Offshore-Kabel, kann aus Sicht der\r\nNetzbetreiber derzeit (noch) nicht verlässlich abgegeben werden. Unter Umständen können individuelle Betrachtungen erforderlich werden. In der Praxis zeigt ein Beispiel aus Großbritannien bei einer Kabelverlegung auf dem Seeboden, dass eine Verlängerung der Betriebszeiten\r\nvon bis zu zehn Jahren möglich ist.\r\n14 Da die Verlegung der Offshore-Kabel in der deutschen\r\nNord- und Ostsee durch Einspülen ins Sediment unterirdisch erfolgt, kann aufgrund geringerer\r\näußerer Belastungen möglicherweise erst recht eine Verlängerung der Betriebszeiten von Offshore-Kabeln möglich sein.15\r\nZusammenfassend zeigt sich aus Sicht des BDEW, dass grundsätzlich bei vielen Komponenten das\r\ntechnische Potenzial zur Weiternutzung besteht. Daraus ergibt sich grundsätzlich die Möglichkeit,\r\ndas Übertragungssystem als Ganzes für eine verfügbare Restlebensdauer weiterzuverwenden.\r\n› Nach Ansicht des BDEW sollte für alle wesentlichen Komponenten innerhalb des Übertragungssystems eine (individuelle) Betrachtung der Restlebensdauer erfolgen, um sicherzustellen, dass\r\nfür die jeweiligen Komponenten auch planbar ausreichend Lebensdauer zur Verfügung stehen.\r\n› Daneben ergeben sich Herausforderungen hinsichtlich der Betriebslebensdauer weiterer Komponenten, wie z.B. Plattformen, Halbleitern/Transistoren, und deren Struktur. Hinsichtlich der\r\nBerechnung der Lebensdauer verschiedener Komponenten gibt es keinen einheitlichen\r\n14 Vgl. Dinmohammadi et al. 2019, Predicting Damage and Life Expectancy of Subsea Power Cables in Offshore Renewable Energy Applications, 2019\r\n15 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 253f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 40\r\nStandard. Hierfür stellen die Übertragungsnetzbetreiber in Aussicht, mit den Herstellern in den\r\nAustausch zu treten, um weitere Informationen insbesondere zur Verlängerung der jeweiligen\r\nDesign-Lebensdauer der Komponenten zu erhalten.\r\nIm Endbericht des Fraunhofer IWES16 wurden an der Schnittstelle zwischen OWPs und ONAS vier\r\nnachfolgende Szenarien vorgestellt, die die Arbeitsgruppenmitglieder diskutiert, bewertet und\r\nschließlich als unpraktikabel verworfen haben:\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark\r\nBei diesem Szenario wird ein altes Übertragungssystem an einem neuen OWP weiterbetrieben.\r\nDies habe den Vorteil, dass die Kabelstrecke weitergenutzt werden und sich dadurch Kostenvorteile ergeben könnten. Nachteilig zu bewerten sei aber, dass die Spannungsebene und Leistungskapazität des vorausgegangenen OWPs beibehalten werden müsse, da diese ohne Anpassung des\r\nNetzanbindungssystems nicht erhöht werden könne.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario praktisch nicht für relevant, da insbesondere eine Anpassung der Spannungsebene nicht ohne erheblichen baulichen Aufwand möglich\r\nist. Mithin kommt es bei diesem Szenario zu einer Vermischung von Komponenten unterschiedlichen Alters und wahrscheinlich deutlich unterschiedlicher Restlebensdauer von OWP und\r\nNetzanbindung. Das macht die Bewertung der Komponenten als auch das Monitoring der verschiedenen Alterungsprozesse unübersichtlich. Die Ausfallwahrscheinlichkeit älterer Komponenten der ONAS wird wahrscheinlich erhöht sein, wodurch sich die Verfügbarkeit für die Einspeisung durch den OWP im Zweifel reduzieren wird.\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks\r\nBei diesem Szenario könne das Anbindungssystem übergangsweise bis zur Fertigstellung des\r\nneuen Anbindungssystems weiterbetrieben werden, wobei ggf. eine Anpassung der Spannungsebene erforderlich sei. Sofern der neue angeschlossene OWP eine höhere Leistungsklasse hat,\r\nmüsse dieser zunächst mit einer geringeren Leistung betrieben werden. Einsparpotential ergebe\r\nsich aus der Möglichkeit, den OWP vor Fertigstellung des Übertragungssystems in Betrieb zu nehmen, wodurch einerseits mit der frühzeitigen Inbetriebnahme als auch mit flexiblerer Ressourcenplanung Einsparungen erzielt werden könnten.\r\n16 Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S 254 ff.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ergeben sich Herausforderungen bezüglich der Spannungsebene, Kabelentfernung und- einzug sowie dem Probebetrieb.\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen\r\nBei diesem Szenario könne bei ausreichender Restlebensdauer ein vorhandenes Anbindungssystem mit anderen Anbindungssystemen vermascht werden. Einsparungen seien davon abhängig,\r\nwie das Übertragungssystem an die vermaschten Systeme angepasst werden müsste. Es sei davon\r\nauszugehen, dass neue Übertragungssysteme mit einer höheren Spannung betrieben werden - daher müssten die Transformatoren getauscht werden, um die Spannungsebene auf die im Anbindungssystem verwendete Spannung anzupassen.\r\n› Die Arbeitsgruppenmitglieder halten dieses Szenario ebenfalls für nicht praktikabel. Insbesondere die technische Umsetzung ist aufwändig und deshalb wenig sinnvoll. Darüber hinaus ist bereits zukünftig eine nationale/internationale Vermaschung geplant.\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem\r\nEine weitere Nutzungsmöglichkeit sei die Verwendung des vorhandenen Anbindungssystems als\r\nredundantes Fallbacksystem. Dabei werde das bestehende Anbindungssystem Stand-by gehalten.\r\nBei einem teilweisem oder komplettem Ausfall des neuen Hauptanbindungssystems erlaube dies\r\nden Weiterbetrieb des neuen angeschlossenen OWPs, ggf. mit reduzierter Leistung.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ist zu bedenken, dass für die Aufrechterhaltung des Modus „Stand-by“ für ein Anbindungssystem mit\r\nweiteren Kosten zu rechnen ist, die in keinem sinnvollen Verhältnis zur Ausfallwahrscheinlichkeit und einer potenziellen Nutzungsmöglichkeit im Fall des Weiterbetriebs stehen. Mithin kann\r\nein Weiterbetrieb eines Parks in einem solchen Fall voraussichtlich nur mit reduzierter Leistung\r\nerfolgen, da potenziell neue Windparkflächen 2-GW-Leistung haben werden.\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff ‚Repowering‘ nach aktuellem Stand der\r\nRechtslage den vollständigen/teilweisen Austausch von Anlagen oder Betriebssystemen und Geräten einer bestehenden WEA auf See zur Steigerung der Effizienz oder der Kapazität der Anlage.17\r\nDabei ist die Errichtung weiterer Gründungsstrukturen ausgeschlossen. Darüber hinaus verstehen\r\n17 Vgl. auch die Legaldefinition in § 89 WindSeeG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 40\r\ndie AG-Mitglieder das Thema „Repowering“ anlagenbezogen, das Thema „Nachnutzung“ hingegen\r\nflächenbezogen.\r\n3.1 Regulatorik\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering\r\nIm Rahmen der Diskussionen zu den Potentialen des Repowerings kann über eine Beibehaltung\r\noder eine Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden. Dabei stellt sich die Frage, inwiefern\r\nbestehende und bereits verbaute Netzanbindungsinfrastruktur überhaupt zusätzliche Kapazitäten\r\nbereitstellen können, um mehr elektrischen Strom durch (bestehende) Netzleitungen zu transportieren.\r\n› Aus Sicht der ÜNB wird bei neuen OWPs das sog. „overplanting“ des ONAS, verbunden mit einer\r\nErhöhung der OWP-Nennleistung von bis zu zehn Prozent, bereits praktiziert. Sollten bei älteren\r\nOWPs über ein Repowering unter Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden, müssten\r\ndie ÜNB zunächst einzelfallbezogene Prüfungen vornehmen, um festzustellen, ob das ONAS für\r\nein „overplanting“ geeignet ist. Darüber hinaus kann auch eine Anhebung der Volllaststunden\r\ndurch OWEA mit geringerer spezifischer Leistung, d.h. mit größeren Rotoren bei gleicher Nennleistung, erreicht werden. Dabei bliebt die maximal zulässige Leistung der Netzanbindung unverändert, diese könnte aber durch höhere Volllaststunden effektiver ausgelastet werden.\r\nUnter „overplanting“ ist eine sog. Kapazitätsoptimierung zwischen der installierten Erzeugungskapazität und der Übertragungskapazität der Netzanbindung zu verstehen. Die konkrete Höhe des\r\nmöglichen „overplantings“ ergibt sich aus der installierten Leistung des OWP sowie externer und\r\ninterner Nachlaufeffekte und ist im konkreten Einzelfall individuell zu betrachten.\r\n3.1.2 2 K-Kriterium\r\nEine Erhöhung der OWP-Leistung durch ein Repowering kann zu einer höheren Auslastung des\r\nONAS im Jahresverlauf führen, wodurch insbesondere die Seekabel möglicherweise über das derzeit regulatorisch zulässige Maß hinaus erwärmt werden könnten. Die Auslegung von Kabeln (u. a.\r\nLeitermaterial und -querschnitt) sowie die Verlegetiefe wird in Deutschland insbesondere durch\r\ndas sog. 2 K-Kriterium (§ 17d Abs. 1b EnWG) beeinflusst.\r\nGemäß § 17d Abs. 1b EnWG soll der Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen in der Regel nicht\r\ndazu führen, dass sich in der AWZ oder im Küstenmeer der Nord- und Ostsee das Sediment im Abstand von 20 bzw. 30 Zentimetern zur Meeresbodenoberfläche um mehr als zwei Kelvin erwärmt.\r\nEine stärkere Erwärmung ist nur dann zulässig, wenn sie nicht mehr als zehn Tage pro Jahr andauert oder weniger als ein Kilometer Länge der Offshore-Anbindungsleitung betrifft.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 40\r\nDer Flächenentwicklungsplan (FEP) 2023 sieht im Rahmen der Erstentwicklung neu zu errichtender\r\nOWPs bereits ein sog. „overplanting“ mit einer Erhöhung der OWP-Leistung von maximal zehn Prozent vor: „Sofern der Umfang der Erhöhung der installierten Leistung einen Anteil von zehn Prozent der zugewiesenen Netzanbindungskapazität nicht überschreitet, ist durch den bezuschlagten\r\nBieter kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) für\r\nden Bereich der Anbindungsleitung des ÜNB erforderlich“.18 Außerdem ist dort auch ein nachträgliches Erhöhen der Leistung geregelt: „Sofern die Erhöhung der Leistung nachträglich ausschließlich\r\nüber eine Leistungserhöhung der WEA bei gleicher Anlagenanzahl erfolgt und für jede WEA einen\r\nUmfang von zehn Prozent der ursprünglich zugelassenen Nennleistung der WEA nicht überschreitet, so ist für die parkinterne Verkabelung kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) erforderlich“.19 In der Begründung für diesen Planungsgrundsatz\r\nheißt es dazu einschränkend: „Eine überschießende Einspeisung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus ist jedoch zu keinem Zeitpunkt zulässig. (…) Die Erhöhung der installierten\r\nLeistung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus dient dem Ausgleich von elektrischen Verlusten und der Nichtverfügbarkeit einzelner WEA.“\r\n20\r\nIn der Vergangenheit gab es beim BSH eine sog. 2 K-Arbeitsgruppe, die mittlerweile nicht mehr aktiv ist.21 Beim 2 K-Kriterium handelt es sich um einen umweltfachlichen Vorsorgewert, der praktisch dazu führt, dass insbesondere die Netzanbindungen massiver ausgelegt und/oder die Kabel\r\ntiefer verlegt werden müssen als ohne dieses Kriterium technisch notwendig.\r\n› Bei Offshore-Anwendungen in der deutschen Nord- und Ostsee ist stets das 2 K-Kriterium einzuhalten. Diese Anforderung wird für jede Offshore-Netzanbindung separat überprüft. Derzeit\r\nsind die Netzanbindungssysteme für OWP so ausgelegt, dass die jeweilige Nennleistung abgedeckt ist. Diese Nennleistungen wird über das Jahresmittel hingegen nur zu Spitzenzeiten erreicht. Bei DC-Anbindungen ist auch der Konverter auf die Nennleistung ausgelegt. Dieser kann\r\nnicht ohne Weiteres eine höhere Leistung übertragen, sodass die Optimierungspotenziale in einem solchen Fall überschaubar sind.\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium wissenschaftlich zu überprüfen. Der Vergleich zu den\r\nNachbarländern Niederlande und Dänemark zeigt, dass dort ähnliche Regelungen nicht existieren.\r\n18 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 25 ff.\r\n19 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.4.8., S. 84 ff.\r\n20 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 78 f.\r\n21 Vgl. Nachweisführung zum 2-K-Kriterium im Küstenmeer, Auszug aus dem Ergebnisprotokoll der Arbeitsgruppe 2-KKriterium beim BSH am 2. März 2020, Punkt 6, S.5.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ stellt fest, dass eine etwaige Anpassung des 2 K-Kriteriums\r\ngleich mehrere Vorteile hätte. Neben einer effizienteren Nutzung der Seekabel etwa durch längere Volllastzeiten, könnten ggf. wichtige Ressourcen eingespart werden sowie der Flächenbedarf und die Konkurrenz verschiedener Leitungen untereinander minimiert werden. Um den\r\nUmfang dieses Potentials konkret abschätzen zu können, bedarf es jedoch weiterer Untersuchungen.\r\n› Nach Einschätzung des BDEW haben Überlegungen im Rahmen der Installation der sechs ACKabel von Ostwind 1 und Ostwind 2 in der Ostsee ergeben, dass ohne Berücksichtigung des 2-KKriteriums mindestens ein Kabel mit einer Länge von ca. 90 Kilometern hätte eingespart werden\r\nkönnen.\r\n3.2 Technik\r\nDas Fraunhofer IWES hat in seinem Endbericht das Repowering auch aus Sicht der Elektrotechnik\r\nbehandelt. Um das ambitionierte Ausbauziel von 30 GW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen, könne die Weiternutzung vorhandener Infrastruktur hilfreich sein. Dadurch könnten insbesondere Produktionsengpässe bei Netzkomponenten als auch bei Kabelkorridoren überbrückt werden. Ein Repowering um den Leistungsfaktor 1,4 bis 1,6 sei auf der Windparkseite technisch möglich. Dabei sei die Leistungsabgabe zwangsläufig durch die elektrische Parkverkabelung und die\r\nNetzbetriebsmittel limitiert.\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „vollständiges Repowering“ wird der komplette Rückbau einer bestehenden\r\nWEA (inklusive der Tragstruktur) verstanden, um die Errichtung einer neuen WEA zu ermöglichen.\r\nEin denkbares Szenario für ein solch vollständiges Repowering kann nach endgültiger Genehmigungsdauer (ursprüngliche Genehmigungsdauer plus Verlängerungszeit, d.h. max. insgesamt 35\r\nJahre) sein. Da dann aber voraussichtlich Gründungsstrukturen erneuert werden müssten und dies\r\nnach bestehender Regulatorik nicht möglich ist, ist bei einem „idealen“ Repowering-Szenario eine\r\nneue Ausschreibung erforderlich (Nachnutzung).\r\n› Beim vollständigen Repowering ergeben sich aus Sicht des BDEW eine Reihe von Herausforderungen. Eine signifikante Erhöhung (z. B. ab einer Verdoppelung) der Turbinenleistung ist ohne\r\ndie Einbringung neuer Gründungselemente (z. B. neue Gründung) kaum realisierbar. Zwar gibt\r\nes in der Wissenschaft Forschungs-Konzepte zur Gründungsverstärkung. Nach Einschätzung der\r\nArbeitsgruppenmitglieder ist eine Gründungsverstärkung derzeit jedenfalls nicht praktikabel\r\numsetzbar. Nicht auszuschließen ist aber die technologische (Weiter-)Entwicklung, die eine\r\nGründungsverstärkung in Zukunft zwar technisch umsetzbar machen könnte, aller Voraussicht\r\nnach wohl aber nicht wirtschaftlich umsetzbar sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 40\r\n› Ein vollständiges Repowering (Neuerrichtung einer WEA mitsamt Gründungsstruktur) innerhalb\r\nder Genehmigungsdauer ist nach Einschätzung der Mitglieder der AG aufgrund des hohen Kostenaufwands und der beschränkt, verbleibenden (Rest-)Nutzungszeit der Fläche keine wirtschaftlich umsetzbare Alternative.\r\nSollte sich durch ein Repowering die Leistung des OWPs erhöhen, müssten die Innerparkverkabelungen des OWPs erneuert werden. Werden beispielsweise OWPs mit OWEAs der 4/6 MW-Klasse\r\nmit 15 MW-OWEAs gepowert, wird sich i.d.R. das Spannungsniveau von 30 Kilovolt (kV) auf 66 kV\r\nerhöhen. Dies erfordert eine entsprechende Anpassung der Parkverkabelung. Auf Seiten der Netze\r\nmüsste das gesamte Netzanbindungssystem im Hinblick auf die Übertragung einer höheren Leistung untersucht werden. Dabei könnte aus Sicht der Netzbetreiber unter Umständen unter Beibehaltung der Nennleistung der Netzanbindung über veränderbare Betriebsstrategien, wie Spitzenkappungen oder Zwischenspeicherung, nachgedacht werden. Dennoch ist nach derzeitiger Rechtslage eine Erhöhung der über einen gewissen Zeitraum übertragenen Leistung aufgrund des 2 K-Kriteriums nur eingeschränkt möglich.\r\nDer Einsatz von Batteriespeichern ist grundsätzlich möglich. Hinsichtlich der Praktikabilität gehen\r\ndie OWP-Betreiber davon aus, dass die Investitionsausgaben (CAPEX) aufgrund voraussichtlich geringer Lade- und Entladezyklen in keinem sinnvollen Verhältnis zueinanderstehen. Die Alternative\r\nzum Repowering mit einhergehender Erhöhung der OWP-Leistung kann die Reduktion der Anlagenzahl bei gleichzeitiger Beibehaltung der OWP-Leistung sein. Dadurch könnte die Flächennutzung der OWPs optimiert werden. Gleichzeitig könnten unter Umständen existierende Konverterplattformen, HGÜ sowie Hochspannungs-Drehstrom-Übertragungen (HDÜ) bei vorhandener Restlebensdauer weitergenutzt werden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist ein vollständiges Repowering derzeit wenig\r\npraktikabel, da die Offshore-Flächen nur zeitlich begrenzt vergeben werden und der Anpassungsaufwand für ein vollständiges Repowering unter Umständen vergleichbar ist mit einem\r\nNeubau. Für ein solch vollständiges Repowering ist eine deutlich längere Nutzungsdauer erforderlich als die derzeitig festgelegten Verlängerungen. Zusätzliche 20-25 Jahre erscheinen in einem solchen Fall sinnvoll.\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „partielles Repowering“ verstehen die Mitglieder der AG Nachnutzung den Austausch einer OWEA mit der Verpflichtung der Wiederverwendung der bestehenden Trag- und\r\nGründungsstruktur innerhalb einer bestehenden Genehmigung. Darunter fällt nicht der Tausch\r\neinzelner Großkomponenten.\r\nIm Rahmen des partiellen Repowerings ergeben sich ebenfalls diverse Herausforderungen. Zum\r\neinen ist die Lebensdauer der verbauten Komponenten innerhalb der OWEA beschränkt. Darüber\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 40\r\nhinaus sind Fragen zur Materialverfügbarkeit sowie zur technischen Umsetzung von erheblicher\r\nWichtigkeit. Schließlich ist die Frage entscheidend, inwiefern vor dem Hintergrund der restlichen\r\nGenehmigungsdauer nach dem Repowering der Fall des partiellen Repowerings wirtschaftlich abbildbar ist. Die Wiederverwendung von Trag- und Gründungsstrukturen muss immer OWP spezifisch ermittelt werden. Erste Untersuchungen zeigen, dass eine zusätzliche Nutzungsdauer von 20\r\nJahren möglich sein könnte, sofern eine OWEA ähnlicher Leistungsklasse verwendet wird. Eine\r\nrestliche Genehmigungsdauer von z.B. zehn Jahren reicht voraussichtlich nicht aus. Auch für das\r\npartielle Repowering sind deutlich längere Zeiten erforderlich, z.B. 20-25 Jahre.\r\n› Darüber hinaus können sich Schwierigkeiten bei der erforderlichen Zertifizierung von\r\nRepowering-WEA ergeben. Zertifizierungen sind für alle signifikanten Änderungen an der Tragstruktur sowie der Anlagen verpflichtend. Dafür ist es unabdinglich, detaillierte Designinformationen des Original Equipment Manufacturer (OEMs) zu erhalten. Diese Modelle sind mittlerweile\r\nhochkomplex und werden von allen OEMs stark behütet. Normalerweise haben nur der OEM\r\nund der Zertifizierer der Anlage Zugriff darauf. Das bedeutet, dass es einen sehr engen Markt\r\nfür diese Dienstleistungen gibt. Weiterhin kann der Zertifizierer die Daten ohne vorherige Zustimmung des OEMs nicht nutzen. In den meisten Fällen erlauben die OEMs dies nicht. Damit\r\nhat der Betreiber einer OWEA fast keine Möglichkeit selbstständig Änderungen durchzuführen,\r\nselbst wenn die Gründungen eigenständig entwickelt wurden, da diese nur teilweise Designinformationen erhalten haben.\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff „Nachnutzung“ den Zeitraum nach\r\ndem Auslaufen bzw. nach der Unwirksamkeit der Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses für einen OWP auf See, verbunden mit dem Erfordernis einer erneuten Ausschreibung der Fläche.\r\n4.1 Regulatorik\r\nIm Jahr 2030 sollen mindestens 30 GW, 2035 40 GW und 2045 70 GW Offshore-Wind-Erzeugungsleistung in der AWZ installiert sein. Die Nachnutzung von Gebieten und Flächen wird durch Fortschreibungen in den kommenden Flächenentwicklungsplänen geregelt. Ausweislich des Entwurfs\r\ndes Flächenentwicklungsplans FEP 2024 kommen die Gebiete N-4 und N-5 für eine Nachnutzung in\r\nBetracht. Hinsichtlich der Nachnutzung der oben genannten Flächen gibt es Herausforderungen\r\naufgrund angenommener wichtiger Habitate streng geschützter Arten bzw. Artengruppen. Aus Anhang 3 des FEP 2023 sowie dem Entwurf des FEP 2024 ergibt sich, dass das BSH für die Erreichung\r\nder langfristigen Ausbauziele berücksichtigt, dass bedingt durch den zukünftig zu erwartenden\r\nRück- und Neubau von OWPs und ONAS im Zuge einer Nachnutzung von Flächen auf Teilen der\r\nWindenergieflächen zeitweise keine Netzeinspeisung möglich sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 40\r\nDer durchschnittliche Anteil an Flächen, auf welchen keine Einspeisung erfolgen kann, hängt von\r\nunterschiedlichen Faktoren ab und kann derzeit noch nicht sicher beziffert werden. Für eine Abschätzung wesentlich sind die Betriebsdauer von OWPS und ONAS sowie der Zeitraum zwischen\r\ndem Betriebsende eines alten und der Inbetriebnahme eines neuen OWP. Aktuell geht das BSH davon aus, dass unter der vorläufigen Annahme einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit von zehn\r\nProzent der Gesamtfläche mit einem theoretischen Potenzial von etwa 78 GW für die Erreichung\r\nder gesetzlichen Ausbauziele erforderlich sein werden. Dies wird bei den aktuell in der Erarbeitung\r\nbefindlichen Ausbauszenarien für den Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, berücksichtigt. Eine genauere Einschätzung des Bedarfs an Flächen- und Gebietsfestlegungen wird im\r\nZusammenhang mit der geplanten Klärung offener Fragen zur Nachnutzung im Rahmen der nächsten Fortschreibungen des FEP erwartet.\r\nDarüber hinaus legt der ROP 2021 sog. Vorrang- und Vorbehaltsgebiete für Windenergie auf See\r\nfest. Diese reichen bisher auch bei hohen Leistungsdichten und unter Berücksichtigung zusätzlicher\r\nWindenergiegebiete im Küstenmeer nicht aus, um OWEA mit einer Gesamtleistung von 70 GW zu\r\nrealisieren. Daher ist die Ausweisung von weiteren Gebieten für die Erreichung der Ausbauziele erforderlich. Im Rahmen des FEP 2024 ist daher ein Ausbau von zusätzlichen Flächen am östlichen\r\nund westlichen Rand der Schifffahrtsroute SN10 sowie in weiteren Schifffahrtsrouten der Nordsee\r\ngeplant (vorläufiger Stand basierend auf den laufenden Abstimmungen mit den Niederlanden und\r\nDänemark). Eine Randbebauung der SN10 hätte voraussichtlich Auswirkungen auf den Energieertrag der Flächen in der Zone 3. Die Inbetriebnahme der OWP und ONAS entlang der SN10 werden\r\ngemäß aktuellem FEP-Entwurf ab dem Jahr 2032 erfolgen. Abhängig von der konkreten Ausgestaltung sind Auswirkungen auf den Zuschnitt der Zone 4 zu erwarten.\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit\r\nIm Rahmen der Wirtschaftlichkeit der Nachnutzung von OWEA haben die Teilnehmenden der AG\r\nden oben bereits erwähnten „Wake-Effekte“ angesprochen. Dies beschreibt Verschattungseffekte/Nachlaufeffekte durch OWEA stromabwärts befindlicher Bereiche. Aufgrund dessen ergebe\r\nsich bei zukünftigen Layouts Optimierungsbedarf. Allerdings sehen die Teilnehmer in einer zusätzlichen Erhöhung der Nabenhöhe keine praktikable Lösung, da die Mehrkosten aufgrund des baulichen Mehraufwandes einen möglichen Mehrertrag deutlich übersteigen werden.\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks\r\nWindenergieanlagen auf See wurden im Jahr 2009 erstmalig in Deutschland installiert, in nennenswerten Umfang seit dem Jahr 2015. Vor diesem Hintergrund werden voraussichtlich ab den 2030er\r\nJahren die ersten Anlagen außer Betrieb gehen und zurückgebaut werden müssen. Erreichen OWP\r\ndas Ende ihrer Lebensdauer gibt es verschiedene Rückbau- und Nachnutzungskonzepte. Es kann\r\nzwischen einem Weiterbetrieb von bis zu zehn Jahren durch Rückbau (partiell oder vollständig)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 40\r\nsowie durch Repowering (partiell oder vollständig) unterschieden werden. Für das Entfernen von\r\nGründungen gibt es derzeit verschiedene Rückbau-Techniken, darunter das Vibrationsverfahren,\r\ndas Ausspülen der Gründung mittels Spüllanzen sowie das hydraulische Herausdrücken mittels\r\nÜberdrucks. Dennoch ist zu berücksichtigen, dass auch bei vollständiger Entfernung der Gründungen die Tragfähigkeit des Bodens an dieser Stelle für einige Zeit eingeschränkt sein wird und\r\ndadurch eine Neuerrichtung einer OWEA an dieser Stelle absehbar nicht erfolgen kann.\r\n5.1 Regulatorik\r\nDie gesetzliche Grundlage für den Rückbau von OWPS und ONAS ergibt sich aus der Seeanlagenverordnung (SAnlV) und dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).\r\nFür Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis zum 31.12.2020 ist die SAnlV anwendbar. Für Anlagen\r\nmit einer Inbetriebnahme nach dem 31.12.2020 ist das WindSeeG anwendbar.\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)\r\nOWEA gelten als Anlagen zur „Erzeugung von Energie“ gem. § 1 Abs.2 Nr.1 SeeAnlV. Plattformen\r\nwährend der Bauphase, Rettungseinrichtungen, Hubschrauberlandedecks, windparkinterne Verkabelungen oder Umspannplattformen sowie ggf. Messmasten oder -installationen zählen zu den\r\nsog. erforderlichen Nebeneinrichtungen. ONAS (mit Plattformen) zählen zu den eigenständigen Anlagen gem. § 1 Abs.2 Nr.2 SeeAnlV. § 2 Abs. 1 SeeAnlV stellt die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Sinne des § 1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 und 2 SeeAnlV sowie die wesentliche Änderung solcher\r\nAnlagen oder ihres Betriebs bis zum 30.01.2012 unter den Vorbehalt der Genehmigung und mit\r\nWirkung vom 31.01.2012 unter den Vorbehalt der Planfeststellung dar. Ist der Plan außer Kraft getreten bzw. die Genehmigung erloschen, sind die Anlagen gemäß § 13 Abs. 1 SeeAnlV zu beseitigen.\r\nDer Maßstab für den Umfang der Beseitigung ergibt sich aus § 5 Abs. 6 SeeAnlV oder den Belangen\r\ngem. § 7 SeeAnlV. Demnach darf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs sowie die Sicherheit\r\nder Landes- und Bündnisverteidigung nicht beeinträchtigt und die Meeresumwelt nicht gefährdet\r\nwerden. Dies steht im Einklang mit Art. 60 Abs. 3 Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ), wonach alle aufgegebenen oder nicht mehr benutzten Anlagen oder Bauwerke zu beseitigen sind, um die Sicherheit der Schifffahrt zu gewährleisten. Darüber hinaus müssen Belange\r\naus sonstigen öffentlich-rechtlichen Vorschriften beachtet werden (Raum- und Fachplanung).\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG)\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG regelt die Beseitigung der Einrichtungen soweit der Planfeststellungsbeschluss oder die Plangenehmigung unwirksam geworden ist. Die Rechtslage nach dem WindSeeG\r\nentspricht der oben dargestellten Rechtslage nach der SeeAnlV.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 40\r\nDas BSH kann als zuständige Behörde in der AWZ auf der Grundlage von § 13 Abs. 1 SeeAnlV bzw.\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG die Rückbauverpflichtung in dem Genehmigungsbescheid oder Planfeststellungsbeschluss anordnen. Hierbei muss die Behörde den Vorgaben der Raumordnung und Fachplanung für die Nord- und Ostsee Rechnung tragen. Im nunmehr geltenden Raumordnungsplan 2021\r\nfür die deutsche AWZ wird die Rückbauverpflichtung ebenfalls geregelt (Ziffer 2.2.1). Darin heißt\r\nes: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt.\r\nDemnach ist auch die OWP-interne Verkabelung aufgrund raumordnungsrechtlicher Vorgaben\r\ngrundsätzlich zu entfernen, obwohl sie sich im Meeresboden befindet. Auch in der Richtlinie Offshore Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffverkehr, herausgegeben\r\nvon der Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert.\r\nGenerell seien konkretisierende Planungsvorgaben im jeweils geltenden Flächenentwicklungsplan\r\nenthalten (siehe oben).\r\nSchließlich gibt es gem. § 96 Nr. 7 WindSeeG eine Ermächtigung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrats Regelungen zur\r\nBeseitigung von Einrichtungen zu erlassen. Das BMWK übt gem. § 104 WindSeeG die Rechts- und\r\nFachaufsicht über das BSH aus. In der Begründung zum Gesetzentwurf22 heißt es dazu: „Die Neuregelung in § 96 Nummer 7 WindSeeG schafft die Kompetenz zum Erlass einer Verordnung zur Regelung von Anforderung an den Umfang der Beseitigung und den Rückbau von Windenergieanlagen\r\nauf See, von Kriterien für die Wiedernutzbarmachung der Fläche, die Nachnutzung sowie die Wiederherstellung von Flächen. Ziel der Verordnungsermächtigung ist es, die Voraussetzungen dafür\r\nzu schaffen, die Flächen zügig und möglichst ohne Einschränkungen für die Nachnutzung zur Verfügung zu stellen, um einen kontinuierlichen Zubau der Offshore-Windenergie auf 70 GW bis zum\r\nJahr 2045 zu gewährleisten.“\r\nIn der Praxis gehört ein Rückbaukonzept im Rahmen des Genehmigungsprozesses zu den einzureichenden Unterlagen. Dies stellt während der Betriebsphase die Grundlagen für die detaillierte\r\nRückbauplanung der Einrichtungen dar. Die Erstellung eines Rückbauhandbuchs ist für den Vorhabenträger/ Projektierer verpflichtend. Ziel dessen ist es, eine nachvollziehbare und plausible Darstellung der Vorgänge mit den technischen Randbedingungen sicherzustellen. Details dazu können\r\ndem BSH-Standard Konstruktion entnommen werden.23 Nachdem die Rückbauarbeiten\r\n22 Vgl. Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften, BTDrucksache 20/1634, S. 108f.\r\n23 Vgl. BSH, Standard Konstruktion 2021, Teil B 2.6.1 S. 63 sowie 2.6.3 S. 64.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 40\r\nabgeschlossen sind, ist seitens des BSH eine Rückbaufeststellung vorgeschrieben. Dadurch wird der\r\ntatsächliche Endzustand nach der Rückbauphase in einem Bestandsplan dokumentiert.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ machen die dargestellten Regelungen eine\r\nEinzelfallbetrachtung des jeweiligen Projekts erforderlich. Zum genauen technischen Umfang\r\nder Rückbauarbeiten kann im Allgemeinen keine rechtssichere Aussage getroffen werden. Ein\r\nUnterlassen des Rückbaus einzelner Anlagenteile könnte angezeigt sein, wenn dies für die Meeresumwelt weniger schädlich ist als ein Rückbau. Unschädliche Anlageteile könnten die Funktion von Riffen übernehmen und Meereslebewesen wie Pflanzen, Muscheln und Kleintieren einen Siedlungs- und Schutzraum bieten.\r\n› Die für den Rückbau erforderlichen Regelungen sind nach Einschätzung des BDEW derzeit noch\r\nnicht im Detail abzusehen und sollten deshalb durch eine Rechtsverordnung konkretisiert werden. Ziel sollte es sein, den Trägern der Vorhaben frühzeitig Klarheit über die Rahmenbedingungen des Rückbaus zu schaffen. Vor diesem Hintergrund sollten auch ergänzende Festlegungen\r\nzur Einhaltung des aktuellen Stands von Wissenschaft und Technik getroffen werden, sowie Verfahrensschritte zur Vorbereitung, Durchführung und Überprüfung der Beseitigung von Einrichtungen erarbeitet werden.\r\n› Gem. § 80 Abs. 2 WindSeeG soll der Vorhabenträger die Beseitigung spätestens binnen zwölf\r\nMonaten nach Eintritt der Beseitigungspflicht abschließen. Nach Ansicht des BDEW kann unter\r\nUmständen die zwölfmonatige Frist zur Beseitigung der Einrichtungen in § 80 Abs. 2 WindSeeG\r\nzu knapp bemessen sein. Es ist festzustellen, dass es diesbezüglich noch keine Praxiserfahrungen gibt. Der BDEW betont, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren derzeit keine allgemeine\r\nAussage über die Rückbaudauer getroffen werden kann. Durch die zunehmende Größe der\r\nOWP ist ebenfalls mit einer längeren Rückbaudauer zu rechnen. Sollten verbindliche Rückbauzeiten im Gesetz definiert werden, fehlen derzeit konkrete Bezugspunkte im Gesetz, die die\r\nGröße der OWPs sowie weitere Faktoren wie die Verfügbarkeit von Schiffen, Lagerkapazitäten\r\nan den Häfen und sonstige Zeitfenster berücksichtigen. Eine pauschale Zeitangabe für eine Beseitigungsverpflichtung ohne Berücksichtigung individueller Faktoren wird den tatsächlichen\r\nUmständen nicht gerecht. Solle dennoch an einer pauschalen Zeitangabe festgehalten werden,\r\nist eine 24- bis 36-monatige Frist für die Beseitigung der Einrichtungen eher angemessen.\r\n5.2 Technik\r\nBeim Rückbau von OWEA ist zwischen dem vollständigen sowie dem partiellen Rückbau zu unterscheiden. Der vollständige Rückbau umfasst die komplette Demontage aller Komponenten der\r\nWindenergieanlage inklusive Tragstruktur, Gründungselemente sowie parkinterner Verkabelung.\r\nDer partielle Rückbau umfasst die Demontage obsoleter bzw. ausgenutzter Komponenten der\r\nWindenergieanlage. Teile der OWEA, die unter Umständen nicht rückbaubar oder ggfs. noch\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 40\r\nverwendbar sind, wie z. B. Gründungen oder Gründungsteile, könnten vollständig oder partiell im\r\nSeeboden hinterlassen werden. Der BDEW regt an, dass bei möglichen Rückbauszenarien auch die\r\nBegrenzung der Umweltbelastungen eine entscheidende Rolle spielen sollten. Daher könnte es unter Umständen sinnvoll sein, Einrichtungen an Ort und Stelle zu belassen. Dies kann insbesondere\r\nfür den Kolkschutz gelten. Maßgeblich sollte der jeweilige Stand der Technik sein.\r\n› Hinsichtlich der Innerparkverkabelung regt der BDEW an, einen Verbleib der Seekabel im Meeresboden nicht zu forcieren, u.a. aufgrund geringer Flächenverfügbarkeit für die weitere Verlegung aber auch aufgrund der Materialressourcen und umweltfachlicher Belange.\r\n5.3 Zeitplanung\r\nDerzeit geht das BSH davon aus, dass die Dauer der Rückbauplanung für OWEA ungefähr ein bis\r\nzwei Jahre dauert. Die Gesamtrückbauzeiten für OWEA werden derzeit ebenfalls auf ein bis zwei\r\nJahre geschätzt.\r\n› Der BDEW stellt fest, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis keine verbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA getroffen\r\nwerden kann. Durch die zunehmende Größe der OWPs ist mit einer längeren Rückbaudauer zu\r\nrechnen. Dabei könnten partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein\r\nPfahlsegment im Boden hinterlassen werden können, zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\nÜbergeordnetes Ziel sei es, die Zeiträume ohne Einspeisung durch die OWPs zu reduzieren. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass der sichere Betrieb noch produzierender OWEAs\r\nmöglich ist. Die parkinterne Umspannstation sollte als letztes zurückgebaut werden, damit während der Rückbaudauer der OWEA die verbleibende Einspeisung maximiert wird und die Standsicherheit der OWEAs gewährleistet bleibt.\r\n› Die Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rück- und Neubau zwischen den beteiligten\r\nAkteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen) ist aufgrund sehr kurzer Arbeitsfenster und begrenzter Schiffsverfügbarkeit sowie Hafenkapazitäten abstimmungsintensiv. Darüber hinaus sind nach der Konzeption des FEP 2023 Stillstandszeiten zwischen der\r\nDemontage des alten Windparks und neuer Stromerzeugung so kurz wie möglich zu halten.\r\n› Der BDEW regt an, zu prüfen, inwiefern der Rück- bzw. Neubau eines Windparks parallel ermöglicht werden kann. Allerdings könnten sich durch das dabei erforderliche parallele Tätigwerden\r\nmindestens zweier unterschiedlicher Gewerke neben dem Planungs- und Koordinierungsaufwand Herausforderungen hinsichtlich des Versicherungsschutzes als auch der allgemeinen Sicherheit ergeben. Mithin könnte eine Parallelisierung auch zu einer weiteren Verknappung von\r\nSchiffs- und Hafenkapazitäten führen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann die zeitliche Effizienz bei der Umsetzung zukünftiger 2-GW-ONAS und größerer OWPs höher als bei bisherigen Anlagen sein. Demgegenüber\r\nstehen jedoch sehr hohe Kapitalkosten für Rückbau und Neubau sowie unter Umständen deutlich längeren Erzeugungsausfälle durch lange Rück- und Zubau Szenarien und damit einhergehenden langen Betriebsunterbrechung.\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n6.1 Regulatorik\r\nWie bereits unter Punkt 5.3 beschrieben, sieht der Raumordnungsplan 2021 für die deutsche AWZ\r\nin Ziffer 2.2.1 vor: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt. Auch in der Richtlinie Offshore-Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und\r\nLeichtigkeit des Schiffverkehr, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert. In Bundesnaturschutzgesetz und Seeanlagenverordnung werden weitere rechtliche Grundlagen für die Rückbau-Verpflichtungen definiert.\r\nDennoch bleibt festzustellen, dass die bestehende Regulatorik hinsichtlich des Umfangs des Rückbaus von Offshore-Konverterstationen und auch von Stromkabeln – wenig konkret sind. Im Flächenentwicklungsplan 2023 gibt es unter den Punkten 5; 6.1.5, Anhaltspunkte für einen möglichen\r\nUmfang des Rückbaus, der da laute: „Die Zielsetzung eines möglichst vollständigen Rückbaus wird\r\nim FEP verfolgt, um eine möglichst hohe Nachnutzbarkeit der Flächen und Trassen zu ermöglichen.“ Darüber hinaus verweist § 34 Abs. 2 Nr.2 der dritten Windenergie-auf-See-Verordnung (3.\r\nWindSeeV) auf die Standard-Baugrunderkundung - Mindestanforderungen an die Baugrunderkennung und -untersuchung für OWEA, Offshore-Stationen und Stromkabel. In Teil D der StandardBaugrunderkundung sind Mindestanforderungen an die Erkundung von Trassen für die parkinterne\r\nVerkabelung und stromabführende Kabel niedergeschrieben. Über den Umfang von Rückbaumaßnahmen sind jedoch keine Details erkennbar.\r\n6.2 Technik\r\nNach Einschätzung des BDEW ist der Rückbau der Seekabel technisch möglich. Herausforderungen\r\ngibt es für mittels HDD-Technik installierte Kabel im Bereich von Deich- oder Inselquerungen. Beim\r\nRückbau von Gründungen von Plattformen kann auf den Rückbau von OWEAs verwiesen werden.\r\nDie dafür anwendbaren Techniken sind auch hier anwendbar.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ können sich Herausforderungen ergeben,\r\nSeekabel nach ihrer Betriebszeit aus dem Boden zu entfernen. Nach langen Betriebszeiten hat\r\nsich Meeresboden von dem ursprünglichen Eingriff beim Verlegen erholt, sodass beim Rückbau\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 40\r\nder Seekabel ein der Verlegung vergleichbarer Eingriff in die Umwelt erfolgt. Dennoch ist erwartbar, dass das Interesse der Bergung der Seekabel groß ist, da die zu bergenden Materialressourcen nicht unerheblich sind. Darüber hinaus besteht aufgrund begrenzter Kabeltrassenverfügbarkeit ein nicht unerhebliches Interesse durch eine Kabelbergung neuen Platz für weitere\r\nSeekabel zu schaffen. Bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen\r\nsind wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform\r\nvorhanden. Die sich ergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung\r\neiner der beiden im Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen berücksichtigt werden.\r\n6.3 Zeitplanung\r\nDer BDEW stellt fest, dass aus Sicht der Netzbetreiber ein angemessener Vorlauf für die Rückbauplanung zwingend für eine erfolgreiche, planbare und interessengerechte Abwicklung ist. Gesamtrückbauzeiten lassen sich derzeit nur schwer einschätzen.\r\n› Nach Einschätzung der Netzbetreiber ist für den Neubau von ONAS mit einer notwendigen Vorlaufzeit von mindestens zehn Jahren zu rechnen. Der Aus- und Rückbau der OWEA muss gemeinsam mit den ONAS gedacht werden. Hierzu ist es erforderlich, dass OWEA- und ONAS-Betreiber in einen frühzeitigen Austausch gehen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nBerlin, 12. November 2024\r\nFakten und Argumente\r\nTransformationsplanung für\r\ndie Gasverteilernetze\r\nArgumente für einen Planungszyklus von zwei Jahren\r\n2\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nInhalt\r\n1 Verbändeposition ......................................................................................3\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\n..................................................................................................................3\r\nRechtsrahmen...................................................................................................3\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze..3\r\nLernprozesse.....................................................................................................4\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit ..................................4\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von\r\nPlanungen..............................................................................................5\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen ......................................................6\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer\r\nabsehbar................................................................................................7\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland .................................................7\r\n3 Lösungsräume ...........................................................................................7\r\n3\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\n1 Verbändeposition\r\nDie Verbände haben umfassende Vorschläge zur Umsetzung der europäischen Regelungen für\r\ndie Gas- und Wasserstoffverteilernetzplanung in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erarbeitet.\r\nDarin schlagen sie vor, dass Gas- und Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber alle zwei Jahre einen\r\nPlan für die Transformation und Entwicklung ihrer Netze erstellen und der Regulierungsbehörde vorlegen. Es besteht die Möglichkeit, die Pläne regional zu bündeln. Alle Verteilernetzbetreiber werden zur Zusammenarbeit für die Erstellung dieser Pläne verpflichtet.\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\nRechtsrahmen\r\nArtikel 56 und 57 der EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (nachfolgend: GasRL) machen sowohl\r\nfür die Entwicklungsplanung des Wasserstoffverteilernetzes als auch für die Transformationsplanung des Gasverteilernetzes Vorgaben für die jeweiligen Planungszyklen:\r\n- Der Entwicklungsplan soll nach Art. 56 Abs. 1 GasRL von den Wasserstoffverteilernetzbetreibern alle vier Jahre an die Regulierungsbehörde übermittelt werden.\r\n- Der Transformationsplan (europäisch: Stilllegungsplan) muss nach Art. 57 Abs. 2 lit. f)\r\nGasRL mindestens alle vier Jahre auf der Grundlage der jüngsten Projektionen für die\r\nErdgasnachfrage und -versorgung in der betreffenden Region aktualisiert werden.\r\nAus rechtlicher Sicht spricht nichts dagegen, diese Vorgaben überschießend in das nationale\r\nRecht umzusetzen, indem ein kürzerer Planungsrhythmus vorgegeben wird, soweit sichergestellt ist, dass mindestens alle vier Jahre entsprechende Pläne vorgelegt werden. Das Europarecht steht einem zweijährigen Planungszyklus entsprechend nicht entgegen.\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze\r\nDie Erreichung der Klimaneutralitätsziele bis zum Jahr 2045 nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz verlangen eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur innerhalb der kommenden zwei Jahrzehnte. Ein vierjähriger Planungszyklus würde konkret bedeuten, dass – ausgehend von der ersten Planungsrunde im Jahr 2028 – die umfassende Transformation der\r\nGasnetzinfrastruktur mit all ihren Herausforderungen in nur vier (in Bundesländern mit ambitionierteren Klimaschutzzielen sogar in nur drei) zu genehmigenden Plänen bis zum Jahr 2045\r\nabgeschlossen sein muss. In Abhängigkeit von der Ausgestaltung der Anschluss- und Zugangspflichten der Gasnetzbetreiber, insbesondere hinsichtlich der Länge einer Kündigungsfrist,\r\n4\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nsind gegebenenfalls dann sogar nur zwei der Pläne überhaupt geeignet, um darauf basierend\r\nKündigungen aussprechen zu können. Auch wenn die Pläne weitere wichtige Funktionen für\r\ndie Gestaltung der Transformation der Verteilernetze haben, sind sie als Grundlage für die\r\nEntscheidungen gegenüber den Netzkunden elementar wichtig.\r\nLernprozesse\r\nBisher bestehen keine Verpflichtungen für Gasverteilernetzbetreiber, verbindliche Netzentwicklungspläne zu erstellen. Es fehlen daher bei vielen Verteilernetzbetreibern Erfahrungen,\r\nund entsprechende Prozesse, insbesondere für den Austausch zwischen Fernleitungs- und\r\nVerteilernetzbetreibern, müssen noch erarbeitet und eingeübt werden. Ein kürzerer Planungszyklus würde schneller zu Plänen führen, die auf Erfahrungen und bewährten Verfahren beruhen und sich damit positiv auf die Qualität der Planinhalte auswirken.\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit\r\nJe häufiger die Transformationspläne überarbeitet und aktualisiert werden müssen, desto genauer und zuverlässiger werden die darin enthaltenen Informationen. Dadurch wird die Planung für den Anschlusskunden besser nachvollziehbar und vorhersehbar. Je frühzeitiger ein\r\nKunde von der geplanten Transformation eines Netzteils erfährt, desto eher können Alternativen gefunden und etwaige Fehlinvestitionen vermieden werden.\r\nEin zweijähriger Planungsrhythmus trägt somit zu einem wesentlich transparenteren Entscheidungsprozess bei und ermöglicht eine frühzeitige Kommunikation in Richtung der\r\n5\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nbetroffenen Anschlussnutzer. Auf diese Weise kann die Akzeptanz dieser Planungen gefördert\r\nwerden. Im Übrigen ist der Verbraucherschutz darüber hinaus über die in Art. 38 der GasRL zu\r\ndefinierenden Kriterien sicherzustellen.\r\nDas Risiko höherer Verunsicherung der Netznutzer durch potenziell widersprüchliche Planungen sehen die Verbände nicht. Es ist davon auszugehen, dass Netzteile erst als zu transformierende Infrastrukturen deklariert werden, wenn dem Verteilernetzbetreiber konkrete und belastbare Informationen über deren Umstellung auf Wasserstoff oder Stilllegung vorliegen. Die\r\nNetzbetreiber sehen sich grundsätzlich an diese Planungen gebunden. Es ist deshalb äußerst\r\nunwahrscheinlich, dass die geplante Transformation einer Leitung wieder rückgängig gemacht\r\nwerden muss. Wahrscheinlicher ist, dass immer detailliertere Planungen erfolgen werden, die\r\ndie zu transformierende Gebiete schrittweise weiter konkretisieren und dadurch Sicherheit\r\nbei den Verbrauchern geschaffen wird.\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von Planungen\r\nDer Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft wird absehbar zu einer weiteren Beschleunigung\r\nder technischen Möglichkeiten für die Wasserstoffproduktion und -nutzung führen. Dadurch\r\nsteigen Anforderungen an die dafür benötigte Transportinfrastruktur.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes ist ein wichtiger Grundstein für ein flächendeckendes Wasserstoffnetz in Deutschland gelegt worden. Die Auswirkungen auf die Verteilernetzbetreiber und damit für einen Großteil der an das Wasserstoffnetz anzuschließenden\r\nKunden sind jedoch nach wie vor unklar. Daraus ergibt sich ein kontinuierlich steigender Regelungsbedarf.\r\nBereits jetzt ist eine Vielzahl von Gesetzesänderungen und regulatorischen Vorgaben sowohl\r\nauf nationaler als auch europäischer Ebene absehbar, die je nach konkreter Ausgestaltung\r\nwiederum direkte Auswirkungen auf den Aufbau eines Wasserstoffmarktes haben können.\r\nDieses sich gegenseitig bedingende dynamische Umfeld wirkt sich unmittelbar auf den Bedarf\r\nan Gas- und Wasserstoffinfrastruktur aus. Daraus ergibt sich ebenfalls die Notwendigkeit, bestehende Planungen regelmäßig an die aktuellen technischen und rechtlich-regulatorischen\r\nEntwicklungen anpassen zu können.\r\nDer Blick auf die allein in den letzten zwei Jahren hinzugekommenen und für das nächste Jahr\r\nangekündigten Regelungen für Wasserstoffinfrastruktur macht deutlich, dass ein längerer Planungszyklus unweigerlich dazu führen würde, dass die Pläne für einen großen Teil ihres Bestehens nicht den geltenden Rechtsrahmen und sich daraus ergebenden Auswirkungen auf die\r\nVerteilernetze widerspiegeln würden.\r\n6\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen\r\nSowohl die Übertragungsnetzbetreiber und die Stromverteilernetzbetreiber als auch die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportnetzbetreiber legen alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan bzw. Netzausbauplan für ihre Netze vor. Da sich die Planungen gegenseitig bedingen und damit sie optimal ineinandergreifen können, sollten die Transformations- und Entwicklungspläne ebenfalls alle zwei Jahre vorliegen. Insbesondere für die Erstellung eines kohärenten und zukunftsfähigem Netzentwicklungsplan Gas/Wasserstoff der Fernleitungs- und\r\nWasserstofftransportnetzbetreiber braucht es zwingend regelmäßig aktualisierter Planungsstände der Verteilernetze sowie daraus abgeleitete, verbindliche Bedarfsprognosen. Die Ergebnisse der Planungen der Verteilernetzebene werden als Eingangsgrößen im bundesweiten\r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen berücksichtigt (vgl.\r\nauch Artikel 55 Abs. 2 lit. f GasRL). Die Ergebnisse der Transformationspläne müssen außerdem auch in die Netzausbaupläne der Betreiber von Stromverteilernetzen einfließen. Werden die Verteilernetzpläne nur alle vier Jahre aktualisiert, ergeben sich daraus entsprechende\r\nUnschärfen in den zwischenzeitlich erstellten Plänen.\r\nDie Erkenntnisse der Netzentwicklungspläne müssen wiederum iterativ in die Transformations- und Entwicklungsplanung zurückgespielt werden (z.B. angepasste, jahresscharfe Umstellungsplanungen bzw. geänderte Inbetriebnahmetermine für Maßnahmen). Ein vierjähriger\r\nZyklus der Gas- und Wasserstoffverteilernetze hätte zur Folge, dass aktuelle Erkenntnisse aus\r\ndem bundesweiten Netzentwicklungsplan erst nach vier Jahren in den Planungen der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden könnten. Dies kann sich wiederum auf die Transparenz der Planungen gegenüber Endkunden bzw. Industrieabnehmern im Verteilernetz auswirken.\r\n7\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer absehbar\r\nDie kommunalen Wärmepläne werden zu einem größeren Teil erst Mitte 2028 veröffentlicht.\r\nObwohl aus ihnen keine unmittelbar verbindlichen Ergebnisse resultieren, werden die kommunalen Planungen erheblichen Einfluss auf die zukünftige Entwicklung der lokalen Gasverteilernetze haben. Aufgrund dieser Unverbindlichkeit in Kombination mit den enormen Herausforderungen, die sich aus der Umsetzung der kommunalen Wärmepläne ergeben werden,\r\nwird für die Verteilernetzbetreiber in der Regel erst nach und nach planbar werden, welche\r\nMaßnahmen aus den Wärmeplänen tatsächlich und zu welchem Zeitpunkt in ihren Netzgebieten in die Umsetzung kommen. Diese dynamischen Prozesse könnten in einem vierjährigen\r\nPlanungszyklus nicht adäquat aufgenommen und in netzbetreiberindividuelle Pläne übersetzt\r\nwerden. Im schlimmsten Fall kann sich aus der nachgelagerten Reaktionsmöglichkeit der Verteilernetzbetreiber eine zusätzliche Verzögerung für eine erfolgreiche Umsetzung der Wärmewende vor Ort ergeben.\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland\r\nInsbesondere für Industriekunden ist eine frühzeitige Information über die Verfügbarkeit von\r\nWasserstoff im Verteilernetz von entscheidender Bedeutung. Viele Maßnahmen, die für die\r\nUmstellung von Produktionsprozessen erforderlich sind, hängen von der Verfügbarkeit des\r\nWasserstoffnetzes ab. Eine rechtzeitige Kommunikation ermöglicht es den Unternehmen, ihre\r\nPlanungen entsprechend anzupassen und notwendige Schritte frühzeitig einzuleiten.\r\nHinzu kommt, dass durch die iterative Abhängigkeit des Netzentwicklungsplans Gas/Wasserstoff und der Verteilernetzpläne voneinander die für den Anschluss des Industriekunden benötigten Kapazitäten nur alle vier Jahre in die Planung der Wasserstofftransportnetzebene eingespielt werden können. Daraus kann sich im Einzelfall eine erhebliche Verzögerung des Anschlusses eines Kunden im Verteilernetz und daher ein Anreiz für einen direkten Anschluss an\r\ndas Wasserstofftransportnetz ergeben. Die betroffenen Verteilernetzbetreiber wären im Ergebnis aufgrund des langen Planungszyklus beim Anschluss von Industriekunden potenziell benachteiligt. Ein zweijähriger Planungszyklus ermöglicht es, die aufkommenden Wasserstoffbedarfe von Unternehmen frühzeitig bei der Infrastrukturplanung aller Netzebenen zu berücksichtigen, wodurch der Industriestandort Deutschland gestärkt wird.\r\n3 Lösungsräume\r\nAuf Grundlage der obenstehenden Argumente setzen sich die Verbände ausdrücklich für einen zweijährigen Planungszyklus ein. Sollte trotzdem ein vierjähriger Planungszyklus für alle\r\nGas- und Wasserstoffverteilernetze vorgesehen werden, ist mindestens die Möglichkeit einer\r\nfreiwilligen, genehmigungsfähigen Planung alle zwei Jahre vorzusehen.\r\n8\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nDie Ausgestaltung derart komplexer Regelungen wie einer Transformationsplanung für die\r\nGasnetze sollte sich an den folgenden zwei Grundsätzen ausrichten: Zusätzliche gesetzliche\r\nVerpflichtungen sind im Sinne des Bürokratieabbaus auf das absolut notwendige Maß zu begrenzen. Gleichzeitig sind ein hohes Maß an Transparenz und Nachvollziehbarkeit für einen so\r\nkomplexen und gesellschaftlich relevanten Prozess wie der Transformation der Gasverteilernetze zu gewährleisten.\r\n› Diese beiden Grundsätze werden durch die beiden folgenden Lösungsvorschläge berücksichtigt: Sie können erreicht werden, indem die in der GasRL angelegte Option einer de minimis-Ausnahme für Gasverteilernetze mit weniger als 45.000 Kunden auch national umgesetzt wird. Die verbleibenden größeren Verteilernetzbetreiber würden die Kapazitäten\r\nder mit der Genehmigung betrauten Regulierungsbehörde deutlich weniger in Anspruch\r\nnehmen, zumal davon auszugehen ist, dass die Mehrheit dieser Netzbetreiber gemeinsame\r\nregionale Transformations- und Entwicklungspläne einreichen wird. Um zu gewährleisten,\r\ndass sich auch Netzbetreiber mit weniger als 45.000 Kunden in einem transparenten Prozess mit der Zukunft ihrer Verteilernetze auseinandersetzen, könnten bei der Ausgestaltung\r\nder Kündigungs- und Verweigerungsvoraussetzungen für Netzanschluss- und -zugang zusätzliche Konsultations- und Begründungsanforderungen gestellt werden, ohne dass der\r\ngesamte komplexe Planungs- und Genehmigungsprozess zu durchlaufen wäre.\r\n› Sollen dennoch alle Verteilernetzbetreiber nur alle vier Jahre eine Planung ihrer Netze vorlegen, sollte zumindest sichergestellt sein, dass alle Netzbetreiber, die einen akuten Bedarf\r\nfür eine zwischenzeitliche Genehmigung ihrer aktualisierten Planungen haben, dazu alle\r\nzwei Jahre optional Gelegenheit erhalten. Gegebenenfalls könnte man diesen Bedarf einem zusätzlichen Begründungserfordernis unterstellen. Die vorangegangene Argumentation zeigt deutlich, dass die dynamischen Entwicklungen im Gas- und Wasserstoffmarkt\r\neine umfassende Transformation der Gasnetze bis 2045 ausschließlich mit einem vierjährigen Planungszyklus praktisch unmöglich machen. Eine Flexibilisierung des Planungszyklus\r\ndort, wo es zu Erreichung der Klimaziele und der Energiewende wirklich erforderlich ist, ist\r\ndaher unerlässlich.\r\nDie Verbände stehen gerne für einen weiteren Austausch für die Umsetzung einer erfolgreichen Netzplanung der Gas- und Wasserstoffverteilernetze zur Verfügung. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 25. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nDelegierter Rechtsakt über\r\ndie Methodik zur Bewertung\r\nvon Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme\r\nBrennstoffe\r\nVersion: 1.0\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des\r\nBDEW........................................................................................................3\r\n2 Wasserstoffemissionen..............................................................................4\r\n3 Vorkettenemissionen.................................................................................5\r\n4 Strombezug ...............................................................................................6\r\n5 Erdgaspyrolyse ..........................................................................................7\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt .................................................8\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen ................................9\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des BDEW\r\nEs bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im nächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff (DA 2023/1184) widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits deutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und\r\nangepasst werden. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen\r\nMengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an,\r\nsteht dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nDie Forderungen nach der Verschiebung der Scharfstellung der Vorgaben zu Additionalität und\r\nzeitlichen Korrelation beim Strombezug im Delegiertem Rechtsakt zu RFNBO-konformem Wasserstoff, wie auch im September von Bundesminister Habeck in einem Schreiben an Energiekommissarin Simson vorgebracht, fordert und unterstützt auch der BDEW nachdrücklich. Dabei\r\naber gilt, dass die Verlängerung deutlich ausfallen muss, sodass Projekte letztendlich von der\r\nÜbergangsperiode auch tatsächlich profitieren können. Bei einer Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zu erneuerbarem Wasserstoff ist es wichtig, dass der Prozess mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe abgestimmt passiert und effizient abläuft, um\r\nProjekten zeitgleich die notwendige Planungssicherheit zu gewähren.\r\nDie derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasserstoff sind zu\r\nstreng und nicht praktikabel umsetzbar. Kohlenstoffarmer Wasserstoff wird damit faktisch unmöglich gemacht, obgleich dieser unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und\r\ndie Transformation des Industriestandortes Europa ist.\r\n› Da die 70%-THG-Einsparung bereits ambitioniert ist, sollte diese das einzige leitende Kriterium bei der Produktion sein und die Einhaltung dieser Einsparung technologieoffen gehalten werden.\r\n› Es ist vorgesehen, dass bis zur Festlegung der Methodik zur Ermittlung von Methanemissionen bei der Erdgasförderung auf Basis der EU-Methanemissionsverordnung (Regelungen auf\r\nEU-Ebene im Jahr 2027) Standardwerte zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind.\r\nInwieweit individuell ermittelte Methanintensitäten alternativ herangezogen werden dürfen, bleibt hingegen unklar, sollte aber in jedem Fall alternativ zulässig sein.\r\n› Vorkettenemissionen müssen generell – wie in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)\r\nfür erneuerbare Energieträger vorgesehen – konsistent sowohl mit Standardwerten als auch\r\nmit projektspezifischen Werten für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte berechnet werden können, welche die tatsächlichen Emissionen abbilden. Das ist\r\nausschlaggebend, um eine bessere Emissionsbilanz vorweisen zu können und damit die\r\nChancen zu erhöhen, die 70%-THG-Einsparung einzuhalten. Dabei würden gleichzeitig\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neffizienteste Technologien bzw. Projekte gefördert sowie Anreize zur weiteren Emissionsminderung gesetzt werden.\r\n› Ebenso sind die Strombezugskriterien über den Lebenszyklus des kohlenstoffarmen Wasserstoffs zu eng gefasst. Das ohnehin anspruchsvolle Kriterium von 70 %-THG-Einsparung kann\r\nsomit de facto nicht erreicht werden.\r\nDiese daraus resultierende Situation schafft enorme Unsicherheiten und würde sowohl die heimische Produktion als auch Importe von kohlenstoffarmem Wasserstoff gerade in den kritischen ersten Jahren des Hochlaufs erheblich in Frage stellen und kann deswegen den benötigten Mengenhochlauf ausbremsen.\r\n› Alle Produktionsprozesse des kohlenstoffarmen Wasserstoffs müssen unter der im Delegierten Rechtsakt definierten Methode berücksichtigt werden, um Technologieoffenheit zu\r\nerlauben und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\n› Der Delegierte Rechtsakt muss unbedingt so ausgestaltet werden, dass Projekten hinreichende Investitionssicherheit gewährt wird und dadurch aufbauende Entscheidungen zu Investitionen, welche sehr hoch ausfallen,zeitnah getroffen werden können. Dazu gehört auch\r\ndie Bereitstellung von Bestandsschutz, vor allem in Hinblick auf mögliche künftige Überarbeitungen der Vorgaben.\r\n› Langfristig soll ein fairer Wettbewerb mit vergleichbaren Bedingungen zwischen kohlenstoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff geschaffen werden, bei dem die Vorgaben zur\r\nCO2-Einsparung im Vordergrund stehen.\r\n2 Wasserstoffemissionen\r\nDie Werte zum Treibhausgaspotenzial (Global Warming Potential) sollten laut Text bei Vorliegen hinreichender wissenschaftlicher Erkenntnisse künftig für Wasserstoff ergänzt werden, um\r\nWasserstoffschlupf in der Emissionsbilanz zu berücksichtigen (s. Erwägungsgrund 5). Da weder\r\ndas Treibhauspotential von Wasserstoff noch die genauen Messverfahren klar definiert sind,\r\nbedarf es wissenschaftlicher Grundlagenforschung und eines breiten Dialogs mit den relevanten Stakeholdern, in welchem schnell gehandelt werden muss, um Investitionssicherheit zu erreichen. Zusätzlich sollten für Wasserstoffemissionen dann aber auch Standardwerte und Bestandsschutzgarantien vergeben werden können. Analog zu Methan sollte es die Möglichkeit\r\ngeben, eigene projektspezifische Werte zu verwenden.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\n3 Vorkettenemissionen\r\nDer Vorkettenemissionsfaktor von Erdgas sollte aus Gründen der Gleichbehandlung in Summe\r\nüber alle Treibhausgase (10,45 g CO2eq/MJ) dem Vorkettenemissionsfaktor des DA 2023/1185\r\nentsprechen (9,7 g CO2eq/MJ) (s. Anhang B). Es ist wichtig, dass hier Kohärenz zwischen den\r\nbeiden Rechtsakten vorliegt. Ein unterschiedlicher Wert ist aus Sicht des BDEW weder nachvollziehbar noch gerechtfertigt. Außerdem basieren diese Zahlen auf dem JEC WTT 4a Bericht\r\n(2014); mit dem JEC WTT 5 Bericht (2020) liegt hier aber bereits eine aktuellere Datenbasis vor,\r\ndie in den Regelungen entsprechend – aber in jedem Fall kohärent – Anwendung finden sollte.\r\nDarüber hinaus enthält der Entwurf an dieser Stelle keinen Hinweis auf eine regelmäßige Aktualisierung. Diese ist nicht zuletzt wegen der Emissionsminderungsziele von Bedeutung, deren\r\nEntwicklungen sich künftig auch in der Festlegung von Standardwerten wiederfinden müssen.1\r\nFortgeschriebene Aktualisierungen bedarf es auch bei Vorkettenemissionen, um ein levelplaying field aufzubauen. Gleichzeitig ist es wichtig, Projekten Investitions- und Planungssicherheit zu bieten. Daher müssen Bestandsschutzklauseln eingeführt werden. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der Delegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren Brennstoffen angeglichen werden.\r\nAus der geforderten Verwendung der Ergebnisse der Berichterstattung unter der Methanverordnung folgt, dass bis zur Festsetzung der Methodik der Methanverordnung zur Berechnung\r\nder Methanintensität (voraussichtlich Ende 2027) Standardwerte für Lieferungen zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind. Dies schließt defacto Importe aus Drittstaaten von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff und Derivaten bis mind. Ende 2027 aus. Somit ist die Wasserstoffversorgung innerhalb der EU in den nächsten Jahren erheblich gefährdet, da aufbauend\r\ndarauf keine finalen Investitionsentscheidungen getroffen werden können. Das Kriterium von\r\n70%- THG-Einsparung kann mit diesen Vorgaben nicht erreicht werden, selbst dann nicht, wenn\r\nausschließlich emissionsfreier EE-Strom als Hilfsenergie eingesetzt wird. Dies würde dem Hochlauf des Wasserstoffmarktes entgegenstehen und die EU würde damit wichtige Bezugsländer\r\nfür kohlenstoffarmen Wasserstoff ausschließen. Es sollte daher einen Übergangszeitraum bis\r\nEnde 2027 geben, in welchem alternativ zum Standardwert auch nach internationalen Qualitätsanforderungen zertifizierte projektspezifische Werte (z. B. aus dem Umweltmanagementsystem oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung des Unternehmens) im Rahmen einer Eigenerklärung verwendet werden dürfen, bis die konkreten Vorgaben zur Erfüllung der\r\n1\r\nIn Tabelle 6 (Emission intensity of generated electricity in EU Member States in 2022) ist hingegen eine Aktualisierung der Emissionswerte vorgesehen (s. Fußnote 16).\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnforderungen der Methanemissionsverordnung an die Emissionsberichterstattung und die\r\nZertifizierungssysteme vorliegen. Mit diesem Übergangszeitraum würde den Projekten genügend Zeit eingeräumt werden, um die erforderlichen Berichtsstrukturen aufzubauen. Den Projekten sollte dann Bestandsschutz gewährt werden. Zudem ist nicht ersichtlich, wieso bei Verwendung von Standardwerten zusätzlich ein 40%-Aufschlag angesetzt wird. Ein solcher Aufschlag bei der Verwendung von Standardwerten ist abzulehnen.\r\nZudem besteht im Entwurf des Delegierten Rechtsakts keine Möglichkeit, individuelle Messwerte für die Gasvorkette außerhalb des Unternehmens im Hinblick auf das Treibhausgas CO2\r\nzu verwenden. Hier muss ermöglicht werden, dass ein nachgewiesener projektspezifischer CO2-\r\nEmissionswert für die Lieferkette verwendet werden darf. Somit kann die Berücksichtigung der\r\nTransportdistanz und des Verkehrsträgers sowie des zugehörigen Treibstoffs und der tatsächlichen CO2-Emissionen aus Förderung und Aufbereitung ermöglicht werden. Projektspezifische\r\nWerte für CH4, CO2 und N2O erlauben die genauesten Berechnungen der Upstream-Emissionen\r\nfür den Erdgasbezug. Dies sollte mittelfristig das übergeordnete Ziel sein.\r\nDennoch bedarf es eines Nebeneinanders von Standard- und projektspezifischen Werten. Zunächst werden bestimmte Vorkettenemissionen nicht oder nur mit hohem Aufwand zu ermitteln sein. In diesem Fall fungieren die Standardwerte als eine wichtige Rückfalllinie für die Informationsbereitstellung im Rahmen der Ausweisung. Diese können in der aktuellen\r\nMarktphase helfen, Investitionen zu ermöglichen und Projekte umzusetzen, dürfen deshalb\r\naber nichtzu hoch angesetzt werden, um nicht prohibitiv zu wirken. Bereits etablierte Standards\r\nfür die Berichterstattung wie das Greenhouse Gas Protocol des WBCSD sollten durch die Unternehmen angewendet werden dürfen. Die unter der ISO bereits begonnenen Arbeiten zum Normungsprozess zur Berechnung des THG-Fußabdrucks von Wasserstoff sollten von der EU-Kommission ebenfalls in ihren Entscheidungen berücksichtigt werden.\r\n4 Strombezug\r\nFür die Anrechenbarkeit von 100% EE bei Einhaltung der Strombezugskriterien ist eine Klarstellung erforderlich, für welche Herstellungsprozesse der Strominput zu einer Steigerung des\r\n„heating values“ führt. Eine entsprechende Klarstellung, welche Prozessschritte von der Anforderung betroffen wären und welche nicht, ist für alle Arten der Wasserstofferzeugung erforderlich (Wasser-Elektrolyse, Erdgas-Dampfreformierung, Erdgas-Pyrolyse, NH3-Cracking etc.). Weiterhin ist unklar, warum nur die zeitliche Korrelation hervorgehoben wird (s. Anhang A, Ziff. 1\r\nu. Ziff. 5).\r\nGrundsätzlich bedarf es zu Beginn des Hochlaufs flexibler und pragmatischer sowie international anschlussfähiger Rahmenbedingungen für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nDie aktuell angestrebten Regelungen verhindern die Umsetzung von Projekten enorm. Dies ist\r\nvor dem Hintergrund der anzustrebenden Versorgungssicherheit mit kohlenstoffarmen Molekülen kritisch. Insbesondere für den Strombezug bei Elektrolyse zur Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff braucht es angemessene und praxistaugliche Regelungen. Zum einen sollten projektspezifische PPAs entsprechend abgeschlossen werden können, die eine nachweislich niedrigere Emissionsintensität als der nationale Strommix aufweisen.\r\nZum anderen betrifft dies auch den Bilanzierungszeitraum der Treibhausgasemissionen des\r\nNetzstroms. Die Dauer des Bilanzierungszeitraums ist genau abzuwägen und an Marktgegebenheiten anzupassen. Die bisher diskutierten Vorgaben drohen den Wasserstoffhochlauf zu verhindern und stehen somit den Dekarbonisierungszielen entgegen. Insofern ist es zu begrüßen,\r\ndass gem. Art. 3 auch die Einführung eines Kriteriums zur stündlichen Bilanzierung der THGEmissionen des Strombezugs geprüft werden soll, da dies eine Möglichkeit darstellt, um effizientere Laufzeiten der Elektrolyseure zu erreichen. Jedoch muss diese Möglichkeit bereits mit\r\nInkrafttreten des Delegierten Rechtsaktes gelten. Lediglich eine mögliche Aussicht im Jahr\r\n2028 gibt keine Investitionssicherheit, um die notwendigen Investitionsentscheidungen für die\r\njetzt notwendigen Projekte zu ermöglichen. Weiterhin muss auch geklärt werden, auf welcher\r\nEbene letztlich bilanziert werden muss.\r\nWeiterhin bedarf es einer Klarstellung für Strominputs, die nicht zu einer Steigerung des „heating value“ führen. Für Emissionen des Stromnetzbezugs analog der Regelung im DA 2023/1185\r\nist also eine Neubewertung aus deutscher Sicht unbedingt erforderlich. Die hier vorgesehenen\r\nVorgaben verhindern die Umsetzbarkeit (s. Ziff. 6). Es muss die Möglichkeit bestehen, EEStrom aus herkömmlichen PPAs oder grünen HKNs einzusetzen und hierfür den EE-spezifischen Emissionsfaktor von 0 g CO2/ MJ anzusetzen. Zusätzlich sollte eine zertifizierte CO2-Intensität für jede Art von PPA ausreichen, um projektspezifische CO2-Emissionen anrechnen zu\r\nkönnen. Auch nicht RFNBO-konformer erneuerbarer Strom trägt zu der angestrebten Treibhausgasminderung mittels seiner niedrigen CO2-Intensität bei. Dabei muss auch berücksichtigt\r\nwerden, dass ein Erfordernis des Einsatzes von RFNBO-konformem Strom die LCOH unnötig\r\nweiter in die Höhe treiben würde und somit Projekte unwirtschaftlich macht.\r\n5 Erdgaspyrolyse\r\nEs bedarf mehrerer Klarstellungen hinsichtlich der bilanziellen Berücksichtigung des Kohlenstoff-Outputs der Pyrolyse. Der derzeitige Rechtsrahmen gibt keine ausreichende Klarheit darüber, wie der vom Pyrolysebetreiber abgeschiedene Kohlenstoff verbucht werden muss und\r\nwer die Kohlenstoffgutschrift erhalten sollte. Eine Klarstellung ist unumgänglich, um Doppelzählungen zu vermeiden und eine rasche Einführung von kohlenstoffarmen Kraftstoffen zu ermöglichen. In Nr. 17 des Anhangs (e ccs) wird in der Einleitung ausdrücklich neben CO2 auch\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n\"carbon in solid state\" erwähnt. Allerdings werden die Kriterien für eine dauerhafte Lagerung\r\nvon Kohlenstoff in den Berechnungsregeln nicht näher konkretisiert. Die nachfolgenden Rechenregeln beziehen sich nur auf CO2. In der e ccs Formel sollte demzufolge ein Term \"e carbon\r\nin solid state\" ergänzt und definiert werden. Hierbei sind die im Folgenden aufgeführten Fälle\r\nzu betrachten:\r\nDie energetische Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. als Brennstoff, als Anode in der Aluminiumproduktion oder im Hochofenprozess als Koksersatz) muss berücksichtigt werden (s. Ziff. 10).\r\nWeiterhin muss eine Berücksichtigung der bei der Verwendung des Kohlenstoffs entstehenden\r\nCO2-Emissionen beim Verwender (Abgabepflicht der ETS-Anlage) gegeben sein.\r\nAußerdem muss im Rahmen des Delegierten Rechtsakts verdeutlicht werden, ob und unter welchen Bedingungen der Pyrolyse-Kohlenstoff ein wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit\r\nAllokationsmöglichkeit ist. Sofern dies der Fall ist, muss ebenfalls klargestellt werden, ob die\r\nAllokation der Emissionen auf die Produkte Wasserstoff und Kohlenstoff energetisch oder ökonomisch erfolgt (s. Ziff. 15). Beide Allokationskriterien weisen spezifische Vor- und Nachteile\r\nauf. Die Entscheidung über das anzuwendende Allokationsverfahren sollte in enger Abstimmung mit betroffenen Betreibern und Zertifizierern getroffen werden.\r\nEbenso muss die stoffliche Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. Bodenverbesserungsmittel, Autoreifen) berücksichtigt werden (s. Ziff. 18), sofern der Pyrolyse-Kohlenstoff nicht bereits gemäß\r\nZiff. 15 als wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit Allokationsmöglichkeit behandelt\r\nwerden kann. Für die Zwecke des Delegierten Rechtsakts sollte für den stofflich verwendeten\r\nPyrolyse-Kohlenstoff weder eine (potenzielle) Brennstoffemission zugewiesen werden, noch\r\neine Abgabepflicht unter dem EU-Emissionshandel bestehen. Hier könnte eine Aufnahme in den\r\nAnhang des Entwurfs einer „Delegated Regulation on the requirements for considering that\r\ngreenhouse gases have become permanently chemically bound in a product“ eine Möglichkeit\r\ndarstellen.\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt\r\nBeim Umgang mit Kohlenstoff in kohlenstoffarmen Brennstoffen, der aus CO2 stammt und nach\r\nder Nutzung des Low Carbon Fuels wieder als CO2 freigesetzt wird, ist nicht nachvollziehbar,\r\nwarum CO2 aus Stromerzeugung (das unter dem ETS I erfasst ist) nur bis zum Jahr 2036 mit\r\neinem Nullemissionsfaktor nutzbar ist (s. Ziff. 10). Hier bedarf es einer Gleichstellung mit CO2\r\naus industriellen Feuerungsanlagen. Für CO2 aus anderen Feuerungsanlagen als Kraftwerken\r\nund industriellen Prozessen (die unter dem ETS I erfasst sind) sollte für unvermeidbare Prozessemissionen (z.B. Kalkbrennen) auch nach 2041 noch ein Nullemissionsfaktor verwendet\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nwerden dürfen. Dies muss so auch im Delegierten Rechtsakt zu erneuerbarem Wasserstoff\r\nübernommen werden, damit keine doppelte Schlechterstellung erfolgt.\r\nIm Erwägungsgrund Nr. 6 wird der Fall der CO2-Speicherung in Drittstaaten aufgeführt.2 Hierbei wird auf die Anerkennung von CCS-Lagerstätten außerhalb des EU-ETS eingegangen. An\r\ndieser Stelle werden jedoch die erforderlichen \"gleichwertigen Bedingungen\" nicht konkretisiert. Zur Planungssicherheit ist es notwendig, dass dabei auf die geltenden Bedingungen\r\ndeutlicher eingegangen wird.\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen\r\nAnmerkung zu den Berechnungen:\r\nZur Verdeutlichung der oben ausgeführten Anmerkungen und Forderungen folgen Beispielrechnungen zur THG-Einsparung durch kohlenstoffarme Brennstoffe. Die Berechnungen erheben\r\nkeinen Anspruch auf Allgemeingültigkeit und basieren u.a. auf Annahmen zur Entwicklung des\r\nStrommixes. Die Energiedaten und Stoffströme beruhen auf DVGW-Studie \"Roadmap Gas\r\n2050\" von Mai 2022: \"Bewertung von alternativen Verfahren zur Bereitstellung von grünem und blauem H2\". Die BDEW-Berechnungen variieren Vorkettenemissionen, den Emissionsfaktor des Strommixes und weitere Prozessparameter zur Illustration der Bedeutung von verschiedenen Annahmen und Standardwerten.\r\nDie Berechnungen erfolgen heizwertbezogen. Für Wasserstoff wird ein Heizwert von 120\r\nMJ/kg bzw. 33,33 kWh/kg angenommen.\r\nDie Berechnungen zeigen auf, dass es bei verschiedenen Herstellungsformen von kohlenstoffarmem Wasserstoff teilweise unmöglich ist, in absehbarer Zeit die 70%-THG-Einsparung einzuhalten.\r\n2 Zum Thema Carbon Management hat der BDEW ein aktualisiertes Positionspapier veröffentlicht.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n70% Einsparung Einheit\r\nkWh\r\nH2 kg H2 Emission g CO2/kg H2 g CO2eq/MJ H2 g CO2/kWh H2\r\nErdgas kWh g CO2/kWh Eg 0 0,0 0,0\r\nWasser kg 0,4 14 1 g CO2/kg H2O 9,8 0,1 0,3\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Prozess kWh 1,4 47,6 70 g CO2/kWhel 3333 27,8 100,0\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Einspeisung kWh 0,0 1,3 70 g CO2/kWhel 93 0,8 2,8\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0 0,0 0,0\r\nEmission direkt kg CO2 0 0,0 0,0\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3436,1 28,6 103,1\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 70%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 1: Wasserelektrolyse im Inland: Notwendiger Emissionsfaktor erst ca. 2035 erreicht.\r\nWasserelektrolyse (Inland)\r\n• Für den Elektrolyseprozess wird ein Wirkungsgrad von 70 Prozent bezogen auf den\r\nStrominput angenommen.\r\n• Neben dem Strominput für die Elektrolyse wird auch der Energieaufwand für die Wasseraufbereitung und die Abwasserreinigung sowie für die Einspeisung des Wasserstoffs\r\nin ein Pipelinenetz berücksichtigt. Unter dem Begriff „Einspeisung“ ist der direkte\r\nStromeinsatz zur Wasserelektrolyse gemeint, der Begriff „Prozess“ schließt den\r\nStromeinsatz zur Durchführung der Prozesse entlang der Herstellung ein, der nicht zum\r\nInput für die direkte Elektrolyse verwendet wird.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n• Im Berechnungsszenario wird der erforderliche Emissionsfaktor für den Strommix zum\r\nErreichen von 70 Prozent Treibhausgaseinsparung für den Strombezug betrachtet: Der\r\nEmissionsfaktor des Strombezugs darf maximal 70 g CO2eq/kWhel betragen. Ein solcher\r\nWert wird nach dem aktuellen Projektionsbericht der Bundesregierung frühestens ab\r\ndem Jahr 2035 sicher erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission\r\ng CO2/kg\r\nH2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng\r\nCO2/kWh\r\nErdgas kWh 1,5 49,8 38 g CO2/kWh Eg 1874 15,6 56,2 Standardwert DA EU-Gas-Mix\r\nWasser kg 0,2 5,6 4 g CO2/kg H2O 23,0832 0,2 0,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom Prozess kWh 0,03 0,95 412 g CO2/kWhel 392 3,3 11,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,03 1 412 g CO2/kWhel 412 3,4 12,4 Standardwert DA für DE 2022\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0,25 8,3 0,035\r\nkg CO2eq/kg\r\nCO2 CCS 292 2,4 8,8 DVGW\r\nEmission direkt kg CO2 0,03 0,9 90% Abscheidung 926 7,7 27,8 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3918,2 32,7 117,6\r\nReferenz g CO2eq/MJ 94\r\nTHGEinsparung Min 70% 65%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 2: Dampfreformierung: Mit Standardwerten kann die THG-Einsparung nicht erreicht\r\nwerden.\r\nDampfreformierung\r\n• Der Erdgasverbrauch des Dampfreformers (stofflich und energetisch) wird gemäß\r\nDVGW-Studie mit 1,5 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n• Für die Dampfreformierung wird der Strombedarf für die Wasseraufbereitung (stöchiometrischer Wasserbedarf), der Hilfsstrombedarf des Dampfreformers und der Strombedarf für die CO2-Abscheidung (90 Prozent Abscheidegrad) berücksichtigt.\r\n• Die CO2-Emissionen aus Transport und langfristiger Einspeisung werden aus der\r\nDVGW-Studie entnommen und pauschal mit 0,035 kg CO2eq/kg CO2 (CCS) angesetzt.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des Delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird nicht erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission g CO2/kg H2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng CO2/kWh\r\nH2\r\nErdgas kWh 1,7 56,9 38 g CO2/kWh Eg 2142 17,9 64,3\r\nStandardwert DA EUGas-Mix\r\nWasser kg 0,0 0 4 g CO2/kg H2O 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom Prozess kWh 0,3 9,65 412 g CO2/kWhel 3978 33,1 119,3\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,0 0 412 g CO2/kWhel 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nTransport/\r\nSpeicher\r\nkg CO2\r\nCCS 0,035\r\nkg CO2eq/kg CO2\r\nCCS 0 0,0 0,0 90 g C pro kWh H2\r\nEmission direkt kg CO2 0,00 0,1 0% Abscheidung 100 0,8 3,0 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 6219,9 51,8 186,6\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 45%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 3: Erdgas-Pyrolyse: Benötigt projektspezifische Werte für Gasvorkette und Strom.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nPyrolyse\r\n• Der Erdgasverbrauch der Pyrolyse (stofflich und energetisch) wird gemäß DVGW-Studie mit 1,7 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\n• Für den Strombedarf der Erdgas-Pyrolyse wird ein Wert von 0,3 kWhel/kWhH2 angenommen.\r\n• Es wird davon ausgegangen, dass der im Pyrolyseprozess abgetrennte Kohlenstoff\r\nnicht mit potenziellen Brennstoffemissionen belastet wird.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird bei Weitem nicht erreicht.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2774 51-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nJannis Speckmann\r\nAbteilung Transformation der Gaswirtschaft,\r\nklimaneutrale Gase und Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njannis.speckmann@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nDer BDEW setzt sich seit Ende 2022 für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das\r\nausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft.\r\nBerlin, 28. November 2024\r\nStellungnahme\r\nZum Referentenentwurf des\r\nKWSG\r\nVersion: 1\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 33\r\nInhalt\r\n1 BDEW-Bewertung des KWSG ..................................................................... 4\r\n2 Diskussion der Vorbemerkung und Beantwortung der nachgereichten\r\nFragen ....................................................................................................... 8\r\n2.1 Diskussion der Vorbemerkung des BMWK zum Referentenentwurf des\r\nKWSG ..................................................................................................... 8\r\n2.2 Bivalenter Betrieb in der ersten Säule (Betrieb mit Gas oder\r\nWasserstoff, wobei die 800 geförderten Stunden Wasserstoffbetrieb\r\npro Jahr für die Dauer der Förderung abgefahren werden müssen) .... 9\r\n2.3 Umstiegsdatum in der ersten Säule .................................................... 11\r\n2.4 Abschöpfung ........................................................................................ 13\r\n2.5 Dekarbonisierungsanforderungen in der zweiten Säule ..................... 14\r\n3 Artikel 1 Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für auf Wasserstoff\r\numrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, Langzeitstromspeicher\r\nund neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit\r\n(KraftwerkeausschreibungsG – KraftAusG) ............................................... 15\r\n3.1 § 2 Begriffsbestimmungen .................................................................. 15\r\n3.2 § 5 Standorte der Anlagen ................................................................... 18\r\n3.3 § 6 Vorgaben zum Betrieb der Anlagen .............................................. 19\r\n3.4 § 7 Technische Anforderungen an die Anlagen i.V.m. Anlage 1 ......... 20\r\n3.5 § 8 Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen ............................... 20\r\n3.6 §§ 9 und 10 Anpassung des Ausschreibungsvolumens und\r\nMengensteuerung bei Unterzeichnung .............................................. 21\r\n3.7 § 13 Höchstwerte für die verschiedenen Ausschreibungen ............... 21\r\n3.8 § 15 Angaben in den Geboten ............................................................. 22\r\n3.9 § 17 Eigenerklärung bei Gebotsabgabe ............................................... 22\r\n3.10 § 19 Höhe der Sicherheitsleistung ....................................................... 22\r\n3.11 § 20 Südbonus ..................................................................................... 23\r\n3.12 § 27 Zulassung ..................................................................................... 24\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 33\r\n3.13 §§ 33 und 35 Wasserstoffprämie und Brennstoffausgleich ................ 24\r\n3.14 § 36 i.V. mit Anlage 5 (Übererlösabschöpfung) .................................. 26\r\n3.15 § 37 Rückzahlungspflicht ..................................................................... 26\r\n3.16 § 38 Abschlagszahlungen..................................................................... 26\r\n3.17 § 43 Netzbetreiber ............................................................................... 26\r\n3.18 § 53 Pönalen ........................................................................................ 27\r\n3.19 § 56 Evaluierung .................................................................................. 27\r\n3.20 Anlage 4: Höhe des Brennstoffausgleichs ........................................... 27\r\n3.21 Anhang 5: Übererlösabschöpfung ....................................................... 28\r\n4 Artikel 2 Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ........................... 28\r\n5 Artikel 3 Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ......................... 28\r\n5.1 §§ 6, 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWKGesetzes ............................................................................................... 28\r\n5.2 § 2 KWKG Begriffsbestimmungen ....................................................... 29\r\n5.3 § 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder\r\nnachgerüstete KWK-Anlagen - weitere Änderungen .......................... 29\r\n5.4 § 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen ....... 30\r\n5.5 § 35 KWKG Übergangsbestimmungen ................................................ 31\r\n5.6 Ausblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025\r\nnotwendig ............................................................................................ 31\r\n6 Artikel 5 Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes .............................. 32\r\n7 Artikel 6 Änderung der BAFA Besondere Gebührenverordnung ................ 33\r\n8 Artikel 7 Änderungen der Besondere Gebührenverordnung BNetzA ......... 33\r\n9 Artikel 8 Beihilferechtlicher Vorbehalt ..................................................... 33\r\n10 Artikel 9 Inkrafttreten .............................................................................. 33\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 33\r\n1 BDEW-Bewertung des KWSG\r\nDer BDEW setzt sich für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das ausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft. Daher begrüßt\r\nder BDEW die endlich erfolgte Konsultation des BMWK zum geplanten KWSG, das noch in\r\nQ2/2025 erste Ausschreibungen realisieren soll. Essenziell ist es jetzt, dass sich die Bundesregierung und auch die Oppositionsparteien für eine schnellstmögliche Umsetzung einsetzen, an\r\ndie der BDEW jedoch klare Bedingungen knüpft.\r\nProblematik\r\nEin Kraftwerksneubau ist ein komplexes Unterfangen, das immer mit Risiken behaftet ist. Spätestens seit dem Beginn des Angriffskrieges von Russland gegen die Ukraine hat sich diese Situation, u.a. durch Schwierigkeiten in den Lieferketten bei Komponenten für den Energiesektor, grundsätzlich verschärft.\r\nDie bislang angedachten Regelungen vor allem für H2-ready-Kraftwerke sind immer noch mit\r\nso hohen Risiken behaftet, dass daraus aktuell eine „investive Unmöglichkeit“ folgt. Dabei sind\r\ndie H2-Kraftwerke neben der zentralen Bedeutung für das Stromsystem auch wichtig für den\r\nH2-Hochlauf in Deutschland, weil H2-Kraftwerke, neben der Industrie, wichtige Nachfrager\r\nnach Wasserstoff sind. Die geplante Förderung soll zudem die nötige Entwicklung bei Wasserstoff-Technologien voranbringen.\r\nFür die erste Säule des vorliegenden KWSG ist vor allem entscheidend, dass die Förderbedingungen so geändert werden, dass damit die Investitionen von Aufsichtsräten freigegeben und\r\nvon Banken als finanzierungsfähig eingestuft werden können. Momentan verhindern insbesondere die hohen Risiken und die drohenden Konsequenzen bei Nichterfüllung der Vorgaben\r\ndie Bankability. Zu den hohen Risiken gehören nicht ausreichende Wasserstoffverfügbarkeit,\r\nVerzögerungen in der Technologieentwicklung bei H2-Turbinen oder der Aufbau der H2-Infrastruktur sowie zu knappe Realisierungszeiträume. Eine vollständige Rückzahlung der Förderung bzw. Einbehaltung der Sicherheitsleistung wären die Folge.\r\nSo ist derzeit noch nicht absehbar, mit welchem H2-Anteil neue Turbinen bis zum Umstellungszeitpunkt (8. Jahr nach Inbetriebnahme) technisch umgehen können. In der avisierten\r\nGrößenordnung von mehreren hundert Megawatt elektrischer Leistung existiert derzeit noch\r\nkeine 100 % Wasserstoffanlage im Betrieb. Eine Lösung, die technisch noch nicht existiert, zu\r\npönalisieren, steht einer notwendigen Investitionssicherheit für die Unternehmen entgegen.\r\nAußerdem weist der BDEW nachdrücklich darauf hin, dass die erfolgreiche Umstellung auf\r\nWasserstoff von der Verfügbarkeit ausreichender H2-Mengen, der Anschlussleitungen und\r\nauch der notwendigen H2-Speicherkapazitäten für die Kraftwerke abhängt.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 33\r\nForderungen 1. Säule\r\nIn der ersten Säule muss eine deutliche Entschärfung derjenigen Risiken erfolgen, die nicht\r\noder nur teilweise von den Kraftwerksbetreibern beeinflusst werden können. Um diese Risiken im Ausschreibungsdesign zu adressieren und Investitionen zu ermöglichen, sind zentrale\r\nForderungen des BDEW, dass der Höchstpreis frühzeitig bekanntgegeben wird und er einen\r\nangemessenen Risikoaufschlag durch den Bietenden berücksichtigt. Gleichzeitig muss die prohibitive Höhe der Pönalen nach Beeinflussbarkeit differenziert und auf ein praktikables Maß\r\nreduziert werden. Darüber hinaus besteht ein besonderes Risiko für kommunale Unternehmen, weil zusätzliche Sicherheiten für die Finanzierung der Investitionen benötigt werden.\r\nUmso wichtiger sind somit angemessene Investitionsbedingungen für alle Unternehmen.\r\nWeitere konkrete Forderungen des BDEW in der 1. Säule sind die Folgenden:\r\n› Neuanlagendefinition: Nach der jetzigen Definition darf eine Neuanlage nicht an einem bestehenden Standort errichtet werden, an dem bereits zuvor eine Stromerzeugungsanlage\r\nbetrieben wurde, welche „gasförmige Brennstoffe“ in den letzten 5 Jahren als Hauptbrennstoff genutzt hat. Den Neubau an bestehenden Kraftwerksstandorten mit Gaskraftwerken\r\nzu verhindern, auch wenn diese ggf. an Standorten mit mehreren Brennstoffen nur einen\r\nkleinen Anteil an der Gesamterzeugung haben, schließt allerdings aus umwelt- u. naturschutzfachlicher Sicht gut geeignete Standorte aus. Auch spielt der Faktor Zeit eine große\r\nRolle, weil „Neuerschließungen“ viel zeitintensiver sind als Projekte an existierenden Kraftwerksstandorten mit bestehender Infrastruktur. Auf die genannte Anforderung an Anlagenstandorte für Neuanlagen ist zu verzichten. Die Definition sollte daher dringend um neue\r\nBlöcke an bestehenden Gaskraftwerksstandorten erweitert werden.\r\n› Anforderungen Modernisierung: Die in § 2 Nr. 44 des RefE geforderte Effizienzsteigerung\r\nvon der Alt- zur modernisierten Anlage in Höhe von 15 Prozentpunkten ist in den allermeisten Fällen nicht erreichbar, da Gasturbinen eine weit entwickelte Technologie sind und somit nur noch inkrementelle Effizienzsteigerungen erreicht werden können. Auch ist die\r\nMindestinvestitionstiefe für eine Modernisierung von 70 % der Kosten einer adäquaten\r\nNeuanlage zu hoch gegriffen und erschwert die Erschließung von Projekten zusätzlich. Der\r\nBDEW fordert eine Absenkung der Mindestinvestitionstiefe auf 50 %.\r\n› Südbonus: Bei der Ausgestaltung des Südbonus ist zu beachten, dass maximal 2/3 der Gebotsmenge den Bonus erhalten, sodass bei jeder Ausschreibungsrunde auch Gebote aus\r\ndem „netztechnischen Norden“ wettbewerblich bezuschlagt werden können.\r\n› Systemanforderung: Aus Perspektive der Kraftwerksbetreiber sind die technischen Anforderungen an die Kraftwerksanlagen sehr hoch. So handelt es sich bei dem geforderten Phasenschieberbetrieb (für die Erbringung von Momentanreserve und Blindleistung) um eine\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 33\r\nbisher selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer darstellt. Anpassungen der Projektplanung an die jetzigen Systemanforderungen können zu\r\nsignifikanten Zeitverzögerungen und Mehrkosten in der Realisierung führen.\r\nAus Netzbetreiberperspektive sind die Mindestanforderungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen (SDL) technisch umsetzbar und verfügbar, wenn auch nicht für alle Anlagenarten. Es sollte den Kraftwerksbetreibern frei sein, die technischen Anforderungen\r\numzusetzen, auf eine Weise, die ihnen am ehesten geeignet scheint. Das KWSG sollte aber\r\nzu zusätzlichen Möglichkeiten der Bereitstellung von Systemdienstleistungen führen.\r\nDie übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind dabei abhängig von einer\r\nVielzahl von Einflussfaktoren, welche aus BDEW-Sicht in Abstimmung aller beteiligten Stakeholder dringend näher bestimmt werden müssen, um den notwendigen und in den kommenden Jahren steigenden Bedarf an SDL für das Stromnetz angemessen zu berücksichtigen. Insbesondere zu beachten ist dabei u.a.:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar\r\nund verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL standortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf einer\r\nWeise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei Standorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\n› Sicherheitszahlung: Die geforderte Sicherheitsleistung in Höhe von 150 Euro/Kilowatt (kW)\r\nbelastet die Kreditlinie des Unternehmens und würde, z.B. bei einem 400 MW-Kraftwerk,\r\n60 Mio. Euro betragen. Der BDEW fordert eine deutliche Reduktion der Sicherheitsleistung,\r\num die Teilnahme möglichst vieler Marktakteure an den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\n› Umstellung auf 100 % Wasserstoff: Nach 7 Jahren des möglichen Erdgasbetriebs wird spätestens ab dem 8. Betriebsjahr die Umstellung auf 100 % H2 gefordert. H2-Turbinen im\r\ngroßtechnischen Anlagenbereich für den Betrieb mit 100 % H2 sind Stand heute nicht bestellbar. Das Risiko der Brennstoffverfügbarkeit gepaart mit dem drohenden Verlust der\r\nsehr hohen Sicherheitsleistung sowie der Förderung stellt für eine Investitionsentscheidung\r\naktuell ein untragbares Risiko dar. Nach Umstieg auf 100 % H2 sollte die Option des bivalenten Betriebs jenseits der 800 geförderten Stunden zugelassen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 33\r\nDarüber hinaus sind weitere Anpassungen in den Bereichen Fördersystematik, Clawbackmechanismus, CfD-Ausgestaltung und Wasserstoffanforderungen notwendig, um eine breite Teilnahme an den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\nForderungen zweite Säule\r\nFür die zweite Säule fordern wir ebenfalls die oben ausgeführten offenen Fragen rund um die\r\nSystemanforderungen und den Südbonus sowie der Kritikpunkte bzgl. der Sicherheitszahlung\r\nund der Pönale gleichermaßen. Darüber hinaus bestehen konkrete Forderungen für die Förderbedingungen und den Clawback. Aufgrund des niedrigeren Risikoprofils sind die Ausschreibungsbedingungen der zweiten Säule in der aktuellen Ausgestaltung attraktiver als die der\r\nersten Säule.\r\nAnpassungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\nDer Entwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes beinhaltet mehrere Regelungen zur Verlängerung des KWKG, welche dringend geboten sind und sehr schnell umgesetzt werden müssen.\r\nDa die Anpassungen des KWKG als eigener Artikel in dem Gesetzentwurf verortet sind und auf\r\nGrund der bewährten Struktur der KWK-Förderung mit den Änderungen keine Auswirkungen\r\nauf den Bundeshaushalt einhergehen, fordert der BDEW, den KWKG-Teil aus dem Gesetz herauszulösen und mit wenigen, jedoch dringenden Anpassungen (siehe unten zu Artikel 3) separat vom restlichen Kraftwerkssicherheitsgesetz in jedem Fall zu beschließen.\r\nFazit\r\nWichtig ist, dass bis zum Beginn der Ausschreibungen, die Risiken maßgeblich reduziert werden, um eine breite Beteiligung zu ermöglichen. Dies ist von Anfang an notwendig: Denn\r\nwenn die ersten Ausschreibungen unterzeichnet sind, muss nach den europäischen Beihilferechtsvorgaben das Ausschreibungsvolumen für weitere Ausschreibungen reduziert werden.\r\nDarüber hinaus muss die KWK-Technologie in den Ausschreibungen des KWSG angemessen\r\nberücksichtigt werden; wir verweisen hierzu auf die Ausführungen zu § 17 (S. 22). Die zusätzlichen Kapazitäten sind aus energiewirtschaftlicher Sicht für eine sichere Umsetzung des Kohleausstiegs zwingend erforderlich. Darüber hinaus ist die Bedeutung der ersten Säule für den\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit Kraftwerken als zentrale Abnehmer des Wasserstoffs\r\nnochmals hervorzuheben. Zu diesen und weiteren Aspekten hat der BDEW mit seinen Mitgliedern in seiner Stellungnahme Vorschläge in die Konsultation des BMWK eingebracht, um die\r\noben genannten Risiken zu adressieren.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 33\r\n2 Diskussion der Vorbemerkung und Beantwortung der nachgereichten Fragen\r\n2.1 Diskussion der Vorbemerkung des BMWK zum Referentenentwurf des KWSG\r\n› „Aus Sicht des BMWK sind die Regelungen eilbedürftig, denn der Strommarkt benötigt\r\ndringend neue flexible Erzeugungskapazitäten. Die Energieministerinnen und Energieminister der Länder haben in ihrer „Brunsbütteler Erklärung“ am 8. November 2024 ebenfalls auf das nun nötige Tempo hingewiesen. Ziel ist eine Kabinettsbefassung am 4. Dezember 2024 und ein Abschluss des parlamentarischen Verfahrens noch in dieser Legislaturperiode“\r\nDer BDEW setzt sich für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das ausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft. Daher begrüßt\r\nder BDEW die endlich erfolgte Konsultation des BMWK zum geplanten KWSG, das noch in\r\nQ2/2025 erste Ausschreibungen realisieren soll. Essenziell ist es jetzt, dass sich die Bundesregierung und auch die Oppositionsparteien für eine schnellstmögliche Umsetzung einsetzen, an\r\ndie der BDEW jedoch Bedingungen knüpft.\r\nDer Kraftwerksneubau über die KWSG-Ausschreibungen ist daher nur ein erster Schritt. Neben\r\nder schnellen Umsetzung des KWSG, um Kapazitäten anzureizen, ist darüber hinaus ein massiver Zubau neuer Kapazitäten erforderlich. Hierfür ist dringend eine rasche Entscheidung über\r\ndie Einführung eines Kapazitätsmechanismus zu erreichen, damit dessen Implementierung\r\nzeitnah beginnen kann.\r\n› „Aufgrund der Rückmeldung aus der Konsultation hat das BMWK Änderungen am Konzept und entsprechend auch am Gesetzentwurf vorgenommen, z.B. bei den Sicherheitsleistungen, den Realisierungsfristen, der geforderten Effizienzsteigerung bei Modernisierungsvorhaben und der Nähe zum H2- Kernnetz. Zudem ist im Gesetz nun vorgesehen,\r\ndass der Südbonus nach den ersten Ausschreibungsrunden evaluiert wird“\r\nDer derzeitige Referentenentwurf des KWSG reflektiert die vorangegangene Diskussion innerhalb der Branche und im Rahmen der Konsultation. Wir sehen in dem Entwurf zwar kleinere\r\nVerbesserungen an einzelnen Stellschrauben, jedoch nicht bei den wesentlichen Kritikpunkten, die der BDEW im Vorfeldadressiert hatte. Dazu zählen zum Beispiel die den Betreibern\r\nauferlegten Risiken, der nicht erlaubte bivalente Betrieb, die Standortauswahl und noch offenen Fragen rund um die Systemanforderungen. Hinzu kommen sogar einzelne Verschlechterungen wie die verringerten Ausschreibungsvolumen und die Verpflichtung, bis zu einem noch\r\nnicht festgelegten Zeitpunkt die Anlage CO2-frei zu betreiben.\r\nWichtig ist, dass bis zum Beginn der Ausschreibungen, die Risiken maßgeblich reduziert werden, um eine breite Beteiligung zu ermöglichen. Dies ist von Anfang an notwendig und bislang\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 33\r\nnicht ausreichend erfolgt: Denn wenn die ersten Ausschreibungen unterzeichnet sind, muss\r\ndas Ausschreibungsvolumen für weitere Ausschreibungen reduziert werden. Die zusätzlichen\r\nKapazitäten sind aber aus energiewirtschaftlicher Sicht für eine sichere Umsetzung des Kohleausstiegs zwingend erforderlich. Darüber hinaus ist die Bedeutung der ersten Säule für den\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit Kraftwerken als zentrale Abnehmer des Wasserstoffs\r\nnochmals hervorzuheben.\r\n› „Einige weitere im Gesetzentwurf vorgesehene Regelungen sind noch in der Diskussion.\r\nDazu zählen beispielsweise die Möglichkeit eines bivalenten Betriebs, die konkrete Ausgestaltung des Umstiegsdatums in der ersten Säule sowie die technischen Anforderungen an die Kraftwerke. Diese Punkte werden im weiteren Verfahren mit der EU Kommission besprochen bzw. auf ihre technische Machbarkeit geprüft und ggf. entsprechend angepasst“\r\nAus Sicht des BDEW ist der Hinweis auf die Diskussion mit der Kommission zu den noch offenen Punkten viel zu vage, auch wenn die inhaltliche Ausarbeitung grundsätzlich richtig ist. Das\r\nZiel sollte eine schnellstmögliche Umsetzung des KWSG sein. Für dessen erfolgreiche Umsetzung ist es wichtig, aktuell nach wie vor enthaltene Risiken zu reduzieren.\r\nZwar sollte die Diskussion einzelner Elemente nicht dazu führen, dass sich die Umsetzung des\r\nKWSG weiter verzögert, jedoch enthält gegenüber der im September konsultierten Zusammenfassung des KWSG der vorliegende Referentenentwurf nur minimale Verbesserungen.\r\nAuch mit dieser vorliegenden Fassung des KWSG ist die Realisierung vieler bereits entwickelter Projekte aus ökonomischen, operativen und technischen Gründen weiterhin nicht möglich\r\noder für den Betreiber aufgrund der vorgegebenen kurzen Umsetzungsfristen und hohen\r\nPönalen zu riskant. Ohne deutliche Anpassungen im Gesetzesentwurf wird das KWSG den gewünschten Neubau und Wettbewerb bei den Auktionen voraussichtlich nicht in Gang setzen\r\noder verursacht unnötig hohe Kosten.\r\n2.2 Bivalenter Betrieb in der ersten Säule (Betrieb mit Gas oder Wasserstoff, wobei die 800\r\ngeförderten Stunden Wasserstoffbetrieb pro Jahr für die Dauer der Förderung abgefahren werden müssen)\r\nPrinzipiell sind zumindest bei BHKW beide Brennstoffe einsetzbar. Bisher gibt es noch kaum\r\nErfahrungswerte im Realbetrieb. Hierfür wären technische Anpassungen (wenn das Kraftwerk\r\nH2 ready ist), in der Peripherie, wie bspw. Zuleitungen etc. notwendig.\r\n› a) Welche technischen Anpassungen wären erforderlich, um einen flexiblen Wechsel\r\nzwischen den Kraftwerksbetrieb mit Erdgas oder mit Wasserstoff zu ermöglichen?\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 33\r\nDie Anlage muss auf die Wechsel des Brennstoffs im Betrieb ausgelegt sein, dies ist bei Neuanlagen grundsätzlich ohne prohibitiv hohen Aufwand möglich. Insbesondere das Verbrennungssystem der Gasturbine muss entsprechend ausgelegt werden, dies ist auch Teil der Entwicklung hin zur “100 % H2”-Fähigkeit auf Seiten der Gasturbinen-Hersteller.\r\nHilfreich wären separate Anschlüsse an das Erdgas- und das Wasserstoffnetz. Eine Mischstation könnte darüber hinaus einen graduellen Hochlauf des Wasserstoffanteils ermöglichen.\r\nDes Weiteren könnte es für die Startvorgänge auch längerfristig notwendig sein, Erdgas einzusetzen. Insbesondere bei nicht durchgehender Verfügbarkeit von großen Mengen an Wasserstoff oder schwankendem Wasserstoff-Angebot aus dem Netz (z.B. in der “Hochlauf-Phase”\r\ndes Wasserstoffnetzes) kann eine höchstmögliche Dekarbonisierung erreicht werden.\r\n› b) Welche Erfahrungen gibt es in der Branche hinsichtlich Effizienz & Zuverlässigkeit eines bivalenten Betriebs?\r\nDa bisher keine großen Gasturbinen im 100% Wasserstoff-Betrieb laufen, gibt es derzeit keine\r\nErfahrungen mit dem bivalenten Betrieb – insbesondere nicht mit dem Wechsel zwischen\r\n100% Wasserstoff und 100% Erdgas.\r\nDie Zufeuerung von Wasserstoff bei primärem Betrieb mit Erdgas ist jedoch bereits in verschiedenen Mischverhältnissen (bis ca. 50 %_vol) ohne nennenswerte Probleme getestet. Somit ist die grundsätzliche Funktionalität eines Betriebs insbesondere der Hilfsanlagen (“BoP”)\r\nsowohl mit Wasserstoff als auch Erdgas bereits erprobt. Sobald entsprechende Verbrennungssysteme der Gasturbine, die auch höhere Anteile von Wasserstoff zulassen, zur Verfügung stehen, sind für den bivalenten Betrieb keine prohibitiven Hindernisse zu erwarten.\r\nGrundsätzlich gehen die Hersteller davon aus, dass es bei hohen Wasserstoffanteilen zu einer\r\ngewissen Minderleistung/Effizienzverschlechterung der Turbinen kommen dürfte. Dies ist\r\naber unabhängig von der Ermöglichung des bivalenten Betriebs, sondern allein dem Brennstoff Wasserstoff geschuldet.\r\n› c) Welche wirtschaftlichen Auswirkungen sind von einem solchen Ansatz zu erwarten?\r\nInwiefern würde sich die Zulässigkeit des bivalenten Betriebs auf die jeweilige Investitionsentscheidung auswirken?\r\nInsbesondere in den frühen Jahren ist die Verstromung von Erdgas kostengünstiger als die\r\nVerstromung von H2. Vor allem effiziente Gas- und Dampfturbinenanlagen (GuD) mit hohen\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 33\r\nWirkungsgraden und damit geringen spezifischen Emissionen werden dadurch eingeschränkt.\r\nIm H2-Betrieb laufen diese Kraftwerke absehbar lediglich in den geförderten Stunden (800\r\nVBh p.a. für GuDs), im Erdgasbetrieb würden sie jedoch auf eine höhere Auslastung kommen.\r\nDie Möglichkeit des bivalenten Betriebs führt folglich zu einer höheren Auslastung der effizienten GuDs. Die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen steigt dadurch, was wiederum die Gebote\r\nund damit den notwendigen Förderbedarf senkt.\r\n› d) Welche Rolle könnte ein bivalenter Betrieb aus systemischer Sicht (Versorgungssicherheit) spielen?\r\nEin bivalenter Betrieb hätte dann positive Auswirkung auf die Versorgungssicherheit, wenn es\r\nnicht ausreichend verfügbaren H2 gibt. Insbesondere in Verbindung mit einem möglichen\r\nMischbetrieb könnte auch die Versorgungssicherheit im Wasserstoff-Netz erhöht werden\r\n(“Ausregelung” von Lastschwankungen, insbes. in der Aufbau-/Übergangsphase des Wasserstoffnetzes). Des Weiteren senkt der bivalente Betrieb in jedem Fall die Strompreise und das\r\nbenötigte Fördervolumen, da wirtschaftlich sinnvolle Stromerzeugung aus Erdgas ermöglicht\r\nwird.\r\n› e) Welchen Effekt auf die Dekarbonisierungsziele hätte die Zulässigkeit eines bivalenten\r\nBetriebs?\r\nDer bivalente Betrieb würde die CO2-Emissionen der deutschen Stromerzeugung senken, da\r\nohne bivalenten Betrieb ältere Gasanlagen mit niedrigeren Wirkungsgraden (und damit spezifisch höheren CO2-Emissionen) zum Einsatz kämen.\r\nZahlenbeispiel: Neue, effiziente GuD Anlagen haben Wirkungsgrade von ca. 62%. Derzeit zu\r\nSpitzenzeiten benötigte offene Gasturbinenanlagen haben Wirkungsgrade von z.T. deutlich\r\nunter 40%. Der Einsatz einer GuD im Erdgasbetrieb führt also bei Verdrängung der Altanlage\r\nzu einer CO2-Reduktion in der Größenordnung von 40%. Sollte die effiziente Neuanlage heute\r\nnoch im Netz befindliche Steinkohle-Anlagen ersetzen, so beträgt die Reduktion sogar ca.\r\n80%, bei Braunkohleersatz noch höher.\r\nIm Übrigen führt der bivalente Betrieb auch nicht zu einem Anstieg der Treibhausgasemissionen in der EU, da der EU Emissionshandel die insgesamt ausgestoßene CO2-Menge wirksam\r\nbegrenzt.\r\n2.3 Umstiegsdatum in der ersten Säule\r\n› a) Welche Herausforderungen und Risiken stellen sich bei einem Umstieg auf Wasserstoff sieben Jahre nach Inbetriebnahme des Kraftwerks?\r\nDie Festlegung eines festen Umstiegsdatums auf 100% H2 in Kombination mit dem Verbot des\r\nbivalenten Betriebs, der Mindesterzeugungsverpflichtung und den vorgesehenen Pönalen\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 33\r\n(ohne Berücksichtigung, wer die Verzögerungen zu vertreten hat) stellt die Investierbarkeit in\r\nFrage. Konkret gibt es Stand heute zwei durch den Betreiber nicht mitigierbare Hauptrisiken:\r\n1. Technische Möglichkeit zur Verstromung von 100% H2: Aktuell garantiert kein Anlagenbauer eine 100%ige H2-Verstromung großer und eƯizienter Anlagen.\r\nLösung: In Abstimmung mit den OEMs sollte ein realistischer Mindestanteil für den H2-Betrieb\r\nunter Berücksichtigung der Startvorgänge und des sicheren Betriebs festgelegt werden.\r\n2. Verfügbarkeit von H2: Die Kraftwerksbetreiber sind verpflichtet, mindestens 200\r\nVBh p.a. / 800 VBh in den ersten 4 Jahren Strom mit H2 zu produzieren. Ob ausreichend H2 im Netz verfügbar ist, kann heute noch nicht abgesehen werden und ist\r\nvom Kraftwerksbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nLösung: Wenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb auf Wasserstoff nicht möglich\r\nist, nicht zu vertreten hat, sollten die Mindestanforderungen entfallen und die Förderung erhalten bleiben.\r\nAlternativ benötigte es eine umfangreiche Risikoübernahme des Staates für den Fall, dass der\r\nBetreiber unverschuldet mit einer Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff umzugehen hat, um\r\ntatsächlich bereits heute die gewünschten Investitionen in H2-ready Kraftwerke im erforderlichen Maße auszulösen. Im Falle einer vom Betreiber nicht beeinflussbaren oder unverschuldeten Nicht-Verfügbarkeit des Kernnetzanschlusses oder ausreichender H2-Mengen, müssten\r\ndie Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin auf Erdgasbasis betrieben werden können.\r\n› b) Wie würden Sie es bewerten, wenn der Umstiegszeitpunkt nicht an die Inbetriebnahme, sondern den Zuschlag geknüpft würde?\r\nBegrüßenswert, da so eine schnellere Projektrealisierung beanreizt würde. So könnte die Anlage im Fall einer frühzeitigen Projektrealisierung länger mit Erdgas betrieben werden, was die\r\nWirtschaftlichkeit erhöhen und das Fördervolumen senken würde. Der Umstellungszeitpunkt\r\nauf H2 sollte daher an das Zuschlagsdatum (14. Jahr nach Zuschlag) anstelle des IBN-Datums\r\ngeknüpft werden.\r\n› c) Welchen Einfluss hat dies auf die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke?\r\nInsbesondere in den frühen Jahren ist die Verstromung von Erdgas kostengünstiger als die\r\nVerstromung von H2. Die Wirtschaftlichkeit einer Anlage steigt daher, wenn der Zeitraum, in\r\nder Erdgas genutzt werden darf, länger ist.\r\nEine Knüpfung des Umstellungsdatums an die IBN, so wie heute vorgesehen, würde die Wirtschaftlichkeit bei einer frühzeitigen IBN sogar reduzieren, da mit im Zeitverlauf sinkenden H2-\r\nKosten zu rechnen ist und auch das Risiko der Wasserstoff-Nichtverfügbarkeit höher ist.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 33\r\n› d) Ist eine schnellere Inbetriebnahme realistischerweise umsetzbar?\r\nDas hängt vom Entwicklungsstand und den Standortbedingungen der Projekte ab. Besonders\r\nwichtig ist es daher, gute Standorte nicht an einer Teilnahme zu hindern. Insbesondere sollten\r\nKraftwerksstandorte mit Hauptenergieträger Erdgas, die üblicherweise am besten in das Erdgas- und das zukünftige H2-Netz eingebunden sind, nicht ausgeschlossen werden. Zudem verzögern zusätzliche technische Anforderungen, wie z.B. die verpflichtende Fähigkeit der Anlage\r\nzum Phasenschieberbetrieb, die Projekte erheblich.\r\nHerausforderungen bei Einhaltung der Realisierungsfristen sind insbesondere momentan Lieferzeiträume und -ketten sowieso schon angespannt. Durch F-Gase-Verordnung und Net Zero\r\nIndustry Act, wird dies noch weiter zunehmen.\r\nEbenso sind hier die entsprechenden Behörden zu berücksichtigen, die bei den Genehmigungen etc. involviert sein werden. Die Zeitbedarfe zur Erlangung notwendiger Genehmigungen,\r\nPrüfbescheinigungen etc. ziehen sich oft über (mehrere) Jahre. Sofern hier keine Straffung erfolgt, kann der Anlagenbetreiber nicht wirklich von einer schnelleren Inbetriebnahme ausgehen.\r\nAuch bei Änderungen von BImsch-Anlagen, bestehen erhebliche Antrags-, Genehmigungs- und\r\nDokumentationspflichten, so dass hier keine wesentliche Beschleunigung – im Vergleich zu\r\nNeuanlagen – zu erwarten ist.\r\n› e) Welchen Einfluss hat das auf die Gebote?\r\nEin längerer Erdgasbetrieb, insbesondere in den frühen Jahren, erhöht die Wirtschaftlichkeit\r\nund senkt damit die Gebote und in Folge den notwendigen Förderbedarf.\r\n› f) Welchen zeitlichen Horizont halten Sie für den Gasbetrieb für erforderlich, um Wirtschaftlichkeit der Anlage und Dekarbonisierungsziele miteinander in Einklang zu bringen, wobei zu berücksichtigen ist, dass die max. Capex-Förderung (80% einer Referenzanlage) bei längerem Gasbetrieb unter Umständen angepasst werden müsste?\r\nEin längerer Erdgasbetrieb kollidiert nicht mit den Dekarbonisierungszielen auf EU-Ebene, da\r\ndas EU-ETS die Obergrenze der Treibhausgasemissionen vorgibt. Darüber hinaus gilt der Zusammenhang aus e).\r\n2.4 Abschöpfung\r\n› a) Sehen Sie durch die Einführung von Abschöpfungsmechanismen in der dargestellten\r\nForm insbes. die Gefahr von Verzerrungen auf den Spot- oder Terminmarkt oder darüber hinaus?\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 33\r\nAuf eine Einführung eines Clawbacks sollte verzichtet werden. Wenn ein Verzicht aufgrund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, sind die in der Stellungnahme aufgeführten\r\nPunkte zu beachten. Die Abschöpfungsmechanismen erhöhen letztlich nur die Gebote und erhöhen die Komplexität. Die vorgeschlagenen Mechanismen führen jedoch bei dem vorgeschlagenen hohen und dynamisierten Strikepreis nicht zu Verzerrungen an den Spot- und Terminmärkten\r\nEs könnten sich „sprungartige“ Verhaltensweisen einstellen, sofern die Mengenregelungen erreicht werden. Ob dies einen signifikanten Einfluss auf den Spotmarkt ergibt, wird von der allgemeinen Angebotssituation etc. abhängig sein.\r\n› b) Wie wirkt die Einführung von produktionsabhängigen und/oder produktionsunabhängigen Abschöpfungsmechanismen auf die Investitionsentscheidung einerseits und\r\ndie Einsatzentscheidung andererseits?\r\nDie vorgestellten Mechanismen werden keine Auswirkungen auf die Einsatzentscheidung haben. Der produktionsabhängige Abschöpfungsmechanismus verursacht aber deutlich mehr\r\nbürokratischen Aufwand. Beide Mechanismen werden die KWSG-Gebote erhöhen.\r\n› c) Wie würde sich eine produktionsunabhängige Abschöpfung auf die Wirtschaftlichkeit\r\nund den Betrieb von Sprinterkraftwerken und auf Wasserstoff umrüstbaren Kraftwerke\r\nauswirken, insbesondere in Hinblick auf Investitionsanreize, Betriebskosten und die\r\nlangfristige Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt?\r\nDie Wirtschaftlichkeit wäre schlechter als ohne Abschöpfungsmechanismus, was zu höheren\r\nGeboten in der KWSG führt. Kraftwerksbetreiber werden die erwartete Abschöpfung und das\r\nNichtverfügbarkeitsrisiko zum Zeitpunkt der Abschöpfung bei den Geboten in der KWSG berücksichtigen. Eine erzeugungsabhängige Abschöpfung kann ex-post zu enormen bürokratischen Aufwendungen führen (siehe Umsetzung der Strom- und Gaspreisbremsen).\r\n2.5 Dekarbonisierungsanforderungen in der zweiten Säule\r\n› a) Welche Auswirkungen hat die Vorgabe eines konkreten Dekarbonisierungsdatums\r\nfür die Anlagen in der zweiten Säule?\r\nDies erhöht das Risiko für die Kraftwerksbetreiber und mindert ggf. eine Investitionsentscheidung. Das gewählte Datum sollte im Einklang mit nationalen und europäischen Klimazielen\r\nsein. Es ist davon auszugehen, dass der steigende CO2-Preis und der europäische Zertifikatehandel die Dekarbonisierung der Kraftwerke anreizt.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 33\r\n› b) Welche Alternativen gäbe es, um gleichermaßen einen Dekarbonisierungspfad der\r\nAnlagen in der zweiten Säule abzusichern und die Anforderungen der Leitlinien für\r\nstaatliche Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfen 2022 einzuhalten?\r\n3 Artikel 1: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, Langzeitstromspeicher und neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit (KraftwerkeausschreibungsG –\r\nKraftAusG)\r\n3.1 § 2 Begriffsbestimmungen\r\n3.1.1 Ziffer 1 „anderer förderfähiger Wasserstoff“, 18., 23. und 42.\r\nBei den Wasserstofffarben sieht der Entwurf den Einsatz von grünem („RFNBO“) und kohlenstoffarmem Wasserstoff vor. Für die Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff verweist\r\nder Entwurf auf die noch auszuarbeitende Definition im Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe, der aktuell von der Europäischen Kommission finalisiert wird. Der Referentenentwurf definiert explizit als förderfähigen „kohlenstoffarm“ blauen, türkisen (Methanpyrolyse) sowie orangenen (aus Abfall- und Reststoffen) Wasserstoff. Explizit von der Förderung\r\nausgeschlossen ist nach der Begriffsbestimmung des § 2 Nr. 1 elektrolytisch hergestellter Wasserstoff aus Nuklearstrombasis („pinker“ bzw. „gelber“ Wasserstoff), welcher nach dem Delegierten Rechtsakt auf EU-Ebene als „kohlenstoffarm“ gelten wird. Die direkte Ammoniakverstromung ist weiterhin explizit ausgeschlossen, was angesichts der absehbaren künftigen\r\nMöglichkeit, insbes. küstennah Ammoniak zu verstromen, schwer nachzuvollziehen ist. Der\r\nBDEW fordert die Zulassung für die Förderung weiterer Wasserstofffarben und Derivate, um\r\nfür technologische Entwicklungen offen zu bleiben. Dabei hat der Betreiber keinen Einfluss,\r\nwelche Farben des H2 im zukünftigen H2-Markt gehandelt werden.\r\n3.1.2 Ziffer 27 „netztechnischer Süden“\r\nDer netztechnische Süden umfasst die Länder Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Laut §20 Zuschlagsverfahren (5) 2. soll der\r\nSüdbonus i.H.v. 220 Euro pro Megawatt gewährt werden. Zudem wird der Südbonus nun nach\r\nden ersten Ausschreibungsrunden evaluiert (§56 Evaluierung (1)). Eine Evaluierung nach den\r\nersten zwei Ausschreibungsrunden, wie im Entwurf vorgesehen, könnte zu spät erfolgen, um\r\neine regional angemessene Steuerung noch sicherzustellen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 33\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\n3.1.3 Ziffer 32 „qualifizierter Standort“\r\nDer BDEW begrüßt die vorgenommene Erweiterung bei der Definition qualifizierter Standorte.\r\nSomit wird die Errichtung von Neubauten auch an Gasstandorten nicht mehr ausgeschlossen.\r\nDa diese vor Ort nur in Reserve betrieben wurden, besteht kein Risiko, dass ein bestehendes\r\nMarktkraftwerk durch ein neues (KWSG-)Marktkraftwerk ersetzt wird. Dies erscheint sachgerecht.\r\nDer BDEW sieht jedoch weiterhin das Problem, dass Standorte mit bestehenden Gaskraftwerken von der Ausschreibung für Neuanlagen ausgeschlossen werden, da an versch. Orten in\r\nDeutschland Steinkohleanlagen und Gasanlagen an einem Standort betrieben werden. Da sich\r\nder „Hauptenergieträger“ nach § 2 Ziff. 19 auf eine Anlage bezieht und „Anlage“ in § 2 Ziff. 2\r\nauf einzelne Generatoren beziehen (die Ausnahme einer Anlage für mehrere Generatoren gilt\r\nexplizit nur dann, wenn diese innerhalb 12 Monaten in Betrieb genommen wurden), würde\r\nsomit schon eine kleinere Gasanlage an einem Standort diesen für Ausschreibungen von Neuanlagen sperren. Diese Regelung ist unseres Erachtens kontraproduktiv, da die bestehende\r\nInfrastruktur von Kraftwerksstandorten (dazu gehört auch die Gasanschlussleitung) zur schnellen Errichtung neuer Gaskraftwerke genutzt werden sollte und nicht verhindert werden sollte,\r\nbesonders geeignete Standorte zu nutzen. Es existieren in Deutschland auch nicht beliebig\r\nviele erschlossene und planungsrechtlich ausgewiesene Standorte, sodass ein Teil dieser\r\nStandorte mit einer derartigen Regelung ohne anderweitige Nachteile aus Ausschreibungen\r\nausgeschlossen werden könnte.\r\nAuf die genannte Anforderung an Anlagenstandorte für Neuanlagen ist zu verzichten. Es sollten unbedingt auch neue Anlagen an bestehenden Standorten als Neuanlagen im Sinne des\r\nKWSG gelten. Die Definition sollte daher dringend um neue Blöcke an bestehenden Gaskraftwerksstandorten erweitert werden. Es geht eben nicht um eine Modernisierung oder Substitution, sondern um eine faktische Erweiterung des Standortes. Die Voraussetzung sollte ersatzlos gestrichen werden. Gegenüber der KUEBLL-Konsultation hat sich die Definition für\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 33\r\neinen qualifizierten Standort sogar noch verschärft, da an diesem Standort nun die letzten 5\r\nJahre betrachtet werden, nicht mehr nur die letzten 3 Jahre.\r\nZur Auflösung einer vorliegenden Systemrelevanz bei Netzreservestandorten muss die Möglichkeit standortindividueller Lösungen in Abstimmung mit den ÜNB geschaffen werden. Dieser wichtige Aspekt scheint im Referentenentwurf nicht mehr Erwähnung zu finden, was aus\r\nNetzbetreibersicht äußerst kritisch zu bewerten ist.\r\n3.1.4 Ziffer 40 „Umstiegsdatum“ in Verbindung mit § 45\r\nMit dieser Änderung im Gesetzestext im Vergleich zu den Konsultationseckpunkten wird nicht\r\nviel erreicht. Das Netzanschlussrisiko wird nur unzureichend mitigiert und das Risiko der NichtVerfügbarkeit von Wasserstoff besteht ebenfalls weiter. Eine Absage einer bereits geplanten\r\nWasserstoffumrüstung mit 6 Monaten Vorlauf durch den FNB ist weiterhin viel zu knapp. Es\r\nbraucht zur Umstellung von Erdgas auf H2 mindestens neue Brenner und Gasverdichter. Beides ist zwar vergleichsweise schnell eingebaut (wenige Monate), benötigt zur Konstruktion,\r\nFertigung und Genehmigung aber mind. 3 Jahre Vorlauf. Auch der Wasserstoff muss mit Vorlauf bestellt werden. Wird der Wasserstoffanschluss vom FNB mit derart kurzem Vorlauf abgesagt, so sind beim Betreiber die bereits beauftragten Leistungen stranded investments. Die\r\nKosten bleiben beim Betreiber, der den bereits georderten Wasserstoff nicht verstromen kann\r\nund stattdessen kurzfristig zu erhöhten Kosten Erdgas beschaffen muss.\r\nVerbindliche Aussagen des FNB zum Wasserstoffumstellungstermin müssen aus Perspektive\r\nder Anlagenbetreiber daher mit mindestens drei Jahren Vorlauf zur Verfügung stehen. Ist der\r\nAnschluss dann zum angegebenen Zeitpunkt nicht verfügbar aus Gründen, die der FNB zu vertreten hat, so ist dieser schadensersatzpflichtig.\r\nWenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb mit Wasserstoff noch nicht möglich ist,\r\nnicht selbst zu vertreten hat, muss ein weiterer Erdgasbetrieb möglich sein. Weiterhin muss\r\neine Fortsetzung des Erdgasbetrieb möglich sein, wenn noch kein einheitliches H2-Marktgebiet in Deutschland mit gesicherter dauerhafter H2-Versorgung existiert.\r\nDa bei Nicht-Vorhandensein eines H2-Anschlusses zum Umstellungszeitpunkt die Pönale nicht\r\nanfällt, gehen wir davon aus, dass in diesem konkreten Fall ein Weiterbetrieb mit Erdgas möglich ist.\r\nIm Zuge der ungewissen technischen Verfügbarkeit von 100 % H2-Anlagen bedarf es alternative Regelungen für einen Mischbetrieb, die im Fall der technischen nicht-Verfügbarkeit Anwendung finden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 33\r\n3.1.5 Zu Ziffer 44 „wesentliche Effizienzsteigerung“\r\n§ 2 Nummer 44 KraftAusG definiert den Begriff der wesentlichen Effizienzsteigerung als eine\r\nSteigerung des elektrischen Wirkungsgrades einer Anlage im Rahmen einer Modernisierung\r\nim Sinn des § 2 Nummer 25 um mindestens 15 Prozentpunkte gegenüber der an dem Standort\r\nvor Zuschlagserteilung betriebenen Anlage.\r\nDie in § 2 Nr. 44 des RefE geforderte Effizienzsteigerung von der Alt- zur modernisierten Anlage in Höhe von 15 Prozentpunkten ist in vielen Fällen nicht erreichbar und stellt eine unverhältnismäßige Anforderung dar. Daher schlagen wir vor, die Vorgabe eines bestimmten Wirkungsgradsteigerung zu streichen. Und stattdessen einen Mindesteffizienzgrad für verschiedene Anlagentypen vorzugeben (z.B. 35 % für offene Gasturbinen und 55 % für GuD-Anlagen).\r\nEine evtl. Fernwärmeauskopplung ist auf den Wirkungsgrad anzurechnen. Vor diesem Hintergrund ist die Pflicht zur Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades auf das obere Ende der\r\nEffizienzbandbreite des BVT-Merkblatts für die entsprechende Anlagenkategorie zu begrenzen.\r\nDarüber hinaus sind in der praktischen Umsetzung die in der Stellungnahme zur Konsultation\r\neingebrachten Punkte zu beachten.\r\nÄnderungsvorschlag\r\n„44. „wesentliche Effizienzsteigerung“ eine Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades einer\r\nAnlage im Rahmen einer Modernisierung um mindestens 15 Prozentpunkte gegenüber der an\r\ndem Standort vor Zuschlagserteilung betriebenen Anlage oder auf die obere Bandbreite der\r\nBVT-assoziierten Energieeffizienzwerte für die Erdgasverbrennung in einer neuen Verbrennungseinheit der gleichen Art gemäß BVT 40, Tabelle 23, des „DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS\r\n(EU) 2021/2326 DER KOMMISSION vom 30. November 2021 über Schlussfolgerungen zu den\r\nbesten verfügbaren Techniken (BVT) gemäß der Richtlinie 2010/75/EU des Europäischen\r\nParlaments und des Rates für Großfeuerungsanlagen“, wobei der Effizienznachweis jeweils\r\nüber einen Leistungstest nach Maßgabe von § 14 der \"Verordnung über Großfeuerungs-,\r\nGasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen vom 6. Juli 2021 (BGBl. I S. 2514)\" zu erbringen ist,“.\r\n3.2 § 5 Standorte der Anlagen\r\nDer Wert von 50 km (zuvor 20 km) erscheint letztlich willkürlich. Für die Kosten des Anschlusses ist nicht die Luftlinie, sondern die Beschaffenheit des realen Transportweges ausschlaggebend, z.B. ob Flüsse den Transportweg kreuzen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 33\r\nDiese Abstandvorgabe halten wir für falsch und unnötig. Ein potenzieller Kraftwerksbetreiber\r\nwird sich schon aus Kostengründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Auf eine exakte Festlegung sollte daher verzichtet werden.\r\n3.3 § 6 Vorgaben zum Betrieb der Anlagen\r\nDer BDEW kritisiert, dass im zur Verbändeanhörung vorgesehenen Referentenentwurf das Datum für das Beendigen des Ausstoßes von fossilen Emissionen der Anlagen aus Säule 2 nicht\r\nangegeben ist. Dieses Datum ist, wenn notwendig, aus Gründen der Planungssicherheit frühzeitig anzugeben.\r\n§ 6 Absatz 4 betrifft Anlagen, die in den Ausschreibungen für Stromerzeugungskapazitäten zur\r\nVersorgungssicherheit einen Zuschlag erhalten haben. Die derzeitige Formulierung der Vorgaben zum Betrieb in Nr. 2 schließt auch die Option des Weiterbetriebs von Kraftwerken, die\r\nihre fossilen Emissionen abscheiden und speichern ab einem noch zu definierenden Datum\r\naus.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„(4) Von den Anlagen, die in den Ausschreibungen für neue Stromerzeugungskapazitäten zur\r\nVersorgungssicherheit einen Zuschlag erhalten haben, dürfen\r\n1. bis einschließlich zum 31. Dezember […] nicht mehr als 550 Gramm CO2 aus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde Elektrizität ausstoßen werden, und\r\n2. ab dem 1. Januar […] keine Emissionen aus fossilen Brennstoffen mehr ausgestoßen werden, ausgenommen Anlagen, in denen das entstandene Kohlenstoffdioxid in Höhe von mindestens 90 Prozent abgeschieden und gespeichert oder als dauerhaft in einem Produkt chemisch gebunden entsprechend der unionsrechtlichen Vorschriften in der jeweils geltenden\r\nFassung und ihrer nationalen Umsetzungen angesehen werden kann.“\r\nDarüber hinaus ist die volle Rückzahlung der Investitionsprämie nach wie vor erforderlich,\r\nwenn H2 nach dem Umstellungszeitpunkt nicht eingesetzt wird oder nicht eingesetzt werden\r\nkann – auch in dem Fall, dass die notwendige Infrastruktur nicht verfügbar ist.\r\nWenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb mit Wasserstoff noch nicht möglich ist,\r\nnicht selbst zu vertreten hat, muss ein weiterer Erdgasbetrieb möglich sein. Weiterhin muss\r\neine Fortsetzung des Erdgasbetrieb möglich sein, wenn noch kein einheitliches H2-Marktgebiet in Deutschland mit gesicherter dauerhafter H2-Versorgung existiert. Im Zuge der ungewissen technischen Verfügbarkeit von 100 % H2-Anlagen bedarf es alternative Regelungen für einen Mischbetrieb, die im Fall der technischen nicht-Verfügbarkeit Anwendung finden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 33\r\n3.4 § 7 Technische Anforderungen an die Anlagen i.V.m. Anlage 1\r\nIm Gegensatz zu den Konsultationsunterlagen wird im Gesetzesentwurf nun festgeschrieben,\r\ndass die BNetzA weitere technische Anforderungen bestimmen oder Ausnahmen davon genehmigen kann (gemäß § 29 Absatz 1 EnWG und in Bezug auf Anlage 1 des KWSG).\r\nEs bleibt unklar, wie die Festlegung der BNetzA im Detail ausgestaltet ist, welche Kriterien die\r\nAusnahmeregelung unterliegt und zu welchem Zeitpunkt die Ausnahmen genehmigt würden\r\n(bspw. Ob vor Gebotsabgabe oder im Nachgang). Daher ist die nun vorgesehene Interventionsmöglichkeit der BNetzA ggf. kritisch: Investoren benötigen Planungssicherheit für das Design und Ausführung der Anlagen, damit baldmöglichst Aktionsfähigkeit hergestellt werden\r\nkann. Das Abwarten einer evtl. Festlegung der Bundesnetzagentur, die womöglich erst kurz\r\nvor dem Auktionstermin veröffentlicht wird, ist keine Lösung – abgesehen davon würde es der\r\nBNetzA auch freistehen, weitergehende Anforderungen zu erstellen und nicht nur Anforderungen zu streichen. Diese Anforderungen erschweren die Planung, verteuern die Anlagen unnötig und reduzieren den Wettbewerb.\r\nInsbesondere aufgrund der Unklarheit der Ausgestaltung der Ausnahmeregelung durch die\r\nBNetzA sieht der BDEW weiterhin dringenden Klärungsbedarf. Denn die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der\r\nBDEW hält es daher für dringend notwendig eine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter den in der Stellungnahme eingebrachten Voraussetzungen und unter Einbezug von Anlagenbauern, der ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen.\r\n3.5 § 8 Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen\r\nDer BDEW hält die Begrenzung auf 1 GW pro Ausschreibung für falsch und zu kleinteilig, da\r\ndies letztlich bedeuten würde, dass pro Ausschreibungstermin höchstwahrscheinlich lediglich\r\neine – allerhöchstens jedoch zwei - Anlagen einen Zuschlag erhalten würden. Wir brauchen\r\naber dringend schnellstmöglich mehr Kapazitäten, weshalb das BMWK zurück zu den in der\r\nKonsultation angedachten 2,5 GW pro Ausschreibung kehren sollte.\r\nDie reduzierten Mengen sorgen zudem für eine extreme Vergrößerung des Zeitbedarfs, deutlich höhere Unsicherheit bei Investoren bis hin zur Unattraktivität der Projektentwicklung/Teilnahme. Dadurch reduziert sich auch das Volumen, das bei einer 2/3 zu 1/3-Aufteilung gemäß\r\nSüdbonus für Anlagen im netztechnischen Norden jeweils zur Verfügung steht: Es werden für\r\nH2-ready Gaskraftwerke (Säule 1) an insgesamt sieben Terminen je 1000 MW ausgeschrieben,\r\nwovon jedoch lediglich 715 MW für Neuanlagen reserviert sind. Wendet man hierauf noch\r\nden Südbonus an, stehen dem Nordosten Deutschlands in diesen Ausschreibungsrunden\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 33\r\nmaximal 238 MW zur Verfügung. Damit lassen sich keine großen GuD-Projekte (800-1000\r\nMW) realisieren.\r\n3.6 §§ 9 und 10 Anpassung des Ausschreibungsvolumens und Mengensteuerung bei\r\nUnterzeichnung\r\nDer BDEW sieht die ab Inkrafttreten des Gesetzes wirkende Mengensteuerung bei einer Unterzeichnung der Ausschreibungsvolumina aufgrund des erst im Hochlauf begriffenen Wasserstoffmarktes und der dafür erforderlichen Technologien sehr kritisch, und plädiert für eine angemessene Übergangsfrist, innerhalb derer die Verknappung der auszuschreibenden Leistung\r\nnicht greifen soll.\r\nEine endogene Mengensteuerung hat sich beim EEG und KWKG zwar als wirksames Mittel zur\r\nRealisierung eines Marktes bei den jeweiligen Ausschreibungsterminen erwiesen, wenn mit\r\neiner Unterzeichnung des Ausschreibungsvolumens bei Gebotsabgabe zu rechnen ist. Allerdings handelt es sich bei den dort betroffenen Anlagen und Einsatzstoffen um etablierte Technologien. Das BMWK betont, wie im Referentenentwurf vorgesehen, dass bereits in 2025\r\nerste Ausschreibungen durchgeführt werden sollen. Sollten sich potentielle Bieter bei der Gebotsabgabe zurückhalten, weil die Wasserstoff-Technologie erst im Hochlaufen begriffen ist,\r\nkann dies erhebliche Auswirkungen auf die Gebotsmenge der Ausschreibungen in 2026 haben,\r\nund dadurch zu einer Ausbremsung des Hochlaufs der Technologie und entsprechender Ausschreibungen zur Sicherstellung gesicherter Leistung führen.\r\nDer BDEW sieht daher eine vorübergehende Aussetzung der endogenen Mengensteuerung als\r\nerforderlich an, um die Ziele des Gesetzes nicht zu gefährden. Dies sollte auch mit den Vorgaben der KUEBLL vereinbar sein: Diese sehen zwar die endogene Mengensteuerung als notwendige Korrektur entsprechender Ausschreibungsvolumina vor. Allerdings bezieht sich auch\r\ndiese Vorgabe auf bereits etablierte Technologien, und nicht auf im Hochlaufen begriffene.\r\n3.7 § 13 Höchstwerte für die verschiedenen Ausschreibungen\r\nDer BDEW bedauert, dass im zur Verbändeanhörung vorgesehenen Referentenentwurf weiterhin die Höchstwerte der verschiedenen Ausschreibungszüge nicht angegeben sind.\r\nDie Festlegung der Höchstwerte ist nicht nur für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Bieter essenziell. Sie haben Auswirkungen auf das tatsächliche Gelingen des KWSG und sollten\r\nhier möglichst frühzeitig klar festgelegt werden. Die Festlegung von Höchstwerten muss sich\r\nnach tatsächlichen wirtschaftlichen Gegebenheiten richten und sollte nicht Gegenstand eines\r\ninterministeriellen Aushandlungsprozesses werden.\r\nDer BDEW fordert daher, wie in der Stellungnahme zur Konsultation beschrieben:\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 33\r\n› Aufhebung des Höchstpreises, wenn dies nicht möglich ist, eine frühzeitige Bekanntgabe des Höchstpreises und Konsultation der Referenzanlage.\r\n› Indexierung der Gebote: Sollten sich Zinsen oder Rohstoffe für den Anlagenbau verteuern, sollte die Capex-Zahlungen für die Auktionsgewinner ebenfalls angepasst werden.\r\n3.8 § 15 Angaben in den Geboten\r\nNach § 15 Absatz 1 Nummer 9 müssen vom Bieter die Nummern, unter denen das Projekt und\r\nihre Einheiten im Marktstammdatenregister registriert sind, angegeben werden.\r\nFür Neuanlagen sollte keine Registrierung im (öffentlichen) Marktstammdatenregister gefordert werden, da die hierfür erforderlichen Angaben (Standort, Leistung, Anlagentechnologie\r\netc.) als Geschäfts- und Betriebsgeheimnisse bzw. sensible Geschäftsinformationen im Rahmen der Gebote für die Teilnahme an den Ausschreibungen einzustufen sind und den anderen\r\nWettbewerbern nicht im Voraus bekanntgemacht werden dürfen. Zumindest ist sicherzustellen, dass die entsprechenden Registrierungsdaten nicht vor Abschluss des Bieterverfahrens\r\nveröffentlicht werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n„9. im Falle der Modernisierung einer Bestandsanlage die Nummern, unter denen das Projekt\r\noder dessen Einheiten im Marktstammdatenregister registriert sind,“\r\n3.9 § 17 Eigenerklärung bei Gebotsabgabe\r\nDer Paragraph sieht vor, dass Bieter eine Eigenerklärung abgeben müssen, dass ihre gebotsgegenständlichen Anlagen weder ganz noch teilweise einen Zuschlag u.a. nach EEG oder KWKG\r\nerhalten.\r\nDas Verhältnis zwischen KWSG und KWK ist genau zu klären, insbes. angesichts der Tatsache,\r\ndass die KWK aufgrund der höheren Effizienz und der beabsichtigten Umstellung auf klimaneutrale Fernwärme weiterhin gewünscht ist. Infolge höherer Kosten von H2-ready KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsanlagen haben diese einen Gebotsnachteil im\r\nKWSG. Um Klarheit zur erforderlichen Kalkulation vor der Auktion und Rechtssicherheit bzgl.\r\nder Förderung im Zuschlagsfall zu haben, sollte die Regelung zur künftigen Förderung von\r\nKWK-Anlagen mit ausreichendem Vorlauf vor der ersten KWSG-Auktion fixiert werden.\r\n3.10 § 19 Höhe der Sicherheitsleistung\r\nDer BDEW sieht die im Referentenentwurf vorgesehene Höhe der Sicherheitsleistung von 150\r\nEuro/kW Nennleistung als zu hoch an. Sie belastet die Kreditlinie des Unternehmens und\r\nwürde, z.B. bei einem 860 MW-Kraftwerk 129 Mio. Euro betragen. Der BDEW fordert eine\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 33\r\ndeutliche Reduktion der Sicherheitsleistung, um die Teilnahme möglichst vieler Marktakteure\r\nan den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\nTrotz der Absenkung der Sicherheitsleistungen von 200 Euro/kW im Rahmen der KUEBLL-Konsultation auf nun 150 Euro/kW gewährleistet diese Höhe zudem keine ausreichende Akteursvielfalt. Insbesondere für kommunale Akteure sind die geforderten Sicherheiten immer noch\r\neine zu große Herausforderung. Eine Absenkung in den zweitstelligen Bereich (KWK bei 70\r\n€/KW) wäre angemessener. Neben der Sicherheitsleistung muss auch das Gesamtprojekt vorfinanziert werden, bis mit Inbetriebnahme die ersten Einnahmen generiert werden. Zusammengenommen sind die Vorleistungen für ein solche Kraftwerksprojekte damit sehr hoch angesetzt.\r\nIm Vergleich hierzu sieht das EEG außerdem für folgende Anlagen deutlich geringere Sicherheitsleistungen vor:\r\n- Wind an Land: 30 Euro/kW zu installierender Leistung (§ 36a EEG 2023)\r\n- Solaranlagen des ersten Segments: 50 bzw. 25 Euro/kW zu installierende Leistung\r\n(§ 37a EEG 2023).\r\n- Solaranlagen des zweiten Segments: 35 Euro/kW zu installierende Leistung als\r\nProjektsicherungsbeitrag (§ 38d EEG 2023) und\r\n- Biomasse: 60 Euro/kW zu installierende Leistung (§ 39a EEG 2023).\r\n§ 10 KWKAusV sieht für entsprechende Ausschreibungen eine Sicherheitsleistung von 70\r\nEuro/kW elektrischer KWK-Leistung vor. Der BDEW sieht daher weder Grundlage für die erheblich höhere Sicherheitsleistung in § 19 des Referentenentwurfs, noch hält der BDEW diese\r\nHöhe aus den genannten Gründen für sinnvoll.\r\nDie Sicherheit wird gem. § 19 Abs. 6 KraftAusG-RefE zudem nicht verzinst. Aufgrund der Unsicherheiten am Kapitalmarkt und Risiken wachsender Zinsen stellt eine zu Projektbeginn unverzinste langfristig zu hinterlegende Sicherheit von 90 Mio. € für eine beispielhafte 600 MW-Anlage einen signifikanten Aufwand und ein entsprechendes Risiko für den Bieter dar. Die im Gesetzentwurf unter Kapitel D auf 14-16 Mrd. € veranschlagten Haushaltsausgaben des KWSG\r\nwürden somit von den Betreibern der bezuschlagten Anlagen über die hinterlegten Sicherheiten (1,875 Mrd. € für in Summe 12, 5 GW) zumindest teilweise selbst mitfinanziert.\r\nWir empfehlen daher, zur Entlastung der Bieter eine übliche Verzinsung im KWSG festzuschreiben.\r\n3.11 § 20 Südbonus\r\nEine Evaluierung nach den ersten zwei Ausschreibungsrunden, wie im Entwurf vorgesehen,\r\nkönnte zu spät erfolgen, um eine regional angemessene Steuerung noch sicherzustellen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 33\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, umgesondert\r\nzusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden. Dieses Risiko hat sich durch das im Referentenentwurf beschriebene Verfahren im Vergleich zu den Konsultationsunterlagen noch einmal verschärft.\r\n3.12 § 27 Zulassung\r\n§ 27 Absatz 1 Satz 2 KraftAusG macht eine Ausnahme vom Zulassungserfordernis für die Auszahlung der letzten vier Elftel der Investitionskostenprämie bei auf Wasserstoff umrüstbaren\r\nKraftwerken. In der Zeit zwischen dem ursprünglichen und dem verschobenen Umstiegsdatum\r\nmüssen in der Anlage entweder ausschließlich erneuerbare Brennstoffe zur Stromerzeugung\r\neingesetzt werden (Buchstabe a) oder das in der Anlage entstandene Kohlenstoffdioxid in\r\nHöhe von 90 Prozent abgeschieden und gespeichert werden (Buchstabe b).\r\nDie Anforderung nach Buchstabe b sollte um die Möglichkeit ergänzt werden, das entstandene Kohlenstoffdioxid abzuscheiden und dauerhaft in ein Produkt chemisch einzubinden ergänzt werden (unter Beachtung der einschlägigen unionsrechtlichen Vorschriften in der jeweils geltenden Fassung und ihrer nationalen Umsetzungen).\r\n3.13 §§ 33 und 35 Wasserstoffprämie und Brennstoffausgleich\r\nEin Anspruch auf die Wasserstoffprämie besteht bei Wasserstoffkraftwerken (frühere H2-\r\nSprinter) für 8000 Stunden über 10 Jahre. Für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke (frühere\r\nH2-ready Anlagen) ist ein in Summe auf 5.200 MWh bzw. jährlich 1.300 MWh begrenzte Förderung vorgesehen. Diese Begrenzung wird dazu führen, dass diesen Anlagen in Säule 1 signifikante Deckungsbeiträge entgehen, weil der Markt absehbar Anlagen, die mit Einsatzkosten\r\nauf Erdgasniveau betrieben werden, mit höheren Einsatzzeiten anfordern wird. Hierbei sollte,\r\nwie erwähnt, bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl\r\nder geförderten Stunden deutlich zurückgeht.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 33\r\nDer Brennstoffausgleich für H2-ready Anlagen nach § 35 ist so berechnet, dass die Anlagen einen Wirkungsgrad von 61,5 % benötigen, um tatsächlich 800 h/a ausnutzen zu können\r\n(5.200 MWh / 4 = 1.300 MWh/a; 800 h*1 MW/1.300 MWh = 61,5 %). Offene Gasturbinen mit\r\n40 % Wirkungsgrad können damit nur 520 h betrieben werden.\r\nWir empfehlen, die Gesamtstundenzahl (§ 33) bzw. geförderte MWh Zahl (§ 35) über alle\r\nJahre mit OPEX-Förderung zu begrenzen und nicht jährlich zu limitieren, damit der Betreiber\r\nden Einsatz optimieren kann. Von Netzbetreibern z.B. für Redispatch angeforderte Einsatzstunden dürfen nicht angerechnet werden, da mit diesen Einsätzen keine Deckungsbeiträge\r\nerwirtschaftet werden dürfen.\r\nHierbei sollte bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl\r\nder geförderten Stunden deutlich zurückgeht. Der Grund: Mit steigender Auslastung sinken\r\ndie spezifischen Kosten für Transport und (Kavernen-)Speicherung von Wasserstoff merklich.\r\nFolglich könnte mit einem gegebenen Budget auch eine höhere Stundenzahl gefördert werden. Eine Ausweitung der Betriebsstunden mit OPEX-Förderung nach der H2-Umstellung hilft\r\nzudem, die CO2-Emissionen weiter zu reduzieren.\r\nDer „Spotmarktpreis für Erdgas“ ist als derjenige der Preis für Erdgas definiert, der sich für das\r\nMarktgebiet für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen in der\r\nvortägigen Auktion von Erdgaskontrakten ergibt. Wir weisen darauf hin, dass es keine dayahead Auktion für Gas gibt und auch kein kein sharing of order books im Gas existiert\r\nKeine Vorgabe einer „Direktvermarktung“ nach § 33 Abs. 1. Der Begriff entstammt dem EEG.\r\nIm Fall von Wasserstoffkraftwerken oder H2-ready-Kraftwerken wird immer eine Vermarktung\r\nan Abnehmer im Großhandel oder an Letztverbraucher erfolgen. Eine „Quasi-Vermarktung“\r\nan Netzbetreiber ist anders als nach EEG keine Option. Eine Vermarktung muss dabei auch innerhalb von Konzernverbünden möglich sein. Die Streichung dieser Vorgabe verringert daher\r\nUnsicherheiten über mögliche Vermarktungsoptionen. Zumal diese Vorgabe nach § 33 nur die\r\n„Wasserstoffprämie“, nicht aber die „Investitionskostenprämie“ nach § 34 betreffen soll.\r\n3.14 § 34 Investitionskostenprämie\r\nBertreiber von Kraftwerken zur Versorgungssicherheit sollten frei wählen können, wie die geförderten Anlagen dekarbonisiert werden. Folglich darf die Nutzung von CCS (vgl. Anmerkungen zu § 6 Abs. 4 Nr. 2) nicht benachteiligt werden. Der Investitionskostenzuschuss sollte daher nicht gekürzt werden, wenn Kraftwerksbetreiber den CCS-Pfad verfolgen und vollständige\r\nKlimaneutralität des Kraftwerks gewährleisten.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 33\r\n3.15 § 36 i.V. mit Anlage 5 (Übererlösabschöpfung)\r\nDer Mechanismus zur Übererlösabschöpfung in § 36 KraftAusG i.V.m. Anlage 5 sollte so einfach wie möglich ausgestaltet werden. Für die Abschöpfung ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich,\r\ndass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein muss, welches dauerhaft und eindeutig feststellt, wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der\r\nproduktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der Energiepreiskrise 2022 haben\r\ngezeigt, dass dies eine bürokratisch nicht zu unterschätzende Herausforderung darstellt.\r\n3.16 § 37 Rückzahlungspflicht\r\n„Spotmarktpreis für grünen Wasserstoff“ wird als der Preis für grünen Wasserstoff definiert,\r\nder sich in der Preiszone für Deutschland für die vortägige Auktion ergibt, soweit verfügbar,\r\noder geeignete Preisindizes. Wir weisen darauf hin, dass es bislang weder einen H2-Markt\r\nnoch eine day-ahead-Auktion für H2 gibt. Es ist auch sehr unsicher, ob sich ein solcher Markt\r\nin Zukunft rechtzeitig einstellen wird.\r\n3.17 § 38 Abschlagszahlungen\r\n„Spotmarktpreis für Strom“ wird als der Strompreis in Cent pro Kilowattstunde definiert, der\r\nsich in der Preiszone für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen\r\nin der vortägigen Auktion von Stromkontrakten auf Viertelstundenbasis ergibt; wenn die\r\nKopplung der Orderbücher aller Energiebörsen nicht oder nur teilweise erfolgt, ist für die\r\nDauer der unvollständigen Kopplung der Durchschnittspreis aller Energiebörsengewichtet\r\nnach dem jeweiligen Handelsvolumen zugrunde zu legen.\r\nDas Vorgehen bei Decoupling ist kritisch. Der volumengewichtete Durchschnittspreis kann\r\ndazu führen, dass sich jemand zwar in einer günstigen Zone befindet, aber durch diese Rechnung der Spotpreis „künstlich“ nach oben gezogen wird (oder umgekehrt)\r\n3.18 § 43 Netzbetreiber\r\nEtwaige netzfremde Aufgaben dürfen nicht auf die (Anschluss-)Netzbetreiber verlagert werden. Die Aufgabe der Netzbetreiber ist, den Netzanschluss, die Netzführung und den Netzausbau zu gewährleisten und ihre Ressourcen hierfür zu verwenden. Gerade bei dem im Zuge der\r\nEnergiewende aktuell zu verzeichnenden massiven Hochlauf von Netzanschlussbegehren und\r\ndem exponentiell zunehmenden Netzausbaubedarf müssen die Netzbetreiber ihre knappen\r\nRessourcen vollständig in den Dienst ihrer Kernaufgaben stellen. Zusätzliche Aufgabenzuweisungen an die Netzbetreiber, insbesondere zu fachfremden Tätigkeiten, haben aus diesen\r\nGründen zu unterbleiben. Der BDEW weist darauf hin, dass die Kalkulation, Auszahlung und\r\nKontrolle der verschiedenen Förderbeträge inklusive möglicher Rückzahlungen nicht mit dem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 33\r\nNetzbetrieb im engeren Sinne verbunden sind und auch nicht im Aufgabenbereich der EVUs\r\nliegen, nicht ohne weiteres zu bewältigen sind.\r\n3.19 § 53 Pönalen\r\nDie Staffelung der Pönalenhöhe abhängig von der Verzugsdauer und Reduktion der maximalen Pönale auf 150 €/kW (bei maximal 2 Jahren Verzug) ist eine positive Entwicklung. Aber\r\nauch eine Pönale von 150 €/kW ist ein sehr hoher Wert, der nicht auf Anlagenhersteller gewälzt werden kann. Es ist eine weitere Reduktion der Pönale notwendig und dass Pönalen nur\r\nfür Projektverzögerungen ausgesprochen werden, auf die die Betreiber einen direkten Einfluss\r\nhaben oder die selbstverschuldet sind.\r\nDarüber hinaus sieht der BDEW weiterhin die Strafzahlung in Verbindung mit dem Genehmigungsrisiko kritisch. Die zeitnahe Genehmigung eines Kraftwerks liegt nicht allein in der Hand\r\ndes Bieters. Verzögerungen in der Genehmigung sollten deshalb nicht zu Strafzahlungen führen. Ein Vorschlag könnte sein, dass der Realisierungszeitraum für die Strafzahlung erst beginnt, wenn die rechtskräftige Genehmigung des Kraftwerksprojektes vorliegt.\r\nBieter müssen eine Pönale leisten, wenn die Anlage mehr als 72 Monate nach Bekanntgabe\r\ndes Zuschlags in Betrieb genommen wurde (§53 (1) 2.). Auch das stellt ein Risiko für Investoren dar, da von einem Realisierungszeitraum von 6-7 Jahren ausgegangen werden muss, wenn\r\nes zu keinen Verzögerungen in der Lieferkette kommt. Eine Verlängerung dieses Zeitraums auf\r\nacht Jahre sollte in Betracht gezogen werden.\r\n3.20 § 56 Evaluierung\r\nBei der jährlichen Prüfung der Höchstwerte ist aus BDEW-Sicht zu beachten, dass es dort bei\r\nUnterzeichnung bereits zu Reduktion der Gebotsmenge kommen kann. Dies ist insbesondere\r\nbei der Festlegung des Höchstwertes für die ersten Ausschreibungsrunden mitzuberücksichtigen, vgl. oben, zu §§ 9 und 10.\r\n3.21 Anlage 4: Höhe des Brennstoffausgleichs\r\nAuch die in Säule 1 aufgrund der OPEX-Förderung (Brennstoffausgleich) hohe Zahlungsbereitschaft des Kraftwerksbetreibers kann nicht alle Risiken aus der H2-Bereitstellung ausgleichen,\r\nda zur Bereitstellung von Brennstoff neben der ausreichenden Einspeisung von H2 in das Netz\r\nauch noch Speicher zur Strukturierung des Gasbedarfs erforderlich sind, wobei hier aufgrund\r\nder Energiedichte von deutlich höheren Speicherkosten als beim Erdgas auszugehen ist.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 33\r\nIn Anlage 4 wird zu Nummer 2.1 ausgeführt, dass hier die Formel zur Berechnung des Brennstoffausgleichs in einem Jahr enthalten ist. In der Formel wird auf zwei Komponenten hingewiesen. Unter anderem wird auf die jährlichen Mehrkosten der Netznutzungsentgelte für das\r\nWasserstoffnetz hingewiesen. Leider fehlt aber im Referentenentwurf eine Verpflichtung zur\r\njährlichen Buchung der vorgehaltenen Kapazität im Wasserstoffnetz.\r\nEs sollte sichergestellt werden, dass eine Buchungsverpflichtung der vorgehaltenen Leistung\r\nauf jährlicher Basis für das Wasserstoffnetz durch die Kraftwerksbetreiber im Gesetz verankert\r\nwird. Die damit verbundenen Mehrkosten in Form des Netznutzungsentgeltes sollten dann via\r\nBrennstoffausgleichszahlung erstattet werden.\r\nDer Differenzpreis könnte sich als zu ungenau erweisen, da man beim Wasserstoff derzeit von\r\neiner 15min-Bilanzierungsperiode ausgehen und es daher (wie im Strom) unterschiedliche H2-\r\nPreise je 15min geben könnte. Der H2-Spotpreis ist im Dokument aber lediglich als Preis aus\r\nder „vortägigen Auktion“ oder andere „geeignete Preisindizes“ definiert (§2 Nr. 37).\r\n3.22 Anhang 5: Übererlösabschöpfung\r\nDie Einführung eines Claw-Backs ist angesichts der ohnehin geringen Einsatzstunden der\r\nneuen Kraftwerke und des hohen bürokratischen Aufwands grundsätzlich zu hinterfragen.\r\nEs ist nicht ersichtlich, weshalb H2-Kraftwerke Überschusserlöse nach eingespeister Leistung\r\nentrichten, Versorgungssicherheitskraftwerke hingegen nach installierter Leistung *0,25. Weiterhin ist erläuterungsbedürftig, weshalb der Auslösepreis bei 300 €/MWh liegt.\r\n4 Artikel 2: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nKeine Anmerkung.\r\n5 Artikel 3: Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes\r\n5.1 §§ 6, 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWK-Gesetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Änderungen des KWK-Gesetzes zur Ermöglichung einer Inbetriebnahme von KWK-Anlagen, Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern nach dem 31.\r\nDezember 2026. Hinsichtlich der neuen Regelungen zu Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern sollte jedoch klarstellend auf eine “verbindliche Beauftragung der wesentlichen\r\nBauleistungen [...]“ abgezielt werden, da es selten einen Generalübernehmer gibt, der alle\r\nBauleistungen erledigt. Meist sind mehrere Bauleistungen erforderlich und z.B. bei einem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 33\r\nRahmenvertrag Abrufe möglich für Tiefbau, für Rohrleitungen u.ä. Ohne die Klarstellung zu\r\nden wesentlichen Bauleistungen würde das Fehlen einer untergeordneten Bauleistung die\r\nFrist gefährden und zu erheblicher Unsicherheit führen, die mit der Gesetzänderung eigentlich\r\naufgehoben werden soll. Durch diese Änderung wird ein aus Sicht des BDEW beihilferechtlich\r\nrisikoarmes Verfahren gewählt, angesichts der noch ausstehenden Entscheidung des EuGH\r\naufgrund des Rechtsmittelverfahrens gegen die EuG-Entscheidung vom Januar 2024 zum\r\nKWKG 2020.\r\n5.2 § 2 KWKG Begriffsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile\r\ndie bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind,\" erweitert werden. Diese\r\nErweiterung ist höchstproblematisch und dringend abzulehnen. Dies bedeutet in der Folge,\r\ndass die Bauzeit einer Anlage auf der Baustelle künftig nicht länger als drei Jahre dauern darf.\r\nEine solche Regelung könnte defacto alle laufenden Großprojekte zum Stillstand bringen. Bei\r\nfabrikneuen Anlagenteilen eine Alterung durch Unbenutzung nach drei Jahren anzunehmen,\r\nerscheint realitätsfern. Diese Regelung passt auch nicht zur KWKAusV, nach welcher auch erst\r\nZuschläge 54 Monate KWK-Ausschreibung erlöschen. Daher sollte die bisherige Definition beibehalten werden, welche ohne eine entsprechende Frist auf “fabrikneue Anlagenteile” und\r\ndamit auf die Tatsache, dass diese Anlagenteile nicht vorher in einer anderen Anlage eingebaut und dort benutzt worden sind, abzielt.\r\nDie Definition der unvermeidbaren Abwärme soll wortgleich der Definition im Wärmeplanungsgesetz entsprechen. Eine Angleichung der Begrifflichkeiten und Anwendung ist zielführend. Die Gleichstellung im Gesetzentwurf ist jedoch unvollständig und sollte vollständig dem\r\nWärmeplanungsgesetz gleichgesetzt werden. Die Änderung des § 29 c) sollte daher “unvermeidbare Abwärme” definieren als Wärme, gemäß § 3 Abs. 1 Nr. 13 und § 3 Abs. 4 WPG.\r\n5.3 § 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen -\r\nweitere Änderungen\r\nMit der Streichung der flüssigen Brennstoffe aus der enumerativen Aufzählung der förderfähigen Brennstoffe in § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 KWKG sollen die Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie umgesetzt werden, wonach in neuen Wärmequellen keine anderen fossilen\r\nBrennstoffe mehr als Erdgas genutzt werden dürfen. § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG bezieht sich\r\njedoch auf die Stromerzeugung. Während erneuerbare Brennstoffe als auch Derivate von\r\nWasserstoff durch die Aufnahme der Definition von “Wärme aus erneuerbaren Energien”\r\ngem. der Begriffsbestimmung des Wärmeplanungsgesetzes auf der Wärmeseite von KWK-Anlagen berücksichtigt werden, würde bei Übernahme der Änderung aus dem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 33\r\nReferentenentwurf eine entsprechende Zulässigkeit für den Einsatz zur Stromerzeugung fehlen. Diese würde durch die pauschale Streichung flüssiger Brennstoffe verhindert.\r\nWenn der Einsatz fossiler Brennstoffe außer Erdgas in Neuanlagen vermieden werden soll,\r\nsollte die Definition dies auch explizit so darstellen und anstelle der Formulierung des Referentenentwurfs die Begriffe\r\n“gasförmigen oder nicht fossilen flüssigen Brennstoffen”\r\nverwendet werden.\r\n5.4 § 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr 2028\r\n“ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu 50 %\r\nerneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder eine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren Energien, der\r\nAbwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”. Der in Art. 26\r\nAbs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen wird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1 Nr. 2 d) wiederholt\r\ndann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter Kraft-Wärme-Koppelung und\r\nverlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten KWK-Anlagen,\r\nWärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt jedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent vor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50\r\nstatt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die aktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30 Prozent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskoten des Neuoder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien der EUEED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß dem Referentenentwurf neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig geltenden\r\nRegelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur für Wärme-\r\n/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des KWSG in Dauerbetrieb gehen,\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 33\r\nanwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20 Abs. 5 i.V. mit § 12\r\nKWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\n5.5 § 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19 KWKG\r\nsind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2 und § 35\r\nAbsatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes geltenden\r\nFassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den\r\nDauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung wieder aufgenommen\r\nhaben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in Errichtung bzw. im Probebetrieb\r\nbefindlich sind, nach den durch das KWSG geänderten KWKG-Regelungen gefördert werden,\r\nwenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum Zeitpunkt des Beginns\r\ndes Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs “neue\r\nKWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Referentenentwurfs für Anlagenprojekte,\r\ndie bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils und des Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als drei Jahre beträgt. Jenseits der grundsätzlichen\r\nKritik an der neu einzuführenden Dreijahresfrist (s. vorstehend unter Begriffsbestimmungen\r\nnach § 2 KWKG) müssen diejenigen Anlagen von der Neueinführung dieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in\r\nErrichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen,\r\ndass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen KWK-Anlagen\" im Sinne des\r\nGesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam\r\nerklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden (s. vorherige Hinweise\r\nzu § 18 KWKG).\r\n5.6 Ausblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen, muss\r\ndie KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 33\r\nwerden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale Brennstoffe\r\nsein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient genutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen.\r\n6 Artikel 5: Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nAufgrund der Kurzfristigkeit der Stellungnahme-Möglichkeit können die durch den Referentenentwurf im EnFG vorgesehenen Änderungen nicht abschließend bewertet werden, insbesondere hinsichtlich der Dualität an umlage- und haushaltsfinanzierten KraftAusG-Kosten. Der\r\nBDEW weist aber darauf hin, dass eine Teilfinanzierung der Kosten auf Basis einer Umlage nur\r\nmit termingebundener vorheriger Ankündigung und Veröffentlichung der Umlage eingeführt\r\nwerden darf, damit die Umlage entsprechend in die Strompreise und die Netzentgelte für das\r\nrelevante Kalenderjahr einberechnet werden kann.\r\nDarüber hinaus sollten möglichst keine zusätzlichen Finanzierungsrisiken für die Übertragungsnetzbetreiber bei der Abwicklung der KraftAusG entstehen. Für die verschiedenen KraftAusG-Finanzierungen ergeben sich hierbei folgende Lösungsansätze:\r\n- Beim umlagefinanzierten Teil sollte ein Liquiditäts-PuƯer eingeführt werden.\r\n- Beim haushaltsfinanzierten Teil sollten die Übertragungsnetzbetreiber bei Bedarf\r\nAnspruch auf unterjährige Ausgleichszahlungen gegenüber der Bundesrepublik\r\nDeutschland haben.\r\nIm Sinne einer dynamischeren Anreizwirkung der verschiedenen Preisbestandteile des Strompreises sollte perspektivisch eine Flexibilisierung dieser aber auch anderer Umlagen ebenfalls\r\nin Erwägung gezogen werden. Welchem Signal – dem Marktsignal oder einem Signal aus dem\r\nNetz – die Flexibilisierung der Umlagen folgen sollte, sollte bei der konkreten Ausgestaltung\r\nentschieden werden. Wichtig ist zu beachten, dass bei allen Maßnahmen Kosten und Nutzen\r\nabgewägt werden sowie die erforderlichen Voraussetzungen, wie zum Beispiel der erfolgte\r\nSmart Meter Rollout, geschaffen sind.\r\nAufgrund der erheblichen Zahlungsbeträge für die Abwicklung der KraftAusG-Zahlungen sieht\r\nder BDEW es außerdem als erforderlich an, dass alle Zahlungen an die Anlagenbetreiber nach\r\ndem KraftAusG nicht von den Verteilnetzbetreibern (Anschluss-Netzbetreibern) sondern unmittelbar von den jeweils regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern abgerechnet und durchgeführt werden. Die Übertragungsnetzbetreiber sollten dann auch jegliche aus\r\ndiesen Zahlungen resultierenden Transparenzverpflichtungen übernehmen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 33\r\n7 Artikel 6: Änderung der BAFA Besondere Gebührenverordnung\r\nKeine Anmerkung.\r\n8 Artikel 7: Änderungen der Besondere Gebührenverordnung BNetzA\r\nKeine Anmerkung.\r\n9 Artikel 8: Beihilferechtlicher Vorbehalt\r\nKeine Anmerkung.\r\n10 Artikel 9: Inkrafttreten\r\nKeine Anmerkung. "},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Da die Anpassungen des KWKG als eigener Artikel in dem Gesetzentwurf verortet sind und auf Grund der bewährten Struktur der KWK-Förderung mit\r\nden Änderungen keine Auswirkungen auf den Bundeshaushalt einhergehen, fordert der\r\nBDEW, den KWKG-Teil aus dem Gesetz herauszulösen und mit wenigen, jedoch dringenden\r\nAnpassungen separat vom restlichen Kraftwerkssicherheitsgesetz in jedem Fall zu beschließen. Der dringende Änderungsbedarf bezieht sich auf die nachfolgenden Formulierungen\r\ndes Artikel 3 zum Referentenentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz.\r\n§§ 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWK-Gesetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Änderungen des KWK-Gesetzes zur Ermöglichung einer Inbetriebnahme von KWK-Anlagen, Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern nach dem 31.\r\nDezember 2026. Hinsichtlich der neuen Regelungen zu Wärme-/Kältenetzen und Wärme-\r\n/Kältespeichern sollte jedoch klarstellend auf eine “verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen [...]“ abgezielt werden, da es selten einen Generalübernehmer gibt, der\r\nalle Bauleistungen erledigt. Meist sind mehrere Bauleistungen erforderlich und z.B. bei einem Rahmenvertrag Abrufe möglich für Tiefbau, für Rohrleitungen u.ä. Ohne die Klarstellung\r\nzu den wesentlichen Bauleistungen würde das Fehlen einer untergeordneten Bauleistung die\r\nFrist gefährden und zu erheblicher Unsicherheit führen, die mit der Gesetzänderung eigentlich aufgehoben werden soll. Durch diese Änderung wird ein aus Sicht des BDEW beihilferechtlich risikoarmes Verfahren gewählt, angesichts der noch ausstehenden Entscheidung\r\ndes EuGH aufgrund des Rechtsmittelverfahrens gegen die EuG-Entscheidung vom Januar\r\n2024 zum KWKG 2020.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 1 a)\r\nbb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2028, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naaa) sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben\r\nund das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten\r\nfür das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb genommen worden ist oder\r\nbbb) sofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, eine verbindliche\r\nBeauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“\r\nb) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe c und d nach dem 31. Dezember 2027, sofern für\r\ndas Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naa) Sämtliche für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben und das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem\r\nVorliegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung\r\nin Betrieb genommen worden ist oder\r\nbb) Sofern für das Vorhaben nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist,\r\neine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“.\r\n§ 22 Abs. 1 Nr. b)\r\nnach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naa) sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben\r\nund der Wärmespeicher bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb genommen worden ist oder\r\nbb) sofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, bis zum 31. Dezember 2026 eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“\r\n§ 2 KWKG Begriffsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind,\" erweitert werden.\r\nDiese Erweiterung ist höchstproblematisch und dringend abzulehnen. Dies bedeutet in der\r\nFolge, dass die Bauzeit einer Anlage auf der Baustelle künftig nicht länger als drei Jahre dauern darf. Eine solche Regelung könnte defacto alle laufenden Großprojekte zum Stillstand\r\nbringen, weil bei längerer Errichtungsdauer dann eigentlich fabrikneue Anlagenteile ihren\r\nStatus per Gesetz verlieren würden. Bei fabrikneuen Anlagenteilen eine Alterung durch Unbenutzung nach drei Jahren anzunehmen, erscheint zudem realitätsfern. Diese Regelung\r\npasst auch nicht zur KWKAusV, nach welcher auch erst Zuschläge 54 Monate KWK-Ausschreibung erlöschen. Daher sollte die bisherige Definition beibehalten werden, welche ohne eine\r\nentsprechende Frist auf “fabrikneue Anlagenteile” und damit auf die Tatsache, dass diese\r\nAnlagenteile nicht vorher in einer anderen Anlage eingebaut und dort benutzt worden sind,\r\nabzielt.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 2 Nr. 25\r\n„neue KWK-Anlagen“ Anlagen mit fabrikneuen Anlagenteilen die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind“,\r\nDie Definition der unvermeidbaren Abwärme soll wortgleich der Definition im Wärmeplanungsgesetz entsprechen. Eine Angleichung der Begrifflichkeiten und Anwendung ist zielführend. Die Gleichstellung im Gesetzentwurf ist jedoch unvollständig und sollte vollständig\r\ndem Wärmeplanungsgesetz gleichgesetzt werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 2 Nr. 29c.\r\n„unvermeidbare Abwärme“ Wärme, die als unvermeidbares Nebenprodukt in einer Industrieanlage, einer Stromerzeugungsanlage oder im tertiären Sektor anfällt und ohne den Zugang\r\nzu einem Wärmenetz ungenutzt in die Luft oder in das Wasser abgeleitet werden würde; Abwärme gilt als unvermeidbar, soweit sie aus wirtschaftlichen, sicherheitstechnischen oder\r\nsonstigen Gründen im Produktionsprozess nicht nutzbar ist und nicht mit vertretbarem Aufwand verringert werden kann, gemäß § 3 Absatz 1 Nummer 13 und § 3 Absatz 4 des Wärmeplanungsgesetzes“.\r\n§ 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen - weitere Änderungen\r\nMit der Streichung der flüssigen Brennstoffe aus der enumerativen Aufzählung der förderfähigen Brennstoffe in § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 KWKG sollen die Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie umgesetzt werden, wonach in neuen Wärmequellen keine anderen fossilen Brennstoffe mehr als Erdgas genutzt werden dürfen. § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG bezieht sich jedoch auf die Stromerzeugung. Während erneuerbare Brennstoffe als auch Derivate von Wasserstoff durch die Aufnahme der Definition von “Wärme aus erneuerbaren\r\nEnergien” gem. der Begriffsbestimmung des Wärmeplanungsgesetzes auf der Wärmeseite\r\nvon KWK-Anlagen berücksichtigt werden, würde bei Übernahme der Änderung aus dem Referentenentwurf eine entsprechende Zulässigkeit für den Einsatz zur Stromerzeugung fehlen.\r\nDiese würde durch die pauschale Streichung flüssiger Brennstoffe verhindert.\r\nWenn der Einsatz fossiler Brennstoffe außer Erdgas in Neuanlagen vermieden werden soll,\r\nsollte die Definition dies auch explizit so darstellen:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 6 Nr. 2\r\ndie Anlagen Strom auf Basis von Abfall, Abwärme, Biomasse, oder gasförmigen Brennstoffen\r\noder nicht fossilen flüssigen Brennstoffen gewinnen,\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr\r\n2028 “ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu\r\n50 % erneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder\r\neine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei\r\nder Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren\r\nEnergien, der Abwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”.\r\nDer in Art. 26 Abs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen\r\nwird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1\r\nNr. 2 d) wiederholt dann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter KraftWärme-Koppelung und verlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus\r\nhocheffizienten KWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt\r\njedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent\r\nvor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50 statt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 2\r\nd) mindestens zu 850 Prozent mit einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten\r\nKWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme,\r\ndie ohne zusätzlichen Brennstoffeinsatz bereitgestellt wird, erfolgt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt und“.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die\r\naktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30\r\nProzent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des\r\nNeu- oder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien\r\nder EU-EED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß dem Referentenentwurf neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig\r\ngeltenden Regelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur\r\nfür Wärme-/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der KWKG-Änderungen in\r\nDauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20\r\nAbs. 5 i.V. mit § 12 KWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2\r\n340 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des Neu- oder Ausbaus in den Fällen\r\ndes § 18 Absatz 1 Nummer 2 Buchstaben c und d.\r\n§ 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19\r\nKWKG sind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2\r\nund § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngeltenden Fassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung\r\nwieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in Errichtung bzw. im Probebetrieb befindlich sind, nach den geänderten KWKG-Regelungen\r\ngefördert werden, wenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum\r\nZeitpunkt des Beginns des Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs\r\n“neue KWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Referentenentwurfs für Anlagenprojekte, die bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils\r\nund des Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als drei Jahre beträgt. Jenseits der\r\ngrundsätzlichen Kritik an der neu einzuführenden Dreijahresfrist (s. vorstehend unter Begriffsbestimmungen nach § 2 KWKG) müssen diejenigen Anlagen von der Neueinführung\r\ndieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in Errichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen, dass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen\r\nKWK-Anlagen\" im Sinne des Gesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam erklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden (s. vorherige\r\nHinweise zu § 18 KWKG).\r\nÄnderungsvorschlag eines neuen § 35 Abs. 23 KWKG:\r\n(23) Auf KWK-Anlagen, die nach dem [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] in\r\nDauerbetrieb genommen worden sind, ist § 2 Nummer 25 in der am [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] geltenden Fassung anzuwenden, wenn für das Vorhaben bis\r\nzum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\na) eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz in der jeweils geltenden Fassung vorgelegen hat oder\r\nb) soweit keine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz für das Vorhaben erforderlich ist, bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung eine verbindliche Bestellung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im\r\nSinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist.\r\nSatz 1 gilt entsprechend für Anlagen, für die bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] ein Vorbescheid nach § 12 ausgestellt worden ist, dessen Geltungsdauer noch\r\nnicht vor dem [Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erloschen war.\r\nAusblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Aber auch für bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Geltungsrahmen keine hinreichende Investitionssicherheit mehr, da eine Fertigstellung der Bauvorhaben\r\neinschließlich des Probebetriebes bis Ende 2026 nicht garantiert werden kann. Diese Problematik gilt sowohl für die Inbetriebnahme von derzeit in Bau befindlicher KWK-Anlagen als\r\nauch für dringend notwendige Investitionen in Infrastruktur wie Wärmespeicher und Wärmenetze.\r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern und zumindest weitere Investitionen in den\r\nFernwärmeausbau als ein zentrales Element der Wärmewende zu ermöglichen, müssen die\r\nParteien im Deutschen Bundestag noch in der laufenden Legislaturperiode eine kurzfristige\r\nLösung dieser Problematik des KWKG beschließen.\r\nUnter Abwägung der für die Rechtssicherheit des KWKG sehr relevanten beihilferechtlichen\r\nAspekte präferiert der BDEW den Vorschlag zur Verlängerung aus dem BMWK-Referentenentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz (Artikel 3) vom 30.10.2024:\r\n• Inbetriebnahme von KWK-Anlagen (§ 6 KWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben bis zum Stichtag des Auslaufens der beihilferechtlichen Genehmigung (31.12.2026) eine Genehmigung nach dem BImSchG vorgelegen hat bzw.\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage erfolgt ist, und der Beginn des Dauerbetriebs\r\nder Anlage jeweils zum Ende des vierten Jahres nach Vorliegen der Genehmigung\r\nbzw. verbindlichen Bestellung erfolgte.\r\n• Inbetriebnahme eines neuen oder ausgebauten Wärme- oder Kältenetzes (§ 18\r\nKWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben bzw. eine verbindliche\r\nBeauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist, und das Wärme- oder Kältenetz jeweils bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten für das\r\nVorhaben erforderlichen Genehmigung bzw. verbindlichen Beauftragung in Betrieb\r\ngenommen worden ist.\r\n• Inbetriebnahme eines neuen Wärme- oder Kältespeichers nach dem 31. Dezember\r\n(§ 22 KWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben sämtliche nach\r\nLandesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben bzw. eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist, und der Wärme- oder\r\nKältespeicher jeweils bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten\r\nfür das Vorhaben erforderlichen Genehmigung bzw. verbindlichen Beauftragung in\r\nBetrieb genommen worden ist.\r\n• Überarbeitung des dann nicht mehr notwendigen beihilferechtlichen Vorbehaltes\r\nnach § 35 Abs. 19 KWKG.\r\nIn dem BMWK-Referentenwurf müssten darüber hinaus noch geringfügigere Klarstellungen ergänzt werden, welche der BDEW in einer Formulierungshilfe kurzfristig darlegen\r\nwird.\r\nStrategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"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":"2024-11-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013952","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung des KWKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/98/387903/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190095.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":"www.bdew.de\r\nFormulierungshilfe zur KWKG-Verlängerung\r\nAm 11. Dezember 2024 wurde die Formulierungshilfe für einen Gesetzentwurf zur Änderung\r\ndes Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften verabschiedet. Der Entwurf beinhaltet mehrere Regelungen zur Verlängerung des KWKG, welche\r\ndringend geboten sind und sehr schnell umgesetzt werden müssen. Der BDEW begrüßt, dass\r\ndie beteiligten Fraktionen damit der Empfehlung folgen, den entsprechenden Artikel aus\r\ndem Entwurf eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes vom 22. November 2024 herauszulösen\r\nund einen Beschluss der dringend benötigten KWKG-Verlängerung umzusetzen. Sehr positiv\r\nist, dass bereits einige wichtige Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Entwurf zum\r\nKraftwerkssicherheitsgesetz umgesetzt wurden. Dazu zählen die Abstellung auf die Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen im Rahmen der Inbetriebnahme von Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern, der Gleichlaut der Definition von „unvermeidbarer Abwärme“ mit dem Wärmeplanungsgesetz sowie die Berücksichtigung nicht fossiler flüssiger\r\nBrennstoffe.\r\nEs verbleiben jedoch noch zwei kritische Punkte, die bei der Umsetzung einer Gesetzesänderung unbedingt Berücksichtigung finden müssen:\r\n1) Anlagendefinition von in Umsetzung befindlichen Projekten\r\n§ 2 KWKG Begriffsbestimmungen i. V. m. § 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als fünf Jahre sind,\" erweitert werden.\r\nIn der Formulierungshilfe wurde das zulässige Anlagenalter zwar von drei auf fünf Jahre gegenüber dem ursprünglichen KWSG-Entwurf erweitert. Der BDEW hatte sich für die Beibehaltung der bisherigen Definition des KWKG 2023 ausgesprochen. Während Neu-Projekte\r\nmit einem Planungshorizont von fünf Jahren womöglich dieses Kriterium erfüllen können,\r\nkönnte sich eine solche Regelung jedoch weiterhin massiv auf laufende Großprojekte auswirken, da sie Gefahr laufen, ihre Förderfähigkeit zu verlieren. Zumindest für die in Umsetzung\r\nbefindlichen Projekte, müssen entsprechende Übergangsregelungen geschaffen werden, um\r\nden Vertrauens- und Investitionsschutz der beteiligten Unternehmen zu gewährleisten.\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19\r\nKWKG sind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2\r\nund § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngeltenden Fassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung\r\nwieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\nErrichtung bzw. im Probebetrieb befindlich sind, nach den geänderten KWKG-Regelungen\r\ngefördert werden, wenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum\r\nZeitpunkt des Beginns des Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs\r\n“neue KWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Gesetzentwurfs für Anlagenprojekte, die bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils und\r\ndes Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als fünf Jahre beträgt. Jenseits der grundsätzlichen Kritik an der neu einzuführenden Fünfjahresfrist müssen diejenigen Anlagen von\r\nder Neueinführung dieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in Errichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen, dass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen KWK-Anlagen\" im Sinne des Gesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam erklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden.\r\nÄnderungsvorschlag eines neuen § 35 Abs. 23 KWKG:\r\n(23) Auf KWK-Anlagen, die nach dem [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] in\r\nDauerbetrieb genommen worden sind, ist § 2 Nummer 25 in der am [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] geltenden Fassung anzuwenden, wenn für das Vorhaben bis\r\nzum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\na) eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz in der jeweils geltenden Fassung vorgelegen hat oder\r\nb) soweit keine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz für das Vorhaben erforderlich ist, bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung eine verbindliche Bestellung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im\r\nSinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist.\r\nSatz 1 gilt entsprechend für Anlagen, für die bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] ein Vorbescheid nach § 12 ausgestellt worden ist, dessen Geltungsdauer noch\r\nnicht vor dem [Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erloschen war.\r\n2) Richtigstellung der Anpassung an Erfordernisse der EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED)\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, § 19 Höhe des Zuschlags\r\nfür den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\n2028 “ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu\r\n50 % erneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder\r\neine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei\r\nder Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren\r\nEnergien, der Abwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”.\r\nDer in Art. 26 Abs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen\r\nwird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1\r\nNr. 2 d) wiederholt dann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter KraftWärme-Koppelung und verlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten KWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt\r\njedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent\r\nvor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50 statt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 2\r\nd) mindestens zu 850 Prozent mit einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten\r\nKWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme,\r\ndie ohne zusätzlichen Brennstoffeinsatz bereitgestellt wird, erfolgt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt und“.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die\r\naktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30\r\nProzent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des\r\nNeu- oder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien\r\nder EU-EED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß des Gesetzentwurfs neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig geltenden Regelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur für\r\nWärme-/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der KWKG-Änderungen in Dauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20\r\nAbs. 5 i.V. mit § 12 KWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2\r\n340 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des Neu- oder Ausbaus in den Fällen\r\ndes § 18 Absatz 1 Nummer 2 Buchstaben c und d.\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nAusblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"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":"2024-12-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013952","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung des KWKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d1/2a/389108/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200179.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nFormulierungshilfe zur KWKG-Verlängerung\r\nAm 11. Dezember 2024 wurde die Formulierungshilfe für einen Gesetzentwurf zur Änderung\r\ndes Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften verabschiedet. Der Entwurf beinhaltet mehrere Regelungen zur Verlängerung des KWKG, welche\r\ndringend geboten sind und sehr schnell umgesetzt werden müssen. BDEW und VKU begrüßen, dass die Fraktionen damit der Empfehlung folgen, den entsprechenden Artikel aus dem\r\nEntwurf eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes vom 22. November 2024 herauszulösen und\r\neinen Beschluss der dringend benötigten KWKG-Verlängerung umzusetzen. Sehr positiv ist,\r\ndass bereits einige wichtige Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Entwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz umgesetzt wurden. Dazu zählen die Abstellung auf die Beauftragung\r\nder wesentlichen Bauleistungen im Rahmen der Inbetriebnahme von Wärme-/Kältenetzen\r\nund Wärme-/Kältespeichern, der Gleichlaut der Definition von „unvermeidbarer Abwärme“\r\nmit dem Wärmeplanungsgesetz sowie die Berücksichtigung nicht fossiler flüssiger Brennstoffe.\r\nEs verbleiben jedoch noch drei kritische Punkte, die bei der Umsetzung einer Gesetzesänderung unbedingt Berücksichtigung finden müssen:\r\n1) Anlagendefinition von in Umsetzung befindlichen Projekten\r\n§ 2 KWKG Begriffsbestimmungen i. V. m. § 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile, die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als fünf Jahre sind,\" erweitert werden.\r\nIn der Formulierungshilfe wurde das zulässige Anlagenalter zwar von drei auf fünf Jahre gegenüber dem ursprünglichen KWSG-Entwurf erweitert. Der BDEW hatte sich für die Beibehaltung der bisherigen Definition des KWKG 2023 ausgesprochen. Während Neu-Projekte\r\nmit einem Planungshorizont von fünf Jahren womöglich dieses Kriterium erfüllen können,\r\nkönnte sich eine solche Regelung jedoch weiterhin massiv auf laufende Großprojekte auswirken, da sie Gefahr laufen, ihre Förderfähigkeit zu verlieren. Zumindest für die in Umsetzung\r\nbefindlichen Projekte, müssen entsprechende Übergangsregelungen geschaffen werden, um\r\nden Vertrauens- und Investitionsschutz der beteiligten Unternehmen zu gewährleisten.\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19\r\nKWKG sind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2\r\nund § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letzten Tag vor Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngeltenden Fassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nwieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in Errichtung bzw. im Probebetrieb befindlich sind, nach den geänderten KWKG-Regelungen gefördert werden, wenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum Zeitpunkt des Beginns des Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs\r\n“neue KWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Gesetzentwurfs für Anlagenprojekte, die bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils und\r\ndem Beginn des Dauerbetriebs der Anlage mehr als fünf Jahre beträgt. Jenseits der grundsätzlichen Kritik an der neu einzuführenden Fünfjahresfrist müssen diejenigen Anlagen von\r\nder Neueinführung dieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in Errichtung befinden. 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Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr\r\n2028 “ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu\r\n50 % erneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder\r\neine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei\r\nder Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren\r\nEnergien, der Abwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”.\r\nDer in Art. 26 Abs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80 % aus hocheffizienten KWK-Anlagen\r\nwird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1\r\nNr. 2 d) wiederholt dann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter KraftWärme-Koppelung und verlangt “mindestens 80 % einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten KWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % beträgt”. Die EED gibt\r\njedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent\r\nvor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50 statt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 2\r\nd) mindestens zu 850 Prozent mit einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten\r\nKWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme,\r\ndie ohne zusätzlichen Brennstoffeinsatz bereitgestellt wird, erfolgt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5 Prozent beträgt und“.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die\r\naktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30\r\nProzent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des\r\nNeu- oder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien\r\nder EU-EED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß des Gesetzentwurfs neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig geltenden Regelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur für\r\nWärme-/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der KWKG-Änderungen in Dauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20\r\nAbs. 5 i. V. mit § 12 KWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2\r\n340 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des Neu- oder Ausbaus in den Fällen\r\ndes § 18 Absatz 1 Nummer 2 Buchstaben c und d.\r\n3) Verlängerung der Geltungsdauer des KWK-Gesetzes für KWK-Anlagen, Wärme- und Kältenetze sowie Wärme- und Kältespeicher\r\nVerlängerungen für KWK-Anlagen\r\nBDEW und VKU begrüßen den Vorschlag der Bundesregierung zur Verlängerung der Geltungsdauer des KWK-Gesetzes im Regierungsentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz, der\r\ngleichlautend auch in der „Formulierungshilfe für einen Gesetzentwurf zur Änderung des\r\nKraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften“ der Bundesregierung vom 11. Dezember 2024 enthalten ist. Aus Sicht von BDEW und VKU stellt der dort\r\ngewählte Mechanismus beihilferechtlich aktuell die beste Möglichkeit für die Gewährung\r\nhinreichender Investitionssicherheit dar.\r\nDiese Formulierungshilfe knüpft an die Vorlage der BImSchG-Genehmigung für die gesamte\r\nKWK-Anlage oder an eine verbindliche Bestellung der wesentlichen, die Effizienz bestimmenden Anlagenteile bis zum Ablauf des 31. Dezembers 2026 an. In der Praxis wird eine einzige\r\nBImSchG-Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb einer KWK-Anlage allermeist nur\r\nfür kleinere KWK-Anlagen erteilt. Für größere KWK-Anlagen werden meist mehrere BImSchG-Teilgenehmigungen ausgestellt, da die Anlage in verschiedenen Verfahren genehmigt\r\nwird. Die Formulierungshilfe deckt aber nur den erstgenannten Fall ab, während man sich\r\nbei letztgenanntem Fall fragen muss, ob eine letzte Teilgenehmigung, die erst nach dem\r\n31. Dezember 2026 ergeht, noch die Anwendung dieser Regelung erlaubt, oder nicht.\r\nIm Gleichlauf mit der Bestimmung zur verbindlichen Bestellung der wesentlichen, die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im Sinn des § 2 Nr. 18 des KWK-Gesetzes sollte daher § 6\r\nAbs. 1 Satz 1 c) aa) im Sinne der Formulierungshilfe auf die BImSchG-Teilgenehmigung für\r\ndie „wesentlichen, für die Strom- und Wärmeerzeugung erforderlichen Anlagenteile“ abstellen.\r\nÄnderungsvorschlag für § 6 Abs. 1 Satz 1 c) KWKG (auf Basis der Formulierungshilfe der\r\nBundesregierung):\r\n3. § 6 wird wie folgt geändert:\r\na) Absatz 1 wird wie folgt geändert:\r\naa) Satz 1 wird wie folgt geändert:\r\naaa) Nummer 1 Buchstabe c wird wie folgt gefasst:\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nc) „nach dem Ablauf des 31. Dezember 2026 in Dauerbetrieb genommen worden\r\nsind, sofern für das Vorhaben bis zum Ablauf des 31. Dezember 2026\r\naa) eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz in der Fassung\r\nder Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123), das zuletzt durch … [einsetzen: Datum und Fundstelle der letzten Änderung] geändert\r\nworden ist, in der jeweils geltenden Fassung oder eine Teilgenehmigung nach § 8\r\ndes Bundes-Immissionsschutzgesetz für die wesentlichen, für die Strom- und\r\nWärmeerzeugung in der KWK-Anlage erforderlichen Anlagenteile vorgelegen\r\nhat, und die Anlage bis zum Ende des vierten Jahres nach der Genehmigung in\r\nDauerbetrieb genommen worden ist, oder\r\nbb) eine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung\r\neine verbindliche Bestellung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im Sinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist, sofern nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz keine Genehmigung für die Anlage erforderlich und die Anlage\r\nbis zum Ende des vierten Jahres nach der verbindlichen Bestellung in Dauerbetrieb genommen worden ist,“\r\nHindernisse beim Neu- und Ausbau von Wärmenetzen (§ 18 KWKG) und für den Neubau\r\nvon Wärmespeichern (§ 22 KWKG)\r\nDie Förderung von Wärmenetzen und Wärmespeichern im KWKG ist, neben der Bundesförderung für Wärmenetze (BEW), zurzeit das zentrale Förderinstrument für den Aus- und Umbau der Wärmenetze: Allein für die Förderung von Netzen und Speichern wird für 2025\r\nbspw. ein KWKG-Zuschlagsvolumen von ca. 350 Mio. Euro prognostiziert – dies entspricht\r\nbei einer Förderquote von 40 % einer Investitionstätigkeit von knapp einer Mrd. Euro in den\r\nAus- und Umbau der Netzinfrastrukturen. Diese Investitionstätigkeit gilt es zwingend abzusichern.\r\nEs ist absehbar, dass viele Netzausbaumaßnahmen erst nach dem 31. Dezember 2026 genehmigt werden bzw. verbindlich beauftragt werden, da insbesondere die kommunalen\r\nWärmepläne von Großstädten erst Mitte 2026 (kleinerer Kommunen sogar erst bis Mitte\r\n2028) vorgelegt werden. Die Umsetzung dieser Pläne darf nicht abgewürgt werden, wird jedoch durch die erneute Notwendigkeit einer beihilferechtlichen Genehmigung über 2026\r\nhinaus wieder mit großen Planungsunsicherheiten für Wärmenetzbetreiber verbunden sein.\r\nEine Verlängerung bis zum 1. Januar 2029 sollte EU-förderrechtlich zwar konform sein, da\r\neffiziente Fernwärme nach der Beihilferichtlinie gefördert werden kann (Qualitätsanforderung) und für die Fernwärme-Netzausbauprojekte immer die Wirtschaftlichkeitslücke nachgewiesen werden muss, womit eine Überförderung ausgeschlossen ist (Wirtschaftlichkeitskriterium). Sicher ist das jedoch nicht. Sich auf ein derartiges Wagnis einzulassen, würde\r\nauch weiterhin für sehr viele Unternehmen ein Problem sein, das dazu führte, dass dringend\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nnotwendige Investitionen ausblieben. Daher muss sich die neue Bundesregierung weiterhin\r\nfür einen sichern Investitionsrahmen für den dringend nötigen Ausbau der Wärmenetze und\r\n-speicher einsetzen.\r\nAusblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur als eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und\r\nNahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013953","regulatoryProjectTitle":"Damit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/46/387905/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190091.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":"www.bdew.de Seite 1 von 7\r\n1 Ausgangslage und Handlungsnotwendigkeiten\r\nDer Erfolg des Zubaus von PV-Anlagen ist auf dem Weg zur Klimaneutralität ein wichtiger Baustein. Im Jahr 2023 betrug der Zubau 15,3 GW und die PV-Einspeisung in das Stromnetz lag\r\n2023 insgesamt bei 55,2 TWh. Der Zubau an PV-Leistung für das Gesamtjahr 2024 wird etwa\r\n17,5 GW betragen – ein neuer Rekord. Rund die Hälfte der installierten Leistung der PVAnlagen liegt unterhalb der Grenze von 100 kW und speist damit nach heutiger Rechtslage\r\npotenziell ungesteuert in das Netz ein.\r\nFür die Systemstabilität in den Stromnetzen von Belang sind die Spitzenzeiten. Denn es wird\r\neine höhere maximale PV-Leistung angestrebt als bei hoher Sonneneinstrahlung für die Deckung des Strombedarfes potenziell benötigt wird. So kann auch bei geringerer Sonnenintensität viel PV-Strom erzeugt und ins Netz eingespeist werden. Problematisch ist allerdings, wenn\r\nerstens unter dem Strich mehr Strom ungesteuert ins Netz fließt als abtransportiert werden\r\nkann, was Engpässe produziert. Zweitens kann diese Übereinspeisung das Gleichgewicht aus\r\nErzeugung und Verbrauch des Gesamtsystems, was sich in einer stabilen Frequenz äußert, gefährden. Dieses zweite Problem besteht auch bei perfektem Netzausbau.\r\nAus diesem Grund sind folgende Maßnahmen mit den Anmerkungen aus den Stellungnahmen des BDEW dringend umzusetzen, um sicherzustellen, dass 2025 die Mittagsspitzen die\r\nStabilität der Netze nicht gefährden:\r\na. Wirkleistungseinspeisungsbegrenzung für Neuanlagen, die nicht steuerbar sind.\r\nb. Vorgaben zur sicheren Steuerbarkeit aller Anlagen ab 7 kW und sicheren Systembetrieb.\r\nc. Schrittweise Absenkung und Vereinfachung der Direktvermarktung auf 25 kW.\r\nd. Wegfall der Vergütung bei negativen Preisen in Verbindung mit einem Marktmengenmodell\r\nund Folgeanpassung in der ÜNB-Vermarktung.\r\ne. Vereinfachungen für Stromspeicher.\r\nf. Festlegungsbefugnis zur Ausgestaltung eines unbürokratischen „Anlagen-TÜV“ für fernsteuerbare Anlagen.\r\nWarum besteht diese Dringlichkeit? Ende 2023 lag die installierte Photovoltaik-Leistung bei\r\n83 GW, in diesem Jahr nähern wir uns bereits den 100 GW. 2023 betrug die maximale ins Netz\r\neingespeiste Solarleistung am 7. Juli mittags rund 40,1 GW, 2024 waren es im Juni bereits\r\n48 GW. Und dies betrifft nur Solarstrom.\r\n21.11.2024\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt:\r\nMittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 7\r\nDurch die hohe Gleichzeitigkeit der PV-Einspeisung ergeben sich insbesondere an sonnigen Tagen im Frühling und im Sommer zur Mittagszeit hohe „Einspeisespitzen”. Zum Vergleich: Die\r\nhöchste Netzlast (Nachfrage) lag Anfang Dezember 2023 bei 73,8 GW. Im Sommer ist die\r\nStromnachfrage stets wesentlich geringer. An einem normalen Sonntag im Sommer liegt die\r\nNetzlast mittags bei rund 40 bis 45 GW. Bei optimalen Bedingungen für die nicht steuerbaren\r\nPV-Anlagen würden diese schon heute diese Last vollständig decken. Gleichzeitig heißt es, dass\r\nan sonnigen Tagen im Frühling und im Sommer bereits jetzt der Anteil an nicht steuerbarer PVEinspeiseleistung höchst relevant für die Systemstabilität ist.\r\nMit steigender Anzahl an unsichtbaren und ungesteuerten Anlagen fehlen notwendige Kontroll- und Korrekturmöglichkeiten und die Einspeisespitzen bergen zunehmend erhebliche Risiken für die Netzstabilität – unabhängig vom künftigen Netzausbau. Ohne die Möglichkeit, die\r\nErzeuger in kritischen Situationen konkret anzusteuern, droht die Notwendigkeit, einzelne\r\nNetzstränge mit Erzeugern und Verbrauchern zeitweise vom Netz zu nehmen, um das System\r\nzu stabilisieren.\r\nSolch ein kontrollierter Abwurf eines Netzstrangs samt Last und Erzeugung („Brownout“) ist\r\ndas letzte Mittel, um Erzeugung und Verbrauch insgesamt in Balance zu halten. Der Strom dieses Stranges fällt für ausnahmslos alle daran angeschlossenen Abnehmer aus, aber das übrige\r\nSystem bleibt stabil. Die Konsequenzen für die Haushalte, Unternehmen und Kritische Infrastruktur im betroffenen Netzstrang wären erheblich. Deutschland zeichnet sich durch eine hervorragende Versorgungsqualität aus und solche Maßnahmen sind unbedingt zu vermeiden. Sie\r\ngefährden die Attraktivität des Wirtschaftsstandortes und die Akzeptanz für die Energiewende.\r\nAnalysen der Übertragungsnetzbetreiber zeigen, dass in einem Worstcase-Szenario schon\r\nkommendes Jahr (2025) mit einem Erzeugungsüberschuss im GW-Bereich gerechnet werden\r\nkann. Sowohl Netzengpässe im Übertragungsnetz als auch Systembilanzprobleme können in\r\nder Konsequenz auftreten.\r\nVor diesem Hintergrund braucht es ohne weiteren zeitlichen Verzug zusätzliche gesetzliche\r\nMaßnahmen, damit die zu hohe Erzeugung in ausreichendem Maße gezielter kontrolliert werden kann.\r\n2 Kurzfristige Handlungsmöglichkeiten\r\nVon den unter 1 genannten notwendigen Maßnahmen sollten noch in diesem Jahr in jedem\r\nFall mindestens die nachfolgenden Instrumente als „erste Hilfe“ geschaffen werden, um die\r\nRisiken bereits ab 2025 zumindest abzumildern.\r\n• Erzeugungsanlagen bis 100 kW: Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 50 %\r\nBis zum 14. September 2022 musste die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt bei Neuanlagen bis 25 kW bzw. 30 kW (je nach Inbetriebnahmedatum) auf 70 %\r\nder installierten Leistung begrenzt werden („70 %-Regel“). Seit dem 1. Januar 2023 besteht\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 7\r\nallerdings die Möglichkeit, nach einem Antrag beim Netzbetreiber, die Begrenzungstechnik für\r\nBestandsanlagen bis 7 kW zu entfernen (§ 100 Abs. 3a EEG 2023).\r\nDie sinnvolle Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung entfiel im Zuge der Sofortmaßnahmen\r\nzur Begegnung der Energiekrise. Mit der umfassenden Energierechtsnovelle 2024 hatte die\r\nBundesregierung nun geplant, diese Entscheidung zurücknehmen. Um die Systemsicherheit zu\r\ngewährleisten, geht der Kabinettsbeschluss vom 6. November 2024 im Rahmen des § 9 EEG\r\nsogar auf 50 % Begrenzung bis zu einer realen Steuerbarkeit der Anlage runter und bezieht Anlagen bis 100 kW ein, allerdings nur für Neuanlagen (ab Inkrafttreten des Gesetzes).\r\nUnser Petitum: Diese geplante 50 %-Begrenzung soll schnell in Kraft gesetzt werden und solange gelten, bis eine reale Steuermöglichkeit gegeben ist. Größere Anlagen zwischen 25 und\r\n100 kW sollten grundsätzlich steuerbar sein. Die Wirkleistungseinspeisungsbegrenzung greift\r\ndann in den Fällen, in denen keine Fernsteuerbarkeit realisiert ist.\r\nHier ist dringend ein „Schlupfloch“ zu schließen, denn faktisch müssen Netzbetreiber seit\r\nEnde Mai 2023 aus Rechtsgründen auch Anlagen über 25 bis 100 kW ohne tatsächliche Steuerungsmöglichkeit ans Netz nehmen: Betreiber von Anlagen zwischen 25 und 100 kW können\r\nderzeit einen Antrag auf Einbau eines intelligenten Messsystems mit entsprechenden Steuerungseinrichtungen stellen und müssen dann keine Übergangssteuerungstechnik vorhalten.\r\nDiese Regelung spiegelt nicht den tatsächlichen technischen Stand der Steuerung wider. Die\r\nflächendeckende Steuerung durch den Netzbetreiber wird erst Ende 2027 möglich sein. Es\r\nfehlte bisher an zertifizierten Steuerboxen und der Ende-zu-Ende-Prozess der eigentlichen\r\nSteuerungshandlung durch den Netzbetreiber ist bisher noch nicht voll ausgeprägt. Diese Regelung würde sich ohne ein Einschreiten verlängern und die Situation verschärfen.\r\n• Festlegungsbefugnis für Ausgestaltung eines „Anlagen-TÜV“ für fernsteuerbare Anlagen\r\nDaneben zeigt sich in der Praxis, dass bei bereits steuerbaren Anlagen eine höhere Qualität der\r\nSteuerung notwendig wird, als bislang notwendig war. Ohne Zeitverzug braucht es schnell den\r\nAnlauf von Tests durch die Netzbetreiber („Anlagen-TÜV“), sonst geht weitere wertvolle Zeit\r\nverloren. Dieser Punkt betrifft nicht (nur) die neuen Anlagen, sondern alle bereits in Betrieb\r\nbefindlichen Anlagen mit Steuerung, also insbesondere größere Anlagen.\r\nDie Bundesnetzagentur sollte deswegen kurzfristig ermächtigt werden, die Übertragungsnetzbetreiber unter Mitwirkungspflicht der Verteilnetzbetreiber mit der Erarbeitung von Leitlinien\r\nund der Umsetzung eines Testkonzepts zu beauftragen. So wäre zu erreichen, dass die Tests\r\nnoch 2025 durchgeführt werden und darauf aufbauend Maßnahmen für das Jahr 2026 umgesetzt werden können.\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 7\r\n3 Regelungsvorschlag zu 2 (Anlage)\r\n§ 9a EEG (NEU) Übergangsbestimmungen für technische Vorgaben\r\n„(1) Im Zeitraum ab [Datum Inkrafttreten des Gesetzes] bis zum 31. Dezember 2025 ersetzt dieser Absatz § 9 Absätze 1, 1b und 2. Betreiber von\r\n1. Anlagen über 2 bis 25 Kilowatt müssen die maximale Wirkleistungseinspeisung ihrer\r\nAnlagen am Verknüpfungspunkt mit dem Netz auf 50 Prozent der installierten Leistung\r\nbegrenzen,\r\n2. Anlagen und KWK-Anlagen über 25 bis 100 Kilowatt müssen die maximale Wirkleistungseinspeisung ihrer Anlagen am Verknüpfungspunkt mit dem Netz auf 50 Prozent\r\nder installierten Leistung begrenzen oder sicherstellen, dass ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen ausgestattet sind, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren kann,\r\n3. Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt\r\nmüssen sicherstellen, dass ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen ausgestattet\r\nsind, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren kann.\r\n(2) Im Zeitraum ab [Datum Inkrafttreten des Gesetzes] bis zum 31. Dezember 2025 ersetzt dieser Absatz § 100 Absatz 3 und 4. Betreiber von Anlagen und KWK-Anlagen, die vor dem [Datum\r\nInkrafttreten des Gesetzes] in Betrieb genommen worden sind, müssen die Pflicht nach § 9 nach\r\nder für ihre Anlagen oder KWK-Anlagen maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-EnergienGesetzes erfüllen. Dabei gilt die Pflicht, die Anlage oder die KWK-Anlage mit technischen Einrichtungen auszustatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann, auch als erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind,\r\n1. die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,\r\n2. die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder\r\n3. die Anforderungen zu erfüllen, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber oder dem\r\nBetreiber der KWK-Anlage zur Erfüllung der Pflicht vor der Inbetriebnahme der Anlage\r\nübermittelt hat.\r\nSatz 2 ist rückwirkend anzuwenden. Abweichend von Satz 3 sind die Bestimmungen in Satz 2\r\nnicht anzuwenden auf Fälle, in denen vor dem 1. Januar 2021 ein Rechtsstreit zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber rechtskräftig entschieden wurde.“\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 7\r\n§ 10b Abs. 5 (NEU) Angleichung der Vorgaben zur Direktvermarktung\r\n„(5) Im Zeitraum ab [Datum Inkrafttreten des Gesetzes] bis zum [31. Dezember 2025] wird die\r\nGeltung von § 10b Absatz 2 Satz 1 und 2 ausgesetzt und § 10b Absatz 2 Satz 4 gilt mit der Maßgabe, dass die Pflicht zur Steuerung auch nach Einbau eines intelligenten Messsystems gilt.“\r\n§ 100 Abs. 3a Satz 1 EEG wird wie folgt gefasst:\r\n„Soweit die Aufhebung der Begrenzung vor dem Ablauf des [Datum des Tags des Inkrafttretens] erfolgt, entfällt für Betreiber von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 7 Kilowatt ab dem 1. Januar 2023 die Pflicht nach § 9 Absatz 2 Satz 1 Nummer 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung oder nach einer\r\nentsprechenden Bestimmung einer früheren Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, nach\r\nder\r\n1. die Anlagen mit technischen Einrichtungen ausgestattet werden mussten, mit denen\r\nder Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann, oder\r\n2. die Betreiber am Verknüpfungspunkt ihrer Anlage mit dem Netz die maximale\r\nWirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen mussten.“\r\n§ 85 EEG 2023 wird wie folgt geändert:\r\n„(2) Die Bundesnetzagentur kann unter Berücksichtigung des Ziels nach § 1 Festlegungen nach\r\n§ 29 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen\r\n1. zu den technischen Einrichtungen nach § 9 Absatz 1 bis 2, insbesondere zu den Datenformaten, sowie zu einer Verpflichtung der Netzbetreiber, die Funktionsfähigkeit der technischen Einrichtungen testweise zu prüfen, hierfür die Übertragungsnetzbetreiber zu verpflichten, Leitlinien für die Tests im Benehmen mit besonders betroffenen Verteilernetzbetreibern zu erarbeiten und darüber der Bundesnetzagentur zu berichten.“\r\n§ 19 Abs. 2a MsbG (NEU) Übergangsbestimmung für energiewirtschaftlich relevante Messund Steuerungsvorgänge\r\n(2a) Für die Datenverarbeitung energiewirtschaftlich relevanter Steuerungsvorgänge besteht die\r\nVerpflichtung nach Absatz 2 für Messstellen an Zählpunkten, die nach dem 31. Dezember 2027\r\nmit einem intelligenten Messsystem neu ausgestattet werden. Für Messstellen im Sinne des\r\n§ 29, die bis zum 31. Dezember 2027 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurden,\r\nbesteht die Verpflichtung zur Steuerung über das intelligente Messsystem nach Absatz 2 spätestens ab 2032.\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 7\r\nBegründung:\r\nZu § 9a Abs. 1:\r\nBis zur Neuregelung durch den künftigen Gesetzgeber wird eine Übergangsregelung für Neuanlagen geschaffen, die als „erste Hilfe“ für die Lösung der drängenden Stromspitzenproblematik dient.\r\nDie Notfallmaßnahmen sehen für kleine Anlagen (über 2 bis 25 kW) die verpflichtende Umsetzung der Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 50 % der installierten Leistung vor. Für\r\nAnlagen über 25 bis 100 kW muss entweder diese Begrenzung umgesetzt werden oder der Anlagenbetreiber hält technische Einrichtungen zur Steuerung durch den Netzbetreiber vor.\r\nDie noch in § 9 Abs. 1b und Abs. 2 Satz 2 EEG 2023 vorgesehene Antragsmöglichkeit wird ersatzlos gestrichen und damit ein „Schlupfloch“ im Gesetzesrahmen beseitigt. Nach diesen Regelungen kann der Anlagenbetreiber einen Antrag auf Einbau eines intelligenten Messsystems\r\nmit entsprechenden Steuerungseinrichtungen stellen und muss dann keine Übergangssteuerungstechnik vorhalten (über 25 bis 100 kW). Dies entspricht nicht der technischen Realität, da\r\ndie flächendeckende Steuerung von Anlagen über das iMSys an der Massenverfügbarkeit zertifizierter Steuerboxen, fehlenden Prozessen und dem Aufbau dieser Prozesse in den Systemen\r\ndes Verteilnetzbetreiber scheitert. Faktisch mussten und müssen Netzbetreiber damit seit\r\n27. Mai 2023 auch Anlagen über 25 bis 100 kW ohne tatsächliche Steuerungsmöglichkeit ans\r\nNetz nehmen.\r\nDie Ersetzung der geltenden § 9 Abs. 1 bis 2 für diesen Zeitraum bedeutet zum einen, dass\r\ndiese Pflichten zugunsten der Neuregelung in § 9a Abs. 1 ausgesetzt werden. Verweise aus anderen Vorschriften, u. a. Sanktionen, werden automatisch erfasst.\r\nZu § 9a Abs. 2\r\n§ 9a Abs. 2 regelt, dass es für Bestandsanlagen keinerlei Änderungen gibt. Auch wenn ein intelligentes Messsystem eingebaut wird, ändert sich der Pflichtenumfang nicht. Vielmehr sollen\r\ndiese Anlagen nur das erfüllen müssen, was nach der für sie geltenden Fassung des EEG erforderlich war. Satz 3, 4 und 5 der Neuregelung waren bereits im EEG 2021 enthalten und beseitigen weiterhin Rechtsunsicherheiten im Zusammenhang mit dem Pflichtenumfang.\r\nZu § 10b Absatz 5\r\nFür die marktorientierte Steuerung durch den Direktvermarkter soll das Gleiche wie für die\r\nnetzdienliche Steuerung durch den Netzbetreiber nach § 9 übergangsweise gelten, nämlich:\r\nDer Einbau eines intelligenten Messsystems führt weder dazu, dass darüber zwingend zu steuern ist, noch dazu, dass Übergangssteuerungstechnik ausgebaut werden kann. Direktvermarkter brauchen die viertelstündliche Messung für Prognose und Bilanzierung. Ein Einbaustopp\r\nvon intelligenten Messsystemen bei direktvermarkteten Anlagen, weil andernfalls keine Steuerung verlangt werden kann, wäre kontraproduktiv und würde dazu führen, dass noch mehr EEStrom durch die ÜNB vermarktet werden müsste.\r\nDamit der PV-Ausbau erfolgreich bleibt: Mittagsspitzen kontrollieren und Brownouts verhindern\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 7\r\nZu § 100 Abs. 3a\r\n§ 100 Abs. 3a gewährt bis zum Inkrafttreten des Gesetzes rechtliche Kontinuität mit der bis dahin geltenden Rechtslage für Bestandsanlagen bis 7 kW. Diese durften ab 1. Januar 2023 die\r\nBegrenzung der Wirkleistungseinspeisung nach Antrag beim Netzbetreiber ausbauen. Bis zu\r\ndiesem Datum auf Basis der geltenden Rechtslage ausgebaute Begrenzungen sollen aber nicht\r\nwieder hergestellt werden müssen.\r\nZur Änderung in § 85 Abs. 2 Nr. 1 EEG\r\nDie Bundesnetzagentur erhält die Befugnis, die Überprüfung der Funktionstüchtigkeit von notwendigen Steuerungseinrichtungen durch Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber („AnlagenTÜV“) anzustoßen und sich die Ergebnisse mitteilen zu lassen.\r\nZu § 19 Abs. 2a MsbG\r\nDiese neue Übergangsbestimmung entzerrt den Einbau intelligenter Messsysteme von der verpflichtenden Steuerung darüber. Ohne die Rechtsänderung müssten bei eingebautem intelligentem Messsystem die Steuerungsvorgänge stets auch über das Smart-Meter-Gateway laufen. Dies ist derzeit nicht möglich: Denn die Steuerung über intelligente Messsysteme durch\r\ndie Netzbetreiber wird massentauglich erst ab Ende 2027 möglich sein. Für 2025 werden zwar\r\ndie ersten Steuereinrichtungen verfügbar sein, die zu Testzwecken eingesetzt werden können.\r\nDie unmittelbare gesetzliche Verknüpfung von Einbau des intelligenten Messsystems und der\r\nSteuerung ausschließlich über das Smart-Meter-Gateway würde dazu führen, dass entweder\r\nkeine intelligenten Messsysteme verbaut werden oder eine Steuerung der Anlage in der Übergangszeit nicht möglich ist.\r\nBestandsanlagen und Anlagen, die bis Ende 2027 neu in Betrieb genommen werden, sollten daher vorübergehend ohne Smart-Meter-Gateway gesteuert werden dürfen, wo dies erforderlich\r\nist. Hier müssen unnötiger Aufwand und stranded investments dringend vermieden werden.\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\n+49 30 300199-1090\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nDr. Sandra Maeding\r\nAbteilungsleiterin Energienetze, Regulierung\r\nund Mobilität\r\n+49 30 300 199-1110\r\nsandra.maeding@bdew.de\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen\r\nTransparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten\r\nVerhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEWinterne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 24. Juni 2024\r\nStellungnahme\r\nReferentenentwurf der\r\nDritten Gesetzesänderung\r\ndes Energiewirtschaftsgesetzes, § 35e EnWG\r\nReferentenentwurf der\r\nDritten Gesetzesänderung des Energiewirtschaftsgesetzes, § 35e EnWG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 2\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 17. Juni 2024 den Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Stellungnahme mit Frist bis zum 24. Juni 2024 übersandt.\r\nIm Zusammenspiel zwischen Energiewirtschaft und Politik ist es gelungen, die Energieversorgung in den vergangenen Wintern auch ohne russische Gaslieferungen jederzeit sicherzustellen. Auch der europäische Energiebinnenmarkt hat hierzu einen entscheidenden Beitrag geleistet.\r\nDer Gesetzentwurf sieht vor, § 35e EnWG anzupassen, um die Erhebung der Gasspeicherumlage auf inländische RLM- und SLP- Entnahmestellen zu beschränken und damit Grenzübergangspunkte bzw. virtuelle Grenzkopplungspunkte von der Gasspeicherumlage auszunehmen.\r\nDie Gesetzesänderung soll zur nächsten Anpassung der Gasspeicherumlage zum 1. Januar\r\n2025 greifen.\r\nDer BDEW bedankt sich für die Möglichkeit zur Konsultation und nimmt zum o.g. Referentenentwurf wie folgt Stellung:\r\nDie alleinige Anpassung von § 35e EnWG zur Umlage der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen ab 1. Januar 2025 und damit Herausnahme der Grenzübergangspunkte ist nachvollziehbar. Die Gasspeicher bzw. Speicheranschlusspunkte sind bereits umlagebefreit. Dies sollte\r\nebenfalls direkt in der Gesetzesformulierung oder -begründung verankert werden.\r\nIn Hinblick auf den europäischen Binnenmarkt ist die Änderung von § 35e EnWG zu begrüßen.\r\nGleichzeitig ist jedoch zu beachten, dass sich die Herausnahme von o.g. Punkten aus der Berechnungsbasis preiserhöhend auf die Gasletztverbraucher auswirken wird.\r\nPositiv hervorzuheben ist, dass mit der Gesetzesänderung nun eine Anpassung an die – nach\r\nInkrafttreten des § 35a ff. EnWG („Gasspeichergesetz“) eingeführten – europäischen Regelungen vorgenommen und für den verbleibenden Erhebungszeitraum bis Ende März 2027 Rechtssicherheit geschaffen wird.\r\nDie Klarstellung im Gesetz ist ein wichtiger Beitrag zu verlässlichen rechtlichen Rahmenbedingungen. Nach der Verlängerung des Gesetzes im Januar sind mit der erneuten Gesetzesänderung nun wieder Auswirkungen auf bestehende Portfolios und Verträge verbunden. Vor diesem Hintergrund sei nochmal auf die Bedeutung stabiler Regelungen bis zum Auslaufen des\r\n§ 35a ff. EnWG hingewiesen. Das Gesetzgebungsverfahren sollte zügig abgeschlossen werden,\r\num zeitnah Rechtsklarheit zu schaffen, da der Marktgebietsverantwortliche mindestens sechs\r\nWochen vor der (neuen) Umlageperiode die Höhe der Gasspeicherumlage veröffentlichen\r\nmuss. "},"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":"2024-11-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013955","regulatoryProjectTitle":"Anmerkungen zur Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/77/61/387909/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190093.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nSeite 1 von 3\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nTelefon: +49 30 300199-0\r\nE-Mail: info@bdew.de\r\nWeb: www.bdew.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstr. 91\r\n10115 Berlin\r\nTelefon: +49 30 58580-0\r\nE-Mail: info@vku.de\r\nWeb: www.vku.de\r\nDeutscher Städtetag\r\nHausvogteiplatz 1\r\n10117 Berlin\r\nTel.: +4930 37711-0\r\nE-Mail: post@staedtetag.de\r\nInternet: www.staedtetag.de\r\nDeutscher Städte- und Gemeindebund\r\nMarienstraße 6\r\n12207 Berlin\r\nTel.: +49 30-77 307-0\r\nE-Mail: dstgb@dstgb.de\r\nInternet: www.dstgb.de\r\nAGFW | Der Energieeffizienzverband\r\nfür Wärme, Kälte und KWK e. V.\r\nStresemannallee 30\r\n60596 Frankfurt am Main\r\nTelefon: +49 69 6304-1\r\nE-Mail: info@agfw.de\r\nInternet: www.agfw.de\r\nNeuerlicher Entwurf der AVBFernwärmeV bedroht die Wärmewende\r\nund sollte in dieser Form nicht im Bundeskabinett verabschiedet werden\r\nSehr geehrter Herr Bundesminister,\r\naufgrund der vom federführenden Bundesministerium für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz (BMWK) beabsichtigten Befassung des Bundeskabinetts mit\r\nder Novelle der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) am 18.12.2024 sind wir in großer\r\nSorge. Der vorliegende Entwurf weist eine eindeutige Schieflage zu Lasten\r\nder Versorgungsunternehmen aus. Er gefährdet die Wirtschaftlichkeit der\r\nFernwärmeversorgung, ihre Dekarbonisierung sowie den Fernwärmeausbau und damit in der Folge auch die Umsetzung der kommunalen Wärmepläne. Die Wärmewende in den Kommunen würde damit insgesamt gefährdet. Daher appellieren wir an Sie, den vorliegenden Entwurf in dieser\r\nForm nicht im Bundeskabinett zu verabschieden.\r\nWärmenetze und klimaneutrale Fernwärme sind neben der Elektrifizierung der Wärme zentrale Bausteine für eine klimapolitisch erfolgreiche\r\nund volkswirtschaftlich kosteneffiziente Wärmewende. Für den Ausbau\r\nund die Dekarbonisierung der Fernwärme benötigen die Fernwärmeversorgungsunternehmen angesichts der hohen Investitionsbedarfe einen\r\nverlässlichen und rechtssicheren Planungs- und Investitionsrahmen. Die\r\nAVBFernwärmeV ist dabei ein zentrales Element.\r\nIm vorliegenden Entwurf bleibt an vielen Stellen die für die AVBFernwärmeV (Art. 243 EGBGB) gesetzlich geforderte, ausgewogene Gestaltung der\r\nBedingungen unter angemessener Berücksichtigung der beiderseitigen Interessen der Vertragsparteien unberücksichtigt.\r\nBundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nHerrn Dr. Robert Habeck, MdB\r\nScharnhorststraße 34-37\r\n10115 Berlin\r\nBerlin, 5. Dezember 2024\r\n\r\nSeite 2 von 3\r\nMehrfach haben wir die Novellierung der AVBFernwärmeV angemahnt\r\nund auf die Verabschiedung der Verordnung gedrängt. Dabei haben wir\r\nauf die Notwendigkeit hingewiesen, dass die Novellierung die Ausgewogenheit zwischen den Interessen der Verbraucherinnen und Verbraucher\r\nund den Fernwärmeversorgern wahren und sich Investitionen in Ausbau,\r\nDekarbonisierung sowie die Versorgungssicherheit in den Möglichkeiten\r\nzur Preisanpassung widerspiegeln müssen.\r\nDer nun vorgelegte zweite Referentenentwurf zur Änderung der AVBFernwärmeV lässt allerdings aufgrund der verbraucherschutzrechtlichen Nachschärfungen diese Ausgewogenheit vermissen. Durch die Streichung\r\nflexibler Regelungen, mit denen die Versorger auf die Transformation der\r\nWärmeversorgung reagieren können, und der gleichzeitigen Ermöglichung\r\nfür Kunden, sich ohne weitere Begründung vom Vertrag lösen zu können –\r\num nur zwei Beispiele zu nennen – werden sowohl Investitionen in die Dekarbonisierung als auch in den Ausbau der Fernwärme massiv erschwert.\r\nUmfassende zusätzliche Bürokratieanforderungen ohne echten Mehrwert\r\nfür die Kunden und Verbraucher würden die Fernwärmeversorgung überdies verteuern.\r\nDas kann aber weder das Ziel der Bundesregierung sein, noch ist es im\r\nSinne der Kommunen, der Versorgungswirtschaft, der Verbraucher und\r\ngefährdet die Erreichung der Klimaschutzziele. Dabei haben wir gemeinsam die Weichen für die Wärmewende gestellt: auf dem 1. FernwärmeGipfel am 12. Juni 2023 haben wir uns im Rahmen einer breiten Allianz\r\nvon Politik über die Energiewirtschaft bis hin zur Wohnungswirtschaft und\r\nVerbraucherschutz auf das Ziel verständigt, jährlich 100.000 Gebäude an\r\nWärmenetze anzuschließen. Dieses Ziel wäre mit dem vorliegenden Verordnungsentwurf keinesfalls zu erreichen. Damit einher geht auch die\r\ngroße Gefahr, dass die nun bundesweit durch die Kommunen in Aufstellung befindlichen Wärmepläne sich nicht werden umsetzen lassen.\r\nDer Verordnungsentwurf bedarf daher erheblicher inhaltlicher und technischer Nachbesserungen und darf in dieser Form nicht verabschiedet werden. Lassen Sie uns gemeinsam ein Gesamtpaket für eine erfolgreiche\r\nWärmewende in den Wärmenetzen erarbeiten. Dazu gehört zwingend\r\nauch eine Novellierung der Wärmelieferverordnung i. V. m. § 556c BGB.\r\nSchließlich haben wir uns beim 1. Fernwärme-Gipfel darauf verständigt,\r\ndass damit „sowohl der Fernwärmeausbau vorangebracht als auch der\r\nMieterschutz gewahrt“ werden soll.\r\nSeite 3 von 3\r\nDaher appellieren wir an Sie, den vorliegenden Entwurf zurückzuziehen.\r\nFür Fragen und einen vertieften Austausch stehen wir jederzeit zu Verfügung.\r\nDieses Schreiben lassen wir auch den Fraktionsvorsitzenden von SPD,\r\nBündnis 90/Die Grünen, FDP und CDU/CSU sowie Frau Bundesministerin\r\nKlara Geywitz, Frau Bundesministerin Steffi Lemke , Herrn Bundesminister\r\nDr. Volker Wissing und Herrn Bundesminister Wolfgang Schmidt zukommen.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e.V.\r\nHelmut Dedy\r\nHauptgeschäftsführer\r\nDeutscher Städtetag\r\nDr. André Berghegger\r\nHauptgeschäftsführer\r\nDeutscher Städte- und Gemeindebund\r\nWerner R. Lutsch\r\nGeschäftsführer\r\nAGFW\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38. Lobbyregistereintag VKU: R000098. Lobbyregister AGFW: R001096."},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 10\r\nAnmerkungen zum Diskussionspapier der CDU/CSU-Bundestagsfraktion\r\n„Neue Energie-Agenda für Deutschland“\r\n17.12.2024\r\n1 Grundsätzliche Rückmeldung\r\nDer BDEW begrüßt, dass die CDU/CSU-Bundestagsfraktion bei der Erarbeitung ihrer Positionierung für eine zukünftige Energiepolitik den Dialog mit der Branche sucht. Dieser wird aufgrund\r\nder zunehmenden Komplexität der Energiepolitik – bedingt durch die fortschreitende Transformation und geopolitischen Ereignisse – immer wichtiger. Der Einbezug der Praxis ist Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende.\r\nZudem begrüßt der BDEW die Anerkennung des Klimaneutralitätsziels. Sowohl der Klimaneutralitätspfad als auch die Sektorziele sind wichtige Eckpfeiler für Planungs- und Investitionssicherheit, auf die der Energiesektor seine Transformationsplanung abstellt. Die Sektorziele\r\nkonnte der Energiesektor bisher immer einhalten. Grundsätzlich gilt: Planungssicherheit ist für\r\ndie erfolgreiche Dekarbonisierung der Energieversorgung die zentrale Prämisse. Ohne Planungssicherheit besteht für die Unternehmen keine Investitionssicherheit, was im Ergebnis zu\r\nAttentismus führt.\r\nDas Diskussionspapier stellt einen wichtigen Impuls für die Fortführung des konstruktiven Dialogs mit der Energiebranche dar. Wir teilen die Ausführungen insbesondere zum Stellenwert\r\nvon Versorgungssicherheit, zur Einrichtung eines Kapazitätsmarktes sowie die entschiedene\r\nAblehnung einer Teilung der deutschen Stromgebotszone, die Ablehnung eines Rückbaus der\r\nGasnetze, das Eintreten für die Nutzung aller klimaneutralen Gase, das Votum für die Nutzung\r\naller Erneuerbaren Energien (wobei Wind und PV aus Sicht des BDEW den Großteil einer klimaneutralen Energieversorgung stellen werden), die Hervorhebung der Bedeutung der Digitalisierung, aber auch und vor allem die Fokussierung auf Systemdienlichkeit und Kosteneffizienz.\r\nWie gewünscht, gibt der BDEW im Folgenden gerne Hinweise zu einzelnen Positionen der\r\n„Neuen Energie-Agenda für Deutschland“ vom 5. November 2024.\r\nSeite 2 von 10\r\n2 Hinweise zu einzelnen Positionen\r\n2.1 Kosteneffiziente Energiewende\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich den Fokus der Union auf eine kosteneffiziente Energiewende.\r\nMit einer klugen Verzahnung der verschiedenen Elemente des Energiesystems lassen sich Kosten im Aufbau und Betrieb einsparen. Je kosteneffizienter die Umsetzung der Energiewende\r\nist, umso mehr kann die Akzeptanz dafür in der Gesellschaft gesichert werden. Sowohl beim\r\nweiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien als auch bei der Netzinfrastruktur wird der Fokus\r\nauch auf der systemdienlichen Planung von Erzeugungs- und Netzkapazitäten liegen müssen.\r\nHier bedarf es eines sektorübergreifenden Transformationsansatzes, der neben Strom auch\r\nGas und Wasserstoff berücksichtigt. Priorisierung und Standardisierung beschleunigen den\r\nNetzausbau, senken die Kosten des Ausbaus sowie die Betriebskosten. Der grundsätzliche Bedarf des weiteren umfangreichen Netzausbaus sowie der Netzmodernisierung bleibt hiervon\r\nunberührt. Eine Synchronisation von Netzausbau und EE-Ausbau darf nicht zu einer Verlangsamung des Ausbaus der erneuerbaren Energien führen. Maßnahmen zur Steigerung der Systemeffizienz wie Spitzenkappung, Sektorkopplung, intelligente Vernetzung und Flexibilitäten führen zu einer effizienteren Netzauslastung und vermeiden Redispatch im Übertragungs- und\r\nVerteilnetz. Auch die netzdienliche Ansiedlung von standortflexiblen Lasten kann Kosten reduzieren. Zahlreiche Akteure und Anwendungen können zur Flexibilisierung des Energiesystems\r\nbeitragen, darunter KWK-/Wärmenetzsysteme, Industriebetriebe, Elektrolyseure, Elektrofahrzeuge, Pumpspeicher, Kraftwerke, Batteriespeicher oder Power-to-Heat-Anlagen.\r\n2.2 Versorgungssicherheit und steuerbare Leistungen\r\nDer BDEW begrüßt die Position der Union zur Notwendigkeit neuer steuerbarer Leistungen als\r\nverlässliche Säule der Energieversorgung, einschließlich eines entsprechenden Kapazitätsmarktes mit Fokus auf Versorgungssicherheit unter Einbindung von Flexibilitätsoptionen.\r\nDie Einführung eines Kapazitätsmarktes ist eine der großen Herausforderungen der nächsten\r\nJahre. In einem intensiven Dialog mit seinen Mitgliedsunternehmen hat der BDEW den Vorschlag eines Integrierten Kapazitätsmarktes (IKM) vorgelegt. Wesentliches Element des IKM\r\nsind zentrale wettbewerbliche Ausschreibungen, die einen sicheren Investitionsrahmen für\r\nsteuerbare Kapazitäts- und Flexibilitätsoptionen bieten sollen. Hierzu werden bei der Bedarfsermittlung die Kapazitäts- und Flexibilitätsbeiträge aus anderen Mechanismen wie der Förderung nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG), dem Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n(KWSG), dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) sowie Flexibilitätsanreize über die\r\nEnergie- und Systemmärkte berücksichtigt.\r\nEine wesentliche Voraussetzung für eine Verbesserung des Investitionsrahmens ist die Durchführung von zentralen wettbewerblichen Ausschreibungen von Kapazitätsverträgen für Erzeugungsanlagen und Flexibilitäten.\r\nSeite 3 von 10\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft sollten die begonnenen Diskussionen aufgegriffen und unter\r\nBerücksichtigung der Stellungnahmen der Expertinnen und Experten zu Ende geführt werden.\r\nZentrales Ziel muss sein, im Jahr 2028 eine erste Ausschreibung im Rahmen eines Kapazitätsmarktes durchführen zu können.\r\nNeben der Bedeutung der Einführung eines Kapazitätsmarkts 2028 muss bereits kurz- und mittelfristig der notwendige Zubau steuerbarer Leistung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und des Kohleausstiegs durch Ausschreibungen von Kraftwerksleistung angereizt werden. Die grundsätzlichen Überlegungen zum Kraftwerksicherheitsgesetz aus der ausgehenden\r\nLegislatur stellen hierfür eine geeignete Grundlage dar. Hier bedarf es schnell einer gesetzlichen Grundlage und des Starts der Ausschreibungen, um rechtzeitig die notwendige Erzeugungsleistung am Netz zu haben. Die Rahmenbedingungen sind so auszugestalten, dass bei\r\nden Ausschreibungen hinreichend Nachfrage erzeugt wird. So sind z. B. die Anforderungen an\r\nden Wasserstoffeinsatz im Hinblick auf die Marktreife sowie Verfügbarkeit von Infrastruktur\r\nund Mengen realistisch auszugestalten. Ebenso sollten, um Synergien zu heben, auch bisherige\r\nStandorte weitergenutzt werden dürfen. Stadtwerke als wichtige Erzeuger sind nicht durch zu\r\nhohe Sicherheitsleistungen und Pönalen faktisch auszuschließen. Wir empfehlen auf die Ausarbeitungen und Stellungnahmen der Energiebranche zurückzugreifen.\r\n2.3 Rolle des Emissionshandels\r\nDer Emissionshandel stellt zweifelsohne ein effizientes (Leit-)Instrument zur Reduzierung der\r\nCO2-Emissionen sowie zur Entfaltung einer Lenkungswirkung dar. Der BDEW setzt sich für eine\r\nStärkung des europäischen Emissionshandels ein, der perspektivisch alle Sektoren in einem\r\nSystem umfasst. Den Vorschlag, mehr Länder außerhalb der EU für eine CO2-Bepreisung zu gewinnen, sowie die Forderung, das europäische ETS international anschlussfähig zu gestalten,\r\nwird unterstützt.\r\nGleichwohl ist auch künftig ein begleitender Ordnungsrahmen sinnvoll. Preissignale allein garantieren nicht die rechtzeitige Entwicklung geeigneter Vermeidungsalternativen – insbesondere,\r\nwenn sie politischem Einfluss ausgesetzt sind und in ihrer Höhe (und damit Lenkungswirkung)\r\nbegrenzt werden. Sie wirken demnach nur dort lenkend, wo Alternativen bereits verfügbar\r\nsind, andernfalls werden lediglich nicht zu vermeidende Kosten generiert.\r\nDie Begrenzung der Lenkungswirkung zeigt sich beispielsweise bei der Annahme eines CO2-\r\nPreises in Höhe von 100 €/t CO2, woraus ein Aufschlag von 2,4 Ct/kWh auf den Erdgas-Preis\r\nresultiert. Diese Verteuerung wird beim Privatkunden zwar zu höheren Kosten, aber nicht\r\nzwingend zu einem Heizungstausch führen und entsprechend nicht zur Realisierung der Wärmewende beitragen.\r\nOhne flankierenden, anreizenden Ordnungsrahmen bleibt die rechtzeitige Entwicklung von Alternativen zur Erreichung der Klimaziele im verfügbaren Zeitrahmen aus.\r\nSeite 4 von 10\r\nUm eine Überforderung der Verbraucher durch steigende Energiekosten im Zuge eines wirkungsvollen Emissionshandels abzuwenden und zugleich die Akzeptanz zu sichern, sind mit\r\nden Einnahmen des Emissionshandels Förderprogramme oder anderweitige gezielte Entlastungen auf nationalstaatlicher Ebene zu finanzieren, wie z. B. die Senkung der Stromsteuer.\r\nDas Finanzierungspotenzial für weitergehende Maßnahmen ist aufgrund der Volatilität des\r\nCO2-Preises hingegen unklar. Ob sich beispielsweise die Netzentgelte damit dauerhaft halbieren lassen, ist offen.\r\n2.4 Wärmesektor\r\nDer BDEW unterstützt das Ziel einer sozialverträglichen und praxistauglichen Wärmeversorgung, die alle Dekarbonisierungs-Optionen, -Technologien und klimaneutralen Energieträger\r\nnutzt. Die Gesetzgebungen (insbesondere GEG und WPG) und Förderungen (insbesondere BEG\r\nund Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)) können und sollen die Entscheidung, welcher klimaneutrale Energieträger oder welche Technologie vor Ort bzw. im Heizungskeller eingesetzt wird, unterstützen.\r\nBezüglich der Aussage, das „Heizungsgesetz der Ampel“ zurücknehmen zu wollen, bedarf es\r\neiner Klarstellung. Das Gebäudeenergiegesetz (GEG) setzt seit 2020 die Vorgaben der europäischen Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht um, eine Abschaffung des\r\nGEG in seiner Gesamtheit ist entsprechend nicht möglich. Die mit der zum 1. Januar 2024 in\r\nKraft getretenen Novelle erfolgte Berücksichtigung der Bestandsbauten neben den Neubauten\r\nist hinsichtlich des Zieles der Emissionsreduzierung im Wärmebereich – sowohl durch Gebäudeeffizienz als auch durch die genutzte Energie – sinnvoll.\r\nErforderlich sind jedoch die deutliche Vereinfachung und praxistaugliche Gestaltung der Emissionsreduzierung sowie der Zeithorizonte für deren Umsetzung. Die bis Mai 2026 ohnehin zu\r\nerfolgende nationale Umsetzung der EPBD im GEG eröffnet die Chance einer ganzheitlichen\r\nÜberarbeitung des GEG.\r\nEin entscheidendes Instrument für die Umsetzung einer Wärmewende bleibt die kommunale\r\nWärmeplanung, die es unbedingt zu erhalten gilt. Sie ermöglicht eine verlässliche Planung für\r\nden Einsatz dekarbonisierter Wärmelösungen, also einer dezentralen Versorgung oder einer\r\nWärmeversorgung über ein Wärme- oder Wasserstoffnetz.\r\nIn jedem Fall ist bei etwaigen Reformen die rechtliche Planungs- und Investitionssicherheit für\r\nbereits bewilligte und in der Umsetzung befindliche Investitionsvorhaben stets zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für den Wärmenetzausbau. Dafür muss auch die BEW deutlich aufgestockt und über eine gesetzliche Regelung der jährlichen Unsicherheit der Haushaltsberatungen entzogen werden. Doppel- bzw. Konkurrenz-Förderungen sind zu vermeiden und die\r\nVerzahnung der Fördersystematik mit der Gebietsausweisung der kommunalen\r\nSeite 5 von 10\r\nWärmeplanung ist zu prüfen. Für die Versorgungssicherheit im Wärmesektor bedarf es dringend der Verlängerung des KWKG über das Jahr 2026 hinaus.\r\n2.5 Erneuerbare-Energien-Förderung\r\nEin zukünftiger Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien muss Anreize dafür setzen, dass\r\nsowohl der Einsatz als auch der Standort von EE-Anlagen zunehmend markteffizient und systemdienlich gewählt werden. Kurzfristig sind dringend verschiedene Maßnahmen umzusetzen,\r\ndie sicherstellen, dass insbesondere PV-Mittagsspitzen die Stabilität der Netze nicht gefährden. Ein Entfallen der Vergütung bei negativen Preisen ist eine Maßnahme davon und daher\r\nangemessen und richtig. Um dennoch Investitionssicherheit insbesondere für kleinere PVAnlagen zu gewährleisten, ist es denkbar, die Förderlaufzeit um die entgangene vergütete\r\nStrommenge bei negativen Preisen zu verlängern.\r\nLangfristig ist ein produktionsunabhängiges Fördermodell für Erneuerbare Energien zu bevorzugen, sofern die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwertes möglichst einfach,\r\npraktikabel und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ist. Bis zur Einführung sollten\r\nzunächst produktionsabhängige CfDs mit einem Marktmengenmodell eingeführt werden. Auch\r\nMaßnahmen zur Stärkung des PPA-Marktes sind begrüßenswert. Sowohl für die Weiterentwicklung der Erneuerbare-Energien-Förderung als auch für die Stärkung des PPA-Marktes gilt\r\nes, den rechtlichen Rahmen zusammen mit der Branche weiterzuentwickeln.\r\n2.6 Netzentgelte und Regulierung\r\nDie Netze sind das Rückgrat der Energiewende. Die Netzentgelte sind Bestandteil des Strompreises. Es ist im Interesse aller, dass Energie bezahlbar bleibt. Netzentgelte müssen nach EURecht kostenreflexiv sein, können also nicht frei festgelegt werden. Wenn der Aus- und Umbau\r\nder Netze nicht ausreichend finanziert wird, können sie das gewohnte und im weltweiten Vergleich hervorragende Niveau an Versorgungssicherheit und Verfügbarkeit nicht mehr leisten.\r\nRichtig umgesetzt kann eine Reform der Netzentgeltregelungen die Belastung für alle im Rahmen halten und gleichzeitig Anreize für ein effizientes Stromsystem setzen. Die bisherige Regelung für Großverbraucher steht im Widerspruch zu den Anforderungen eines modernen\r\nStromsystems. Die Neuregelung muss daher geeignet sein, auf einfache und sowohl für Energiewirtschaft als auch Industrie umsetzbare Weise die Netzauslastung besser zu reflektieren.\r\nAuf Übertragungsnetzebene ist der größte Einflussfaktor für die Netzentgelte aktuell der Redispatch. Da es sich nicht um originäre Netzkosten handelt, sollten die Übertragungsnetzentgelte aus dem Bundeshaushalt bezuschusst werden. Auch ein Absenken der Stromsteuer auf\r\ndas europäische Minimum ist ein geeigneter Weg, um alle Kundengruppen zu entlasten und\r\nwürde darüber hinaus der Elektrifizierung und Sektorkopplung dienen. Die Unabhängigkeit der\r\nBundesnetzagentur, wie sie vom Europäischen Gerichtshof angemahnt wurde, ist gut\r\nSeite 6 von 10\r\nbegründet und vom EU-Recht geboten. Eine mögliche Neutarierung des Diskursprozesses mit\r\nder Politik ist entsprechend innerhalb des EU-Rechtsrahmens zu gestalten.\r\n2.7 Nutzung aller klimaneutralen Gase\r\nDer BDEW begrüßt die Ausführungen zur perspektivischen Nutzung aller klimaneutralen Gase.\r\nWährend Erdgas und LNG mittelfristig, insbesondere für die Versorgungssicherheit, noch eine\r\ngroße Bedeutung besitzen werden und deshalb die Bezugsquellen weiter diversifiziert werden\r\nmüssen, werden langfristig erneuerbare und kohlenstoffarme Gase das zentrale Element für\r\ndie Dekarbonisierung des Gassektors darstellen. Neben der Dekarbonisierung zahlreicher industrieller Prozesse benötigt auch der künftige Betrieb von Wasserstoff-Kraftwerken den zügigen Wasserstoff-Hochlauf. Für den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft bedarf es\r\ndes beschleunigten Ausbaus der Importinfrastruktur und der Errichtung der Produktionskapazitäten sowie der Absicherung der Importeure und Händler. In der Hochlaufphase ist auch kohlenstoffarmer Wasserstoff zu berücksichtigen. Zentral sind rechtstechnische Rahmenbedingungen, die Produktion und Import von kohlenstoffarmen und grünem Wasserstoff ermöglichen\r\nund nicht aufgrund nicht erfüllbarer Vorgaben verhindern. Entsprechend ist der (europäische)\r\nRechtsrahmen abzuändern. Die Anforderungen der verschiedenen Rechtsrahmen sind anzugleichen und aufeinander abzustimmen.\r\nDas H2-Kernnetz muss mit einem Verteilernetz zu einem H2-Gesamtnetz weiterentwickelt und\r\nin den geplanten EU-H2-Backbone integriert werden. Hierzu bedarf es konkreter Planungen\r\nund des notwendigen Regulierungs- und Finanzierungsrahmens, insbesondere der zeitnahen\r\nUmsetzung des EU-Gas/H2-Pakets.\r\n2.8 CCS in der Stromerzeugung\r\nCCS kann für einige Anwendungen im Industriesektor eine geeignete Option zur Dekarbonisierung sein, ist jedoch auch sehr kosten- und energieaufwändig und aufgrund der verbleibenden\r\nRestemissionen nicht allein zur Erreichung der Klimaneutralität geeignet.\r\nHinsichtlich der niedrigen künftigen Betriebsstunden von Gaskraftwerken sowie des geringeren CO2-Anteils im Abgasstrom von Gaskraftwerken kann CCS als Retrofit bzw. bei neuen Gaskraftwerken – Stand heute – nur als Nischentechnologie betrachtet werden. Vor diesem Hintergrund wird ein flexibler und kosteneffizienter Betrieb in der Regel nicht darstellbar sein. Dagegen wird CCS bei der Produktion von blauem Wasserstoff eine Rolle spielen müssen. Entsprechend ist der Betrieb von neugebauten H2-ready-Kraftwerken mit kohlenstoffarmem Wasserstoff wirtschaftlicher als CCS an Bestandsanlagen.\r\nSeite 7 von 10\r\n2.9 Klimafreundliche Antriebe\r\nDie CO2-Flottengrenzwerte der Europäischen Union sind ein zentraler Baustein für den verlässlichen Hochlauf der E-Fahrzeuge und dementsprechende Infrastrukturinvestitionen. Der BDEW\r\nspricht sich daher klar für die Beibehaltung der Grenzwerte als zentralen Treiber für CO2-\r\neffiziente, alternative Antriebe aus. Die BDEW-Mitgliedsunternehmen haben massiv in den\r\nAufbau der Lade- und Tankinfrastruktur investiert und tun es noch. Sie entwickeln dazu auch\r\nneue, innovative Dienstleistungen (bspw. bidirektionales Laden oder Plug & Charge). Diese Investitionen in die Infrastruktur und Dienstleistungen des neuen Systems sind entscheidend für\r\nden Erfolg des Hochlaufs der klimaneutralen Mobilität und erfordern verlässliche Rahmenbedingungen. Darauf verlassen sich die Unternehmen und Investoren.\r\n2.10 Kernkraft\r\nBezüglich der Ausführungen zur potenziellen Wiederaufnahme des Betriebs der zuletzt abgeschalteten Atomkraftwerke verweisen wir auf die fachliche Bestandsaufnahme und die Einschätzung der Betreiberunternehmen. Derzeit gibt es eine gesetzliche Regelung, die die Betreiber zum Rückbau der Anlagen verpflichtet. Dem Vernehmen nach wäre ein Betrieb ggf. technisch möglich, aber mit sehr hohen Kosten, regulatorischen, technischen und personellen Hürden sowie viel Zeit verbunden. Darüber hinaus ist neben der Kosten-Nutzen-Analyse die Frage\r\nder Sicherstellung der gesellschaftlichen Akzeptanz sowie der effizienten Integration in den zukünftigen Strommarkt zu diskutieren.\r\nForschung an innovativen Technologien zur Erreichung der Klimaneutralität ist grundsätzlich zu\r\nunterstützen.\r\n2.11 Kohleausstieg\r\nHinsichtlich der Forderung, keine Kohlekraftwerke abzuschalten, bevor neue Gaskraftwerke\r\nund gesicherte Leistung verfügbar sind, müsste gegebenenfalls das Kohleverstromungsbeendigungsgesetz entsprechend angepasst werden und die Standortnutzungen geklärt sein. Die\r\nEnergiebranche erfüllt hier die gesetzlichen Auflagen. Entscheidende Voraussetzung für den\r\nweiteren Kohleausstieg ist der Bau von neuen Gaskraftwerken. Dieser muss stark forciert werden, z. B. durch unverzüglich anberaumte Ausschreibungen (siehe oben zu Kraftwerkssicherheitsgesetz und Kapazitätsmarkt).\r\n2.12 Leitmärkte und Quoten\r\nDie im Diskussionspapier adressierten Leitmärkte und Quoten können ein effizientes Instrument darstellen, um den Markthochlauf von klimaneutralen Brennstoffen und Produkten anzureizen. Voraussetzungen für den Erfolg des Quoten-Instruments sind zum einen die politische Stabilität und das Vertrauen, dass eine Quote für einen bestimmten Zeitraum innerhalb\r\neines gesicherten Rechtsrahmens Anwendung findet. Nur auf Basis eines starken Systems, das\r\nSeite 8 von 10\r\nlangfristige Planungssicherheit schafft, werden tatsächlich Investitionsentscheidungen getroffen werden. Zum anderen sind die notwendigen praktischen Voraussetzungen und Randbedingungen, bspw. zur Sicherstellung der notwendigen Zertifizierungs-, Monitoring- und\r\nHandelssysteme, genau zu prüfen und bereitzustellen. Zudem sind die Wechselwirkungen mit\r\nbereits bestehenden und geplanten Instrumenten (z. B. ETS 1 & 2, THG-Quote im Transportsektor, Industriequote unter RED III, produktionsseitige Förderungen etc.) mitzudenken und\r\nentsprechend aufeinander abzustimmen. Zudem ist zu prüfen, wie eine etwaige Quote so ausgestaltet werden kann, dass sie auch dem Problem der hohen Produktionskosten als einem der\r\nzentralen Hindernisse für einen Markthochlauf begegnet.\r\n2.13 Europäische und internationale Themen\r\nDer BDEW unterstützt die Hervorhebung der Bedeutung des europäischen Binnenmarktes für\r\nEnergie, ihn gilt es aufrechtzuerhalten und zu stärken. Der europäische Energiebinnenmarkt\r\nsorgt nachweislich für eine sicherere und günstigere Energieversorgung aller Bürgerinnen und\r\nBürger und ist Garant für die internationale Wettbewerbsfähigkeit Europas. Eine Fokussierung\r\nauf die Nutzung von Synergien, auch mit Staaten, die andere Energiemixe und -strategien haben, wie insbesondere im deutsch-französischen Verhältnis, ist ebenso begrüßenswert. Wir\r\nunterstützen den Ausbau einer belastbaren grenzüberschreitenden Infrastruktur. Der Ausbau\r\nvon Energie-Kooperation im Rahmen des Weimarer Dreiecks, inklusive gemeinsamer Projekte,\r\nist ebenso sehr positiv zu sehen.\r\nEine Stärkung der Energiesicherheit mit Blick auf Importe und eine europäische Perspektive bei\r\ndiesem Thema sind sehr zu begrüßen, wie auch die Ausrichtung der deutschen Energiehandelsstrategie an konkret definierten Energiepartnerschaften und die Diversifizierung von Bezugsquellen.\r\n2.14 Sparpotenziale bei Übertragungsnetzen und Offshore-Wind nutzen\r\nDer BDEW begrüßt die Forderung, Kostenpotenziale beim Netzausbau und im OffshoreBereich zu heben. Der BDEW hat unter anderem die Aufhebung des Erdkabelvorrangs bei den\r\ndrei Trassen DC40 (OstWestLink), DC41 (NordWestLink) sowie DC42 (SuedWestLink) ebenfalls\r\nals Stellschraube identifiziert. Grundsätzliche Zustimmung findet auch die Forderung, dass im\r\nBereich Offshore-Wind für die Ausbauzielerreichung nicht die installierte Menge an Windanlagen in GW maßgeblich sein sollte, sondern die tatsächlichen Stromerträge in Terawattstunden\r\n(TWh), um Effizienzpotenziale bestmöglich zu heben, ohne den ambitionierten Ausbaupfad\r\ninsgesamt zu reduzieren. Um die Effizienz und Effektivität beim Offshore-Ausbau weiter zu\r\nsteigern, sollte eine gemeinsame Lösung im Zusammenspiel aller Akteure (Entwickler, Übertragungsnetzbetreiber, Gesetzgeber und das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie) gefunden werden.\r\nSeite 9 von 10\r\n2.15 Digitalisierung\r\nDer BDEW unterstützt das Vorantreiben der Digitalisierung (in) der Energiewende ausdrücklich. Der Rollout intelligenter Messsysteme verbunden mit Steuerboxen wird nicht nur die Digitalisierung der Branche voranbringen, sondern ist im Energiesystem der Zukunft unerlässlich.\r\nDas sehen wir in der aktuellen PV-Spitzen-Problematik: Ohne Steuer- und Sichtbarkeit aller Anlagen ist der sichere Netzbetrieb erschwert. Diese Problematik muss Anlass sein, die Digitalisierung voranzutreiben, und alle Anlagen mit einer Leistung ab 7 kW verpflichtend und prioritär\r\nsicht- und steuerbar zu machen.\r\nDie Unternehmen der Energiewirtschaft stehen für den Smart-Meter-Rollout bereit und viele\r\nsind auch bereits in Vorleistung getreten. Um wie gesetzlich vorgeschrieben bis 2025 20 % und\r\nbis 2030 alle Messstellen auszustatten, sind Genehmigungs- und Zertifizierungsverfahren\r\nschnell und einfach zu gestalten und der Rollout effizient zu planen. Es braucht auch eine auskömmliche Finanzierung im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und eine sinnvolle Priorisierung\r\ndes Rollouts. Ebenso ist die Wirtschaftlichkeit für die Unternehmen sicherzustellen, um den\r\nRollout nicht zu behindern, der Einbau von Smart Metern darf für Unternehmen nicht zum Zuschussgeschäft werden. Damit die entstehenden Datenmengen sinnvoll analysiert und genutzt\r\nwerden können, sind praxistaugliche Bedingungen für den Rollout und für die Datennutzung\r\nerforderlich. Um unter anderem eine optimale Nutzung der Transportkapazitäten zu gewährleisten, müssen zum Monitoring sowie zur Steuerung die Netze digitalisiert werden.\r\n2.16 Kapital für die Energiewende\r\nUm die politisch gesetzten Ziele der Energiewende zu erreichen, sind bis 2030 Investitionen\r\nvon ca. 700 Mrd. € erforderlich. Der BDEW teilt die Auffassung, dass die notwendigen Investitionen nicht allein vom Staat, sondern in erheblichem Umfang privat finanziert werden. Um\r\nmehr private Investoren zu gewinnen, müssen jedoch die Rahmenbedingungen verbessert\r\nwerden, etwa durch Anpassungen bei Eigenkapitalanforderungen, der Green Asset Ratio und\r\nAbschreibungsregeln. Bund und Länder müssen zudem eigenkapitalstärkende Maßnahmen ergreifen. Gleichzeitig muss die Eigenkapitalverzinsung im regulierten Netzbereich generell verbessert und im internationalen Vergleich wettbewerbsfähig werden. Ohne das notwendige Kapital wird die Energiewende nicht oder nur deutlich verzögert gelingen.\r\n2.17 Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeenergieversorgung und Energy Sharing\r\nermöglichen\r\nMieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeenergieversorgung und Energy Sharing ermöglichen\r\nes Bürgerinnen und Bürgern, aktiv an der lokalen Energieerzeugung teilzunehmen. Um die Akzeptanz und Beteiligung zu erhöhen sowie eine zeitnahe und flächendeckende Nutzung zu ermöglichen, ist jedoch eine einfache und praxisnahe Umsetzung dieser Konzepte mit möglichst\r\nstandardisierten Prozessen notwendig. Perspektivisch bedarf es einheitlicher Regelungen für\r\nSeite 10 von 10\r\ndie prozessuale Umsetzung der Modelle, um den Implementierungsaufwand möglichst gering\r\nzu halten.\r\nAnsprechpartner\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1090\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nMartin Schebesta\r\nFachgebietsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1069\r\nmartin.schebesta@bdew.de\r\nDr. Martin Stark\r\nFachgebietsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1068\r\nmartin.stark@bdew.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":"2024-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","regulatoryProjectTitle":"EU-Rahmen Energieversorgungssicherheit - Stellungnahme des BDEW","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/59/35/394266/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090001.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Öffentliche Konsultation - Eignungsprüfung\r\nzur Energieversorgungssicherheit\r\nFragenkatalog der Europäischen Kommission\r\nStand: 21. November 2024 / final\r\n1 Einleitung\r\nDie EU verfügt über einen umfassenden Rahmen für die Energieversorgungssicherheit, dessen wichtigste Säulen die Verordnung (EU) 2017/1938 über die sichere Gasversorgung und\r\ndie Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor sind. Seit deren\r\nVerabschiedung im Jahr 2017 bzw. 2019 ist ausreichend Zeit vergangen, um eine Evaluierung\r\n(Eignungsprüfung) vorzunehmen innerhalb des Rahmens ermittelt und die aus der COVID19- und der Energiekrise gezogenen Lehren strukturell internalisiert werden, und es sollen\r\nVorbereitungen für das sich wandelnde Umfeld infolge der Energiewende und der schrittweisen Beendigung der Abhängigkeit Europas von russischen Energieeinfuhren getroffen\r\nwerden.\r\nZiel dieser Evaluierung ist es, das Funktionieren der Verordnungen zur Energieversorgungssicherheit anhand von fünf Kriterien zu beurteilen:\r\n• Wirksamkeit (wie erfolgreich waren die Verordnungen bei der Erreichung ihres\r\nZiels, die Notfallvorsorge, Versorgungssicherheit und Resilienz des Energiesystems der EU sicherzustellen?)\r\n• Effizienz (wie effizient waren die Verordnungen, z. B. in Bezug auf die finanziellen\r\nund personellen Ressourcen, die zur Bewältigung der mit den vorgenannten Verordnungen angestrebten Veränderungen eingesetzt wurden?)\r\n• Relevanz (inwieweit sind der Anwendungsbereich und die Ziele der Verordnungen im Hinblick auf die Bewältigung früherer und aktueller Probleme während\r\ndes Umsetzungszeitraums von 2017 und 2019 bis heute noch relevant? Sind sie\r\nfür die Bewältigung künftiger Anforderungen und Probleme relevant?)\r\n• Kohärenz (wie gut haben die Verordnungen mit anderen politischen Maßnahmen\r\nzusammengewirkt und wie gut waren spezifische Maßnahmen in den Verordnungen aufeinander abgestimmt?)\r\n• Europäischer Mehrwert (inwieweit wurden die Ziele durch die Verordnungen besser erreicht, als dies realistischerweise mit regionalen, nationalen oder lokalen\r\nMaßnahmen zu erwarten gewesen wäre?)\r\nMit dieser Evaluierung will die Kommission den Erfolg und mögliche Defizite des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit während der Energiekrise und der sowie Synergieeffekte und Effizienzsteigerungen Energiewende beurteilen ermitteln. Dies könnte der\r\nlaufenden Integration des Sektors zugutekommen und den Verwaltungsaufwand verringern.\r\nBei der Analyse wird auch untersucht, wie die Zusammenarbeit mit den Nachbarländern, insbesondere mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft, funktioniert hat.\r\nAbgesehen von der Bewertung der bisherigen Wirkungsweise des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit wird in diesem Fragebogen auch die Zukunft beleuchtet. Dabei\r\nwerden die dynamischen Veränderungen in der EU-Energielandschaft berücksichtigt, wie z.\r\nB. die neuen Herausforderungen, die sich aus der Diversifizierung der Gasversorgung zugunsten nichtrussischer Lieferanten, der Dekarbonisierung, der Anpassung an den Klimawandel\r\nund der Elektrifizierung ergeben.\r\nDiese öffentliche Konsultation gliedert sich in zwei Hauptbereiche: in einen Bereich mit allgemeinen Fragen zur Energieversorgungssicherheit für alle Befragten und in einen zweiten Bereich mit spezifischeren und technischen Fragen. Der Bereich mit den spezifischen Fragen ist\r\nin drei Untergruppen unterteilt: 1. Fragen zum gesamten Rahmen für die Energieversorgungssicherheit, 2. Fragen zur Gasversorgungssicherheit und 3. Fragen zur Stromversorgungssicherheit. Die Befragten können die Teilbereiche des Fragebogens beantworten, die\r\nfür sie von Interesse sind.\r\n2. Allgemeine Fragen zur Energieversorgungssicherheit\r\nEnergieversorgungssicherheit das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen, sowie die Fähigkeit des Systems,\r\nauf plötzliche Schocks zu reagieren (Resilienz), was durch die zugrunde liegende Energieinfrastruktur unterstützt werden soll. Die Energieversorgungssicherheit hat auch eine große internationale Tragweite, da die EU von Energieeinfuhren aus Drittländern abhängig ist.\r\nNeben der Grundlage gut funktionierender und gut vernetzter Energiemärkte und der Verbesserung der Energieeffizienz hat die EU auch einen soliden Rahmen für die Energieversorgungssicherheit entwickelt, der sich auf Folgendes stützt: Sicherheitsvorräte an Erdöl, Gasversorgungssicherheit und -speicherung, Risikovorsorge im Elektrizitätssektor, Offshore-Sicherheit, Schutz kritischer Infrastrukturen und Cybersicherheit.\r\nDie Energiekrise, die durch Russlands unprovozierte und unbegründete militärische Invasion\r\nin der Ukraine verursacht wurde, hat gezeigt, wie externe Energieabhängigkeiten der EU als\r\nWaffe eingesetzt werden können. Dies hat uns deutlich vor Augen geführt, dass die Energieversorgungssicherheit ein wichtiger Baustein für eine widerstandsfähige, zukunftssichere\r\nund wettbewerbsfähige Wirtschaft ist.\r\nHinzu kommt, dass die Dekarbonisierung und Elektrifizierung neue Herausforderungen für\r\ndie Energieversorgungssicherheit mit sich bringen werden. Die zunehmende Integration der\r\nEnergiesysteme erhöht das Risiko von kaskadenartigen sektorübergreifenden Ausfällen, insbesondere zwischen dem Gas- und dem Elektrizitätssektor. Im Jahr 2023 betrug der Anteil\r\nvon Erdgas an der Elektrizitätserzeugung in der EU etwa 15 %, und in Zukunft werden erhebliche Mengen an Strom für die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse benötigt.\r\nIn diesem Abschnitt sollen Rückmeldungen hinsichtlich der Wirkungsweise des derzeitigen\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit und seiner möglichen künftigen Entwicklung gesammelt werden.\r\n21 Wie gut funktioniert der derzeitige EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit Ihrer Meinung nach?\r\nEU-Architektur und -Regelwerk der Energiesicherheit haben sich im Grundsatz als gut und\r\neffizient erwiesen. Perspektivisch werden graduelle Anpassungen erforderlich sein, die\r\nschrittweise entlang der veränderten Versorgungssituationen im Zuge der Transformation\r\nvorgenommen werden sollten. Insbesondere bei zunehmender Sektorkopplung sollte der\r\nRechtsrahmen einen ganzheitlicheren Ansatz haben. Der Mix aus verschiedenen Energieträgern ist von überragender Bedeutung für die Belastbarkeit der Energieversorgung in der Europäischen Union.\r\nDer Ausbau steuerbarer Anlagen für den Stromsektor, bspw. Kraftwerke und Batterien, ist\r\ndie größte Herausforderung für die Versorgungssicherheit des Stromsektors. Dies muss priorisiert werden, bspw. durch die Einführung von Kapazitätsmärkten und der Kraftwerksstrategie in Deutschland.\r\nDamit Versorgungssicherheit auch weiterhin gewährleistet ist, muss die entsprechende Infrastruktur aufrechterhalten bzw. aufgebaut werden. Dies erfordert einen investitionsfreundlichen Rahmen.\r\n22 Bitte erläutern Sie Ihre Auswahl:\r\n23 Welche der folgenden Ziele sind Ihrer Meinung nach für die EU-Architektur der Energieversorgungssicherheit am wichtigsten?\r\n1 bis 5 Antworten\r\n☐ Energielaststeuerung und -reduzierung\r\n☐ Gerechte Verteilung der Kosten der Energieversorgungssicherheit\r\n☒ Vorsorge (Risikobewertung und Verankerung von Notfallplänen)\r\n☐ Resilienz der Energieinfrastruktur, z. B. gegenüber dem Klimawandel\r\n☒ Optimale Nutzung der bestehenden Infrastruktur\r\n☐ Physischer Schutz kritischer Energieinfrastrukturen vor von Menschen verursachten Angriffen\r\n☒ Sicherheit energiebezogener Lieferketten\r\n☐ Cybersicherheit\r\n☐ Ausbau der Verbindungsleitungen und intelligentere Infrastruktur zwischen den Mitgliedstaaten\r\n☐ Diversifizierung der Energiequellen, Versorger und Versorgungswege\r\n☒ Verstärkte Nutzung der Energiespeicherung (Elektrizität, Gas,\r\n☐ Flüssigkraftstoffe, Wärme) für die Energieversorgungssicherheit\r\n☐ Investitionen in heimische dekarbonisierte Energiesysteme\r\n☐ Ausstieg aus russischen Lieferungen fossiler Brennstoffe\r\n24 Bitte erläutern Sie Ihre Auswahl:\r\nFokus bei der Beantwortung liegt auf Zielen, für die rechtliche Regelungen auf EU-Ebene\r\n(Rahmen, nicht Detailausgestaltung) erforderlich oder hilfreich sind. So wird beispielsweise\r\nder Cybersicherheit eine hohe Bedeutung für die Versorgungssicherheit beigemessen; es bedarf aber nicht weitergehender energiespezifischer Regelungen auf EU-Ebene.\r\nDer Punkt „Optimale Nutzung der bestehenden Infrastruktur“ umfasst nach Auffassung des\r\nBDEW auch die Anpassung der Infrastruktur auf EE sowie den Ausbau der Verbindungsleitungen und intelligente Infrastruktur im nationalen und grenzüberschreitenden Bereich.\r\n25 Wie hat sich die Elektrifizierung Ihrer Meinung nach bereits ausgewirkt und wie kann\r\nsie sich mittelfristig weiter auf die Energieversorgungssicherheit der EU auswirken? War\r\nder EU-Rahmen für Energieversorgungssicherheit ausreichend, um diese Auswirkungen zu\r\nbewältigen, und falls nicht, welche Verbesserungen sind Ihrer Meinung nach erforderlich?\r\nDie Elektrifizierung ist einer der Eckpfeiler für die Energiesicherheit, aber ohne die Möglichkeit, Energie in großen Mengen zu speichern und zu transportieren, werden die Vorteile\r\nnicht zum Tragen kommen. Im Hinblick auf die Effizienz sollte die gut ausgereifte Gasinfrastruktur einschließlich des Marktes genutzt werden, um Energie durch Europa zu transportieren. Dies impliziert langfristige und sehr hohe Investitionen in den Um- und Aufbau der\r\nInfrastruktur.\r\nDer laufende Ausbau der erneuerbaren Energiequellen führt zu einer Verringerung der\r\n(meist importierten) fossilen Brennstoffe und leistet damit einen Beitrag zur Energieversorgungssicherheit.\r\nDie Herausforderungen der Energiewende haben eine sehr hohe Dynamik. Es vollzieht sich\r\nein Paradigmenwechsel: Die Erzeugung wird unflexibler, während die Lasten nicht nur steigen, sondern auch flexibler werden müssen. Märkte, Technologien und Verhaltensweisen\r\nder Beteiligten müssen angepasst werden. Herausforderungen ergeben sich in den Bereichen Betriebsstabilität der Netze, Verfügbarkeit von Flexibilität schaffenden Technologien\r\n(zentral und dezentral) und Engpässe in den Versorgungsketten, Regulierung und Arbeit für\r\nden Aufbau zusätzlicher erneuerbarer Energiequellen und Verkehrsinfrastruktur. Darüber\r\nhinaus erhöhen die zunehmende Elektrifizierung und die damit verbundene Technologieauswahl (einschließlich privater Anwendungen wie Elektrofahrzeuge und intelligente Messsysteme) die Anzahl und Art der Bedrohungsvektoren (z. B. Cyber-Bedrohungen), wenn die damit verbundenen Risiken nicht sorgfältig gehandhabt werden.\r\nMittelfristig - in einer Phase voller Veränderungen und Ineffizienzen - wird die Anfälligkeit als\r\nviel höher eingeschätzt als langfristig, wenn die Übergangsphase endet und sich eine stabilere Phase einstellt.\r\nGrundsätzlich sind die EU-Architektur und -Regelwerk zur Energiesicherheit geeignet, diese\r\nEntwicklungen aufzunehmen.\r\n26 Bestehen Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang mit möglichen künftigen Stromeinfuhren aus Drittländern?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n27 Inwieweit bestehen Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang\r\nmit möglichen künftigen Stromeinfuhren aus Drittländern?\r\nGeopolitische Risiken, Umweltrisiken, Versorgungsrisiken.\r\nZu den Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang mit potenziellen\r\nkünftigen Stromimporten aus Drittländern gehört erstens die verstärkte Nutzung von Interkonnektoren. Zweitens könnte jede Unterbrechung der Energieversorgung eines Drittlandes\r\ndie Energieversorgungssicherheit der EU erheblich beeinträchtigen, insbesondere wenn das\r\nLand ein wichtiger Lieferant ist. Es ist auch möglich, dass unvorhergesehene Ereignisse, wie\r\nz. B. Kraftwerksausfälle im Netz, diese Risiken noch weiter verschärfen könnten.\r\nDie Zusammenarbeit innerhalb Europas und der Austausch von Strom tragen jedoch zur\r\nStärkung des europäischen Netzes bei. Ein anschauliches Beispiel dafür ist die Zusammenarbeit im Rahmen des PICASSO-Projekts.\r\n28 Gibt es Verbesserungen des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit, die erforderlich sind, um die laufende Umstellung (z. B. auf ein stärker elektrifiziertes, auf erneuerbaren Energien basierendes und integriertes EU-Energiesystem) zu unterstützen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n29 Können Sie nähere Angaben machen?\r\nAnpassungen im Sinne einer Optimierung an Veränderung der Versorgungssituation;\r\nlangfristig ggf. Abschmelzen der Vorgaben beispielsweise zu geschützten Gaskunden.\r\n30 Welche Rolle kann dekarbonisierter und erneuerbarer Wasserstoff, auch in Form von\r\nFlüssigkraftstoff, für die künftige Energieversorgungssicherheit der EU spielen?\r\nMit dem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien im Stromnetz und einer fortschreitenden\r\nElektrifizierung anderer Sektoren steigt auch der Bedarf an Flexibilitäten, die die Stromversorgung dann sicherstellen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht. Eine\r\nwichtige Rolle kommt hier neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch Wasserstoffspeichern zu.\r\nIn Deutschland beispielsweise ist die Kraftwerksstrategie bzw. das Kraftwerkssicherheitsgesetz von besonderer Bedeutung.\r\n31 Welche potenziellen Risiken bestehen für die Sicherheit der Wasserstoffversorgung,\r\nund in welchem Umfang sollten sie gemindert werden? Wie sehen Sie die künftige Rolle\r\nvon Wasserstoffeinfuhren? Sollte der EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit\r\neine Rolle spielen?\r\nDie EU steht erst ganz am Anfang einer Wasserstoffversorgung. Die EU wird langfristig auf\r\nImporte von H2 angewiesen sein. Daher sind diversifizierte Lieferquellen sowie ausreichende\r\nSpeicherkapazitäten anzustreben. Um es von der Initial- und Aufbauphase in den Hochlauf\r\nzu schaffen, darf der Hochlauf der europäischen Wasserstoffindustrie nicht durch restriktive\r\nregulatorische Vorgaben behindert werden. Es bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang\r\nder gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im\r\nnächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff (DA 2023/1184) widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits\r\ndeutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und angepasst werden. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an, steht dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nZudem ist zu beachten, dass der H2-Hochlauf mit Entwicklung des Erdgasverbrauchs verschränkt ist.\r\nEine “H2-SoS-VO” ist zumindest auf kurze bis mittlere Sicht nicht erforderlich. Das würde im\r\nGegenteil die Kosten zusätzlich erhöhen und dadurch den H2-Hochlauf eher behindern. Zudem dürfte die Kundenstruktur dies zunächst nicht erforderlich machen. Es sollte nicht\r\nschon eine SoS-Regulierung geschaffen werden, bevor der Markt überhaupt da ist.\r\n32 Sind Sie der Ansicht, dass der derzeitige EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit Klimarisiken, wie z. B. Unterbrechungen der Energieversorgung aufgrund von Hitze\r\nund Dürre oder Schäden an der Energieinfrastruktur infolge extremer Wetterereignisse,\r\nausreichend berücksichtigt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n33 Bitte nennen Sie konkrete Beispiele und/oder Vorschläge, wie dies erreicht werden\r\nkann.\r\nZum einen sollten die Ziele auf EU-Ebene nicht vermischt werden. Zum anderen bestehen\r\nbereits Regelungen auf nationaler Ebene, beispielsweise zur physischen Resilienz, z.B. Hochwasser, sodass es diesbezüglich keiner weiteren Regelung auf EU-Ebene bedarf.\r\n34 Flüssigerdgas (LNG) hat sich zu einer immer wichtigeren Gasversorgungsquelle entwickelt (derzeit macht es rund 50 % der EU-Einfuhren aus). Sehen Sie Risiken im Zusammenhang mit der zunehmenden Abhängigkeit vom weltweiten LNG Markt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n35 Welche konkreten Risiken bestehen Ihrer Meinung nach (z. B. Abhängigkeit von\r\ninstabilen demokratischen Ländern, Gefährdung durch Schwankungen auf den\r\nWeltmärkten, Engpässe oder Überdimensionierung der Infrastruktur usw.)? Wie\r\nsollten diese verringert werden?\r\nGrundsätzlich besteht das Risiko, dass es zu Störungen in den globalen Lieferketten kommt.\r\nDaher bedarf es einer gut ausgebauten Infrastruktur, um auch Spitzenbedarfe abdecken zu\r\nkönnen, sowie einer guten Diversifizierung der Lieferanten und Bezugsquellen. Solange der\r\nglobale Gasmarkt funktioniert, besteht dann kein Versorgungsrisiko.\r\nDie europäischen LNG-Importe stammen aktuell zu rund 50% aus den USA, in Deutschland\r\nsogar rund 80%. Substanzielle Angebotszuwächse am weltweiten LNG-Markt sind erst ab\r\n2027 zu erwarten. Europa steht deshalb in unmittelbarem Wettbewerb mit asiatischen LNGImporteuren. Eine starke konjunkturelle Entwicklung, ein kalter Winter auf der Nordhalbkugel oder Störungen der LNG-Produktion durch Naturkatastrophen können deshalb nur begrenzt durch Zuwächse des LNG-Angebots ausgeglichen werden. Die Preisvolatilität von LNG\r\nbleibt deshalb auch auf mittlere Frist hoch.\r\n36 Gibt es spezifische Maßnahmen zur Energieversorgungssicherheit in anderen Ländern\r\n(USA, China, Japan, Kanada, Schweiz, Vereinigtes Königreich usw.), die auch in den EURahmen aufgenommen werden sollten?\r\n☐ Ja\r\n☐ Nein\r\n☒ Keine Meinung\r\n37 Welche Maßnahmen wären Ihrer Ansicht nach sinnvoll?\r\n38 Halten Sie eine verstärkte internationale Zusammenarbeit mit engen Partnern für die\r\nEnergieversorgungssicherheit der EU für nützlich?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n39 Bitte gegebenenfalls näher ausführen:\r\nGrundsätzlich kann eine verstärkte internationale Zusammenarbeit einen Beitrag zur Diversifizierung von H2- und LNG-Importen leisten.\r\n40 Welcher Mehrwert ergibt sich aus der EU-Regelung für die Energieversorgungssicherheit der EU im Vergleich zu dem, was realistischerweise (in Bezug auf Wirksamkeit und Effizienz) von den Mitgliedstaaten auf nationaler Ebene hätte erreicht werden können?\r\nEs ist wichtig und sinnvoll, auf EU-Ebene den Rahmen zu setzen, Mindestanforderungen an\r\nMitgliedstaaten zu definieren und deren Einhaltung zu monitoren, die Ausgestaltung und\r\nrechtliche Umsetzung im Detail sind jedoch den Mitgliedstaaten zu überlassen.\r\n41 Sind die Maßnahmen und die Koordinierung auf EU-Ebene aufgrund der jüngsten Entwicklungen, z. B. der zunehmenden Bedeutung von LNG, der verbesserten grenzüberschreitenden Infrastruktur und des gemeinsamen Ausstiegs aus dem russischen Gas, für\r\ndie Energieversorgungssicherheit wichtiger oder weniger wichtig geworden?\r\n☐ Wichtiger\r\n☒ Genauso wichtig\r\n☐ Weniger wichtig\r\n☐ Keine Meinung\r\n42 Bitte näher ausführen:\r\nMaßnahmen auf EU-Ebene sind seit dem Tag, an dem wir den Großteil unseres Energiebedarfs importiert haben, sehr wichtig. Jetzt, da sich die Quelle dieser Importe ändert, bleiben\r\nsie ebenso wichtig.\r\n43 Geht die EU-Politik zur Energieversorgungssicherheit auf die Bedürfnisse der Unionsbürger/innen und/oder -unternehmen ein (z. B. in Bezug auf die Verfügbarkeit und Erschwinglichkeit von Energie usw.)? Wird sie auch in den nächsten zehn Jahren für sie relevant\r\nsein?\r\nJa. Die EU-Energiesicherheitspolitik hat die Bedürfnisse der EU-Bürger berücksichtigt, indem\r\nsie sich auf die Verfügbarkeit von Energie und das Krisenmanagement konzentrierte. Erschwinglichkeit und andere Bedürfnisse werden in anderen politischen Initiativen behandelt.\r\n44 Die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission hat 14 Megatrends ermittelt (siehe Abbildung unten), bei denen es sich um langfristige Faktoren handelt, die in\r\nder Zukunft höchstwahrscheinlich einen weltweiten Einfluss haben werden. Auf welche(n)\r\ndieser Megatrends ist die EU-Architektur für Energieversorgungssicherheit Ihrer Meinung\r\nnach am wenigsten eingestellt und warum? Bitte erläutern Sie dies.\r\nDie zunehmende Häufigkeit und Intensität von extremen Wetterereignissen wie Stürmen,\r\nÜberschwemmungen und Hitzewellen sind direkte Folgen des Klimawandels, doch ihre langfristige Vorhersage bleibt unsicher. Während solche Ereignisse früher selten waren, stellt\r\nihre wachsende Häufigkeit ein erhebliches Risiko für die Zuverlässigkeit von Stromnetzen\r\nund Energieinfrastrukturen dar. Der EU-Energieversorgungssicherheitsrahmen sollte Ausmaße und Unvorhersehbarkeit dieser extremen Wetterphänomene beispielsweise in den Risikobewertungen und Präventionsplänen stärker berücksichtigen.\r\n45 Möchten Sie etwas zur allgemeinen Wirkungsweise und/oder zur künftigen Ausrichtung\r\nder EU-Politik für Energieversorgungssicherheit ergänzen?\r\n46 Gibt es Unterlagen, Berichte oder sonstige Dokumente, die Sie hochladen möchten?\r\n3. Spezifische Fragen zum Rahmen für die Energieversorgungssicherheit\r\n47 Inwieweit stimmen Sie den folgenden Aussagen zu? „Maßnahmen auf EU-Ebene haben…\r\n1\r\n(Stimme\r\nüberhaupt\r\nnicht zu)\r\n2\r\n(Stimme nicht\r\nzu)\r\n3\r\n(Bin unentschieden)\r\n4\r\n(Stimme zu)\r\n5\r\n(Stimme vollkommen zu)\r\n… Vorteile für die Vorsorge und Versorgungssicherheit im\r\nEnergiesektor“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n… die Koordinierung\r\nund Transparenz zwischen den Mitgliedstaaten verbessert“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n… Marktverzerrungen\r\nund Ausstrahlungseffekte in Nachbarländern verringert“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n48 Haben Sie in den vergangenen Jahren Unstimmigkeiten oder Regelungslücken zwischen\r\nder Verordnung über die sichere Gasversorgung und -speicherung und der Verordnung\r\nüber die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor festgestellt, die die Erreichung der jeweiligen\r\nZiele dieser Verordnungen behindern?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n49 Wie ließen sich die Kohärenz zwischen den vorgenannten Verordnungen in Zukunft\r\nkonkret verbessern und die festgestellten Regelungslücken beheben?\r\n50 Gibt es in Ihrer Branche oder Ihrem Land Strategien zur Entschärfung der Auswirkungen\r\neiner Stromversorgungskrise auf die Gasversorgung und umgekehrt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n51 Bitte führen Sie die bestehenden Strategien näher aus:\r\nIn Deutschland gibt es gesetzliche Regelungen, die im Falle einer Gaskrise systemrelevanten\r\nGaskraftwerken Vorrang einräumen, um ein Übergreifen auf den Stromsektor zu verhindern.\r\n52 Sind die Rollen und Zuständigkeiten sowie die Mechanismen zur Koordinierung zwischen dem Strom- und dem Erdgassektor in Krisenzeiten tatsächlich effektiv?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n53 Weshalb sind sie nicht effektiv?\r\n54 Die Strom- und Gasmärkte sind zunehmend miteinander verflochten. Sehen Sie die folgenden Bereiche als potenzielle Bereiche, in denen aufsichtsbehördliche Synergieeffekte\r\nangestrebt werden könnten?\r\nJa Nein Keine Meinung\r\nRisikobewertungen und Szenarien ☒ ☐ ☐\r\nPräventions-/Risikovorsorgepläne ☒ ☐ ☐\r\nDefinitionen und Ausmaße von Krisen ☒ ☐ ☐\r\nKrisenbewältigungsverfahren ☒ ☐ ☐\r\nGeschützte Kunden/Besonderer Schutz vor einer Netztrennung\r\n☐ ☒ ☐\r\nSpeichermaßnahmen zur Gewährleistung der Energieversorgungsicherheit (Elektrizität, Gase, Flüssigkraftstoffe, Wärme)\r\n☐ ☒ ☐\r\nRegionale Zusammenarbeit ☐ ☒ ☐\r\nSolidarität/Unterstützung ☐ ☒ ☐\r\n55 Bitte gegebenenfalls näher ausführen:\r\nIn den meisten der genannten Bereiche sind keine Anpassungen der EU-Regelungen erforderlich. Die Verschränkung zwischen Gas- und Strommärkten dürfte vielmehr in der nationalen Umsetzung und durch die jeweiligen zuständigen Behörden erfolgen. Dies ermöglicht zugleich, dass die jeweiligen nationalen Gegebenheiten, auch in Hinblick auf die Struktur und\r\nOrganisation der zuständigen Behörden, greifen können.\r\nEin gutes Beispiel ist die integrierte Netzplanung.\r\n56 Gibt es andere, in der vorstehenden Tabelle nicht genannte Bereiche, in denen Synergieeffekte angestrebt werden sollten?\r\n57 Gibt es Ihrer Meinung nach Gründe und Möglichkeiten, um die Rahmen für die Energieversorgungssicherheit bei der Gasspeicherung und der Energiespeicherung im weiteren\r\nSinne stärker aneinander anzugleichen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n58 Können Sie konkrete Beispiele nennen?\r\nGrundsätzlich nimmt mit fortschreitender Sektorkopplung und H2-Hochlauf die Bedeutung\r\nder Energiespeicherung zu. Dabei spielen Untergrundgas bzw. -wasserstoffspeicher als die\r\nphysikalische, großvolumige Flexibilitätsquelle eine besondere Rolle.\r\nZum jetzigen Zeitpunkt und auch mittelfristig ist eine Angleichung jedoch weder sachgerecht\r\nnoch sinnvoll. Ein rechtlicher Rahmen, der derzeit für einzelne Commodities besteht und deren Spezifika berücksichtigt, lässt sich nicht einfach breit ausrollen.\r\nPerspektivisch ist eine Weiterentwicklung des rechtlichen Rahmens denkbar.\r\n59 Welches sind die wichtigsten sektorübergreifenden oder kaskadenartigen Risiken für\r\nGas und Strom, die in Zukunft bekämpft werden sollten (z. B. Engpässe bei kritischen Gasmengen für die Energieerzeugung, Stromausfälle von Turbinen im Gassystem bzw. in Kesseln oder Stromausfälle, die sich auf die Erzeugung erneuerbarer/CO2-armer Gase auswirken)?\r\nUnterbrechungen der Gasversorgung beeinträchtigen Stromerzeugung\r\n60 Wie könnten diese Risiken künftig beseitigt werden?\r\nGaslieferungen an Stromerzeugungsanlagen sollten in dem Maße Vorrang haben, wie sie für\r\nden Schutz der Integrität des Stromnetzes erforderlich sind (vgl. Konzept der systemrelevanten Gaskraftwerke in Deutschland). Das würde auch berücksichtigen, dass die heutigen geschützten Gaskunden perspektivisch mehr Strom für ihre Wärmeversorgung benötigen. Zudem besteht grundsätzlich eine Wechselwirkung durch den Strombedarf von beispielsweise\r\nHeizungsanlagen.\r\n61 Sind die mit der weiteren Digitalisierung und intelligenteren Gestaltung der Energienetze verbundenen Risiken, d. h. die Risiken der Cybersicherheit, im Hinblick auf die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausreichend erfasst? Besteht Ihrer Meinung nach\r\ndie Notwendigkeit, den EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit zu verbessern,\r\num diesen Risiken vorzubeugen?\r\nDie Beherrschung dieser Risiken ist eine Priorität für Energieunternehmen. Es bedarf keiner\r\nweiteren Regelungen auf europäischer Ebene.\r\n62 Halten Sie es für möglich, dass nachfrageseitige Maßnahmen neben dem bereits bestehenden Rahmen im Zuge der kürzlich verabschiedeten Gestaltung des Strommarkts eine\r\nzusätzliche oder stärkere Rolle in der künftigen EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit spielen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n63 Können Sie konkrete Beispiele nennen, die es ermöglichen würden, nachfrageseitige\r\nMaßnahmen besser zu erkennen und zu mobilisieren?\r\nDie Flexibilität auf der Nachfrageseite sollte innerhalb des bestehenden Marktrahmens genutzt werden. Zusätzliche Instrumente würden diesen fragmentieren und zu Verzerrungen\r\nführen.\r\n64 Bitte erläutern:\r\n65 Gibt es Unterlagen, Berichte oder sonstige Dokumente zu diesen Aspekten, die Sie\r\nhochladen möchten?\r\n4. Spezifische Frage zur Gasversorgungssicherheit\r\nDie Gasversorgungssicherheit ist die Fähigkeit des Gassystems, die Gasversorgung von Kunden mit einem eindeutig festgelegten Leistungsniveau zu gewährleisten. Mit der Verordnu\r\nng (EU) 2017/1938 über die sichere Gasversorgung, die 2022 durch die Gasspeicherverordnung und das 2024 verabschiedete Gaspaket geändert wurde, sind auf EU-Ebene Sicherungsmaßnahmen eingeführt worden. Sie stützt sich auf folgende Punkte:\r\n• Verbesserung des Informationsaustauschs und der Transparenz, z. B. über die Koordinierungsgruppe „Gas“.\r\n• EU-weite Simulationen und Risikobewertungen auf europäischer, regionaler und\r\nnationaler Ebene.\r\n• Einen Rahmen für nationale Präventionspläne und Notfallpläne, um Risiken und\r\nKrisen vorzubeugen und darauf zu reagieren.\r\n• Krisenbewältigungsverfahren und Solidaritätsmaßnahmen in Notfällen, insbesondere für „geschützte Kunden“ (z. B. Privathaushalte).\r\n• Eine Strategie zur Sicherstellung der Befüllung der Gasspeicher.\r\nAm 5. Oktober 2023 veröffentlichte die Kommission einen Bericht zur Überprüfung der Verordnung (COM(2023) 572). Im Anschluss an die jüngsten Änderungen muss die Kommission\r\nbis zum 28. Februar 2025 einen Bericht über die Umsetzung der Speicherbestimmungen und\r\nder Solidaritätsbestimmungen des Pakets für den Wasserstoffmarkt und den dekarbonisierten Gasmarkt erstellen. Diese öffentliche Konsultation soll nicht nur in die Eignungsprüfung\r\ndes Rahmens für die Energieversorgungssicherheit einfließen, sondern auch Beiträge zu diesem Bericht liefern.\r\nA. Rückblick\r\n1. Wirksamkeit\r\n66 Mit der Verordnung (EU) 2017/1938 werden mehrere Ziele verfolgt. Wie beurteilen Sie\r\nihre Bilanz in Bezug auf die folgenden Ziele?\r\n1\r\n(Sehr\r\nschlecht)\r\n2\r\n(Schlecht)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Gut)\r\n5\r\n(Ausgezeichnet)\r\nGewährleistung eine angemessenen\r\nMaßes an Vorsorge in Europa im\r\nHinblick auf Unterbrechungen der\r\nGasversorgung, z. B. durch die Bewertung von Risiken und die Schaffung einer adäquaten Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nSicherstellung der Einleitung aller\r\nnotwendigen Maßnahmen, um eine\r\nkontinuierliche Gasversorgung zu\r\ngewährleisten, insbesondere für geschützte Kunden\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nStärkung der regionalen und EU-weiten Zusammenarbeit, auch in Versorgungsnotfällen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n67 Sind Sie bei der Um- und Durchsetzung der Bestimmungen der Verordnung auf Hindernisse oder Schwierigkeiten gestoßen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n68 Welche Bestimmungen waren schwer umzusetzen und warum?\r\nAn einigen Stellen wurden in 2022/23 Lücken deutlich. Dies betrifft beispielsweise die Präventionspläne und Notfallpläne. Die meisten Mitgliedstaaten haben bis heute keine bilateralen Solidaritätsvereinbarungen geschlossen.\r\nDie Füllstandsvorgaben für Gasspeicher mussten im Jahr 2022 sehr kurzfristig und unter anspruchsvollen Rahmenbedingungen umgesetzt werden, was den Gestaltungsspielraum für\r\ndie Umsetzung eingeschränkt hat.\r\n69 Gab es unerwartete und/oder unbeabsichtigte Folgen der Umsetzung dieser Verordnung, die die Verwirklichung dieser Ziele behindert haben?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n70 Welche Auswirkungen gab es und welche Bestimmungen der Verordnung haben diese\r\nAuswirkungen verursacht?\r\nIn Deutschland hat die Erreichung der Gasspeicher-Mindestfüllstände in Kombination mit\r\nden vorgegebenen Befüllungsinstrumenten zu einer Verbesserung der Versorgungsituation\r\nbeigetragen. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher mussten im Jahr 2022 sehr kurzfristig\r\nund unter anspruchsvollen Rahmenbedingungen umgesetzt werden, was den Gestaltungsspielraum für die Umsetzung eingeschränkt und zu hohen Kosten für die Befüllung und damit verbundenen Umlagen geführt hat.\r\n71 Wie stufen Sie die Wirksamkeit der folgenden spezifischen Bestimmungen bei der Gewährleistung von Vorsorge, Versorgungssicherheit und/oder Resilienz ein?\r\n1\r\n(Gänzlich\r\nunwirksam)\r\n2\r\n(Kaum wirksam)\r\n3\r\n(Bedingt\r\nwirksam)\r\n4\r\n(Wirksam)\r\n5\r\n(Sehr wirksam)\r\nKoordinierungsgruppe „Gas“ ☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nInfrastrukturstandard und bidirektionale Kapazitäten\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVersorgungsstandard und geschützte Kunden\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nGemeinsame Risikobewertungen\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nPräventionspläne und Notfallpläne\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nKrisenbewältigung ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nKrisenstufen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nSolidaritätsbestimmungen ☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nAnforderungen an den Informationsaustausch gemäß Artikel 14\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nSpeicherziele ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVon der Kommission festgelegte jährliche Speicherpfade\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nZertifizierung der Betreiber einer Speicheranlage\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNachfragereduzierung und EUAlarm\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n72 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\n73 Was sind Ihrer Ansicht nach die wichtigsten Stärken und Schwächen der Speicherverordnung, insbesondere im Hinblick auf die Speicherziele von 90 %, die Zielpfade, die Lastenteilung, das Zertifizierungsverfahren und die Verfallsklausel der Speicherbestimmungen\r\nim Jahr 2025?\r\nDas Ziel der Speicherbefüllung wurde erreicht. Dies war ein wichtiger Beitrag, um das gewünschte Versorgungssicherheitsniveau zu halten.\r\nEs handelt sich dabei jedoch um einen starken Eingriff in den Markt und um sehr detaillierte\r\nVorgaben, die in einer Krisensituation schnell auf den Weg gebracht wurden. Insofern ist es\r\nrichtig, dass die Verordnung zeitlich begrenzt ist. Es bedarf einer sorgfältigen Evaluierung\r\nund – wenn beispielsweise Füllstandsziele auch zukünftig vorgegeben werden sollten – einer\r\nVerschlankung bei den Regelungen, die zu unverhältnismäßigen Lasten führen. Dies betrifft\r\nbeispielsweise die Zwischenziele sowie die Zertifizierung. So führen u.a. die Vorgaben zur\r\nZertifizierung zu enormen bürokratischen Anforderungen mit hohen Kosten.\r\nStatt eines starren Füllstandsziels auf EU-Ebene wäre beispielsweise die Vorgabe von Eckpfeilern zur Methodik für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Der BDEW wird an der Entwicklung einer solchen Methodik gern mitwirken. Die konkreten Regelungen sollten durch\r\ndie Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden.\r\n2. Effizienz\r\n74 Mit welchen Kosten und Nutzeffekten war die Umsetzung der Verordnung für eine sichere Gasversorgung in Ihrer Organisation verbunden (einschließlich der durch die Speicherverordnung und das Paket für den Wasserstoffmarkt und den dekarbonisierten Gasmarkt eingeführten Änderungen zur Speicherung und Solidarität)? Bitte geben Sie nach\r\nMöglichkeit sowohl quantitative als auch qualitative Elemente an.\r\nNachteile: Die staatliche Gasbeschaffung im Zusammenhang mit der nationalen Speicherbefüllung hat in Deutschland seit 2022 ca. 6 Milliarden Euro gekostet, welche über ein Umlagesystem im Ergebnis von den Letztverbrauchern zu tragen sind. Diese Kosten sind allerdings\r\nzum Großteil auf die Sondersituation 2022 und zudem nicht 1:1 auf die EU-Vorgaben zurückzuführen, d. h. die vergangenen Kosten sind kein belastbares Indiz für die Zukunft.\r\nZudem führen viele der Vorgaben zu hohen Bürokratiekosten.\r\nVorteile: Zu Beginn des Winters 2022/23 wiesen die Gasspeicher hohe Füllstände auf, was\r\ngut für die Versorgungssicherheit war. Auch ist positiv, dass über die Speichervorgaben ein\r\nBackup-Mechanismus etabliert wurde, der Versorgungssicherheit sicherstellt, wenn die Speicherbefüllung auf Basis marktlicher Signale nicht in ausreichendem Umfang erfolgt.\r\n75 Inwieweit haben die folgenden Bestimmungen einen unverhältnismäßigen Aufwand (z.\r\nB. administrative, finanzielle oder sonstige Belastungen) verursacht?\r\n1\r\n(Vernachlässigbar)\r\n2\r\n(Kaum)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Stark)\r\n5\r\n(Sehr\r\nstark)\r\nKoordinierungsgruppe „Gas“ ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nInfrastrukturstandard und bidirektionale Kapazitäten\r\n☐ ☐X ☐ ☐ ☐\r\nVersorgungsstandard und geschützte Kunden\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nGemeinsame Risikobewertungen\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nPräventionspläne und Notfallpläne\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nKrisenbewältigung ☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nKrisenstufen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nSolidaritätsbestimmungen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nAnforderungen an den Informationsaustausch gemäß Artikel 14\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nSpeicherziele ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVon der Kommission festgelegte jährliche Speicherpfade\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nZertifizierung der Betreiber einer Speicheranlage\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nNachfragereduzierung und EUAlarm\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\n76 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nZu den Speicherzielen: wirksam, aber im Jahr 2022 aufgrund der sehr kurzfristigen nationalen Umsetzung und Prozessvorgaben nur mit hohem finanziellem Aufwand möglich.\r\n77 Wie können die Berichterstattungs- und Überwachungspflichten der Verordnung vereinfacht werden? Wurden im Zusammenhang mit den derzeitigen Berichterstattungs- und\r\nÜberwachungspflichten oder deren Frequenz unnötige Doppelbelastungen oder sich überschneidende Zuständigkeiten (z. B. in Bezug auf Risikobewertungen und Pläne) vermieden?\r\nDie Berichterstattung gemäß Artikel 14 ist etwas unklar und es ist unklar, ob/wie diese Informationen verwendet werden. Vielleicht könnte dies gestrichen werden.\r\n3. Relevanz\r\n78 Inwieweit waren die Bestimmungen der Verordnung über die sichere Gasversorgung für\r\ndie Bewältigung der Herausforderungen und Unterbrechungen der Gasversorgung, die die\r\nEU seit deren Umsetzung erfahren hat, relevant? Bitte führen Sie Ihre Antwort, z. B. durch\r\neinen ausdrücklichen Verweis auf die Energiekrise 2022/2023, näher aus.\r\nVorgaben der Gas-SoS-VO wie Notfallplan, Krisenteam etc. haben sehr dazu beigetragen,\r\ndass die Mitgliedstaaten vorbereitet waren und zumindest Grundzüge des Krisenmanagements beschrieben waren und schnell installiert werden konnten. Die einheitliche Definition\r\nder Krisenstufen war für die Einordnung der Lage hilfreich.\r\nDie Koordinierungsgruppe „Erdgas“ hat ihre Aufgabe erfolgreich erfüllt und war für den Informationsaustausch und die grenzüberschreitende Koordinierung sehr wichtig.\r\nDie Mindestfüllstände der Gasspeicher waren im Jahr 2022 sehr wichtig.\r\n79 Wie gut ist die Verordnung über die sichere Gasversorgung an den technologischen\r\noder wissenschaftlichen Fortschritt sowie an die ökologischen/klimabezogenen Herausforderungen angepasst, denen sich die EU stellen muss?\r\nDas ist nicht der Fall. Deshalb sollte sich der EU-Rahmen für die Erdgasversorgung auf sein\r\nKernziel konzentrieren: die Gasversorgungssicherheit. Andere Ziele (Dekarbonisierung, Industriepolitik usw.) sollten stattdessen in anderen Initiativen und mit anderen Instrumenten\r\nverfolgt werden.\r\n4. Kohärenz\r\n80 Inwieweit ist die Verordnung über die sichere Gasversorgung auf andere politische Ziele\r\nder EU abgestimmt?\r\nDie Gas-SOS-Verordnung trägt direkt zum politischen Ziel der Versorgungssicherheit bei. Sie\r\nträgt nur indirekt zur Wettbewerbsfähigkeit bei und hat keinen Bezug zur Dekarbonisierung.\r\nEine Vermischung der verschiedenen Ziele innerhalb der Gas-SoS-Verordnung würde das Risiko mit sich bringen, dass keines dieser Ziele erreicht wird.\r\n81 Haben sich einige Bestimmungen der Verordnung als unvereinbar erwiesen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n82 Bitte führen Sie konkrete Beispiele an:\r\n5. Europäischer Mehrwert\r\n83 Im Vorschlag der Kommission aus dem Jahr 2016 für die Verordnung über die sichere\r\nGasversorgung wurde die Notwendigkeit von Maßnahmen der EU wie folgt begründet:\r\n• „Die zunehmende Verflechtung der EU-Gasmärkte und der „Korridor-Ansatz“ zur Ermöglichung von Umkehrflüssen in Gasverbindungsleitungen erfordern koordinierte Maßnahmen“;\r\n• „Ohne eine solche Koordinierung ist es wahrscheinlich, dass auf nationaler\r\nEbene ergriffene Versorgungssicherheitsmaßnahmen andere Mitgliedstaaten\r\nbzw. die Versorgungssicherheit auf EU-Ebene beeinträchtigen werden“;\r\n• „Bei einer schweren Störung der Gaslieferungen in die EU macht die Gefährdung nicht an nationalen Grenzen halt, vielmehr können mehrere Mitgliedstaaten direkt oder indirekt betroffen sein“;\r\n• „Eine nationale Vorgehensweise führt zu suboptimalen Maßnahmen und\r\nverschärft die Folgen einer Krise noch“.\r\nHaben die Ereignisse der vergangenen Jahre (insbesondere die Energiekrise 2022 /2023\r\nund die zunehmende Bedeutung von LNG als Alternative zu russischem Gas) diese Aussagen Ihrer Ansicht nach bestätigt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n84 Können Sie bitte näher ausführen, warum diese Ereignisse Ihrer Meinung nach diese\r\nAussagen bestätigt haben?\r\n85 Können Sie bitte näher ausführen, warum diese Ereignisse Ihrer Meinung nach diese\r\nAussagen entkräften?\r\nB. Ausblick\r\n86 Der Folgenabschätzung zu den Zielen für 2040 zufolge dürfte die Erdgasnachfrage in der\r\nEU von derzeit ca. 319 Mio. t RÖE auf 100-150 Mio. t RÖE im Jahr 2040 sinken, wobei die\r\nBiomethanproduktion zunehmen wird. Der insgesamt rückläufige Gasverbrauch kann zu\r\neiner Änderung des Konsumverhaltens führen, wobei der Ausstieg in den einzelnen Sektoren wahrscheinlich unterschiedlich schnell erfolgen wird. Welche Änderungen sollten an\r\nder Verordnung über die sichere Gasversorgung vorgenommen werden, damit sie angesichts der voraussichtlichen Entwicklung von Gasangebot und -nachfrage in der EU relevant bleibt?\r\nDie EU-Gas-SoS-Verordnung ist an sich so gestaltet, dass sie sich an unterschiedliche Bedürfnisse anpasst. Wenn sich zum Beispiel der Gasverbrauch ändert, wird sich das Volumen der\r\n„geschützten“ Nachfrage automatisch anpassen.\r\n87 Gibt es Ziele für die Gasversorgungssicherheit, die 2017 nicht berücksichtigt wurden\r\nund auf deren Erreichung eine mögliche Überarbeitung der Verordnung hinarbeiten\r\nsollte?\r\n☐Ja\r\n☒Nein\r\n☐Keine Meinung\r\n88 Welche Lücken in der derzeitigen Verordnung sollten Ihrer Meinung nach bei einer\r\nkünftigen Aktualisierung des Rahmens für die Energieversorgungssicherheit geschlossen\r\nwerden?\r\n89 Einige Bestimmungen laufen 2025 aus, darunter das Speicherziel von 90 %. Welche\r\nRolle sollte Ihrer Meinung nach die Gasspeicherpolitik nach 2025 kurz- und langfristig spielen?\r\nGrundsätzlich erscheint die Vorgabe eines Füllstandsziels auf EU-Ebene für alle Mitgliedstaaten in 2022 vor dem Hintergrund der Krisensituation 2022 nachvollziehbar.\r\nBei Fortbestehen einer solchen gesetzlichen Regelung auf EU-Ebene über 2025 hinaus, müssten die Vorgaben jedoch flexibler sein. Statt eines starren Füllstandsziels wäre die Vorgabe\r\nvon Eckpfeilern zur Methodik - die beispielsweise Korridore, Berücksichtigung von Solidaritätsaspekten etc. enthalten könnte - für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Der BDEW\r\nwird an der Entwicklung einer solchen Methodik gern mitwirken. Die konkreten Regelungen\r\nsollten durch die Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden. So lassen auch\r\ndie jeweiligen Versorgungssituationen und ihre Entwicklungen angemessen berücksichtigen.\r\nDabei sollte marktbasierten Instrumenten der Vorzug gegeben werden. Eingriffe, die den\r\nSpeicherwert mindern, wie z.B. UIOLI, sollten ausgeschlossen werden.\r\nMitgliedsstaaten, die insb. durch hohe Speicherfüllstände (insbesondere im Verhältnis zum\r\nlandeseigenen Gasverbrauch) für Versorgungssicherheit gesorgt haben, sollten die Kosten\r\ndieser solidarischen Maßnahmen nicht allein tragen müssen, sondern auch die Kosten der\r\nVersorgungssicherheit solidarisieren dürfen.\r\n90 Sollte eine Überarbeitung der Verordnung für mehr Transparenz bei langfristigen Gasverträgen sorgen, z. B. über Artikel 14, insbesondere dann, wenn ein einziger Lieferant aus\r\neinem Drittland einen erheblichen Anteil am gesamten Versorgungsmix hat?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n91 Auf welche Weise sollte die Verordnung für mehr Transparenz sorgen?\r\n92 Warum sollte sich die Verordnung nicht auf eine stärkere Transparenz konzentrieren?\r\nDer Markt ist bereits sehr transparent.\r\n93 Wie sollten die Kosten für die Aufrechterhaltung einer hohen Gasversorgungssicherheit\r\nauf verschiedene Akteure wie Unternehmen, Bürger/innen und Regierungen verteilt werden?\r\nLetzten Endes werden die Kosten vom Verbraucher getragen. Selbst wenn die Kosten auf andere Stufen der Wertschöpfungskette umgelegt werden, werden sie im Endprodukt eingepreist. Die Kosten sollten so umgelegt werden, dass sie die geringsten Verzerrungen verursachen, z. B. durch Umlagen für die Endverbraucher oder Steuern. Ziel soll ebenfalls sein, die\r\neffizientesten und die niedrigsten Kosten verursachenden Instrumente auszuwählen (siehe\r\netwa Ausführungen zu Füllstandsvorgaben oben).\r\nC. Sonstiges\r\n94 Haben Sie im Hinblick auf die allgemeine Wirkungsweise und/oder die künftige Weiterentwicklung der Verordnung über die sichere Gasversorgung etwas hinzuzufügen?\r\nDer allgemeine Grundsatz der Gas-SoS-Verordnung sollte weiterhin darin bestehen, die Zusammenarbeit zu erleichtern, anstatt detaillierte Lösungen vorzuschreiben.\r\n5. Spezifische Fragen zur Stromversorgungssicherheit\r\nVernetzte und gekoppelte Strommärkte und -systeme erfordern eine engere Zusammenarbeit der EU-Mitgliedstaaten bei der Verhinderung und Bewältigung von Stromversorgungskrisen. Die EU hat eine Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor eingeführt\r\nund im Zeichen der Solidarität und Transparenz mehrere Instrumente zur Abwehr, Vorsorge\r\nund Bewältigung von Stromversorgungskrisen geschaffen.\r\nGemäß Artikel 18 der Verordnung hat die Europäische Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat bis zum 1. September 2025 einen Bericht über die Anwendung dieser\r\nVerordnung vorzulegen. Diese öffentliche Konsultation wird nicht nur in die Eignungsprüfung\r\ndes Rahmens für die Energieversorgungssicherheit einfließen, sondern auch in diesen Bericht. Der EU-Rahmen für die Stromversorgungssicherheit wird durch weitere Verwaltungsvorschriften ergänzt, denen bei der Bewertung der Kohärenzkriterien besondere Aufmerksamkeit gewidmet werden sollte. Dazu gehören die mit der Verordnung (EU) 2017 /1485 der\r\nKommission festgelegte Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb und der Netzkodex über\r\nden Notzustand und den Netzwiederaufbau gemäß der Verordnung (EU) 2017/2196 der\r\nKommission sowie die Verordnung (EU) 2019/943 und die Richtlinie (EU) 2019 /944 über den\r\nElektrizitätsbinnenmarkt.\r\nA. Rückblick\r\n1. Wirksamkeit\r\n95 Gemäß der Folgenabschätzung aus dem Jahr 2016, die dem Vorschlag der Kommission\r\nfür eine Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor beigefügt war, wurden\r\nmit der neuen Verordnung mehrere spezifische Ziele verfolgt. Wie beurteilen Sie ihre Bilanz in Bezug auf die folgenden Aspekte?\r\n1\r\n(Sehr\r\nschlecht)\r\n2\r\n(Schlecht)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Gut)\r\n5\r\n(Ausgezeichnet)\r\na) Verbesserung der Prävention und Vorsorge\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nb) Verbesserung der Transparenz und des Informationsaustauschs\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nc) Verbesserung der Koordinierung in Stromversorgungskrisen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nd) Verringerung des Risikos negativer Ausstrahlungseffekte,\r\ndie rein nationale Maßnahmen\r\nin Benachbarten Mitgliedstaaten haben könnten.\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\n96 Gab es unerwartete und/oder unbeabsichtigte Folgen der Umsetzung dieser Verordnung, die die Verwirklichung dieser Ziele behindert haben?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n97 Welche Auswirkungen gab es und welche Bestimmungen der Verordnung haben diese\r\nAuswirkungen verursacht?\r\n98 Wie stufen Sie die Wirksamkeit bestimmter spezifischer Bestimmungen bei der Gewährleistung der Vorsorge, Versorgungssicherheit und/oder Resilienz ein?\r\n1\r\n(Gänzlich\r\nunwirksam)\r\n2\r\n(Kaum wirksam)\r\n3\r\n(Bedingt\r\nwirksam)\r\n4\r\n(Wirksam)\r\n5\r\n(Sehr wirksam)\r\nRegionale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ Klicken oder\r\ntippen Sie\r\nhier, um\r\nText einzugeben.☐\r\n☒ ☐ ☐\r\nRisikobewertungen in Bezug\r\nauf die Eigentumsverhältnisse\r\nder Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nSaisonale und kurzfristige Angemessenheitsstudien\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf nationale Maßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf regionale und bilaterale\r\nMaßnahmen\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nFrühwarnung und Erklärung einer Stromversorgungskrise\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nNutzer, die aus Gründen der\r\nöffentlichen und persönlichen\r\nSicherheit einen besonderen\r\nSchutz vor einer Netztrennung\r\nbeanspruchen können\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit und Unterstützung\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nDurch die Verordnung zugewiesene neue Aufgaben der\r\nKoordinierungsgruppe\r\n„Strom“\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nEinrichtung einer zuständigen\r\nBehörde\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nRegionale Notfalltests ☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\n99 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nDie Definition von Strompreiskrisen ist länderabhängig und somit nicht gut vergleichbar. Die\r\nnationalen Strukturen und die sich auf Grund der natürlichen Gegebenheiten (s. Topgrafie,\r\nWetterverhältnisse, saisonale Abhängigkeiten etc.) spielen ebenfalls eine entscheidende\r\nRolle und sind zu berücksichtigen.\r\n100 Sind Sie der Ansicht, dass der Rahmen für die Zusammenarbeit und Unterstützung gemäß Artikel 15 der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor wirksam genug ist, um regionale Krisen zu bewältigen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n101 Können Sie nähere Angaben machen? Welche Verbesserungsmöglichkeiten gibt es?\r\nGrundsätzlich sind die Regelungen zufriedenstellend. Jedoch gibt es Verbesserungspotential\r\nbei der Harmonisierung der Vorgaben, bspw. durch Erarbeitung allgemeingültigerer Regelungen.\r\n2. Effizienz\r\n102 Mit welchen Kosten und Nutzeffekten war die Umsetzung dieser Verordnung in Ihrer\r\nOrganisation verbunden? Bitte geben Sie nach Möglichkeit sowohl quantitative als auch\r\nqualitative Aspekte an und verweisen Sie ausdrücklich auf die Kosten im Zusammenhang\r\nmit der Ausarbeitung der Risikovorsorgepläne.\r\nZu erwähnen sind hier die ENTSO-E Gruppen zum Informationsaustausch. Für große Unternehmen ist der Aufwand tragbar, für kleinere Unternehmen sind die Kosten relativ deutlich\r\nhöher.\r\n103 Inwieweit haben die folgenden Bestimmungen einen unverhältnismäßigen Aufwand\r\n(z. B. administrative, finanzielle oder sonstige Belastungen) verursacht?\r\n1\r\n(Vernachlässigbar)\r\n2\r\n(Kaum)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Stark)\r\n5\r\n(Sehr\r\nstark)\r\nRegionale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ Klicken oder\r\ntippen Sie\r\nhier, um\r\nText einzugeben.☐\r\n☐ ☐ ☐\r\nRisikobewertungen in Bezug\r\nauf die Eigentumsverhältnisse\r\nder Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nSaisonale und kurzfristige Angemessenheitsstudien\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf nationale Maßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf regionale und bilaterale\r\nMaßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nFrühwarnung und Erklärung einer Stromversorgungskrise\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNutzer, die aus Gründen der\r\nöffentlichen und persönlichen\r\nSicherheit einen besonderen\r\nSchutz vor einer Netztrennung\r\nbeanspruchen können\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit und Unterstützung\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nDurch die Verordnung zugewiesene neue Aufgaben der\r\nKoordinierungsgruppe\r\n„Strom“\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nEinrichtung einer zuständigen\r\nBehörde\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRegionale Notfalltests ☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\n104 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nDies unterscheidet sich nach Unternehmen stark.\r\n105 Wie zeitgerecht (z. B. in Bezug auf die Aktualisierung alle vier Jahre) und effizient ist\r\ndas Verwaltungsverfahren der Risikovorbereitungspläne?\r\n4 Jahre sind in Ordnung.\r\n106 Können Sie Ihre Einstufung bitte näher ausführen?\r\n107 Gibt es Aspekte des Verwaltungsverfahrens der Risikovorsorgepläne, die gestrafft\r\noder verbessert werden könnten?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n108 Können Sie nähere Angaben machen?\r\nDie Szenarien sollten differenziert betrachtet werden können. Darüber hinaus sind 6 Monate\r\nVorlaufzeit sehr kurz zur Berechnung der Szenarien.\r\nDie Verordnung sollte daraufhin angepasst sein, mit weiteren Risikoanalysen (bspw. ERA)\r\ngleiche prozessuale Vorgaben zu machen (Art und Weise der Berechnung, zu nutzende Programme)\r\n3. Relevanz\r\n109 Inwieweit waren die Bestimmungen der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor für die Bewältigung der Herausforderungen der Stromversorgung, die die EU\r\nseit ihrer Umsetzung erlebt hat, relevant? Bitte erläutern Sie Ihre Antwort unter ausdrücklicher Bezugnahme auf die jüngsten Krisen (d. h. die COVID-19-Pandemie und die Energiekrise der Jahre 2022 und 2023).\r\n110 Inwieweit könnten die Risikovorsorgepläne bei der Abwehr, Vorsorge, Bewältigung\r\nund Eindämmung tatsächlicher Stromversorgungskrisen wirksam sein? Was könnte verbessert werden?\r\n111 Wie geeignet ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor für den\r\ntechnologischen oder wissenschaftlichen Fortschritt und für die ökologischen/klimabezogenen Herausforderungen, denen sich die EU stellen muss?\r\n4. Kohärenz\r\n112 Inwieweit ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor auf andere\r\npolitische Ziele der EU abgestimmt?\r\n113 Bestehen Unstimmigkeiten mit anderen EU-Regelungen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n114 Um welche EU-Regelungen handelt es sich?\r\n115 Haben sich einige Bestimmungen in der Verordnung als unvereinbar erwiesen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n116 Bitte führen Sie konkrete Beispiele an:\r\nHöhere Konsistenz bei der Definition von Stromkrisen – sowohl bei regionaler, als auch bei\r\nnationaler Betrachtung.\r\n5. Europäischer Mehrwert\r\n117 Welcher Mehrwert ergibt sich aus dem Tätigwerden der EU für die Stromversorgungssicherheit der EU im Vergleich zu dem, was realistischerweise (in Bezug auf Wirksamkeit\r\nund Effizienz) von den Mitgliedstaaten auf nationaler Ebene hätte erreicht werden können?\r\nInsbesondere der Austausch in den ENTSO-E Arbeitsgruppen funktioniert gut.\r\nB. Ausblick\r\n118 Wie können angesichts der jüngsten Erfahrungen der Mitgliedstaaten mit der Ausarbeitung der Risikovorsorgepläne sowohl der Prozess als auch der Inhalt der Pläne verbessert werden?\r\nEs ist unklar, welche Informationen für die Öffentlichkeit sind und inwiefern interne Prozesse\r\ndavon betroffen sind. Es ist notwendig in getroffenen Analysen über die Bewertungsmethodik zu informieren: Welche Risikobewertungen wurden modelliert und welche lediglich abgeschätzt?\r\n119 Inwieweit ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor angesichts\r\nder Entwicklung der Bedrohungslandschaft und der Entwicklung der Stromversorgung in\r\nder EU und des Energiemixes der EU insgesamt nach wie vor relevant? Gibt es Ziele, die im\r\nJahr 2017 nicht berücksichtigt wurden, oder Lücken, auf die eine Überarbeitung der Verordnung ausgerichtet sein sollte?\r\n120 Sind Sie der Ansicht, dass die Definition des Begriffs „Stromversorgungskrise“ in allen\r\nMitgliedstaaten einheitlich sein oder zumindest auf gemeinsamen Kriterien beruhen\r\nsollte?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n121 Wenn ja, auf welchen Kriterien sollte sie beruhen?\r\nHier wäre ein europäischer Rahmen notwendig, um Definitionen vergleichbar zu machen.\r\nEine Möglichkeit wären hier die Kriterien aus dem Strommarktdesign.\r\n122 Sollte die Definition der Regionen in Artikel 2 der Verordnung Ihrer Meinung nach geändert werden?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n123 Wenn ja, auf welchen Kriterien sollte sie beruhen?\r\nC. Sonstiges\r\n124 Haben Sie in Bezug auf die allgemeine Wirkungsweise und/oder die künftige Weiterentwicklung der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor etwas hinzuzufügen?\r\nDas Ausmaß der Klimarisiken, insbesondere die Auswirkungen extremer Wetterereignisse wie\r\nHitzewellen, Dürren und Schäden an der Energieinfrastruktur aufgrund von Unwettern, sollte\r\nstärker berücksichtigt werden.\r\nBeispiel extreme Wetterereignisse: Hierbei handelt es sich um kurzfristige Ereignisse, die nur\r\nwenig oder gar keine Reaktionszeit für die Schadensbegrenzung bieten. Bei extremer Hitze,\r\nheftigen Regenfällen, Gewitterstürmen oder starkem Wind kann die Energieinfrastruktur beispielsweise so stark beschädigt werden, dass danach nur noch kurative Maßnahmen - wie die\r\nWiederherstellung des Netzes - möglich sind. Schwere Überschwemmungen, Waldbrände, gebrochene Übertragungsmasten und Infrastrukturausfälle können die Folge solcher Wetterextreme sein. Da diese Ereignisse die Energieversorgung und -infrastruktur ohne Vorwarnung unterbrechen können, fehlt es dem derzeitigen Rahmen an angemessenen Mechanismen zur\r\nVorbeugung oder Anpassung in Echtzeit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","regulatoryProjectTitle":"EU-Rahmen Energieversorgungssicherheit - Stellungnahme des BDEW","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/70/394268/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090002.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin/Brüssel, 21. November 2024\r\nPositionspapier\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nKonsultation der Europäischen Kommission\r\nvom 3. September 2024\r\nVersion: 1.0\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\nGrundpositionen zur EU-Architektur und -Rechtsrahmen Energiesicherheit\r\nDie Europäische Kommission startete im September eine öffentliche Konsultation sowie einen\r\noffenen Aufruf für Feedback zur Evaluierung von EU-weiten Gesetzgebungen zur Energieversorgungssicherheit. Im Fokus steht die Bewertung der Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz, Relevanz und des EU-weiten Mehrwerts der bestehenden Vorschriften für die Sicherheit, Widerstandsfähigkeit und Autonomie des Energiesystems.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Kommission sich frühzeitig mit der Evaluierung des EU-Rechtsrahmens für Energiesicherheit und einem Ausblick auf relevante zukünftige Entwicklungen befasst und den Raum für eine breite Betrachtung öffnet. Es ist wichtig, Versorgungssicherheit\r\nüber Energieträgergrenzen hinweg und deren Entwicklungen sowie mit anderen Zielen zusammen zu denken. Dabei sollten die Zielsetzungen mit anderen Regelungen konsistent sein, jedoch nicht miteinander vermischt werden.\r\nEs ist festzuhalten, dass sich EU-Architektur und -Regelwerk der Energiesicherheit im Grundsatz als gut und effizient erwiesen haben. Diese sehen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit eine verstärkte Prävention und eine bessere Vorbereitung zur Bewältigung eventueller Krisen auf Ebene der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, der Regionen und der EU\r\nsowie den Schutz bestimmter Bevölkerungsgruppen vor. Dieser Ansatz geht auf die Gasversorgungssicherheitsverordnung zurück, die aufbauend auf den Lehren aus verschiedenen Versorgungskrisen in der Vergangenheit erarbeitet und weiterentwickelt wurde. Perspektivisch werden graduelle Anpassungen erforderlich sein, die schrittweise – entlang der veränderten Versorgungssituationen im Zuge der Transformation – vorgenommen werden sollten.\r\nDie Energiesicherheit liegt im Rahmen ihrer jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der\r\ngemeinsamen Verantwortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen\r\nBehörden der Mitgliedstaaten sowie der Kommission. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus - 1. Energieunternehmen, 2. Mitgliedstaaten, 3. im Notfall die EU - hat sich bewährt\r\nund sollte weiterhin gestärkt werden.\r\nDies gilt gleichermaßen für das Prinzip, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\nZiel ist es, heute und in Zukunft eine sichere Versorgung mit Energie zu bezahlbaren Preisen zu\r\ngewährleisten. Dabei dürfen unterschiedliche Zielsetzungen wie beispielsweise ein politisch\r\ngewünschtes Preisniveau und die Gewährleistung von Versorgungssicherheit nicht vermischt\r\nwerden. Eine gute Vorsorge ist nicht zum Nulltarif zu haben. Gleichzeitig leistet Vorsorge aber\r\nauch einen Beitrag zur Dämpfung von Preisspitzen in Krisensituationen.\r\nIn einer akuten Krise sind Preise ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch\r\nEingriffe in die freie Preisbildung behindert werden. In Knappheitssituationen steigende Preise\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\nwirken durch Anreiz zur Verbrauchsreduzierung stabilisierend und tragen dazu bei, den Bedarf\r\nfür hoheitliche Eingriffe zu verzögern oder gänzlich zu vermeiden.\r\nDie Energieunternehmen haben einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa nach Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine in\r\nden vergangenen zwei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es\r\nwurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Lieferländern aufgebaut, Vereinbarungen\r\nmit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit LNG-Terminals und die notwendigen\r\nAnbindungsleitungen errichtet. Auch der europäische Energiebinnenmarkt hat hierzu einen\r\nentscheidenden Beitrag geleistet.\r\nGasspeicher sind ein wichtiges Element der Versorgungssicherheit. Mit der EU-Gasspeicherverordnung wurden jedoch Mindestfüllstände und insbesondere Befüllungspfade sowie die\r\nZertifizierung der Gasspeicherbetreiber zu inflexibel und kleinteilig geregelt.\r\nStromnetze spielen ebenfalls eine entscheidende Rolle für die europäische Energiesicherheit,\r\nda sie den kontinuierlichen und zuverlässigen Transport von Elektrizität über Ländergrenzen\r\nhinweg gewährleisten und maßgeblich zur Integration Erneuerbarer Energien beitragen. Durch\r\neine starke Vernetzung können Energieüberschüsse in einer Region genutzt werden, um Defizite in einer anderen auszugleichen und somit die Stabilität des gesamten europäischen\r\nStromsystems zu erhöhen. Zudem fördern gut ausgebaute Stromnetze den Energiehandel zwischen den Mitgliedsstaaten, was die Abhängigkeit von wenigen Energieimportquellen verringert. Investitionen in die Strominfrastruktur sind daher wesentlich, um eine nachhaltige und\r\nresiliente Energieversorgung zu sichern. Sie erhöhen die Flexibilität und Anpassungsfähigkeit\r\ndes Energiesystems, was insbesondere in Krisenzeiten, wie bei geopolitischen Spannungen\r\noder Naturkatastrophen, von großer Bedeutung ist.\r\nIn Deutschland erfolgt aktuell mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz ein wichtiger Schritt zur\r\nTransformation der Energieversorgung sowie zur langfristigen Realisierung der Versorgungsund Systemsicherheit Strom. Hierzu gehören in Deutschland neben den ursprünglich in der\r\nKraftwerksstrategie eingeplanten Ausschreibungen für Biomethan-Peaker allen voran KWKAnlagen. Für die hocheffiziente Besicherung von Strom- und Wärmeversorgung benötigt es\r\nebenso einen europäischen Rahmen, wie für einen Kapazitätsmarkt.\r\nEs braucht darüber hinaus einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realistische\r\nGasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas/LNG, damit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt werden. Dies ist wichtig für den\r\nAbschluss langfristiger Lieferverträge durch Importeure. Bei kontinuierlicher Zielveränderung\r\nkönnen nur kurzfristige und damit häufig unattraktive Lieferungen vereinbart werden.\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nUnsicherheit in der Gasnachfrage führt zu Wettbewerbsnachteilen auf dem Weltmarkt und\r\nhöheren Risikoprämien.\r\nDer Fragebogen der Kommission ist vom Betrachtungszeitraum in die Zukunft hinein unkonkret. Bei Auswertung der Antworten ist zu berücksichtigen, dass sich Entwicklungen wie Sektorkopplung, Dekarbonisierung und Wasserstoffmarkthochlauf über einen langen Zeitraum erstrecken und in Phasen ablaufen. Die Einbeziehung dieser Entwicklungen in das EU-Energiesicherheitsregelwerk muss daher ebenfalls schrittweise erfolgen.\r\nIm Zuge der Transformation wird damit umzugehen sein, dass die Versorgungssituation dezentraler wird. Auch bei einem Rückgang des Erdgasverbrauchs und parallel zum Wasserstoffhochlauf bleibt die Importabhängigkeit. Zudem nimmt die Saisonalität zu: Denn der relative\r\nAnteil, den Wärme im Erdgasmarkt einnimmt, steigt, wenn die Industrie hin zu H2 transformiert. Mit dem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien im Stromnetz und einer fortschreitenden Elektrifizierung anderer Sektoren steigt auch der Bedarf an Flexibilitäten, die die\r\nStromversorgung dann sicherstellen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht.\r\nEine wichtige Rolle kommt hier neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch Wasserstoffspeichern zu: Überschüssiger Strom wird mittels Elektrolyse zu Wasserstoff umgewandelt,\r\nzwischengespeichert und kann bei Bedarf wieder zur Stromerzeugung genutzt werden.\r\nDas unterstreicht, dass die EU den Rahmen setzen, Mindestanforderungen an Mitgliedstaaten\r\ndefinieren und deren Einhaltung monitoren, die Ausgestaltung und rechtliche Umsetzung im\r\nDetail jedoch den Mitgliedstaaten überlassen sollte. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014208","regulatoryProjectTitle":"Einordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/86/80/394280/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090003.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten über 1.900\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 17. Dezember 2024\r\n BDEW Bundesverband\r\n der Energie- und\r\n Wasserwirtschaft e.V.\r\n Reinhardtstraße 32\r\n 10117 Berlin\r\n www.bdew.de\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags\r\nzur Steuerung der Windenergie\r\nmit konkreten Anpassungsvorschlägen\r\nVersionsnummer: 1\r\n\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\n Seite 2 von 12\r\n1 Vorbemerkung\r\nDen BDEW erreichte der Entwurf eines in der Branche, Politik und Presse stark diskutierten\r\nsog. „Regelungsvorschlag zur Steuerung der Windenergie an Land“, im Folgenden „Regelungsvorschlag“. Der Vorschlag geht wohl auf eine Initiative des Landes NRW zurück. Das Thema\r\nwurde auch im Tagesspiegel Background vom 11. und 12. 12.2024 aufgegriffen.\r\nDer BDEW plädiert für eine vernünftige ausgewogene Lösung, die Planungs- und Investitionssicherheit liefert, Akzeptanz erhält und sinnfreien Mehraufwand bei Projektieren und Gemeinden verhindert. Das überragende öffentliche Interesse am Ausbau der Windenergie darf dabei\r\nnicht zurückgeschraubt werden.\r\n2 Funktionsweise des Regelungsvorschlags\r\n› Vertrauensschutz für bis zur Öffentlichkeitsbeteiligung eingereichte vollständige Vollanträge, d. h. keine Untersagungsmöglichkeit.\r\n› Außerdem dauerhafte planungsrechtliche Zulässigkeit gegeben. Kein Schutz für Vorbescheidsanträge.\r\n› Später gestellte Vollanträge oder zu diesem Zeitpunkt unvollständige Vollanträge, die auf\r\nnicht mehr ausgewiesenen Flächen liegen, können untersagt werden und eine spätere Zulässigkeit entfällt.\r\n› Bei Eintritt der Rechtsfolge nach § 249 Abs. 2 BauGB (sog. Entprivilegierung) ist eine Zulässigkeit über § 35 Abs. 2 BauGB nicht mehr über Anwendung des § 2 EEG möglich.\r\n Seite 3 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\n3 Einordnung des Regelungsvorschlags und konkrete Anpassungsvorschläge\r\nFormulierungshilfe zur Änderung des\r\nBaugesetzbuches (BauGB)\r\nProblem und Lösung Anpassungsvorschlag (feƩ)\r\n§ 245e BauGB\r\n(…)\r\n(2) Der nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger kann die Entscheidung über die Zulässigkeit eines\r\nVorhabens nach § 35 Absatz 1 Nummer\r\n5, das der Erforschung, Entwicklung\r\noder Nutzung der Windenergie dient,\r\ngegenüber der zuständigen Genehmigungsbehörde längstens bis zum Ablauf\r\ndes SƟchtags für den Flächenbeitragswert nach Spalte 1 der Anlage des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes\r\nuntersagen, wenn\r\nProblem: Die Regelung knüpŌ von der\r\nFormulierung her an § 12 ROG an. Es ist\r\nnicht eindeuƟg, dass sich die Zeitangabe auf die Dauer der Befristung der\r\nUntersagung richtet. Die Untersagungsmöglichkeit bis 31.12.2027 ist zu lang.\r\nLösung: Klarstellung zur maximalen\r\nDauer der Untersagung durch die Ergänzung „befristet für 12 Monate“. Vorziehen der Ziele auf 31.12.2026; wenn\r\ndas nicht machbar ist: Befristung der\r\nUntersagungsmöglichkeit bis längstens\r\n31.12.2026.\r\nFeststellung: BestandskräŌige Vorbescheide sind nicht betroffen, weil dort\r\ndie Entscheidung bereits getroffen\r\nwurde.\r\n§ 245e BauGB\r\n(…)\r\n(2) Der nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger kann die Entscheidung über die Zulässigkeit eines\r\nVorhabens nach § 35 Absatz 1 Nummer\r\n5, das der Erforschung, Entwicklung\r\noder Nutzung der Windenergie dient,\r\ngegenüber der zuständigen Genehmigungsbehörde befristet für 12 Monate\r\nbis längstens zum 31.12.2026 Ablauf\r\ndes SƟchtags für den Flächenbeitragswert nach Spalte 1 der Anlage des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes\r\nuntersagen, wenn\r\n1. das Verfahren zur Aufstellung eines\r\nRaumordnungs- oder Bauleitplan,\r\nmit dem der jeweilige Flächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz\r\n1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder ein daraus abgeleitetes Teilflächenziel erreicht werden soll, förmlich eingeleitet\r\nwurde und\r\nProblem: Im Zeitpunkt der förmlichen\r\nEinleitung des Planungsverfahrens gibt\r\nes noch nicht einmal einen Entwurf, der\r\ndas Vertrauen in die planungsrechtliche\r\nZulässigkeit erschüƩern kann und der zu\r\nschützende Wille des Planungsträgers\r\nund dessen Planungshoheit hat sich\r\nnicht konkreƟsiert.\r\nLösung: Ergänzung dazu, an welchen\r\nPlanungsentwurf bei der Untersagung\r\nangeknüpŌ wird. Damit sind auch Vorbescheidsanträge, die vor Beginn der\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung gestellt wurden, geschützt und können durch den\r\n1. das Verfahren zur Aufstellung eines\r\nRaumordnungs- oder Bauleitplan,\r\nmit dem der jeweilige Flächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz\r\n1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder ein daraus abgeleitetes Teilflächenziel erreicht werden soll, förmlich eingeleitet\r\nwurde und zu dem Entwurf des\r\nPlans die Beteiligung nach § 3 Absatz 2 dieses Gesetzes oder nach §\r\n9 Absatz 2 des Raumordnungsgesetzes eingeleitet wurde und\r\n Seite 4 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\nPlanungsträger bei der Ausweisung der\r\nGebiete berücksichƟgt werden.\r\n2. der Vorhabenstandort außerhalb eines ausgewiesenen oder in Planung befindlichen Windenergiegebiets im Sinne des § 2 Nummer 1\r\ndes Windenergieflächenbedarfsgesetzes liegt.\r\nProblem: In der Praxis werden die ersten Planentwürfe häufig noch geändert\r\nund es kommt zu Gebietsverschiebungen und anderen GebietszuschniƩen, so\r\ndass Standorte teilweise erst später innerhalb der Gebiete liegen und dann\r\nteilweise auch wieder rausfallen.\r\nLösung: Vertrauensschutz muss auch\r\nfür Standorte in nur zwischenzeitlich in\r\nPlanung befindlichen Gebieten gelten.\r\n2. der Vorhabenstandort außerhalb eines ausgewiesenen oder in Planung befindlichen Windenergiegebiets im Sinne des § 2 Nummer 1\r\ndes Windenergieflächenbedarfsgesetzes liegt und auch in allen vorherigen Entwürfen des Plans außerhalb eines Windenergiegebietes gelegen hat und\r\n- Problem: PosiƟv dem Vorhaben gegenüber eingestellte kommunale Planungsträger werden bei einer Untersagung in\r\ndie für die Gemeinden aufwändige Bauleitplanung gezwungen mit der Folge,\r\ndass den Gemeinden die Gemeindebeteiligung (in Brandenburg durchschniƩlich etwa 40.000 Euro pro Anlage und\r\nJahr zzgl. Wind-Euro) in den ersten Jahren bis zur verspäteten Inbetriebnahme\r\nverloren geht.\r\nLösung: Aufnahme des Erfordernisses\r\neiner ZusƟmmung des anderen Planungsträgers zur Untersagung. Über\r\nAbsatz 2a wird dann auch die planungsrechtliche Zulässigkeit gesichert.\r\n3. der kommunale Planungsträger die\r\nZusƟmmung zur Untersagung erteilt hat, sofern er nicht selbst\r\nnach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer\r\n2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes zuständig ist.\r\n\r\n Seite 5 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\nZurückstellungen aufgrund dieses Absatzes in der bis zum … [einsetzen: Datum des InkraŌtretens nach ArƟkel …]\r\ngeltenden Fassung gelten als Untersagungen nach Satz 1 fort, wenn die Voraussetzungen nach Satz 1 erfüllt sind.\r\nDie Sätze 1 und 2 gelten nicht für Vorhaben nach\r\nAbsatz 3. Landesrechtliche VorschriŌen,\r\ndie vor dem …. [einsetzen: Datum des\r\nInkraŌtretens nach ArƟkel…] in KraŌ getreten sind, bleiben unberührt.\r\n- Zurückstellungen aufgrund dieses Absatzes in der bis zum … [einsetzen: Datum des InkraŌtretens nach ArƟkel …]\r\ngeltenden Fassung gelten als Untersagungen nach Satz 1 fort, wenn die Voraussetzungen nach Satz 1 erfüllt sind.\r\nDie Sätze 1 und 2 gelten nicht für Vorhaben nach\r\nAbsatz 3. Landesrechtliche VorschriŌen,\r\ndie vor dem …. [einsetzen: Datum des\r\nInkraŌtretens nach ArƟkel…] in KraŌ getreten sind, bleiben unberührt.\r\n(2a) Untersagungen nach Absatz 2 Satz\r\n1 und 2 sowie die Rechtsfolge des § 249\r\nAbsatz 2 sind nicht anzuwenden auf ein\r\nVorhaben,\r\n1. dessen vollständiger Antrag auf\r\nGenehmigung bei der zuständigen\r\nBehörde eingegangen ist, bevor\r\nzu dem in Absatz 2 Nummer 1 genannten Plan die Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9 Absatz 2 des\r\nRaumordnungsgesetzes oder nach\r\n§ 3 Absatz 2 eingeleitet wurde,\r\nund\r\n2. dem zum Zeitpunkt der Antragstellung nicht die in Absatz 1 Satz\r\n1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 entgegenstanden.\r\nProblem: Mehrfache RestrikƟon des\r\nVertrauensschutzes für Vollanträge.\r\nAbstellen auf Vollständigkeit ist als solche problemaƟsch, da trotz der Anpassungen in der 9. BImSchV umstriƩen.\r\nEs droht sinnloser Planungsaufwand für\r\ndie Gemeinden, wenn diese eigentlich\r\ndas Vorhaben befürworten und dann\r\nzwangsweise eine Bauleitplanung\r\ndurchführen müssen.\r\nLösung: Einreichung eines vollständigen\r\nVollantrags bis Entprivilegierung reicht.\r\nAbstellen auf Beginn der Entscheidungsfrist nach § 10 Abs. 6a BImSchG, der in\r\n§ 7 Abs. 1 Satz 4 der 9. BImSchV konkret\r\ngeregelt ist. Durch den 2. Hs. werden\r\ndie Gemeinden vor zusätzlichem Aufwand durch eine sinnlose Bauleitplanung bewahrt, indem die ZusƟmmung\r\nder Gemeinde zur Durchführung des\r\nVorhabens (nicht gleichzusetzen mit\r\ndem Einvernehmen nach § 36 BauGB)\r\n(2a) Untersagungen nach Absatz 2 Satz\r\n1 und 2 sowie die Rechtsfolge des § 249\r\nAbsatz 2 sind nicht anzuwenden auf ein\r\nVorhaben,\r\n1. dessen nach § 7 Absatz 1 Satz 4\r\nder Neunten Verordnung zur\r\nDurchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vollständiger\r\nAntrag auf Genehmigung bei der\r\nzuständigen Behörde eingegangen\r\nist, bevor zu dem in Absatz 2\r\nNummer 1 genannten Plan die Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9\r\nAbsatz 2 des Raumordnungsgesetzes oder nach § 3 Absatz wurde,\r\nund\r\n2. dem zum Zeitpunkt der Antragstellung nicht die in Absatz 1 Satz\r\n1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 entgegenstanden oder\r\n Seite 6 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\ndie Entprivilegierung nach § 249 Abs. 2\r\nBauGB verhindert.\r\nein Vorhaben, zu dessen Durchführung\r\nder kommunale Planungsträger seine\r\nZusƟmmung erteilt hat.\r\n - Problem: Es gibt viele Vorhaben, die\r\nsich bereits seit den 2010er Jahren in\r\nden Genehmigungsverfahren befinden\r\nund die Vollständigkeit nie bestäƟgt\r\nwurde und bis heute der Abschluss des\r\nVerfahrens durch immer wieder angeforderte Nachforderungen verzögert\r\nwurde. Es ist unklar, ob die zur Vollständigkeit nunmehr geltenden Anforderungen und FikƟonen für diese Vorhaben\r\ngelten.\r\nLösung: Ein zusätzlicher Satz in § 245e\r\nAbs. 2a BauGB n.F., wonach die Entprivilegierung unabhängig von den weiteren Voraussetzungen der Untersagung\r\nfür diese Fälle nicht greiŌ\r\nFür vor dem [InkraŌtreten\r\nBauGB/WindBG-Novelle von 2022] beantragte Vorhaben gilt Satz 1 mit der\r\nMaßgabe, dass die Voraussetzungen\r\naus Nummer 1 nicht gegeben sein\r\nmüssen.\r\n\r\n Seite 7 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\nÄnderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes (WindBG)\r\nProbleme und Lösung Anpassungsvorschlag (feƩ)\r\n§ 1 WindBG\r\n(…)\r\n(2) Hierfür gibt dieses Gesetz den Ländern verbindliche Flächenziele (Flächenbeitragswerte) vor, die für den\r\nAusbau der Windenergie an Land benöƟgt werden, um die Ausbauziele und\r\nAusbaupfade des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2014 (BGBl.\r\nI S. 1066), das zuletzt durch ArƟkel 8\r\ndes Gesetzes vom 20. Juli 2022 (BGBl. I\r\nS. 1325) geändert worden ist, zu erreichen. Werden die Flächenziele nach\r\nMaßgabe von § 3 Absätze 1 und 2 erreicht, so ist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie an Land nach\r\n§ 2 EEG 2023 insoweit Rechnung getragen.\r\nProblem: Die Regelung ist unklar formuliert und geht zu weit; insbesondere\r\nwäre § 2 EEG nach Zielerreichung innerhalb der Gebiete und auch für\r\nRepowering-Vorhaben außerhalb der\r\nGebiete nicht mehr anwendbar.\r\nDie Flächenzielerreichung sagt noch\r\nnichts über den tatsächlichen Ausbau.\r\nEine Begrenzung des überragenden öffentlichen Interesse nach § 2 EEG ist bis\r\nzur treibhausgasneutralen Stromversorgung aus Klimaschutzgründen nicht\r\nsinnvoll.\r\nIm Übrigen steht die Regelung im Widerspruch zu Art 16f der RED III.\r\nLösung: Regelung streichen.\r\n§ 1 WindBG\r\n(…)\r\n(2) Hierfür gibt dieses Gesetz den Ländern verbindliche Flächenziele (Flächenbeitragswerte) vor, die für den\r\nAusbau der Windenergie an Land benöƟgt werden, um die Ausbauziele und\r\nAusbaupfade des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2014 (BGBl.\r\nI S. 1066), das zuletzt durch ArƟkel 8\r\ndes Gesetzes vom 20. Juli 2022 (BGBl. I\r\nS. 1325) geändert worden ist, zu erreichen. Werden die Flächenziele nach\r\nMaßgabe von § 3 Absätze 1 und 2 erreicht, so ist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie an Land nach § 2 EEG 2023 insoweit Rechnung getragen\r\n§ 2 WindBG\r\nBegriffsbesƟmmungen Im Sinne dieses\r\nGesetzes sind (…) 2. Rotor-innerhalbFlächen: Flächen im Sinne der Nummer\r\n1, die in einem Raumordnungsplan\r\noder Bauleitplan ausgewiesen wurden,\r\nder besƟmmt, dass die RotorbläƩer\r\nvon Windenergieanlagen innerhalb der\r\nausgewiesenen Fläche liegen müssen;\r\noder, solange der Planungsträger nicht\r\neinen Beschluss nach § 5 Absatz 4 gefasst und öffentlich bekannt gegeben\r\noder verkündet hat, der keine BesƟmmung im Hinblick auf die Platzierung\r\nProblem: Die Reglung hat nichts mit\r\nden akut zu lösenden Problemen zu tun.\r\nDarüber hinaus ist u. E nach falsch, davon auszugehen, dass sich allein aufgrund der Tatsache, dass sich 20 Prozent der Standorte im Randbereich von\r\nausgewiesenen Gebieten befinden, eine\r\nvolle Anrechenbarkeit von Rotor-In-Flächen als Rotor-Out-Fläche ergibt.\r\nLösung: Regelung streichen.\r\n§ 2 WindBG\r\nBegriffsbesƟmmungen Im Sinne dieses\r\nGesetzes sind (…) 2. Rotor-innerhalbFlächen: Flächen im Sinne der Nummer\r\n1, die in einem Raumordnungsplan\r\noder Bauleitplan ausgewiesen wurden,\r\nder besƟmmt, dass die RotorbläƩer von\r\nWindenergieanlagen innerhalb der ausgewiesenen Fläche liegen müssen;\r\noder, solange der Planungsträger nicht\r\neinen Beschluss nach § 5 Absatz 4 gefasst und öffentlich bekannt gegeben\r\noder verkündet hat, der keine BesƟmmung im Hinblick auf die Platzierung\r\n Seite 8 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\nder RotorbläƩer außerhalb einer ausgewiesenen Fläche triŏ;\r\nder RotorbläƩer außerhalb einer ausgewiesenen Fläche triŏ;\r\n§ 4 WindBG\r\n(3) Ausgewiesene Flächen nach Absatz\r\n1 sind grundsätzlich in vollem Umfang\r\nauf die Flächenbeitragswerte anzurechnen. Rotor-innerhalb-Flächen in Plänen,\r\ndie nach dem 01.02.2024 wirksam geworden sind, sind nur anteilig auf die\r\nFlächenbeitragswerte anzurechnen.\r\nHierfür ist miƩels Analyse der GIS-Daten flächenscharf der einfache Rotorradius abzüglich des Turmfußradius einer\r\nStandardwindenergieanlage an Land\r\nvon den Grenzen der ausgewiesenen\r\nFläche abzuziehen. Der Rotorradius einer Standardwindenergieanlage an\r\nLand abzüglich des Turmfußradius wird\r\nzu diesem Zweck mit einem Wert von\r\n75 Metern festgesetzt.\r\nProblem: Durch die Neuregelung wird\r\ndie bebaubare Flächenkulisse erheblich\r\nbeschränkt. Denn hiernach sollen Rotorinnerhalb-Flächen in Plänen, die vor\r\ndem 01.02.2024 ausgewiesen wurden,\r\nvollständig auf die Flächenziele anzurechnen sein, obwohl diese fakƟsch nur\r\neingeschränkt bebaubar sind. Dies wird\r\ndamit begründet, dass 11 Prozent der\r\ngenehmigten Anlagen in dem bislang\r\nabgezogenen Randbereich von Rotor-inFlächen liegen würden.\r\nDiese ArgumentaƟon ist wenig überzeugend. Nur weil teilweise in Randbereichen Genehmigungen erteilt wurden,\r\nkann man nicht davon ausgehen, dass\r\ndas immer rechtssicher erfolgt. Die bislang ergangene Rechtsprechung des\r\nBundesverwaltungsgerichts zur Ebene\r\nder Bauleitplanung hat diese Möglichkeit jedenfalls abgelehnt (BVerwG, Urt.\r\nv. 21.10.2004 – 4 C 3/04 -, juris, Rn. 40).\r\nIn der Rechtsprechung für die Regionalplanebene ist bislang nicht abschließend geklärt, ob Windenergieanlagen\r\nin den Randbereichen zulässig sind, solange der zugrunde liegende Plan keine\r\nexplizite Festlegung der Rotor-out-Möglichkeit enthält. Es besteht daher eine\r\nerhebliche Unsicherheit für entsprechende Planungen. Dies spricht\r\n§ 4 WindBG\r\n(3) Ausgewiesene Flächen nach Absatz\r\n1 sind grundsätzlich in vollem Umfang\r\nauf die Flächenbeitragswerte anzurechnen. Rotor-innerhalb-Flächen in Plänen, die nach dem 01.02.2024 wirksam\r\ngeworden sind, sind nur anteilig auf die\r\nFlächenbeitragswerte anzurechnen.\r\nHierfür ist miƩels Analyse der GIS-Daten flächenscharf der einfache Rotorradius abzüglich des Turmfußradius einer\r\nStandardwindenergieanlage an Land\r\nvon den Grenzen der ausgewiesenen\r\nFläche abzuziehen. Der Rotorradius einer Standardwindenergieanlage an\r\nLand abzüglich des Turmfußradius wird\r\nzu diesem Zweck mit einem Wert von\r\n75 Metern festgesetzt.\r\n Seite 9 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\neindeuƟg gegen eine pauschale vollständige Anrechenbarkeit.\r\nAbgesehen davon spricht die SƟŌung\r\nUmweltenergierecht davon, dass \"Rotor-in-Planungen gegenüber Rotor-outPlanungen zu einer Verringerung der\r\nFlächenverfügbarkeit von etwa 40 %\r\nund einer Verringerung der installierbaren Leistung um etwa 25 % führen“.\r\nEine pauschale Anrechnung der Rotorin-Flächen ist auch vor diesem Hintergrund nicht sachgerecht und verhältnismäßig – vor allem auch, weil eine fundierte und mit Studien hinterlegte Basis\r\nfehlt, um die tatsächlichen Auswirkungen zu quanƟfizieren. Die im Entwurf\r\nder Gesetzesbegründung zugrunde gelegte Annahme, dass auch die Rotor-innerhalb-Flächen fakƟsch im Randbereich bebaut würden, lässt sich in der\r\nPraxis nicht bestäƟgen.\r\nIm schlimmsten Fall könnte die Regelung dazu führen, dass die von den Ländern und Planungsträgern ausgewiesenen Windenergieflächen am Ende nicht\r\nausreichen, um dem Erreichen der EEGAusbauziele ausreichend Platz einzuräumen.\r\nAußerdem triƩ durch die geänderte Anrechenbarkeit von Rotor-Innen Flächen\r\nin NRW u.U. umgehend Teilflächenzielerreichung und damit Entprivilegierung\r\nein.\r\nDamit wären alle noch im Genehmigungsverfahren befindlichen Projekte\r\n Seite 10 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\naußerhalb der Gebiete nicht mehr realisierbar. Auch vollständige Vollanträge\r\nfür die erhebliche InvesƟƟonen getäƟgt\r\nwurden. Das ist eine erhebliche Verschlechterung der jetzigen Rechtslage.\r\nLösung: Regelung streichen.\r\n§ 5 WindBG\r\n(2) Werden die Flächenbeitragswerte\r\noder die daraus abgeleiteten regionalen oder kommunalen Teilflächenziele\r\nnach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2\r\noder Satz 2 ohne eine Ausweisung von\r\nneuen Windenergiegebieten erreicht,\r\nstellt ein Planungsträger dies bis zu\r\nden in § 3 Absatz 1 Satz 2 genannten\r\nZeitpunkten fest. Die Feststellung nach\r\nSatz 1 kann die Landesregierung treffen; im Fall von regionalen oder kommunalen Teilflächenzielen ist deren Erreichen festzustellen. Die Feststellung\r\nist öffentlich bekannt zu geben oder zu\r\nverkünden.\r\n- § 5 WindBG\r\n(2) Werden die Flächenbeitragswerte\r\noder die daraus abgeleiteten regionalen oder kommunalen Teilflächenziele\r\nnach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 oder\r\nSatz 2 ohne eine Ausweisung von\r\nneuen Windenergiegebieten erreicht,\r\nstellt ein Planungsträger dies bis zu den\r\nin § 3 Absatz 1 Satz 2 genannten Zeitpunkten fest. Die Feststellung nach Satz\r\n1 kann die Landesregierung treffen; im\r\nFall von regionalen oder kommunalen\r\nTeilflächenzielen ist deren Erreichen\r\nfestzustellen. Die Feststellung ist öffentlich bekannt zu geben oder zu verkünden.\r\n(4) Wird eine Feststellung nach Absatz\r\n2 durch die Entscheidung eines Gerichts für unwirksam erklärt oder deren\r\nUnwirksamkeit in den Entscheidungsgründen angenommen oder im Rahmen einer einstweiligen Anordnung außer Vollzug gesetzt, bleiben die Rechtswirkungen der Feststellung für ein Jahr\r\nab RechtskraŌ der Entscheidung aufrechterhalten. Rechtsbehelfe und\r\nRechtsmiƩel gegen eine Feststellung\r\nnach Absatz 3 haben keine aufschiebende Wirkung.\r\nProblem: Das hat heŌige Konsequenzen, denn innerhalb des Jahres wird der\r\nPlanungsträger die Voraussetzungen für\r\neine Untersagung schaffen. Verhinderungsplanung ist dann wieder möglich\r\nund abgesichert. Insoweit besteht aber\r\nkein schützenswertes Interesse des Planungsträgers, das das Aufrechterhalten\r\neiner rechtswidrigen Entscheidung\r\nrechƞerƟgen könnte.\r\nLösung: Regelung streichen.\r\n(4) Wird eine Feststellung nach Absatz\r\n2 durch die Entscheidung eines Gerichts für unwirksam erklärt oder deren\r\nUnwirksamkeit in den Entscheidungsgründen angenommen oder im Rahmen einer einstweiligen Anordnung außer Vollzug gesetzt, bleiben die Rechtswirkungen der Feststellung für ein Jahr\r\nab RechtskraŌ der Entscheidung aufrechterhalten. Rechtsbehelfe und\r\nRechtsmiƩel gegen eine Feststellung\r\nnach Absatz 3 haben keine aufschiebende Wirkung.\r\n Seite 11 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\n- Problem: Es ist unklar, welche Ansprüche der Antragsteller hat, wenn die Behörde die Entscheidungsfristen nach\r\ndem BImSchG überschreitet.\r\nLösung: Eigenständiger Zusatzanspruch\r\ndes Antragsstellers in Form verschuldensunabhängiger MinimalhaŌung der\r\nBehörde für vergebliche Aufwendungen.\r\n(5) TriƩ nach Ablauf der Frist nach § 10\r\nAbsatz 6a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes die Rechtsfolge nach §\r\n249 Absatz 2 des Baugesetzbuchs zu\r\nLasten des Vorhabens ein, kann der\r\nAntragsteller unbeschadet weitergehender Ersatzansprüche von der Genehmigungsbehörde\r\n1. die ErstaƩung von bereits gezahlten und Freistellung von noch ausstehenden Verfahrensgebühren\r\nund Auslagen sowie\r\n2. Ersatz weiterer vergeblich gewordener Aufwendungen insbesondere für die Erstellung des Antrags\r\nund der erforderlichen Unterlagen\r\nverlangen.\r\nDie Behörde haŌet nach Satz 1 unabhängig von einem Verschulden oder\r\nder Zurechenbarkeit der Gründe für\r\ndie Fristüberschreitung.\r\nProblem: Bei Nichtumsetzung der genehmigungsrechtlichen Kernregelung\r\nder RED III droht mit Auslaufen der Notfall-VO ein Fadenriss\r\nLösung: § 6b WindBG umsetzen (siehe\r\nRegierungsentwurfs zur RED III-Umsetzung in den Bereichen Windenergie an\r\nLand und Solar) und somit nutzbar machen für Bestandsgebiete. Um eine 1:1\r\nUmsetzung der RED III zu gewährleisten\r\nist allerdings in § 6b Abs. 3 und 6\r\nWindBG-RegE auf „tatsächliche Nachweise“ anstaƩ „tatsächliche Anhaltspunkte“ abzustellen. Zudem sollte in §\r\n§ 6b WindBG\r\n Seite 12 von 12\r\nEinordnung des Regelungsvorschlags zur Steuerung der Windenergie\r\n6b Abs. 7 WindBG die pauschale Einmalzahlung auf einen „jährlich zu leistenden Betrag“ umgestellt werden.\r\nStand 17.12.2024 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Dezember 2024\r\nPositionspapier\r\nZur Transformation Gas und\r\nder Rolle der Importeure\r\nund Midstreamer\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Rolle und Funktion der Midstream-Unternehmen im Gasmarkt..................3\r\n3 Rolle der Midstreamer für das Erreichen der Klimaneutralität und den\r\nWasserstoff-Mengenhochlauf....................................................................4\r\n4 Herausforderungen und Rahmenbedingungen ...........................................6\r\n5 Problemstellungen und Forderungen an die Politik ....................................7\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nDeutschland hat das Ziel, bis 2045 die Klimaneutralität zu erreichen. Die Transformation der\r\nGasversorgung hin zu erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen muss aktiv gestaltet werden. Für eine Übergangsphase ist die Versorgung mit Erdgas zu sichern und zu diversifizieren.\r\nParallel erfolgt ein Markthochlauf für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase. Als wichtiger\r\nPartner der Erneuerbaren Energien und zur Stärkung der Resilienz des Energieversorgungssystems in der Transformation ist der Einsatz gasförmiger Energieträger in vielen Anwendungen\r\nunabdingbar und entscheidend. Dieses Positionspapier hebt die Rolle der Midstreamer hervor. Denn die Transformation bei den Gasen und der Markthochlauf beim Wasserstoff kann\r\nnur gelingen, wenn Handel und Vertriebe ihr etabliertes Know-How in Portfoliobildung, Fristentransformation und Risikomanagement für Beschaffung und Versorgung mit erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gasen anwenden können. Zusammen mit den Betreibern der Transport-, Verteilungs- und Speicherinfrastruktur kann so ein hohes Maß an Versorgungssicherheit\r\nwährend der Transformationsphase gewährleistet werden. Diese Herausforderungen bedürfen politischer Aufmerksamkeit und Flankierung.\r\n2 Rolle und Funktion der Midstream-Unternehmen im Gasmarkt\r\nFür die deutsche Gaswirtschaft und Versorgungssicherheit üben die Midstream-Unternehmen\r\neine markttragende und marktrationale Rolle aus. Midstream-Unternehmen organisieren die\r\nHandels- und Vertriebskette zwischen Produktion (upstream) und Nutzung (downstream) und\r\nsind damit unverzichtbar. Ihre Rolle umfasst die Beschaffung (u. a. Import), die Organisation\r\nvon Transport, Speicherung und Aufbereitung von Erdgas sowie die Versorgungssicherheit.\r\nMidstreamer agieren für Versorgungssicherheit im Sinne der Marktrationalität. Sie schließen\r\nlang-, mittel- und kurzfristige Verträge, diese wiederum reduzieren durch große Gesamtliefermengen über die Vertragslaufzeit die mengenspezifischen Transaktions- und Suchkosten und\r\nschaffen eine wichtige Basisversorgung im System. Unternehmen, die Beschaffung, Eigenhandel und Portfoliomanagement betreiben und damit maßgebliche Mengen aggregieren bzw.\r\npoolen können, haben eine entscheidende Funktion bei der Versorgung und für das Funktionieren des Marktes inne. Midstreamer beschaffen heute Gase aus vielfältigen Quellen, um die\r\nAbhängigkeit von einzelnen Lieferanten und Versorgungsrouten zu verringern und so zu diversifizieren. Die Diversifizierung der Beschaffungsquellen (Länder, Firmen) und Transportwege\r\nsind Teil eines Risikomanagements in Abwägung zu Kosteneffizienz.\r\nDer Midstreamer agiert als „Aggregator“: Einerseits poolt er substanzielle Nachfrage über sein\r\nKundenportfolio und bietet damit Marktzugang für Produzenten, die so kleinteilig nicht\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\nvermarkten können. Andererseits beschaffen Midstreamer Gas und sichern für Produzenten\r\neine langfristige Abnahme als Voraussetzung für Investitionen in Upstream Projekte. Der\r\nMehrwert für den Produzenten liegt außerdem darin, dass Midstream-Unternehmen einen\r\nMarktzugang und eine strukturierte Abnahme sicherstellen. Für die Kunden der Midstreamer\r\nwiederum liegt der Mehrwert in der Bündelung der Nachfragen und dass damit eine stärkere\r\nMarktposition vertreten werden kann, als es der einzelne Kunde könnte.\r\nMidstreamer betreiben ein Portfolio und sind üblicherweise an den globalen Großhandelsmärkten aktiv. Damit sind sie in der Lage, sowohl Produzenten als auch Abnehmern eine preisliche Absicherung zu bieten. Produzenten und Abnehmer können je nach individuellem Bedarf\r\nbestimmen, in welchem Ausmaß sich ein Gaspreis am kurzfristigen Großhandelspreis orientiert oder längerfristig feststeht. Der Midstreamer garantiert dem Downstream-Kunden (z.B.\r\nStadtwerke, Industrieunternehmen) ein möglichst auf ihn zugeschnittenes Paket, dass es ihm\r\nermöglicht, die externen Marktrisiken zu managen und on top eigene Produkte für den Endkunden zu entwickeln. Dabei sind die Fristentransformation und Produktstrukturierung eine\r\nzentrale Funktion für den Markt. Damit ist gemeint, dass Unternehmen über die Zeit ein unterschiedlich strukturiertes und diversifiziertes Portfolio aufbauen und dann ein möglichst fungibles Gut in Form von unterschiedlichen Produkten über verschiedene Absatzwege wie z.B.\r\ndirekte Endkundenverträge, Over The Counter, Börse an Downstream-Kunden zu vermarkten.\r\nDieses “Riskwarehousing” ist eine zentrale Leistung für die Abnehmer und ermöglicht ein Abfedern von externen Schocks und eine längerfristige Preisstellung in den Markt. Der Midstreamer stellt sich auf die Geschäftsphilosophie der Kunden ein und kann bei Kunden mit strukturierter Beschaffung als auch bei Kunden in Vollversorgung Positionen zur Verfügung stellen.\r\nDurch seine Handelsaktivitäten bringt der Midstreamer Liquidität und Flexibilität in den\r\nMarkt. Der Wettbewerb unter den Midstream-Unternehmen sorgt für marktrationales Agieren und eine möglichst kosteneffiziente Versorgung.\r\n3 Rolle der Midstreamer für das Erreichen der Klimaneutralität und den\r\nWasserstoff-Mengenhochlauf\r\nUm Klimaneutralität zu erreichen, ist die langfristige Reduktion fossiler Energieträger und der\r\nÜbergang zu einem CO2-armen Energieportfolio notwendig. Das ist mit neuen Herausforderungen für Beschaffung und Portfolio-Aufbau verbunden. Die Unsicherheiten für Mengen,\r\nPreise und Strukturierung nach Zeitpunkt, Frist, Ort und Produkt sind groß und die Wechselwirkungen und Verschränkungen zwischen „Phase-in“ des erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoffs und des Biomethans und „Phase-Out“ des fossilen Gases mit hohen Risiken\r\nfür die Unternehmen verbunden. Das gilt insbesondere für den Wasserstoffmarkthochlauf.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\nDie Midstreamer können und müssen bei der Transformation eine tragende Rolle einnehmen,\r\nindem sie neue Energiequellen, darunter erneuerbare Gase und Wasserstoff und seine Derivate1 aufnehmen und damit zur Dekarbonisierung und Modernisierung des Energieportfolios\r\nbeitragen. Indem er ein wachsendes Produktportfolio verschiedener CO2- armer und erneuerbarer Commodities zusammenstellt, kann er den Downstream-Kunden umfangreiche Angebote machen. Dem Midstream-Unternehmen ist es möglich, die Übergangsphase durch hybride Produkte aus Erdgas, Biomethan und Wasserstoff möglichst kosteneffizient und mit möglichst hohen CO2-Einsparungen zu gestalten.\r\nDurch innovative Ansätze bei der Markterschließung und in der Produktstrukturierung werden\r\nEnergieprodukte entsprechend den Anforderungen der Märkte flexibel gestaltet. Um den\r\nMarkthochlauf beim Wasserstoff im Sinne des Phasenmodells zu beschleunigen, ist die Rolle\r\nvon Midstreamern für das Erreichen eines sich selbsttragenden Marktes zentral. Operativ\r\nkümmert sich der Midstreamer um die physische Bereitstellung der Warenflüsse von der\r\nQuelle bis zum Kunden, die Speicherung, den Ausgleich zwischen den Portfolios der Angebotsund Nachfrageseite (Riskwarehousing). Dazu bedarf es der Anbindung an erste Ankerkunden,\r\nder Bindung an den deutschen Markt und der Marktkenntnis, um diese systemtragende Rolle\r\nzu übernehmen. Diese Versorgungsfunktion ist vor allem für die Absicherung der Strom-(und\r\nWärme-)erzeugung, aber auch für die Versorgung des industriellen Mittelstandes notwendig,\r\nalso dort, wo On-Site- oder Near-Site-Bereitstellung von Wasserstoff und Derivaten nicht\r\ngreift. Neben dieser physischen Versorgungsleistung nimmt der Midstreamer auch instrumentell für den Markthochlauf eine zentrale Rolle ein, da die Markterschließung und Produktstrukturierung für einen fungiblen Handel fundamental sind.\r\nMidstreamer sind zudem wichtig, um den Handel mit Zertifikaten, die die Grüneigenschaft\r\nund die CO2-Einsparungen aus der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Erzeugung belegen, zu\r\nrealisieren und dem Markt für Reporting und Complianceanforderungen zur Verfügung zu\r\nstellen.\r\nDer zügige Mengenhochlauf beim Wasserstoff ist entscheidend für die Dekarbonisierung des\r\nEnergiesystems und eine klimaneutrale Volkswirtschaft. Damit die geplante Infrastruktur mit\r\ndem Kernnetz schnell ausgelastet wird und die Industrie eine verlässliche Aussicht auf die\r\n1\r\nIn diesem Positionspapier wird durchgehend von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff gesprochen. Dabei ist die Bandbreite der Wasserstoff-Derivate eingeschlossen.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nVersorgung mit erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen bekommt, müssen zügig Langfristverträge für Wasserstoff aus nationaler und europäischer Produktion sowie Importe etabliert\r\nwerden. Um bezahlbare Preise anzustreben und Bandbedarfe zu erfüllen, müssen auch Kurzfrist-Mengen, Mehrlieferantenstrategien, Speicher- und Läger, Cracker etc. und der Weiterverkauf von Wasserstoff aus Langfristverträgen vorangebracht werden.\r\n4 Herausforderungen und Rahmenbedingungen\r\nDie zentrale Herausforderung für den Mengenhochlauf ist die Kostenlücke, das heißt, dass die\r\ndie Kosten der Produktion und die Zahlungsbereitschaft auf Nachfrageseite auseinanderklaffen und dass das fossile Alternativprodukt absehbar kostengünstiger ist. Diese Kostenlücke\r\nmuss zumindest für die Initial- und Aufbauphase über Finanzierungs- bzw. Fördermechanismen geschlossen werden, bis die Kostendegression über Kommerzialisierung und Skalierung\r\ngreift bzw. sich das internationale Umfeld in den Klima-Ambitionen angepasst hat. Diese systemisch-strukturellen Herausforderungen liegen außerhalb des Handlungsfeldes von Midstream-Unternehmen.\r\nEine weitere Herausforderung besteht darin, dass in der Initial- und Aufbauphase eines Wasserstoffmarktes das Zusammenspiel aller Wertschöpfungsstufen und der komplexen Unternehmungen entlang der Kette erprobt, die Technologien skaliert und im Industriemaßstab\r\nentwickelt und parallel und synchron aufgebaut werden. Der Aufbau der gesamten Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette ist eine großtechnologische und kommerzielle Herausforderung: Garantierte Abnahme für Produzenten, Aufbau von Langfristpositionen im Markt, Produktstrukturierung für unterschiedliche stetige und fluktuierende Nachfrage. Traditionell erfolgte diese in der Vergangenheit beim Hochlauf und Ausbau der Gaswirtschaft über Joint\r\nVentures bzw. eine vertikale Integration vorwärts oder rückwärts entlang der Wertschöpfungskette und teilweise unter Monopolbedingungen. Beim Wasserstoffhochlauf sind momentan einerseits sowohl die vielfältigen Risiken als auch die Kosten hoch, andererseits greifen das Wettbewerbsrecht und das Entflechtungsregime in der EU beim leitungsgebundenen\r\nTransport von Wasserstoff. Somit braucht es Mechanismen und ein Marktdesign, um Langfristverträge und eine gesicherte Abnahme sowie die physische Lieferung an dem Ort, in der\r\nMenge, der Zeit und im gewünschten Produkt übereinander zubringen. Die Herausforderung\r\nbesteht darin, Langfristverträge, die abnahmeseitig industrielle Umstellprozesse untermauern\r\nund gleichzeitig eine erste Basisversorgung im System bereitstellen, früh mit einem Wettbewerbsmarkt in Einklang zu bringen. Diese koordinierende und vermittelnde Funktion „midstream“ ist von instrumenteller Bedeutung.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\nDiese wichtige Rolle des Koordinators über große Teile der Wasserstoff-Wertschöpfungskette\r\nhinweg können Midstream-Unternehmen übernehmen, um die physische Bereitstellung von\r\nWasserstoff und seinen Derivaten zu gewährleisten sowie Angebot und Nachfrage auch kommerziell zu verbinden. Außerdem agieren sie als Risikopuffer, Aggregatoren, erschließen den\r\nMarkt und organisieren Kapital. Das geht weit über Export-Import-Beziehungen hinaus. Aktuell bestehen also konkrete Herausforderungen wie die Absicherung von langfristigen Verträgen mit Produzenten, Infrastrukturbetreibern und Abnehmern sowie die große Förderlücke\r\nzwischen den hohen Erzeugungspreisen auf der einen und der geringen Zahlungsbereitschaft\r\nauf der anderen Seite.\r\nUm den Hochlauf zu beschleunigen und ein Ineinandergreifen der einzelnen Hochlaufaktivitäten zu ermöglichen, muss der Midstreamer sich zur Abnahme bzw. Zahlung (“take or pay”/\r\n“ship or pay”) gegenüber dem Produzenten und Infrastrukturbetreiber verpflichten, ohne dass\r\nes gleichzeitig einen Absatzmarkt gibt. Die damit verbundenen hohen Risiken können gegenwärtig nicht im Markt verteilt werden, da die Risiken für die Marktpartner zu groß sind, als\r\ndass sie auf die nachgelagerten Vertragspartner abgewälzt werden können.\r\nFolglich sollten Politik und Regulierung darauf achten, dass die Maßnahmen zur Unterstützung\r\ndes Wasserstoffmarkthochlaufs eine unternehmerische Ausgestaltung der Midstreamer-Rolle\r\nermöglichen.\r\n5 Problemstellungen und Forderungen an die Politik\r\nEs braucht ein stärkeres Verständnis für die Rolle der Importeure und Midstreamer in der Politik in Bezug auf ihre markttragende Rolle und ihre marktrationale Ausrichtung. Midstreamer\r\nsind in der originären Beschaffung, Portfolio-Aufbau, Fristentransformation und Produktstrukturierung für das Funktionieren des deutschen Gasmarktes heute und in Zukunft für die Transformation und den sukzessiven Aufbau eines eingeschwungenen Wasserstoffmarktes zentral.\r\nSie stehen im Wettbewerb und sind deswegen möglichst kosteneffizient unterwegs.\r\n➢ Die Rolle des Midstreamers ist unbedingt marktlich auszuprägen und zu bewahren.\r\nEine Zentralisierung dieser Rolle auf nur einen Akteur oder eine staatlich kontrollierte\r\nInstitution (“Plattform”) ist nicht zielführend, da nur Wettbewerb und Akteursvielfalt\r\ndiese Versorgungsleistungen effizient erbringen können. Im Markt stehen genügend\r\nUnternehmen bereit, die von Beginn an die markterschließende und -tragende Rolle\r\nausführen können.\r\nEs braucht zwischen Produktion und Abnahme Midstream-Unternehmen, die als Vertragspartner für beide Seiten fungieren. Damit früh Investitionen in die Produktion und den Import\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\nvon Wasserstoff fließen, ist es notwendig, dass Midstreamer langfristige Bezugsverträge (15-\r\n25 Jahre) schließen. Das ist einerseits wichtig, um die Umstellung bei den Nutzern zu ermöglichen, die ein Vertrauen in eine (Band)Lieferung brauchen. Andererseits ist dies zentral, um\r\n(Import)korridore (Pipeline/Schiffstransport/Speicheranbindung) zu etablieren, das Kernnetz\r\nzu füllen und Wasserstoff-Cluster und -Valleys zu versorgen. Für den Aufbau erster Liefer-, Logistik-, Wertschöpfungsketten bestehen erhebliche First-Mover-Nachteile, die u.a. aus „Firstof-its-kind“ Anlagen aus manueller Fertigung, aus noch nicht zertifizierten Anlagen und Komponenten und damit höheren Versicherungs- und Risikoaufschlägen, einem noch unvollständigen Zertifizierungssystem sowie einem noch unbekannten Marktumfeld und Bauverzögerungen bei Infrastrukturen, aber auch absehbaren Kostenreduktionen bei Nachfolgeprojekten resultieren. Angesichts der erheblichen residualen Risiken, die mit dem Ausüben der beschriebenen Midstream-Funktion verbunden sind, sind staatliche Maßnahmen wichtig, um diese zu reduzieren und abzufedern. Zu den residualen Risiken gehören:\r\n1. auf der Commodity-Seite das ohne existierenden Markt erhebliche Preis- und Mengenrisiko,\r\n2. operative Risiken wie das Infrastrukturrisiko (der Fertigstellung, des technischen Zusammenspiels und Anlagenbaus) und das „Aufbau- und Markthochlaufrisiko“ (Preisänderungsrisiko, Kunden-Ausfallrisiko) sowie\r\n3. das Produktrisiko (Zertifizierung und Qualitätsstandards erst in Ausarbeitung).\r\nDiese Risiken lassen sich privat nicht „ver- und absichern“, da Präzedenzen und ein Markt fehlen. Folgende Ansätze sind daher erforderlich:\r\n➢ Verlässlichen Rahmen für Zertifizierung schaffen und „Grandfathering“ für frühe Projekte gewähren.\r\n➢ Absichern von Risiken und Abfedern von First-Mover-Risiken in der Initial- und Aufbauphase: Gewährung von Ausfallgarantien; Absicherung des “failure to offtake” Risikos\r\naufgrund fehlender Infrastruktur oder nachhängender Bau- und Umrüstungszeiten.\r\n➢ Für solche Absicherungsinstrumente gibt es Vorbilder unter anderem\r\no Ungebundene Finanzkredite (UFK-Garantien), die Kredite für Projekte im Ausland absichern;\r\no Exportgarantien des Bundes (Hermesdeckungen), die Exportegeschäfte gegen\r\nwirtschaftliche und politische Risiken absichern und\r\no Direktinvestitionsgarantien zur langfristigen Absicherung von Investitionen im\r\nAusland. Dies ist ein Vorbild für eine staatliche Versicherung, die eine 95-prozentige Absicherung gegen Risiken beinhaltet. Nach dem Vorbild der Direktinvestitionsgarantie könnten inländisch anwendbare Garantien geschaffen werden.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\n➢ Verbesserung der „Bankability“: Zugang zu besonderen Krediten wie Avalkrediten oder\r\ndie Ausweitung von Euler-Hermes Krediten für großskalige Importprojekte.\r\n➢ Um Banken die Übernahme der Rolle als Ankerinvestoren zu erleichtern und günstige\r\nRahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen, sollte bei der KfW ein zentraler\r\n'One-Stop-Shop' eingerichtet werden. Dieser würde als zentrale Anlaufstelle dienen,\r\num Förderinstrumente zu koordinieren, bürokratische Hürden zu reduzieren und Investoren durch klare Informationen und gezielte Unterstützung zu fördern.\r\n➢ Um Haftungsfälle in der Initial- und Aufbauphase zu minimieren und Fungibilität zu erhöhen, wenn das Molekül nicht mit der erforderlichen Eigenschaft („Grün-Eigenschaft/\r\nTHG-Reduktion) geliefert werden kann, sind im Ausnahmefall Fall-back-Optionen zu\r\nermöglichen (bilanziell, physisch und Swaps).\r\n➢ Denkbar und zu prüfen ist auch, ob und unter Maßgabe welcher Bedingungen bzw. Voraussetzungen ein wettbewerblicher Differenzkosten-Ansatz (etwa über die Anpassung\r\ndes H2Global Instruments) etabliert werden kann, der einerseits die Preisdifferenz zwischen Erzeuger- und Abnehmerseite überbrückt und andererseits die gesamte Wertschöpfungskette „midstream“ hebelt. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht\r\nvon lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des\r\nStrom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nÜber den Bundesverband Windenergie Offshore e.V. (BWO)\r\nDer BWO ist die politische Interessenvertretung der Offshore-Wind-Branche in Deutschland. Wir bündeln die fachliche Expertise der Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette, von den Herstellern über die Entwickler und Betreiber bis\r\nhin zu den Dienstleistern der Offshore-Windenergie. Für Politik und Behörden auf Bundes- und Landesebene ist der BWO zentraler Ansprechpartner zu allen Fragen der Windenergie auf See.\r\nBerlin, 9. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nMaßnahmen zur weiteren\r\nOptimierung des OffshoreWind-Ausbaus\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBundesverband der\r\nWindenergie Offshore e.V.\r\n(BWO)\r\nSpreeufer 5\r\n10178 Berlin\r\nwww.bwo-offshorewind.de\r\nSeite 2 von 6\r\n1 Ziele und Forderungen\r\nOffshore-Windenergie spielt eine unverzichtbare Rolle in der Energiewende, insbesondere bei\r\nder Dekarbonisierung der Industrie, für die Versorgungssicherheit und den Klimaschutz insgesamt. Um den Offshore-Wind-Ausbau konsequent voranzutreiben, benötigen wir umfangreiche Investitionen in Offshore-Windparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, den landseitigen\r\nNetzausbau sowie in Häfen- und Lieferkettenkapazitäten. Diese Investitionen werden den\r\nWirtschaftsstandort Deutschland über Jahrzehnte stärken, Wertschöpfung schaffen und die\r\nResilienz erhöhen. Angesichts der Größe der Transformationsaufgabe geht es darum, das notwendige Kapital sorgfältig und effizient einzusetzen sowie Rahmenbedingungen zu schaffen,\r\ndie Risiken abbauen und Investitionssicherheit stärken.\r\nDaher schlagen wir folgende Optimierungsmaßnahmen zur weiteren Steigerung der Kosteneffizienz und Investitionssicherheit beim Offshore-Wind-Ausbau vor:\r\n› Mehr Fokus auf Erträge legen\r\n› Ausbaureihenfolge anpassen\r\n› Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch 1-GW-Flächen in Einklang bringen\r\n› Kosten durch kürzere Seekabelführungen optimieren\r\n› Für mehr Kosteneffizienz weniger dicht planen\r\n› Kosteneffizienz durch Offshore-Elektrolyse-Hubs stärken\r\n› Ko-Nutzungsflächen mit Augenmaß ermöglichen\r\n› Abschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren\r\n› Hybriden Interkonnektoren für regionale Offshore-Vernetzung den Boden bereiten\r\n› Gespräche mit Nachbarländern über die Möglichkeit der radialen Anbindung von dortigen Flächen aufnehmen\r\n› Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit hinaus ermöglichen\r\n› 2 K-Kriterium wissenschaftlich überprüfen und gegebenenfalls anpassen\r\n› Lieferketten stärken, Häfen ertüchtigen und küstenferne Rettung ermöglichen\r\nDiese Maßnahmen tragen dazu bei, die vielfältigen Herausforderungen des Offshore-WindAusbaus zu bewältigen: Sie ermöglichen einen stärker ertragsoptimierten Ausbau, der die begrenzten Flächenverfügbarkeiten und Abschattungseffekte in Einklang bringt und so hohe\r\nVolllaststunden und Energieerträge sicherstellt. Zudem können sie die Investitionsbedarfe für\r\nden Offshore-Netzausbau durch eine effizientere Planung und bessere Auslastung der Netzanbindungssysteme reduzieren. Darüber hinaus stärken sie die europäischen Kapazitäten der\r\nLieferketten und Häfen und gewährleisten eine zuverlässige Rettung in küstenfernen Bereichen.\r\nSeite 3 von 6\r\n2 Optimierungsmaßnahmen\r\n2.1 Flächenoptimierung zur Erhöhung der Kosteneffizienz\r\nMehr Fokus auf Erträge legen: Zur effizienten Erreichung der notwendigen und wichtigen\r\nAusbauziele im WindSeeG sollten die Flächen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant werden. Daher sollte die Bundesregierung einen stärkeren Fokus auf die standortspezifischen Erträge in Terawattstunden pro investierten Euro legen und einen möglichen Wechsel\r\nauf kostenoptimierte Ertragsziele prüfen, ohne den Ausbaupfad insgesamt zu reduzieren. Mit\r\neinem solchen Perspektivwechsel schafft sie eine notwendige Voraussetzung für die weitere\r\nvolkswirtschaftliche Optimierung der Flächenplanung.\r\nAusbaureihenfolge anpassen: Die Bundesregierung sollte die zeitliche Abfolge der Ausschreibungen und der Inbetriebnahme von Offshore-Wind-Flächen optimieren, um Abschattungseffekte zu minimieren und zeitlich hinauszuschieben. Insbesondere bei einigen Nordsee-Flächen\r\nan den Rändern der Schifffahrtsroute SN 10 wäre eine zeitliche Anpassung der Inbetriebnahme möglich, um Abschattungseffekte auf die im “Windschatten” dahinter liegenden Flächen zu reduzieren.\r\nAkteursvielfalt und Skaleneffekte durch 1-GW-Flächen in Einklang bringen: Ab 2026 sollten\r\nin den jährlichen Ausschreibungsrunden statt ausschließlich 2-GW-Flächen auch 1-GW-Flächen mit gemeinsamer und zeitlich koordinierter Anbindung an ein 2-GW-Offshore-Netzanbindungssystem vergeben werden – ohne bestehende Planungen für ONAS und Offshore-Windparks zu beeinträchtigen. Dies ist die Grundlage dafür, dass mehrere Unternehmen oder Konsortien in den jeweiligen Ausschreibungsrunden Flächen erwerben können und gleichzeitig\r\nAkteursvielfalt, Wettbewerb und ausreichende Skaleneffekte erhalten bleiben. Zudem sollten\r\nBieter nur eine Fläche pro Ausschreibungsrunde gewinnen können.\r\nKosten durch kürzere Seekabelführungen optimieren: Die aktuellen Vorgaben zur Entwicklung\r\nvon Kabeltrassen führen häufig zu längeren und teureren Routen. Um die Trassenführung kosteneffizienter zu gestalten, sollten häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen ermöglicht werden. Diese bieten kürzere Wege, ohne die Sicherheit einzuschränken. Eine optimierte Trassenführung durch die Schifffahrtsroute SN 10 etwa kann gegenüber\r\nden im Flächenentwicklungsplanentwurf 2024 vorgesehenen Querungen von acht ONAS eine\r\nGesamtersparnis von bis zu 40 km Kabeltrasse erzielten. Zudem können weitere Kabellängen\r\neingespart werden, wenn zukünftige Seekabel mit Anlandung in Schleswig-Holstein nicht wie\r\naktuell vorgesehen das Artillerieschießübungsgebiet passieren, sondern über den nördlichen\r\nTeil der AWZ zum Grenzkorridor N-IV geführt werden. Jeder eingesparte Trassenkilometer auf\r\nSee reduziert die Netzkosten um 6 Mio. Euro (NEP 2023).\r\nSeite 4 von 6\r\nFür mehr Kosteneffizienz weniger dicht planen: Um Offshore-Wind-Flächen sowie deren\r\nNetzanbindungssysteme noch kosten- und ertragsoptimierter auszugestalten als bisher gesetzlich und planerisch vorgesehen, sollten verschiedene Ansätze geprüft und entwicklerseitige Flexibilitäten erhöht werden, ohne die Ausbauziele zu reduzieren. Dazu zählt die Reduzierung der Bebauungsdichte in den Flächen, um Abschattungseffekte zu senken.\r\nKosteneffizienz durch Offshore-Elektrolyse-Hubs stärken: Die Bundesregierung sollte das Potenzial der Offshore-Elektrolyse für die Wasserstofferzeugung und die Steigerung der Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau, insbesondere an küstenfernen Standorten, zügig erschließen. Zuerst sollte der Rahmen für eine Pilotanlage zur Demonstration der Technologie\r\nund die gestaffelte Ausschreibung des SEN-1-Bereichs geschaffen werden. Zudem sollten kombinierte Anschlusskonzepte mit Stromkabeln und H2-Pipelines für Offshore-Elektrolyse-Projekte im WindSeeG unbedingt ermöglicht werden. Viele europäische Nachbarn ermöglichen\r\ndies bereits und Studien zeigen, dass sie im Vergleich zu reinen Strom- oder H2-Anbindungen\r\ndeutliche Vorteile bieten: Sie ermöglichen erhebliche volkswirtschaftliche Kosteneinsparungen, eröffnen höhere Erlöspotenziale und gewährleisten eine bessere Systemintegration (EBridge, 2024; Fraunhofer IEE, 2024; EPICO, 2024). Zudem sollte die Bundesregierung die Aufnahme der Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG prüfen.\r\nKo-Nutzungsflächen mit Augenmaß ermöglichen: Die Bundesregierung sollte bei der Ko-Nutzung von Offshore-Wind-Flächen die ökologisch bedeutsamen Rückzugs- und Erholungsgebiete für Fischbestände in Windparks erhalten. Zudem darf es weder zu Abschaltungen noch\r\nzu einer finanziellen Mehrbelastung für den Betrieb kommen (etwa durch §15 BKompV). Eine\r\nsicherheitskritische Belastung durch fischereiliche Aktivitäten in Offshore Windparks lehnen\r\nwir ab. Aus ökologischen und sicherheitsrelevanten Gründen sollte die Bundesregierung insbesondere die Schleppnetzfischerei in Windparks ausschließen.\r\n2.2 Europäische Kooperation und gemeinsame Planung im Nord- und Ostseeraum stärken\r\nAbschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren: Um dies zu erreichen, sollten die zuständigen Behörden ein klareres Mandat für eine frühzeitige, transparente und konkrete Zusammenarbeit mit den Nachbarländern erhalten. Bisher ist die Flächenplanung in Nord- und Ostsee überwiegend national ausgerichtet, mit begrenzter Zusammenarbeit zwischen den Anrainerstaaten. Es besteht aber der Bedarf an engerer Koordination, um\r\ngrenzüberschreitende negative Effekte zu minimieren, wie auch aktuelle Stellungnahmen aus\r\nden Nachbarländern zum FEP-Entwurf 2024 zeigen. Zudem belegen Studien, dass eine stärkere Zusammenarbeit Abschattungseffekte reduzieren, Seekabellängen einsparen und Umweltauswirkungen verringern kann (etwa Elia Group, 2024).\r\nSeite 5 von 6\r\nHybriden Interkonnektoren für regionale Offshore-Vernetzung den Boden bereiten: Durch\r\nhybride Interkonnektoren könnten Offshore-Windparks an die Netze mehrerer Länder angeschlossen werden und die Offshore-Windenergie somit flexibel in das europäische Stromsystem integriert, die Kapazitäten für den internationalen Stromtransport erhöht und die Stromkosten gesenkt werden. Die Bundesregierung sollte auf EU-Ebene und im Rahmen der North\r\nSeas Energy Cooperation-Präsidentschaft auf ein investitionssicheres europäisches Marktdesign hinwirken, das Markt-, Volumen und Ausgleichsrisiken für hybride Offshore-Netzanbindungen hinsichtlich bestehender und zukünftiger Offshore-Windparks absichert. Hierbei geht\r\nes darum, neben einer zügigen Implementierung der „Transmission Access Guarantee“ insbesondere die strukturellen Nachteile für die Vermarktung von PPAs aus Offshore-Gebotszonen\r\ndurch einen besseren Zugang zu „Long Term Transmission Rights“ zu beseitigen. Alternativ\r\nkann die Bundesregierung Risiken über produktionsunabhängige Differenzverträge (CfDs) absichern.\r\nGespräche mit Nachbarländern über die Möglichkeit der radialen Anbindung von dortigen\r\nFlächen aufnehmen: Neben der Kooperation bei der Flächenplanung und Entwicklung von\r\nhybriden Interkonnektoren sollte die Bundesregierung gemeinsam mit den Nachbarländern\r\ndie Möglichkeiten der radialen, grenzüberschreitenden Anbindung einzelner Flächen nach\r\nDeutschland diskutieren und die rechtliche Umsetzbarkeit prüfen. In unseren Nachbarländern\r\nist das Verhältnis aus Offshore-Potenzialen zur eigenen Nachfrage deutlich besser ist als in\r\nDeutschland. Diese Länder könnten dann – etwa per Staatsvertrag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland für die Flächen profitieren. Diese Maßnahme ist weniger komplex als\r\nhybride Projekte und sollte diese ergänzen. Durch eine solche Kooperation können Abschattungseffekte im Nord- und Ostseeraum insgesamt reduziert und die Erträge grenzübergreifend optimiert werden (Elia Group, 2024).\r\n2.3 Andere regulatorische Anpassungsmaßnahmen\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit hinaus ermöglichen: Die Genehmigungen der ersten großen Offshore-Windparks\r\nlaufen ab etwa 2040 aus. Ohne eine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau der einzelnen Offshore-Windparks zur Folge. Die Bundesregierung sollte daher die Option des koordinierten Weiterbetriebs der Anlagen frühzeitig prüfen, in ihre Planungen aufnehmen und gegebenenfalls regulatorisch ermöglichen, um der Offshore-Wind-Branche Planungssicherheit zu bieten. Der Weiterbetrieb der Anlagen kann unter bestimmten\r\ntechnischen und rechtlichen Voraussetzungen möglich sein sowie zu einem volkswirtschaftlichen Nutzen führen (Details siehe BDEW-Whitepaper 2024). Dafür sollte die Finanzierung des\r\nWeiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt werden, um eine langfristige Planungs- und\r\nInvestitionssicherheit zu gewährleisten. Der Weiterbetrieb bietet viel Potenzial, zusätzliche\r\nNetzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, mögliche Engpässe bei den Lieferketten,\r\nSeite 6 von 6\r\nSchiffen und Häfen zu reduzieren und die Klima- sowie Umweltbilanz der Anlagen weiter zu\r\nverbessern.\r\n2 K-Kriterium wissenschaftlich überprüfen und ggf. anpassen: Das sogenannte 2 K-Kriterium\r\nbegrenzt als naturschutzfachlicher Vorsorgewert die Temperaturerhöhung um maximal\r\n2 Grad (Kelvin) in 20 cm Tiefe unterhalb der Meeresbodenoberfläche für Seekabel in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone. Diese nur in Deutschland geltende Einschränkung erfordert eine massivere Auslegung und/oder tiefere Verlegung der Seekabel als technisch notwendig wäre und in den sehr ähnlichen Meeresböden unserer Nachbarländer notwendig ist.\r\nDie Bundesregierung sollte daher dieses Kriterium dringend wissenschaftlich überprüfen. Eine\r\nAbschwächung oder Streichung könnte die Kabelnutzung effizienter gestalten, Ressourcen\r\nsparen, den Flächenbedarf reduzieren und Konflikte zwischen Leitungen minimieren. Auch der\r\nUmfang dieses Effizienzpotentials sollte wissenschaftlich weiter untersucht werden (BDEW,\r\n2024).\r\n2.4 Lieferketten stärken, Häfen ertüchtigen und küstenferne Rettungs ermöglichen\r\nLieferketten stärken: Um beim Ausbau der Windenergie auf See einen hohen Anteil deutscher\r\nund europäischer Wertschöpfung und Beschäftigung zu erreichen, sollte die Bundesregierung\r\nden Net-Zero Industry Act der EU zügig und möglichst europäisch harmonisiert in nationales\r\nRecht umsetzen. Hierbei sollte sie darauf achten, dass die Nichtpreiskriterien die Gebote nicht\r\nweiter verteuern. Sie sollte zudem gemeinsam mit der EU-Kommission auf ein Level Playing\r\nField im globalen Wettbewerb hinwirken. Parallel dazu sollte sie den Unternehmen der Lieferkette mehr zinsverbilligte Kredite und Bürgschaften in angemessener Höhe für den Ausbau\r\nder Produktionskapazitäten und des Dienstleistungsangebots bereitstellen.\r\nHäfen ertüchtigen: Die Bundesregierung sollte umgehend die Finanzierung des Ausbaus und\r\nder Ertüchtigung der deutschen Seehäfen klären, um ausreichende Kapazitäten für den Ausbau der Windenergie auf See zu schaffen. Die Verwendung der Transformationskomponente\r\nder Offshore-Wind-Auktionseinnahmen sollte sie zur Finanzierung des Ausbaus der Seehäfen\r\nnutzen. Über die North Seas Energy Cooperation sollte die Bundesregierung allen Stakeholdern fortlaufend eine grenzübergreifende Transparenz der Kapazitäten bieten.\r\nKüstenferne Rettung ermöglichen: Die Bundesregierung sollte sich umgehend mit den betroffenen Bundesländern auf einen Rechtsrahmen für die Organisation der küstenfernen Rettung einigen und dann gemeinsam mit der Branche die notwendigen Maßnahmen erarbeiten.\r\nDamit schafft sie nicht nur die Voraussetzung für die Vergabe der Rettung in der Nordsee, sondern auch für deren Ausbau in küstenfernen Zonen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nZu den Ausschreibungen für\r\nsystemdienliche Elektrolyse\r\nnach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nVersion: 1.0\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien....................................................................3\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation................................................................5\r\n3.1 Strombezogene Kriterien ......................................................................5\r\n3.1.1 Standortwahl .........................................................................................5\r\n3.1.2 Flexibilität ..............................................................................................8\r\n3.1.3 Betriebsweise ........................................................................................8\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien.............................................................8\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen .......................................................9\r\n5 Ausschreibungsverfahren ........................................................................10\r\n6 Fazit ........................................................................................................12\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie deutsche Bundesregierung hat mit der Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie\r\ndas Ziel für die inländische Elektrolysekapazität im Jahr 2030 von 5 Gigawatt (GW) auf 10 GW\r\nverdoppelt. Dieses Ziel soll unter anderem über verschiedene Fördermechanismen erreicht\r\nwerden.\r\nEin großer Baustein hierbei sind die Ausschreibungen nach § 96 Nr. 9 im Windenergie-auf-SeeGesetz (WindSeeG). Bis 2030 sollen hierdurch 3 GW der anvisierten 10 GW Elektrolyseleistung\r\nsystemdienlich grünen Wasserstoff erzeugen. In der Verordnungsermächtigung für das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aus dem WindSeeG ist festgehalten,\r\ndass über sechs Jahre jährlich Ausschreibungen von jeweils insgesamt 500 MW Elektrolyseleistung erfolgen sollen. Das BMWK wird voraussichtlich zeitnah den Rahmen für die erste Ausschreibungsrunde konsultieren. Der BDEW will sich mit diesem Positionspapier proaktiv mit\r\nVorschlägen für das Ausschreibungsdesign einbringen.\r\nDie Erzeugungskapazitäten Erneuerbarer Energien werden stetig ausgebaut und es besteht\r\nnach wie vor ein großes Potenzial für den weiteren Ausbau. Bei Photovoltaik wurden bereits\r\ngroße Fortschritte erzielt. Onshore- und Offshore-Windkraft bieten weiterhin großes Potenzial. Insbesondere durch den Ausbau der Offshore-Windkraft in Norddeutschland ergeben sich\r\nNetzengpässe, sodass regelmäßig Strom abgeregelt werden muss. Die Ausschreibungen nach\r\n§ 96 Nr. 9 im WindSeeG sollen auf Kriterien beruhen, die Engpässe in den Übertragungsnetzen\r\nund den zusätzlichen Netzausbaubedarf reduzieren. Auch Standorte in Mittel- und Süddeutschland können diese Kriterien potenziell erfüllen und bei der Ausschreibung eine Rolle\r\nspielen.\r\nZu den Ausschreibungen nach § 96 WindSeeG hat der BDEW bereits Ende 2023 ein Positionspapier veröffentlicht. In diesem Papier gehen wir nun konkreter auf mögliche Kriterien für die\r\nAusschreibungen ein.\r\nFür die Ausschreibungen sollten Präqualifikationskriterien aufgestellt werden, die erfüllt werden müssen, um am weiteren Verfahren teilnehmen zu dürfen. Alle Betreiber, die die Präqualifikationskriterien erfüllen, sollten dann an den Ausschreibungen teilnehmen können, in denen eine wettbewerbliche Vergabe erfolgt. Dies garantiert eine effiziente Verwendung der\r\nFördermittel.\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien\r\nIm Vorfeld ist es entscheidend, Kriterien für die Ausschreibungen aufzustellen, die den Bau an\r\nStandorten anreizen, die keinen zusätzlichen Netzausbau bedingen und grundsätzlich nicht\r\nweiter belastend auf das Stromnetz wirken. Gleichzeitig sollten auch zusätzliche Kriterien\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neinbezogen werden, sodass auch Aspekte der Wasserstoffwirtschaft in den Ausschreibungen\r\nBerücksichtigung finden. So kann es hilfreich sein, dass auch der Abtransport des Wasserstoffs\r\nim Vorfeld, beispielsweise über eine Anbindung an das Kernnetz, gesichert ist oder eine direkte Nutzung vor Ort möglich ist. Auch entsprechende Zusagen über die Abnahme durch Verbraucher (bspw. MoU, LoI) können ein hilfreiches Kriterium sein, um die Realisierungswahrscheinlichkeit eines geförderten Projekts zu erhöhen.\r\nJedoch sollte bei der Gestaltung der Kriterien für die Ausschreibungen darauf geachtet werden, dass diese durch zu vielfältige Kriterien nicht im Vorfeld übermäßig verkompliziert werden und die Anzahl der möglichen Standorte und Bieter zu stark eingeschränkt wird. Es ist\r\nauch denkbar, dass sich nach den ersten Ausschreibungsrunden zusätzliche oder weniger Kriterien als sinnvoll erweisen. Auch Obergrenzen für die Förderung könnten bei ersten Ausschreibungen flexibler gestaltet werden und nach der ersten Runde entsprechend angepasst\r\nwerden. Hier ist eine sinnvolle Abwägung notwendig, um die richtige Balance zu finden.\r\nEs sollte konkret und nur bezogen auf die Ausschreibungen eine Definition für Systemdienlichkeit anhand der unter Kapitel 3 aufgeführten Kriterien festgelegt werden, die dem § 96 WindSeeG gerecht wird. In den Ausschreibungen sollte zwischen Kriterien zur Präqualifikation und\r\nKriterien für die Bewertung der Gebote unterschieden werden. Hierfür sollten pragmatisch\r\nsinnvolle Kriterien aufgestellt werden, die bei den Ausschreibungen Anwendung finden können. Auf diese Weise kann ein zeitnaher Start der Ausschreibungen ermöglicht werden und\r\ndie Kriterien können, wenn nötig, angepasst werden. Für diesen Ansatz haben wir uns auch\r\nbereits im vorherigen Positionspapier ausgesprochen.\r\nDie Standortfrage sollte breiter betrachtet werden. Es ist zwar davon auszugehen, dass sich\r\nvor allem Standorte in Küstennähe anbieten. Es sollte jedoch auch ermöglicht werden, Elektrolysekapazitäten an anderen Standorten auszubauen. Ein wichtiges Kriterium bei der Betrachtung ist die Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes. Netzdienlichkeit umfasst dabei\r\nStandorte, durch die bestehende Netzengpässe verringert werden können und möglicherweise auch der Bedarf für Redispatch reduziert werden kann. Des Weiteren ist an netzneutralen Standorten langfristig grundsätzlich keine Verschärfung bestehender Netzengpässe zu erwarten. Insbesondere in den Industrieregionen ist der zeitnahe Ausbau der Elektrolysekapazitäten entscheidend, um die Nutzung von Wasserstoff in den entsprechenden Branchen zu ermöglichen. Auch die lokale Nutzung von Elektrolyse an Standorten, die nicht ans H2-Kernnetz\r\nangeschlossen sind, sowie an Standorten, an denen ein Ausbau Erneuerbarer Energien durch\r\nNetzengpässe verhindert wird, kann zur Netzdienlichkeit beitragen, wenn durch den Zubau\r\nder Elektrolysekapazität die Netzsituation nicht negativ beeinflusst wird.\r\nDer BDEW plädiert für eine Festlegung von Präqualifikationskriterien, die eine Teilnahme möglichst vieler Akteure an den Ausschreibungen ermöglichen. Grundsätzlich sollten hierfür keine\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nstrikten Kriterien bezüglich Erfahrungen und Kompetenzen des Betreibers der Elektrolyseure\r\nbetrachtet werden. Denkbar sind Mindestanforderungen an Unternehmen zu finanziellen Sicherheiten, wie schon an anderer Stelle im WindSeeG verankert.\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt dringend sehr rasche Signale und Investitionsentscheidungen, um Skalierungspotenziale zu heben, technische Machbarkeit zu demonstrieren und operative Erfahrungen zu sammeln. Deshalb sollte im Rahmen einer strukturierten\r\nAusschreibung zunächst in einem „No-Regret-Tender“ für systemdienliche Elektrolyseure mit\r\nmöglichst einfach gehaltenen Kriterien agiert werden. Für die erste Tranche sollten aufgrund\r\nder bereits heute vorhandenen Netzengpässe Anforderungen eines netzdienlichen Standorts\r\neine große Rolle spielen. Der netzdienliche Betrieb an diesen Standorten ist dabei durch die\r\nEinhaltung der Anforderungen an RFNBO-konformen Wasserstoff erfüllt. Für die Definition\r\ndieser ersten Ausschreibungskriterien ist eine hohe Umsetzungsgeschwindigkeit wichtig. Weitere Kriterien können helfen, eine sinnvolle Strukturierung auch mit Blick auf die Umsetzungsgeschwindigkeit zu erzielen. Gleichzeitig sollte jedoch auch sichergestellt werden, dass eine\r\nSystemdienlichkeit aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft gegeben ist. Systemdienlichkeit für das\r\ngesamte Energiesystem umfasst sowohl strombezogene als auch wasserstoffbezogene Kriterien.\r\n3.1 Strombezogene Kriterien\r\n§ 96 Nr. 9 nennt als strombezogene Kriterien: Standort, Flexibilität und Betriebsweise sowie\r\nVollbenutzungsstunden.\r\n3.1.1 Standortwahl\r\nDer Standort ist ein sehr wichtiger Aspekt bei der Betrachtung der strombezogenen Kriterien.\r\nWenn Elektrolyseure am richtigen Standort verortet sind, bedeuten Elektrolyseure keine zusätzliche Belastung des Stromnetzes. Es gibt zudem auch mögliche Standorte für Elektrolyseure, die netzneutral sind und zumindest keine zusätzlichen Netzengpässe verursachen. Insofern sollte sichergestellt werden, dass die Standortwahl für die Ausschreibungen nach § 96\r\nNr. 9 im WindSeeG nach Kriterien verläuft, die ebendies unterstützen.\r\nInsofern ist ein entscheidender Faktor, dass durch den Bau des Elektrolyseurs keine zusätzlichen Netzengpässe entstehen oder bestehende Netzengpässe verschärft werden. Entscheidend bei der Festlegung von Kriterien ist, dass die zukünftige mittel- bis langfristige Netzsituation (inkl. Netz- und EE-Ausbau) einbezogen wird, die für den Betrieb der zu fördernden Elektrolysekapazitäten repräsentativ ist. Ein möglicher Ansatz ist hierbei die netzknotenscharfe\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnalyse der Engpassmanagementvolumina für den Betrachtungszeitraum eines gesamten Jahres und der sich daraus ergebenden Netzkosten. Entsprechende Analysen wären durch die\r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) durchzuführen und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA)\r\nzu prüfen. Auf dieser Basis können Standorte identifiziert und definiert werden, die in der Jahresbilanz einen netzneutralen oder -entlastenden Effekt durch die Investition aufweisen. Diese\r\nKriterien spiegeln die stromseitigen Anforderungen an einen systemdienlichen Standort in erster Näherung wider.\r\nDie Prüfung von Standorten und die daraus folgende Ausweisung von geeigneten Standorten\r\nfür Elektrolyseure ist eine Aufgabe, die die ÜNB im Normalfall im Rahmen der Netzausbauplanung und -analyse bewältigen können. So könnten in regelmäßigen Abständen diese Prüfungen stattfinden und daraus resultierende Regionen ausgewiesen werden. Allerdings benötigt\r\nes für diese Prüfungen eine gewisse Vorlaufzeit, weshalb nicht garantiert werden kann, dass\r\nbis zum Start der ersten Ausschreibungsrunde nach § 96 Nr. 9 des WindSeeG eine solche Analyse durchgeführt werden kann. Zur Planbarkeit der Gebotsabgabe für Elektrolyseurbetreiber\r\nist eine Bekanntgabe der systemdienlichen Regionen mindestens 3-4 Monate vor Ausschreibungsstart notwendig.\r\nInsofern könnte es für die erste Ausschreibungsrunde eine Übergangslösung benötigen. Hierfür sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden. Eine erste Orientierung könnten die ausgewiesenen Entlastungsregionen nach § 13k EnWG (Nutzen-statt-Abregeln) sein, die als netzdienlich eingestuft werden könnten. Wenn jedoch lediglich diese Standorte zur Verfügung stehen, wäre dies jedoch eine recht starke Einschränkung der verfügbaren Standorte.\r\nWenn im Vorfeld der ersten Ausschreibungsrunde ausreichend Zeit für eine genaue Prüfung\r\ndurch die ÜNB vorhanden ist, könnte über die Prognosen der ÜNB eine genauere Analyse erfolgen, welche Regionen netzdienlich und welche Regionen zumindest netzneutral sind. Hierdurch sollte eine signifikante Ausweitung der geeigneten Standorte über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG ermöglicht werden.\r\nSollten die Ausschreibungen zeitnah starten, wäre zu prüfen, inwiefern eine pragmatische\r\nAusweitung über die Entlastungsregionen hinaus als Überganslösung für die erste Ausschreibungsrunde möglich ist. Die Prognosen der ÜNB für die Höhe von Baukostenzuschüssen (BKZ)\r\nkönnten hier als Orientierung dienen. Für die Prognose der Höhe der BKZ wurden eigens Analysen angefertigt, die somit möglicherweise als Grundlage dienen können, um Regionen zu\r\nidentifizieren, in denen der Anschluss von Elektrolyseuren möglich ist.\r\nSo könnten alle Regionen, in denen der BKZ bis zu 40% oder 60% des Maximalwerts beträgt,\r\ndie Grundlage bilden. Ein möglicher Ansatz wäre hier, dass die Entlastungsregionen nach § 13k\r\nEnWG als netzdienlich und die Regionen mit abgesenktem BKZ als netzneutral gelten. Die\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nRegionen, die über die Entlastungsregionen hinausgehen, könnten dabei zumindest als netzneutral eingestuft werden.\r\nFür kleinere Elektrolyseure mit einer Leistung von beispielweise bis zu 30 MW könnte in einer\r\nersten Ausschreibung möglichweise auch eine pragmatische Ausweitung über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG hinaus erfolgen, wenn die insgesamt auf diese Weise installierte\r\nElektrolysekapazität begrenzt ist. Es ist zu prüfen, welche pragmatischen Kriterien hierfür herangezogen werden können und ob sich auch hier möglicherweise die Prognosen für die Höhe\r\ndes BKZ als Grundlage eignen. Dabei sollte ein negativer Einfluss auf das Stromnetz ausgeschlossen werden.\r\nEin Standort in einem netzneutralen oder netzdienlichen Gebiet wäre hierbei als Präqualifikationskriterium anzusehen, um an den Ausschreibungen teilzunehmen. Gleichzeitig sollte verhindert werden, dass die Elektrolyseure überwiegend in netzneutralen Regionen gebaut werden und weniger in netzdienlichen Regionen. Ein möglicher Ansatz wäre, dass die Gebote in\r\nnetzdienlichen Regionen einen Bonus erhalten, der sich daran orientiert, in welchem Maße\r\ndurch den Bau in diesen Regionen zusätzlicher Redispatch verhindert werden kann. Hierfür\r\nbräuchte es einen Orientierungswert, der nicht für jede einzelne Region berechnet werden\r\nmuss, sondern allgemein für die Unterscheidung zwischen netzneutralen und netzdienlichen\r\nGebieten anzuwenden wäre. Gleichzeitig sollte der Bonus nicht zu einem faktischen Ausschluss von weiteren Gebieten führen.\r\nDa noch nicht im Detail abzusehen ist, wie viele und welche Regionen durch diese Methoden\r\nan den Ausschreibungen teilnehmen können, müssen diese Mechanismen regelmäßig überprüft werden, damit dieses Werkzeug eine ausreichend breite Diversifizierung der Standorte\r\nermöglichen kann. Als Präqualifikationskriterien darf zudem nicht allein die Netzdienlichkeit\r\nbzw. die Netzneutralität auf der Stromseite herangezogen werden, sondern es muss auch der\r\nNutzen für die Wasserstoffwirtschaft und die potenziellen Abnehmer gegeben sein. Hierauf\r\ngehen wir im nächsten Abschnitt ein.\r\nAn dieser Stelle verweisen wir ebenfalls auf den Prüfprozess der EU-Kommission zur Erlangung\r\ndes europäischen Status als „Project of Common Interest“ (PCI). Gemäß der dahinterstehenden TEN-E Verordnung müssen Elektrolyseure im Auswahlverfahren u.a. Eigenschaften nachweisen, dass sie eine netzbezogene Funktion, insbesondere im Hinblick auf die allgemeine Systemflexibilität und die Gesamteffizienz der Strom- und Wasserstoffnetze haben. Der Status\r\nPCI sollte somit sowohl bei der Standortauswahl als auch im Ausschreibungsverfahren berücksichtigt werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n3.1.2 Flexibilität\r\nDie wesentlichen technischen Rahmenbedingungen an Flexibilität werden durch die Technischen Netzanschlussbedingungen (TAB) für signifikante Netznutzer gesetzt, die auch ein Elektrolyseur zu erfüllen hat. Es muss selbstverständlich sichergestellt werden, dass die Netzstabilität durch den Anschluss von Elektrolyseuren nicht gefährdet wird. Gleichzeitig können sehr\r\nanspruchsvolle Anforderungen die Kosten für den Bau deutlich erhöhen. Weitere Anforderungen an Flexibilität sollten nicht gestellt werden.\r\n3.1.3 Betriebsweise\r\nHierzu sollten sich die Präqualifikationskriterien auf die Anforderungen nach DA Grünstromkriterien ((EU) 2023/1184) beschränken. Geographische und zeitliche Korrelation setzen hier bereits enge Vorgaben. Wichtig ist eine pragmatische Vorgehensweise, die auch die Kosten des\r\nerzeugten Wasserstoffs im Blick behält. Gleichzeitig sollte es möglich sein, dass ein gewisser\r\nAnteil des erzeugten Wasserstoffs nicht RFNBO-konform hergestellt werden kann. Dies ist unter anderem eine Notwendigkeit, die sich aus der Fahrweise der Elektrolyseure ergibt, da\r\ndiese nicht immer zeitgleich auf schwankende Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen reagieren können. Zudem können durch die Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff die\r\nVollbenutzungsstunden des Elektrolyseurs erhöht werden, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit\r\nverbessert, und der Förderbedarf reduziert wird.\r\nDarüber hinaus ist der Betrieb des Elektrolyseurs ein ergänzender Aspekt. Durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, bspw. gem. § 13k EnWG, Regelleistung, kann der systemdienliche Beitrag erhöht werden. Dabei ist die Vereinbarkeit mit dem Doppelförderungsverbot zu prüfen, inwiefern Betreiber hier zusätzliche Erträge generieren können. Dennoch ist\r\nmit Blick auf den Fördermechanismus sicherzustellen, dass die Bereitstellung und Erbringung\r\nvon Systemdienstleistungen nicht beschränkt wird. Der Netzbetreiber sollte über die gesetzlich, bzw. in Verordnungen oder Festlegungen geregelten Möglichkeiten hinaus keinen Einfluss\r\nauf die Betriebsweise von systemdienlich verorteten Elektrolyseuren nehmen.\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien\r\nNeben der Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes ist beim Bau von Elektrolyseuren auch\r\ndie Einbindung in die Wasserstoffwirtschaft, die Nutzung der H2-Infrastruktur und der Hochlauf eines Wasserstoffmarktes ein wichtiger Faktor für die Systemdienlichkeit. Wenn sinnvolle\r\nKriterien aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft aufgestellt werden, kann garantiert werden, dass\r\nder Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann.\r\nAuf diese Weise kann eine Systemdienlichkeit aus Sicht des Gesamtenergiesystems ermöglicht\r\nwerden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nDabei gibt es verschiedene Ansätze, um sinnvolle Produktionsstandorte zu definieren. Die\r\nwichtigsten Faktoren könnten hier der Nachweis der Abnahme des produzierten Wasserstoffs\r\nsowie ein nachvollziehbares Transportkonzept darstellen. Bei entsprechender Gestaltung des\r\nKriteriums und unter der Voraussetzung, dass der Elektrolyseur netzdienlich betrieben wird,\r\nkann für den Transport von Wasserstoff zudem auch Wasserstoff an Standorten jenseits des\r\nKernnetzes produziert werden, wodurch abgelegenere Industriestandorte profitieren könnten. Gleichzeitig sollten die Kriterien keinen übermäßigen bürokratischen Aufwand erzeugen.\r\nIn Umsetzung von § 96 Nr. 9 Buchstabe g. (Anschluss an ein Wasserstoffnetz) und h. (Verwendung des erzeugten Wasserstoffs) sollte der Elektrolysebetreiber Wasserstoffabnehmer für\r\neinen Mindestanteil (bspw. 30%) der maximalen geplanten H2-Produktion pro Jahr vorweisen:\r\n› bspw. durch Letter of Intent (LoI), Memorandum of Understanding (MoU) oder sonstiger\r\nForm. Gleichzeitig sollte hierdurch die Flexibilität in der Vermarktung nicht eingeschränkt\r\nwerden.\r\n› Ebenfalls Vorweisung von LoI o. Ä. bei Leistungen Dritter (bspw. bei Transport durch Pipelines durch einen H2-Netzbetreiber) oder eine Darstellung des Transportkonzepts (end-toend; z.B. Transport über Binnenschiffe oder Trailer).\r\nKonkrete Verwendungszwecke (z.B. Sektoren, Ausschluss von Industriebranchen) sollten hierbei nicht vorgegeben werden.\r\nZudem sollte ein Mindestanteil (bspw. über die Hälfte) festgelegt werden, zu welchem Anteil\r\nder Wasserstoff für den Betrachtungszeitraum eines Kalenderjahres aus erneuerbarem Strom\r\nproduziert werden muss, also RFNBO- bzw. 37. BImSchV-konform gemäß Delegated Act, bzw.\r\ngemäß dem aktuellen Rechtsrahmen. Es sollte jedoch zusätzlich ermöglicht werden, dass auch\r\ninsbesondere kohlenstoffarmer Wasserstoff hergestellt wird, was für den Betrieb und die\r\nWirtschaftlichkeit der Elektrolyseure eine wichtige Voraussetzung darstellt. Dass der Mindestanteil an RFNBO-konformem Wasserstoff hergestellt wurde, weist der Betreiber im Nachgang\r\nnach, um die Förderung weiterhin zu erhalten.\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen\r\nZudem sollten folgende Punkte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Zuschlag sollte unerheblich vom Kunden/Sektor sein. Auch bereits geförderte Kunden\r\n(bspw. mit Klimaschutzverträgen (KSV)) sollten den H2 abnehmen können.\r\n› Es sollte keine grundsätzlichen regionalen Einschränkungen und eine geringe Mindestgröße\r\n(bspw. 1 MW) für Elektrolyseure geben.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n› Für das verwendete Verfahren zur Elektrolyse mit Wasser (beispielsweise alkalische oder\r\nPEM-Elektrolyse) sollte es keine Beschränkungen geben. Vorteile oder sonstige Anreize\r\n(bspw. Netzentgeltbefreiung) sollten für die Ausschreibung unerheblich sein.\r\n› Die Vermarktung der Abwärme oder Abnahme von Sauerstoff sollten nicht Teil der Präqualifikation sein. Dies sollte Teil der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Betreibers sein.\r\n› Die Technischen Anschlussbedingungen sind entsprechend der zum Zeitpunkt der Ausschreibung/Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags geltenden Regeln zu erfüllen.\r\nFür die Ausschreibungen sind zudem die Bedingungen relevant, die für den Netzanschluss gelten. Insofern ist zu berücksichtigen, dass durch die TAB und die Erhebung eines Baukostenzuschusses (BKZ) potenziell Mehrbelastungen auf die Betreiber von Elektrolyseuren zukommen,\r\nwas sich auch auf den Förderbedarf auswirkt.\r\n5 Ausschreibungsverfahren\r\nDie beschriebenen Präqualifikationskriterien in Kapitel 3 sind zu erfüllen, um in der Gebotsrunde berücksichtigt werden zu können. Hierbei sollte insgesamt sichergestellt werden, dass\r\npragmatische Lösungen gefunden werden, die die Seriosität der Angebote mit vertretbarem\r\nAufwand sicherstellen und gleichzeitig die Systemdienlichkeit des Standorts sicherstellen.\r\nEingegangene Gebote sollten grundsätzlich nach ihrem Förderbedarf pro Megawatt (MW) geplanter Elektrolyseursleistung gelistet und entsprechend vergeben werden. Für netzdienliche\r\nStandorte könnte im Vergleich zu netzneutralen Standorten ein Bonus bei den Ausschreibungen angerechnet werden. Die Vermarktung der Abwärme oder eine Abnahme von Sauerstoff\r\nsollten nicht bei der Vergabe berücksichtigt werden. Aus Sicht des BDEW fließt dies in den Förderbedarf der Unternehmen ein. Eine Einbeziehung in die Vergabekriterien würde die Ausschreibungen unnötig verkomplizieren.\r\nDarüber hinaus sollten weitere Aspekte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Elektrolysebetreiber könnte auf einen Betrag bieten, den er pro MW Elektrolysekapazität erhalten würde; ein bestimmter Anteil (bspw. 50 %) der Fördersumme könnte bei Inbetriebnahme ausgezahlt werden, die restliche Auszahlung über einen festgelegten Zeitraum\r\n(bspw. 7 Jahre) gestreckt werden.\r\n› Der Jahresförderbetrag könnte jedes Jahr auf die Produktionsmenge, die sich aus den ersten Volllaststunden (bspw. 2.500 Vlh) zur Produktion von RFNBO-konformem H2 ergibt,\r\naufgeteilt werden. Im Folgejahr könnte ein bestimmter Betrag (bspw. 500 Vlh) nachgeholt\r\nwerden. So kann sichergestellt werden, dass Fördermittelgeber und -empfänger kalkulierbare Zahlungsströme erhalten.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n› Die grundsätzlichen technischen und wirtschaftlichen Risiken sollten beim Elektrolysebetreiber verbleiben. Ausgenommen davon sollten Risiken sein, die der Betreiber nicht zu verantworten hat. Dazu gehören unter anderem der Netz- und Pipelineanschluss des Elektrolyseurs, genehmigungsrechtliche Verzögerungen und weitere nicht selbst verschuldete Risiken. Ein Widerruf bereits ausgezahlter Förderung, im Falle einer durch wirtschaftliche oder\r\ntechnische Risiken verursachten Minderproduktion, sollte ausgeschlossen werden. Im Falle\r\neiner Verzögerung bspw. beim Anschluss an das H2-Kernnetz sollte der Elektrolysebetreiber erst in Betrieb gehen müssen, wenn der Pipelineanschluss realisiert wurde.\r\n› Die Herstellung des Anteils des Wasserstoffs, der über die Ausschreibungen gefördert wird,\r\ndarf nicht mit anderen direkten Förderungen zur H2-Produktion kumuliert werden, um eine\r\nDoppelförderung auszuschließen. Davon bleibt eine Kumulierbarkeit mit dem Instrument\r\nder „Strompreiskompensation“ und dem 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ unbenommen.\r\nEs muss zudem sichergestellt werden, dass die geförderten Projekte gleichermaßen von Instrumenten wie Netzentgeltbefreiung und Strompreiskompensation profitieren können\r\nund Systemdienstleistungen erbracht werden können, ohne einen Verlust der Förderung zu\r\nriskieren. Gleiches gilt für die freie Zuteilung von EU-ETS-Zertifikaten für die Produktion von\r\nWasserstoff, diese sollte unbeachtet der Förderung vom Bieter ohne eine Rückforderung\r\ndes Fördergebers genutzt werden können. Außerdem sollte ein Vertrieb des produzierten\r\nund geförderten Wasserstoffs an alle potenziellen Abnehmer, auch solche mit Klimaschutzvertrag oder einzelnotifizierter Förderung (z.B. CEEAG), möglich sein.\r\n› Ein Zuschlag sollte ein Drittel des festgelegten Budgets der Auktion nicht übersteigen.\r\nDadurch könnten mindestens drei Projekte je Gebotsrunde zum Zug kommen.\r\n› Eine Fertigstellungsbürgschaft eines bestimmten Anteils des Förderbetrags (z.B. 5 % des\r\nverlangten Förderbetrags) könnte fällig werden bei Nicht-Realisierung nach festgelegter\r\nZeit (bspw. 5 Jahre). Die Bürgschaft sollte nach einer Entscheidungsfrist (bspw. 3 Monate)\r\nab Zuschlag wirksam und bis zur offiziellen Inbetriebnahme der Anlage aufrechterhalten\r\nwerden.\r\n› In der ersten Auktionsrunde könnte die Grenze für Höchstgebote aufgrund fehlender Erfahrungswerte hoch angesetzt werden. Alternativ könnte eine Förderung nach dem Prinzip\r\nPay-as-cleared erfolgen, um strategische Gebote zu reduzieren.\r\n› Bei einer Unterzeichnung der Ausschreibung sollte das nicht abgerufene Budget auf die\r\nnächste Ausschreibungsrunde übertragen werden. Aufgrund des verzögerten Starts der\r\nAusschreibungen sollten die Kapazitäten, die nicht ausgeschrieben wurden, möglichst in\r\nden folgenden Ausschreibungen zusätzlich ausgeschrieben werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nInsgesamt ist festzuhalten, dass die Ausschreibungen dringend für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt werden. Da der ursprünglich geplante Ausschreibungsstart bereits\r\nverzögert ist, wäre ein Hochlaufpfad für die Ausschreibungen eine mögliche Option, sodass die\r\nUnternehmen sich auf die Teilnahme mit entsprechender Leistung der Elektrolyseure vorbereiten können. Insbesondere bei Realisierungsfristen von 5 Jahren können jedoch auch frühzeitig größere Ausschreibungsmengen von der Branche umgesetzt werden.\r\n6 Fazit\r\nDie Ausschreibungen sind notwendig, wenn die Ziele für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erreicht werden sollen. Zudem ermöglicht die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien ermöglicht wird. Nach den bisherigen Verzögerungen\r\nsollten nun schnellstmöglich Fortschritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah\r\ndie Ausschreibungen starten können.\r\nFür die Ausschreibungen sollten pragmatische Kriterien angewendet werden, über die Systemdienlichkeit definiert werden kann. Dabei ist eine Verortung, die das Stromnetz insgesamt\r\nnicht zusätzlich belastet und Engpässe zumindest nicht verstärkt, eine notwendige Voraussetzung. Dies muss die zukünftige Netzsituation mit einbeziehen und regelmäßig überprüft werden. Dabei sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden, der Netzdienlichkeit garantiert,\r\ngleichzeitig jedoch auch eine ausreichende Diversifizierung der Standorte ermöglicht.\r\nWichtig ist dabei, dass ebenso Kriterien berücksichtigt werden, die Aspekte der Wasserstoffwirtschaft berücksichtigen. Hierzu wären die Vorlage von Abnahmezusagen und Transportkonzepten geeignete Kriterien, die gewährleisten können, dass der erzeugte Wasserstoff auch an\r\nStandorten produziert wird, von denen aus H2-Abnehmer gut erreichbar sind, entweder durch\r\nlokale Netze oder Anbindung an das Kernnetz.\r\nEs sollten keine Regionen im Vorfeld ausgeschlossen werden. Eine Auswahl der Standorte\r\nsollte nach den diskutierten Kriterien erfolgen. Eine Mindestgröße für Elektrolyseure sollte\r\nnicht festgelegt oder sehr niedrig angesetzt werden.\r\nDer Zubau von Elektrolyseuren ermöglicht auch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien, auch in Regionen mit Netzengpässen. So können durch den Bau von Elektrolyseuren\r\nauch die Erneuerbaren Energien profitieren. Gleichzeitig ist auch zu betonen, dass mit dem Zubau von Elektrolysekapazitäten weiterhin auch der Ausbau der Erneuerbaren Energien einhergehen muss.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nDie Ausgestaltung der Kriterien muss einerseits den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft effizient und zielgerichtet unterstützen und gleichzeitig die Situation der Stromnetze sinnvoll einbeziehen. Hierzu soll die Diskussion der vorgeschlagenen Kriterien eine Orientierung geben.\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Kruse\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njan.kruse@bdew.de\r\nRouven Kelling\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1261\r\nrouven.kelling@bdew.de\r\nTimon Groß\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1309\r\ntimon.gross@bdew.de\r\nLea Schöttner\r\nAbteilung Energienetze und europäisches Regulierungsmanagement\r\n+49 30 300199-1111\r\nlea.schoettner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 10. Januar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen\r\nvom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\nund dem Änderungsantrag der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/ DIE\r\nGRÜNEN zu diesem Gesetz (Ausschussdrucksache 20(25)745)\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BTDrs. 20/14235\r\nSeite 2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Relevanz des Gesetzentwurfs für die Energiewirtschaft...................................... 3\r\n2 Erzeugerüberschüsse/Stromspitzen ................................................................... 4\r\n2.1 Änderungen im EnWG („Anlagen-TÜV“)........................................................ 5\r\n2.2 Technische Einrichtungen zur netzdienlichen Steuerung, §§ 9, 100 Abs. 3 bis\r\n3b EEG-E ......................................................................................................... 5\r\n2.3 Netztrennbefugnis, § 52a EEG-E..................................................................... 6\r\n2.4 Speicherlösungen, §§ 19 Abs. 3 bis 3c, 20, 85d EEG-E................................... 7\r\n2.5 Bessere Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung, §§ 10b, und 8b\r\nEEG-E............................................................................................................... 7\r\n2.6 Wegfall der Förderung bei negativen Preisen, §§ 51, 51a, 94 EEG-E ............ 7\r\n2.7 Flexiblere ÜNB-Vermarktung, Art. 5 (Erneuerbare-Energien-Verordnung)... 8\r\n3 Wirtschaftlicher Steuerungsrollout, Art. 2 (Messstellenbetriebsgesetz) .............. 9\r\n3.1 Einbau auf Kundenwunsch: Interessen austarieren..................................... 10\r\n3.2 Anhebung der POG für moderne Messeinrichtungen ................................. 10\r\n3.3 Vorübergehende Entkopplung Einbau iMSys und Steuerung über SMGW,\r\nVerlängerung agiler Rollout.......................................................................... 11\r\n3.4 Wirkleistungsanpassung bei größeren „Nulleinspeiseanlagen“ .................. 12\r\n4 Flexible Netzanschlussvereinbarungen, § 17 Abs. 2b EnWG-E, § 8a EEG-E ..........12\r\n5 Blind- und Kurzschlussleistung, § 13l EnWG-E und Art. 7\r\n(Kohleverstromungsbeendigungsgesetz)...........................................................13\r\n6 Verlängerung der Genehmigungsfiktion für Ladesäulen von De minimisUnternehmen, § 118 Abs. 34 EnWG-E................................................................14\r\nSeite 3 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n1 Relevanz des Gesetzentwurfs für die Energiewirtschaft\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich das im vorliegenden Entwurf eines „Gesetzes zur Änderung\r\ndes Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ enthaltene Maßnahmenpaket zur Vermeidung von Stromspitzen und zur Gewährleistung der\r\nSystemstabilität, die wichtigen Änderungen für einen zügigen und wirtschaftlichen Rollout\r\nvon intelligenten Messsystemen sowie die notwendigen Folgeanpassungen der Umstellung\r\ndes Stromhandels. Besonders erfreulich ist, dass bereits wichtige Verbesserungsvorschläge\r\ndes BDEW aufgenommen wurden, so wie unter anderem der Änderungsantrag zur Verlängerung der Genehmigungsfiktion für Ladesäulen von De minimis-Unternehmen.\r\nDer BDEW unterstützt alle Regelungen, die es der Energiewirtschaft ermöglichen, die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Dazu gehören insbesondere die Maßnahmen, die\r\ndem schnellen Ausbau und sicheren Betrieb des deutschen Stromnetzes und der raschen Integration Erneuerbarer Energien in das Stromnetz dienen.\r\nDer BDEW hält es für dringend erforderlich, dass die in diesem Gesetzentwurf enthaltenen\r\nMaßnahmen insgesamt noch in dieser Legislaturperiode realisiert werden. Dabei ist es richtig, dass jetzt die „no regret“- Regelungen umgesetzt werden und die Zuständigkeit für weitere Konkretisierungen den nachgelagerten Behörden überlassen wird (kein Mikromanagement). Im Übrigen muss die praktische Umsetzbarkeit gewährleistet und administrativer Zusatzaufwand vermieden werden.\r\nWir weisen darüber hinaus darauf hin, dass einige im Regierungsentwurf zur „EnWG-Novelle“\r\nenthaltene Regelungen in der nächsten Legislaturperiode ebenfalls dringend umgesetzt werden müssen. Der BDEW verweist hierzu auf seine Stellungnahmen zum 1. Referentenentwurf\r\nund zum 2. Referentenentwurf. Im Sinne einer schnellen Umsetzung der dringlichsten Maßnahmen können diese Regelungen in einem Verfahren nach Neukonstitution des Bundestags\r\nneu vorgelegt und diskutiert werden.\r\nSeite 4 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n2 Erzeugerüberschüsse/Stromspitzen\r\nMit steigender Anzahl an unsichtbaren und nicht steuerbaren Anlagen fehlen notwendige\r\nKontroll- und Korrekturmöglichkeiten zur Sicherstellung der Netz- und Systemsicherheit. Insbesondere Einspeisespitzen bergen zunehmend erhebliche Risiken für die Netzstabilität – unabhängig vom künftigen Netzausbau. Ohne die Möglichkeit, Erzeugungsanlagen in netzkritischen Situationen konkret anzusteuern, droht die Notwendigkeit, einzelne Netzstränge mit\r\nErzeugern und Verbrauchern zeitweise vom Netz zu nehmen, um das System zu stabilisieren.\r\nAus diesem Grund sind alle im Gesetzentwurf enthaltenen Maßnahmen – mit den wenigen\r\nÄnderungsvorschlägen des BDEW unter 2.1 ff. – dringend umzusetzen, um sicherzustellen,\r\ndass die „Mittagsspitzen“ die Stabilität der Netze nicht gefährden.\r\nWas bereits enthalten ist:\r\n› Wirkleistungseinspeisungsbegrenzung für Neuanlagen am Verknüpfungspunkt der Anlagen mit dem Netz, die nicht steuerbar sind.\r\n› Vorgaben zur sicheren Steuerbarkeit aller Anlagen ab 7 kW und zum sicheren Systembetrieb\r\n› Rahmenbedingungen für einen wirtschaftlichen Rollout der intelligenten Messsysteme\r\nmit Steuerung.\r\n› Wegfall der Einspeisevergütung bei negativen Preisen, teilweise in Verbindung mit der\r\nMöglichkeit, ungeförderte Mengen in einem begrenzten Rahmen nachzuholen, und\r\nFolgeanpassung in der ÜNB-Vermarktung.\r\n› Vereinfachungen für die netzdienliche Nutzung von Stromspeichern.\r\n› Grundlegende Ausgestaltung eines „Anlagen-TÜV“ für fernsteuerbare Anlagen.\r\nWas es in Ergänzung bei diesen Punkten noch braucht:\r\n› Der “Anlagen-TÜV” muss unbürokratischer werden.\r\n› Verschiedene Regelungen können noch zur Vermeidung administrativer Aufwände gestrichen oder zur besseren Umsetzung in der Praxis vereinfacht werden.\r\n› Perspektivisch: Die schrittweise Absenkung der Schwelle zur verpflichtenden Direktvermarktung bei zeitgleicher Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung.\r\n› Perspektivisch: Der Wegfall der Vergütung bei negativen Preisen muss mit einem\r\nMarktmengenmodell ohne Einschränkungen weiterentwickelt werden.\r\nSeite 5 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n2.1 Änderungen im EnWG („Anlagen-TÜV“)\r\nSichergestellt wird die tatsächliche Steuerung der Erzeugungsanlagen nach § 12 Abs. 2a ff.\r\nEnWG-E durch umfassende Tests und durch ein Monitoring der BNetzA. Für die Sicherstellung\r\nder Steuerbarkeit ist dieses Vorgehen entscheidend. Sehr erfreulich ist, dass sich die Testung\r\nzunächst auf Anlagen mit mehr als 100 kW Peak beziehen soll. Hierfür hatte der BDEW sich im\r\nSinne eines effizienten Vorgehens eingesetzt.\r\nGleichwohl ist es dringend geboten, unnötige Bürokratie bei den Meldepflichten zu vermeiden. Insbesondere die Einbeziehung der Messstellenbetreiber ist angesichts der Datenerhebung und Veröffentlichung durch die BNetzA nicht erforderlich. Es werden bereits viermal im\r\nJahr Daten zum Smart Meter Rollout seitens der BNetzA erhoben. Diese Daten der BNetzA\r\nkönnen in den Prozess zum „Anlagen-TÜV“ einfließen.\r\n➢ Entsprechende Verpflichtungen für grundzuständige Messstellenbetreiber können\r\nund sollten daher aus § 12 Abs. 2a ff. EnWG-E gestrichen werden.\r\n2.2 Technische Einrichtungen zur netzdienlichen Steuerung, §§ 9, 100 Abs. 3 bis 3b EEG-E\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Leistungsgrenze für den Pflichteinbau von intelligenten Messsystemen bei Erzeugungsanlagen gegenüber dem Kabinettsentwurf, wie vom BDEW gefordert,\r\nauf über 7 kW angehoben wurde. Dies ermöglicht einen effizienten Rollout.\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Entwurf für Erzeugungsanlagen ab 25 bis unter 100 kW vorsieht,\r\ndass vor Einbau eines intelligenten Messsystems (iMSys) eine Steuerung durch den Netzbetreiber möglich sein muss.\r\nZusätzlich ist für diese Anlagengruppe vorgesehen, dass trotz Steuerung durch den Netzbetreibern eine Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung erfolgt. Für diesen Spezialfall könnte eine\r\nAnhebung der Wirkleistungsschwelle gerechtfertigt sein. Die Begrenzung der Wirkleistung\r\ndarf generell aus Sicht des BDEW nur für kurze Zeit eine Maßnahme zur Vermeidung negativer\r\nPreise bei der ÜNB-Vermarktung und zur Sicherung der Systemsicherheit darstellen, bis die\r\nAnlagen schrittweise in die Direktvermarktung überführt werden.\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Gesetzentwurf die Realisierung der Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung dem Anlagenbetreiber überlässt, so dass auch Lösungen mittels HEMS\r\n(Home Energy Management System) möglich sind. So können Eigenverbrauchsoptimierungen\r\nvorgenommen und gleichzeitig die Begrenzung der Einspeiseleistung eingehalten werden.\r\nAnlagen über 2 bis 7 kW sollten auch nach (freiwilligem) Einbau eines iMSys nicht verpflichtend durch Netzbetreiber gesteuert werden müssen. Aufwand und Nutzen stehen in keinem\r\nSeite 6 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\nangemessenen Verhältnis. Vielmehr sollte eine Wahlmöglichkeit zwischen Steuerung durch\r\nden Netzbetreiber und der (weiteren) Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung bestehen.\r\nDer BDEW hatte mehrfach das „Schlupfloch“ für Anlagen über 25 bis 100 kW kritisiert, wonach\r\nbereits ein bloßer Antrag auf Ausstattung mit iMSys und Steuerungseinrichtungen die Verpflichtung von Anlagenbetreibern entfallen lässt, Übergangs-Steuerungstechnik bis zur entsprechenden Ausstattung vorzuhalten. Die Regelung hat dazu geführt, dass auch Anlagen über\r\n25 bis 100 kW ohne jegliche Steuerungsmöglichkeit angeschlossen wurden. Der Gesetzentwurf sieht nun in § 100 Abs. 3b EEG-E für jüngere Bestandsanlagen (Inbetriebnahme seit dem\r\n1. Januar 2023) vor, dass mit Inkrafttreten des Gesetzes für diese Anlagen sofort die Pflicht zur\r\nVorhaltung von Einrichtungen zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung mit entsprechender Sanktionspflicht des Netzbetreibers nach § 52 EEG 2023 greift, wenn die Anlagenbetreiber lediglich Anträge auf Ausstattung mit iMSys und Steuerungseinrichtungen gestellt hatten. Das ist der richtige Schritt zur Schließung des Schlupflochs. Die Netzsituationen\r\nsind aber unterschiedlich und eine nachträgliche Einforderung von Begrenzungen oder Steuerungseinrichtungen sollte nur dann erfolgen, wenn diese für den sicheren Netzbetrieb erforderlich sind. Zudem wäre eine sofortige Ausstattung mit sich anschließender Sanktion bei Versäumnis weder gerechtfertigt noch administrierbar.\r\n➢ In § 100 Abs. 3b EEG-E sollte die Anwendung von § 9 Abs. 2 Satz 1 Nummer 2 Buchstabe a EEG-E davon abhängig gemacht werden, dass der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber mit Fristsetzung zur Nachrüstung aufgefordert hat.\r\n2.3 Netztrennbefugnis, § 52a EEG-E\r\nObwohl eine eindeutige und rechtssichere Befugnis der Netzbetreiber, Anlagen bei fehlender\r\nUmsetzung von gesetzlichen Vorgaben zur Gewährleistung der Netzsicherheit und -stabilität\r\nvom Netz zu trennen, wünschenswert ist, ist die vorliegende Netztrennbefugnis in § 52a EEG-E\r\nweder in der Praxis umsetzbar noch verhältnismäßig. Die Netztrennung ist mit erheblichen\r\npraktischen Hürden und Haftungsrisiken für Netzbetreiber verbunden. Der Anlagenbetreiber\r\nhat es jederzeit in der Hand, durch nachweisliche Außerbetriebnahme der Anlage eine Sperrung der Kundenanlage abzuwenden. Es wird daher vorgeschlagen, dass der Netzbetreiber bei\r\nschweren Verstößen die Kundenanlage selbst, und nicht die Erzeugungsanlage, vom Netz\r\ntrennen kann.\r\n➢ § 52a EEG-E sollte angepasst werden. Im Zweifel sollte § 52a EEG-E gestrichen und für\r\ndie nächste Legislaturperiode neu aufgesetzt werden.\r\nSeite 7 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n2.4 Speicherlösungen, §§ 19 Abs. 3 bis 3c, 20, 85d EEG-E\r\nDie zügige Ausgestaltung der Varianten für die Aufhebung des Ausschließlichkeitsprinzips bei\r\nSpeichern, insbesondere die „Pauschallösung“ für PV-Speicher, hält der BDEW für dringend\r\nerforderlich, damit Speicherbetreiber einen Anreiz erhalten, ihren Speicher marktaktiv zu betreiben und dadurch wesentlich zur Behebung von Stromspitzen beizutragen. Die Pauschallösung ist wiederum nur mit der Anpassung der Vorgaben für den Marktprämienbilanzkreis umsetzbar (§ 20 EEG-E).\r\n2.5 Bessere Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung, §§ 10b, und 8b EEG-E\r\nDie Änderungen in § 10b EEG-E zur Vereinfachung der Direktvermarktung begrüßen wir. Sie\r\nberuhen zum Teil auf BDEW-Forderungen.\r\nDer BDEW schlägt allerdings vor, § 10b Abs. 6 EEG-E zu streichen. Die dort festgelegte Verpflichtung des Direktvermarkters, den Anlagenbetreiber bei Verstößen gegen die Pflicht zur\r\nAusstattung mit technischen Einrichtungen zur markdienlichen Steuerung zur Erfüllung aufzufordern und ihn an den Netzbetreiber zu melden, ist nicht erforderlich und führt zu erheblichem administrativem Mehraufwand zwischen Direktvermarkter und Netzbetreiber. Mit den\r\nim Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen besteht ohnehin ein erhebliches Interesse der\r\nDirektvermarkter und Anlagenbetreiber, bei negativen Preisen Anlagen abschalten zu können.\r\nDie Ergänzung in § 8b EEG-E (Mitteilung des Einspeiseorts) lehnt der BDEW in der vorliegenden Form dagegen ab. Rahmenbedingungen sowie Fristen für entsprechende Identifikatoren\r\nals Teil des Netzzugangs sollten durch die BNetzA geregelt werden, die hierfür zuständig ist.\r\n➢ Streichung § 10b Abs. 6 EEG - E\r\n➢ Keine Ergänzung des § 8b EEG-E\r\n2.6 Wegfall der Förderung bei negativen Preisen, §§ 51, 51a, 94 EEG-E\r\nDer BDEW begrüßt die Aussetzung der EEG-Förderung bei negativen Strompreisen. Sie ist allerdings nur dann wirtschaftlich sinnvoll, wenn, wie im Gesetzentwurf vorgesehen, die nicht\r\nvergüteten Strommengen nach Ende der Vergütungszeit hinten angehängt und zusätzlich vergütet werden. Die in § 51a EEG-E vorgeschlagene Kompensationsregelung für nach § 51 EEG-E\r\nnicht geförderte Zeiträume implementiert in Ansätzen das vom BDEW vorgeschlagene „Marktmengenmodell“. Allerdings bleibt die Regelung in mehrfacher Hinsicht noch hinter dem vom\r\nBDEW vorgeschlagenen Mechanismus (alle nach § 51 EEG-E nicht geförderte Mengen werden\r\nnachgeholt) zurück:\r\nSeite 8 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n• Die Neuregelung der Kompensation betrifft nur PV-Anlagen (§ 51 Abs. 2 EEG-E). Für\r\nWindkraftanlagen wird weiterhin lediglich der Förderzeitraum verlängert. Das Volumenrisiko, dass im nachgeholten Förderzeitraum weniger Ertrag erwirtschaftet wird,\r\nverbleibt beim Anlagenbetreiber.\r\n• Die Neuregelung berücksichtigt das gerade genannte Mengenrisiko für PV-Anlagen insoweit, als nur die saisonal unterschiedlichen Volllaststunden nachgeholt werden dürfen.\r\nAuch wenn ein Teil des Mengenrisikos in den nachgeholten Zeiträumen beim Anlagenbetreiber verbleibt, da die Zahl der nachholbaren Volllaststunden dem klimatischen Mittelwert und\r\nnicht den tatsächlich realisierbaren Volllaststunden des entsprechenden Jahres entspricht,\r\nstellt die Regelung im Vergleich zum Status Quo eine deutliche Verbesserung für PV-Anlagen\r\ndar. Perspektivisch sollte aber ein entsprechender Regelungsansatz auch für Windenergieanlagen gefunden werden.\r\nDie Abwicklung des Vergütungsentfalls in Viertelstunden negativer Preise bereits ab 2 kW installierter Leistung bedeutet einen hohen Umsetzungsaufwand insbesondere bei Versorgern\r\nund Stadtwerken, der den EE-Zubau beeinträchtigen könnte. Insoweit wäre auch der Ansatz\r\ndenkbar, hier eine 7 kW-Grenze in Anlehnung an die Pflicht-Einbaugrenze für iMSys nach dem\r\nMsbG zu wählen. Dies würde den Umsetzungsaufwand für die verschiedenen, betroffenen\r\nWertschöpfungsstufen verringern. Gleichwohl ist aus Sicht des BDEW im Sinne einer Gesamtbetrachtung von Nutzen und Aufwand der Entfall der Vergütung bei negativen Preisen bereits\r\nab einer installierten Leistung von 2 kW bei Einbau eines iMSys gerechtfertigt. Andernfalls\r\nwäre zu befürchten, dass eine 7 kW-Grenze für die entsprechenden Anlagenbetreiber einen\r\nAnreiz zur Errichtung von Anlagen mit einer Leistung von knapp unter 7 kW setzen würde\r\nund,dass die Regelung damit für den erheblichen Zubausektor von 2 bis 7 kW ins Leere gehen\r\nwürde.\r\n2.7 Flexiblere ÜNB-Vermarktung, Art. 5 (Erneuerbare-Energien-Verordnung)\r\n§ 5 Abs. 3 EEV-E ergänzt die bisher geltende untertägige Vermarktungspflicht für in der Vortagesauktion nicht bezuschlagte Mengen um ein Abschaltungsrecht für den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Mit dieser Kompetenzerweiterung kann der Netzbetreiber aktiv gegen einen\r\nEinspeiseüberschuss vorgehen. Daher ist diese Regelung sehr zu begrüßen.\r\nNicht überzeugend ist hingegen die vorgesehene Beschränkung des zulässigen Korridors für\r\npreislimitierte Gebote (aufgrund deren Nichtbezuschlagung eine Abschaltung erfolgen kann)\r\nauf -200 €/MWh bis -100 €/MWh. Diese Regelung kann aus Sicht des BDEW keinen Beitrag zur\r\nVermeidung negativer Preise am Strommarkt liefern, da der ÜNB weiterhin verpflichtet ist, zu\r\nSeite 9 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\nnegativen Preisen anzubieten und auch das EEG-Konto nicht entlasten. Insbesondere die\r\nobere Schranke von -100 €/MWh ist derart tief gesetzt, dass eine marktbasierte Abschaltung\r\nder vom ÜNB vermarkteten Mengen auch in Zeiten eines PV-Überschusses nur sehr selten\r\nstattfinden wird.\r\nUm einen nachhaltigen Entlastungseffekt auf das EEG-Konto zu ermöglichen und eine wirksame und damit netzentlastende Abschaltung von EE-Anlagen in Überschusszeiten zu ermöglichen, sollten § 51 EEG-E (für direktvermarktete Mengen) und § 5 Abs. 3 EEV-E (für vom ÜNB\r\nvermarktete Mengen) vergleichbaren ökonomischen Grundsätzen folgen und vergleichbare\r\nAnreize für eine marktbasierte Abschaltung regelbarer EE-Anlagen bieten. Für eine weitergehende Marktintegration der Erneuerbaren Energien in der Einspeisevergütung sollte das\r\nVermarktungsverfahren daher (nach einer Evaluierung durch die BNetzA) weiterentwickelt\r\nwerden.\r\nSofern die erforderlichen Rahmenbedingungen gegeben sind, sollte eine solche Regelung\r\ndann bspw. darauf abzielen, die Vermarktung und Abregelung von gesichert steuerbaren Anlagen so zu gestalten, dass eine Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung nur dann erfolgt,\r\nwenn die Kosten für den finanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG geringer sind als die\r\nSumme der Kosten für die Vermarktung und der Kosten für die Vergütung des eingespeisten\r\nStroms § 21 Abs. 1 des EEG. Der ÜNB muss daher frei sein, sein Angebot am Day-Ahead-Markt\r\nauch entsprechend einstellen zu können.\r\n3 Wirtschaftlicher Steuerungsrollout, Art. 2 (Messstellenbetriebsgesetz)\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Fokus des Gesetzentwurfs darauf liegt, Energiewendeanlagen\r\nsicht- und steuerbar zu machen. Dies ist ein wichtiger Schritt hin zur Sicherung der Systemstabilität. Sehr erfreulich und erforderlich ist auch, dass die Vorgaben des MsbG auf den vorliegenden Digitalisierungsbericht gemäß § 48 MsbG angepasst werden, der die bislang nicht ausreichende finanzielle Deckung der Kosten für Messstellenbetreiber deutlich benannt hat. Insofern steht der wirtschaftliche Rollout von intelligenten Messsystemen auch in direktem Zusammenhang mit dem Thema Stromspitzen.\r\nIm Detail sieht der BDEW weiteren Anpassungsbedarf bei der Wirtschaftlichkeit der angedachten Preisobergrenzen (POG) für moderne Messeinrichtungen und für die übergangsweise\r\nNutzung von konventioneller Steuerungstechnik, damit der Rollout kurzfristig weiter voran\r\ngehen kann und die Vorgaben umsetzbar sind.\r\nGrundsätzlich sollte die Diskussion zur Finanzierung des intelligenten Netzes und die Nutzung\r\nintelligenter Messsysteme stärker gesamthaft geführt und sichergestellt werden, dass das Potenzial der iMSys sich voll entfalten kann. Ziel wäre es, Lösungen zu finden, die Kosten zum\r\nSeite 10 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\neinen wettbewerbsgerecht und für alle Beteiligten fair verteilen und zum anderen die Höhe\r\nder Netzentgelte und Messentgelte begrenzen. Für die anstehenden Aufgaben sind die vorliegenden Regelungen aber richtig.\r\n3.1 Einbau auf Kundenwunsch: Interessen austarieren\r\nMessstellenbetreiber sind nach § 34 Abs. 2 Satz 4 MsbG-E berechtigt, den vorzeitigen Einbau\r\nauf Kundenwunsch zurückzustellen, sofern dieser das Erreichen der gesetzlichen Rolloutquoten gefährdet. Aufgrund der fehlenden Erfahrung zur Anzahl der zu erwartenden Kundenanfragen ist ein gewisser Freiraum für Messstellenbetreiber sachgerecht. Dieser darf jedoch\r\nnicht dazu führen, dass die Einbaufälle außerhalb der Planung des Messstellenbetreibers auf\r\nunbestimmte Zeit zurückgestellt werden.\r\n➢ Der Einbau auf Kundenwunsch in § 34 Abs. 2 Satz 2 Nr. 1 MsbG-E sollte einmalig und\r\nfür höchstens vier Monate aufgeschoben werden dürfen.\r\n3.2 Anhebung der POG für moderne Messeinrichtungen\r\nNeben grundsätzlichen Kostensteigerungen, z. B. aufgrund der Inflationsentwicklung, ist eine\r\nAnpassung der Preisobergrenze in § 32 MsbG-E auch wegen des erweiterten Leistungsumfangs der modernen Messeinrichtung notwendig. So umfasst die moderne Messeinrichtung\r\nz. B. eine Zwei-Richtungsmessung, die Fähigkeit zur Erfassung von Netzzustandsdaten in Verbindung mit einem Smart-Meter-Gateway (SMGW) und eine 1:n-Anbindung per Funk. Die Notwendigkeit zur Erhebung von Netzzustandsdaten und zur Steuerung von Anlagen hat sich im\r\nVerhältnis zum Start des Rollouts mit modernen Messeinrichtungen erheblich erweitert. Der\r\nRollout intelligenter Messsysteme wird deutlich weiter gehen und mehr Anlagen und Messstellen erfassen als ursprünglich geplant, sodass auch die leistungsfähigeren modernen Messeinrichtungen häufiger verbaut werden müssen.\r\nDer positive Effekt auf die Wirtschaftlichkeit der Messstellenbetreiber über die Anhebung der\r\nPreisobergrenze ist auch für moderne Messeinrichtungen dringend notwendig, um die bestehende Finanzierungslücke des Messstellenbetriebs auch mit modernen Messeinrichtungen zu\r\nschließen.\r\n➢ Die Preisobergrenze für die Ausstattung von Messstellen mit modernen Messeinrichtungen sollte - entsprechend der Empfehlung im Gutachten zum Digitalisierungsbericht gemäß § 48 MsbG - auf jeweils 30 Euro brutto jährlich angehoben werden.\r\nSeite 11 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n3.3 Vorübergehende Entkopplung Einbau iMSys und Steuerung über SMGW, Verlängerung\r\nagiler Rollout\r\nDie Regelung in § 19 Abs.2 MsbG erlaubt die Steuerung über konventionelle Messtechnik nach\r\nEinbau eines iMSys grundsätzlich nicht. Sie fordert, dass alle energiewirtschaftlich relevanten\r\nSteuerungsvorgänge nur über das iMSys abgewickelt werden dürfen. Es bedarf dringend einer\r\nÜbergangsregelung, um den Einbau intelligenter Messsysteme von der verpflichtenden Steuerung darüber vorübergehend zu entkoppeln.\r\nIst die Steuerung durch den Netzbetreiber aus Gründen der Netz- oder Systemstabilität erforderlich, technisch oder prozessual aber noch nicht über iMSys möglich, muss sie über\r\nkonventionelle Technik erfolgen können. Für 2025 werden die ersten Steuereinrichtungen\r\nverfügbar sein, die zu Testzwecken eingesetzt werden können. Ab 2026 werden die notwendigen IT-Prozesse durch die Netzbetreiber eingeführt. Der BDEW geht davon aus, dass die Umstellung auf die Steuerung über iMSys in 2027 flächendeckend erfolgen kann. Netzbetreiber,\r\ndie bereits jetzt mit ihren Projekten zur netzorientierten Steuerung über das SMGW weit vorangeschritten sind, werden dies voraussichtlich bereits im Jahr 2026 umsetzen können. Die\r\nunmittelbare gesetzliche Verknüpfung des Einbaus des iMSys mit der Steuerung ausschließlich\r\nüber das SMGW würde dazu führen, dass in der Zwischenzeit entweder keine iMSys verbaut\r\nwerden oder eine Steuerung der Anlage in der Übergangszeit nicht möglich ist. Fehlt eine solche Übergangsregelung, wird dies den Rollout deutlich verlangsamen und verteuern.\r\nBestandsanlagen und Anlagen, die bis Ende 2027 neu in Betrieb genommen werden, sollten\r\ndaher übergangsweise auch ohne SMGW gesteuert werden dürfen (und müssen), wo dies\r\nerforderlich ist, um die Stabilität der Systeme sicher zu stellen. § 19 Abs. 2 MsbG ist entsprechend anzupassen, um eine vorübergehende Ausnahme zu schaffen. Systeme, die unter\r\ndiese Ausnahme fallen, sollten spätestens mit der Pflicht zur Umrüstung bzw. Ausstattung aller Bestandsanlagen nach § 45 Abs. 1 Nr. 2 lit. d) MsbG-E alle (auch sicherheitstechnischen)\r\nAnforderungen des MsbG erfüllen. Eine ähnliche Regelung enthält bereits der § 10b EEG-E, die\r\nPflicht zur Steuerung über das iMSys von einer erfolgreichen Testung abhängig macht.\r\nFlankierend hierzu sollte die Frist für das Ende des agilen Rollouts nach § 31 MsbG-E bis zum\r\n31. Dezember 2026 verlängert werden. Der agile Rollout ermöglicht Messstellenbetreibern\r\nden systematischen Einbau intelligenter Messsysteme. So kann sichergestellt werden, dass\r\nder Einbau dort erfolgt, wo es insbesondere aus Netz- und Systemsicht sinnvoll und notwendig\r\nist.\r\n➢ Aufnahme einer befristeten Übergangsregelung in § 19 Abs. 2 MsbG-E\r\n➢ Verlängerung der Frist für den agilen Rollout auf den 31.12.2026 in § 31 MsbG-E\r\nSeite 12 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n3.4 Wirkleistungsanpassung bei größeren „Nulleinspeiseanlagen“\r\nDa im Rahmen des Redispatch nach § 13a EnWG grundsätzlich auf die Wirkleistungserzeugung\r\nzugegriffen wird, ist die Ausnahmeregelung des § 29 Abs. 5 MsbG-E kritisch zu sehen, wonach\r\nbei „Nulleinspeisungsanlagen“ grundsätzlich keine Steuerung zu verbauen ist. Denn gerade bei\r\ngrößeren Anlagen kann die Einsenkung der Erzeugung – unter Wahrung der europarechtlichen\r\nEigenverbrauchsprivilegierung – erforderlich sein. Diese Ausnahme ist daher nur für Anlagen\r\nunter 100 kW vorzusehen. Die Klarstellung in der Begründung zu § 29 Abs. 5 MsbG, dass\r\n„Nulleinspeiseanlagen“ nicht gesteuert werden müssen, sollte für diese Anlagen unter 100 kW\r\nauch in § 9 EEG-E verankert werden.\r\n➢ Ausnahme für Nulleinspeisungsanlagen in § 29 Abs.5 MsbG-E nur für Anlagen < 100\r\nkW\r\n➢ Keine Steuerung für Nulleinspeisungsanlagen in § 9 EEG klarstellen.\r\n4 Flexible Netzanschlussvereinbarungen, § 17 Abs. 2b EnWG-E, § 8a EEG-E\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich eine rechtlich sichere Verankerung flexibler Netzanschlusskonzepte sowohl auf der Einspeise- als auch auf der Verbrauchsseite. Die Regelung wird aus\r\nSicht des BDEW eine deutliche Beschleunigung aller Netzanschlussprozesse bewirken. Entsprechende Konzepte fordert die Branche seit Längerem. Die Vorgaben sind kompakt gehalten, verständlich und bieten eine Grundlage für die weitere Konkretisierung. Volldynamische\r\nAnschlussvereinbarungen lehnt der BDEW ab, da eine Abgrenzung zu Redispatch-Maßnahmen\r\nnicht möglich ist. § 8a Abs. 1 Satz 3 EEG-E ist daher zu streichen.\r\nGrundsätzlich sollte aber die BNetzA ermächtigt werden, in Abstimmung mit den betroffenen\r\nWertschöpfungsstufen weitergehende Regelungen zur Konkretisierung zu treffen. Art. 6a der\r\nnovellierten Strombinnenmarktrichtlinie sieht diese Kompetenz ebenfalls bei der Regulierungsbehörde. Dies gilt für die Regelungen zu den Cable Pooling-Fällen, den Rechtsfolgen bei\r\nVerstoß gegen flexible Netzanschlussvereinbarungen und Kriterien für die Abgrenzung zwischen technisch unmöglicher Abnahme (flexible Netzanschlussvereinbarung möglich) und Redispatch-Fällen.\r\n➢ Streichung § 8a Abs1 Satz 3 EEG-E\r\n➢ Aufnahme einer Festlegungsbefugnis für die BNetzA zur Konkretisierung der Netzanschlussvereinbarungen\r\nSeite 13 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\n5 Blind- und Kurzschlussleistung, § 13l EnWG-E und Art. 7 (Kohleverstromungsbeendigungsgesetz)\r\nAus Perspektive der Systemsicherheit ist der Vorschlag im Gesetzentwurf aufgrund des hohen\r\nsystemischen Bedarfs an Blind- und Kurzschlussleistung sowie Momentanreserve nachvollziehbar. Aus BDEW-Sicht ist jedoch entscheidend, dass die marktgestützte Beschaffung von\r\nSystemdienstleistungen mit den Kriterien Momentanreserve und Blindleistung nicht beeinträchtigt wird.\r\nEin Zwang zur Umrüstung auf rotierende Phasenschieberanlagen (rPSA) kann für Anlagenbetreiber mit erheblichen Nachteilen verbunden sein. Die umgerüstete Anlage würde bestehen\r\nbleiben und für einen Zeitraum von acht Jahren und darüber hinaus eine starke Einschränkung\r\ndes Transformationsprozesses darstellen. Ein Rückbau der Anlage wäre für den Anlagenbetreiber nicht sofort möglich, sodass die Flächen nicht für eine neue Nutzung, beispielsweise im\r\nRahmen eines Transformationsprozesses, z. B. zur Realisierung von steuerbaren Erzeugungskapazitäten, zur Verfügung stünden. Technisch vergleichbare Alternativprojekte sollten daher\r\nVorrang zur Umrüstung haben, sofern eine Deckung der systemischen Bedarfe im Zeitverlauf\r\njederzeit gegeben ist.\r\nDie in § 13l Abs. 1 Nr. 3 EnWG-E angeführten anderen angemessenen Maßnahmen zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung sollten außerdem konkretisiert werden, um Rechtssicherheit zu schaffen.\r\nZu befürworten ist, dass der Betreiber der umgerüsteten Erzeugungsanlage Anspruch auf die\r\nErstattung der nachgewiesenen Kosten für die Umrüstung der Anlage und auch Anspruch auf\r\neine entsprechende Vergütung hätte.\r\nKlargestellt werden könnte, dass mit dem Verweis auf die bestehenden Vergütungsregelungen\r\nder Netzreserve (§ 13c Abs. 3 EnWG, hier insbesondere Ziffer 4) im Falle des § 13l EnWG-E\r\nauch eine Entschädigung des Anlagenbetreibers für die langjährige Unterbindung von Alternativprojekten umfasst ist.\r\nAnfallende Verlustenergie muss außerdem finanziell ausgeglichen werden.\r\nDer BDEW fordert für den Fall einer aus Systemsicht zwingend notwendigen Umrüstung zu\r\nrPSA, dass der notwendige Bedarf durch den ÜNB zeitnah bei den betroffenen Anlagenbetreibern adressiert wird. Der geplante Zeitraum für die Antragstellung des ÜNB gegenüber der\r\nBNetzA (6 Monate vor Stilllegung der Anlage) wäre aus BDEW-Sicht zu knapp, um für Anlagenbetreiber Planungs- und Genehmigungsschritte sowie personalwirtschaftlich notwenige Maßnahmen rechtzeitig zu beginnen. Aktuell liegen die Planungs-, Liefer- und Umbauzeiten bei\r\nzwei Jahren und länger.\r\nSeite 14 von 14\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 17. Dezember 2024, BT-Drs. 20/14235\r\nDer BDEW geht davon aus, dass eine Anwendung der Regelung auf Wind- und PV-Anlagen\r\nnicht in Betracht kommt.\r\nUm nachteilige Auswirkungen und Störungen im Verteilernetz zu verhindern, sollte zudem bei\r\nAnschluss der Anlage am Verteilernetz der Betrieb und die Fahrweise mit dem Anschlussnetzbetreiber abgestimmt werden.\r\n6 Verlängerung der Genehmigungsfiktion für Ladesäulen von De minimis-Unternehmen, § 118 Abs. 34 EnWG-E\r\nDer BDEW begrüßt die geplante Verlängerung der Übergangsfrist um zwei weitere Jahre bis\r\nzum 31. Dezember 2026. Während größere, entflochtene Energieversorger in der Regel Tochter- oder Schwesterunternehmen besitzen, auf die der Ladesäulenbetrieb übertragen werden\r\nkann, fehlt den De-minimis-Unternehmen häufig eine solche Konzernstruktur. Die Optionen,\r\ndie diesen Unternehmen zur Verfügung stehen, sind wiederum mit teils erheblichen finanziellen und administrativen Hürden verbunden. Deshalb konnten viele De-minimis-Unternehmen\r\ndie Vorgaben aus § 7c EnWG noch nicht wirtschaftlich umsetzen. Die Verlängerung der Übergangsvorschrift gibt den Unternehmen nun genügend Zeit, um ihre Handlungsoptionen weiter\r\nzu entwickeln."},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 13. Januar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr\r\nSteuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\nGesetzesentwurf der Fraktion CDU/CSU vom 17.12.2024\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\nSeite 2 von 9\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n3 Detaillierte Bewertung mit Änderungsvorschlägen............................................. 4\r\n3.1 Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses (§ 1 Abs. 2 WindBG)............. 4\r\n3.2 Anpassung für Rotor-innerhalb-Flächen (§ 4 Abs. 3 WindBG) .................................. 4\r\n3.3 Aufrechterhaltung rechtswidriger Feststellungen (§ 5 Abs. 3 WindBG) ................... 5\r\n3.4 Haftung der Behörde für Schadensersatz anpassen (§ 5 Abs. 5 WindBG) ................ 6\r\n3.5 Umfassende Untersagungsmöglichkeit einschränken – Investitionen sichern......... 6\r\n3.5.1 Einschränkung der Untersagungsmöglichkeit (§ 245 e Abs. 2 BauGB) ..................... 7\r\n3.5.2 Investitionen sichern (§ 249 Abs. 2 BauGB)............................................................... 9\r\nSeite 3 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\n1 Einleitung\r\nDie CDU/CSU-Fraktion hat am 17. Dezember 2024 den Entwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\n(BT/Drs. 20/1423) in den deutschen Bundestag eingebracht.\r\nDer Vorschlag soll dazu dienen, dass die Flächenplanungen vor Ort durch klar ausgewiesene\r\nWindenergiegebiete gesteuert werden können.\r\n2 Zusammenfassung\r\nDie Zielsetzung des Entwurfs hinsichtlich der Ausbausteuerung der Windenergie ist richtig und\r\nnachvollziehbar. Wichtig ist dabei eine ausgewogene Lösung, die Planungs- und Investitionssicherheit liefert, Akzeptanz erhält und unnötigen Mehraufwand bei Projektierern und Gemeinden verhindert.\r\nDie im Entwurf enthaltene Kombination der Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses, der geänderten Anrechnung von Rotor-innerhalb-Flächen und der umfassenden Untersagungsmöglichkeit von Vorhaben samt gleichzeitiger Haftungsfreistellung der Behörden schießt\r\nin der Gesamtbetrachtung jedoch deutlich über das Ziel hinaus und unterschätzt die Folgewirkungen für die Unternehmen in der Praxis. Der Entwurf hat vielmehr entgegen des auch im\r\nEntwurf selbst anerkannten Bedarfs am beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien das Potenzial, den Ausbau der Windenergie zum Erliegen zu bringen und gefährdet die Investitionssicherheit.\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf ist zudem, wie in der Gesetzesbegründung aufgeführt, als\r\nReplik auf den Beschluss des OVG Münster vom 26. September 2024 ausgestaltet, welcher\r\naber nunmehr durch einen neuen Beschluss des OVG Münster vom 20. Dezember 2024 stark\r\ninfrage gestellt wurde. Anders als zuvor, hat das OVG im neuen Beschluss die grundsätzliche\r\nSteuerungsmöglichkeit der regionalen Planungsträger bestätigt.\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Frage der gezielten Steuerung des Windenergieausbaus gerade\r\nvor diesem Hintergrund nicht, wie aktuell vorgesehen, im fehleranfälligen Schnellverfahren,\r\nsondern in einem geordneten Prozess diskutiert und ausgearbeitet werden. Dort wäre angesichts des jüngsten OVG-Beschlusses beispielsweise auch das grundsätzliche Erfordernis einer\r\nbundesrechtlichen Regelung näher zu betrachten. Der BDEW steht gerne für die entsprechenden Gespräche bereit.\r\nSollte der Gesetzgeber eine Regelung dennoch noch in dieser Legislatur für unabdingbar erachten, sind folgende Änderungen am Gesetzesentwurf unbedingt notwendig, um den Ausbau\r\nder Windenergie nicht zu gefährden.\r\nSeite 4 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\n3 Detaillierte Bewertung mit Änderungsvorschlägen\r\n3.1 Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses (§ 1 Abs. 2 WindBG)\r\nDer Entwurf sieht als Ergänzung zu § 1 Abs. 2 WindBG vor, dass bei Erreichen der Flächenziele\r\ndem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie an Land nach § 2 EEG\r\n2023 insoweit Rechnung getragen wurde.\r\nDem ist zu widersprechen. Die Regelung ist unklar formuliert und geht zu weit. Insbesondere\r\nwäre das überragende öffentliche Interesse (§ 2 EEG) nach Zielerreichung innerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete und auch für Repowering-Vorhaben außerhalb der Gebiete nicht\r\nmehr anwendbar.\r\nDabei sagt die Flächenzielerreichung noch nichts über den tatsächlichen Ausbau aus.\r\nZudem handelt es sich bei den in § 3 Abs. 1 WindBG vorgegebenen Flächenzielen um Mindestziele.\r\nEine Begrenzung des überragenden öffentlichen Interesses nach § 2 EEG ist bis zur treibhausgasneutralen Stromversorgung aus Klimaschutzgründen nicht sinnvoll. Im Übrigen sieht auch\r\nArt. 16f der RED III, bis zum Erreichen der Klimaneutralität ein überragendes öffentliches Interesse vor. Diese Regelung ist über die Erreichung von regionalen Flächenzielen hinaus sinnvoll.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der Regelung.\r\n3.2 Anpassung für Rotor-innerhalb-Flächen (§ 4 Abs. 3 WindBG)\r\nDer Entwurf sieht in Änderung von § 4 Abs 3 S. 2 (i.V.m. § 2 Nr. 2 und § 5 Abs. 4) WindBG vor,\r\ndass Rotor-innerhalb-Flächen nur noch in Plänen, die nach dem 1. Februar 2024 wirksam geworden sind, anteilig angerechnet werden. Rotor-innerhalb-Flächen in früheren Plänen wären\r\nsomit also nachträglich voll anrechenbar auf die Flächenziele.\r\nDie vorgeschlagene geänderte Anrechenbarkeit führt zu Fehlentwicklungen, die nicht der Zielerreichung dienen.\r\nDurch die Neuregelung wird die bebaubare Flächenkulisse erheblich beschränkt. Denn hiernach sollen Rotor-innerhalb-Flächen in Plänen, die vor dem 01. Februar 2024 ausgewiesen\r\nwurden, vollständig auf die Flächenziele anzurechnen sein, obwohl diese faktisch nur eingeschränkt bebaubar sind. Dies wird damit begründet, dass 11 Prozent der genehmigten Anlagen in dem bislang abgezogenen Randbereich von Rotor-innerhalb Flächen liegen würden.\r\nDiese Argumentation ist aus der Praxis nicht nachvollziehbar. Die im Entwurf der Gesetzesbegründung zugrunde gelegte Annahme, dass auch die Rotor-innerhalb Flächen faktisch im\r\nRandbereich bebaut würden, lässt sich in der Praxis nicht bestätigen.\r\nSeite 5 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\nZudem zeigt die Praxis, dass man nicht, nur weil teilweise in Randbereichen Genehmigungen\r\nerteilt wurden, davon ausgehen kann, dass das immer rechtssicher erfolgt. Die bislang ergangene Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts zur Ebene der Bauleitplanung hat diese\r\nMöglichkeit jedenfalls abgelehnt (BVerwG, Urt. v. 21.10.2004 – 4 C 3/04). In der Rechtsprechung für die Regionalplanebene ist bislang nicht abschließend geklärt, ob Windenergieanlagen in den Randbereichen zulässig sind, solange der zugrunde liegende Plan keine explizite\r\nFestlegung der Rotor-out-Möglichkeit enthält. Es besteht daher eine erhebliche Unsicherheit\r\nfür entsprechende Planungen. Dies spricht gegen eine pauschale vollständige Anrechenbarkeit.\r\nIm Extremfall könnte die Regelung dazu führen, dass die ausgewiesenen Windenergieflächen nicht ausreichen, um die EEG-Ausbauziele zu erreichen.\r\nVielmehr würde durch die geänderte Anrechenbarkeit von Rotor-innerhalb-Flächen in NRW\r\nvoraussichtlich umgehend eine Flächenzielerreichung und damit eine Entprivilegierung eintreten. Hintergrund ist, dass dort in einem maßgeblichen Umfang Rotor-innerhalb-Flächen ausgewiesen wurden. Alle noch im Genehmigungsverfahren befindlichen Projekte außerhalb der\r\nGebiete wären auf einen Schlag nicht mehr realisierbar, selbst wenn die EEG-Ausbauziele mit\r\nden dann ausgewiesenen Flächen nicht erreicht werden. Auch vollständige Genehmigungsanträge, für die erhebliche Investitionen getätigt wurden, wären obsolet. Das führt zu unbilligen\r\nHärten für bereits getätigte Investitionen.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen.\r\n3.3 Aufrechterhaltung rechtswidriger Feststellungen (§ 5 Abs. 3 WindBG)\r\nDer Entwurf sieht in § 5 Abs. 3 (neu) WindBG vor, dass die Rechtswirkungen einer gerichtlich\r\nfür unwirksam erklärten Feststellung des Erreichens der Flächenziele für ein Jahr ab Rechtskraft der Entscheidung weiter aufrechterhalten bleiben.\r\nDer BDEW lehnt die Ergänzung ab.\r\nEs besteht kein schützenswertes Vertrauen des Planungsträgers in die Aufrechterhaltung der\r\nrechtswidrigen Entscheidung. Die Regelung hat schwerwiegende Konsequenzen, da zu befürchten steht, dass der Planungsträger sodann innerhalb dieses Jahres die Voraussetzungen\r\nfür eine plansichernde Untersagung der Genehmigung schaffen wird. Verhinderungsplanung\r\nist dann wieder möglich und abgesichert.\r\nDie Feststellung nach § 5 Abs. 2 WindBG hat keinen eigenen Regelungsgehalt, sie ist logische\r\nFolge aus der tatsächlichen Zielerreichung durch Ausweisung entsprechender Pläne. Das\r\nheißt, die Feststellung nach § 5 Abs. 2 WindBG steht und fällt mit der Ausweisung der\r\nSeite 6 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\nWindenergiegebiete. Werden entsprechende Ausweisungen gerichtlich aufgehoben, kann die\r\nFeststellung nach § 5 Abs. 2 WindBG nicht unabhängig fortbestehen.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen.\r\n3.4 Haftung der Behörde für Schadensersatz anpassen (§ 5 Abs. 5 WindBG)\r\nDer Entwurf sieht in § 5 Abs. 5 (neu) WindBG vor, dass sich der Schadensersatz in Folge einer\r\nEntprivilegierung auf vergeblich gewordene Aufwendungen beschränkt und kein entgangener\r\nGewinn geltend gemacht werden kann.\r\nDer BDEW lehnt die Regelung in der vorgeschlagenen Form ab.\r\nDie im Entwurf enthaltene Regelung, dass kein entgangener Gewinn geltend gemacht werden\r\nkann, ist nachvollziehbar. Dabei sollte aber zugleich eine Regelung mit aufgenommen werden,\r\nwonach die Behörde bei Fristüberschreitung verschuldensunabhängig für vergebliche Aufwendungen haftet.\r\nDer BDEW plädiert für folgende Ergänzung von § 4 Abs. 5 WindBG:\r\nEntsteht ein Schaden in Folge einer Entprivilegierung nach § 249 Absatz 2 des Baugesetzbuchs,\r\nbeschränkt sich der Ersatz dieses Schadens auf vergeblich gewordene Aufwendungen. findet\r\nim Falle eines Schadensersatzes § 252 des Bürgerlichen Gesetzbuchs findet keine Anwendung. Tritt nach Ablauf der Frist nach § 10 Absatz 6a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\ndie Rechtsfolge nach § 249 Absatz 2 des Baugesetzbuchs zulasten des Vorhabens ein, kann\r\nder Antragsteller, unbeschadet weitergehender Ersatzansprüche, von der Genehmigungsbehörde die Erstattung von bereits gezahlten und Freistellung von noch ausstehenden Verfahrensgebühren und Auslagen sowie den Ersatz weiterer vergeblich gewordener Aufwendungen, insbesondere für die Erstellung des Antrags und der erforderlichen Unterlagen, verlangen, unabhängig von dem Verschulden oder der Zurechenbarkeit der Gründe für die Fristüberschreitung.\r\n3.5 Umfassende Untersagungsmöglichkeit einschränken – Investitionen sichern\r\nDer Entwurf sieht in § 245e Abs. 2 (neu) BauGB vor, dass der zuständige Planungsträger die\r\nEntscheidung über die Genehmigungen längstens bis zum Stichtag für den ersten Flächenbeitragswert untersagen kann, wenn das Planverfahren eingeleitet wurde und das Vorhaben außerhalb des Windenergiegebietes liegt.\r\nZugleich sieht der Entwurf in § 249 Abs. 2 S. 4 bis 6 BauGB (neu) vor, dass nur vollständige Anträge von der Untersagungsmöglichkeit ausgenommen sind, für die die Genehmigungsfrist vor\r\nSeite 7 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\ndem 2. Februar 2023 verstrichen ist. Diese Anträge sind zugleich vor Entprivilegierung geschützt. Das gilt nicht für Vorbescheidsanträge.\r\nDie Regelung in § 245e Abs. 2 BauGB schafft eine umfassende Untersagungsmöglichkeit für\r\nPlanungsträger und stellt eine erhebliche Verschlechterung der jetzigen Rechtslage für Vorhabenträger dar. Die Regelung führt dazu, dass selbst mit erheblichen Vorleistungen entwickelte\r\nund weit fortgeschrittene Projekte untersagt werden können, ohne dass bereits Entprivilegierung eingetreten wäre.\r\nZugleich werden über § 249 Abs. 2 BauGB nur diejenigen, wenigen Alt-Projekte vor Untersagung und Entprivilegierung geschützt, deren Genehmigungsfrist bereits beim Inkrafttreten der\r\nBauGB-Novelle zum 2. Februar 2023 abgelaufen war. Es findet also nahezu kein Schutz von\r\nInvestitionen statt.\r\nWenngleich das Anliegen nachvollziehbar ist, den Ausbau der Windenergie so zu steuern, dass\r\nAnlagen weitestgehend in ausgewiesenen Windenergiegebieten gebaut werden, muss hier\r\ndifferenziert werden. Aus Sicht des BDEW müssen diejenigen Projekte, für die im Vertrauen\r\nauf die jetzige Rechtslage erhebliche Investitionen getätigt wurden, geschützt werden.\r\nDafür ist die Untersagungsmöglichkeit einzuschränken und gleichzeitig wie in 3.5.1 sowie 3.5.2\r\nausgeführt, ein weitergehender Schutz für Investitionen zu etablieren.\r\nOhne die Einschränkung der Untersagungsmöglichkeit in § 245e Abs. 2 BauGB (siehe 3.5.1.)\r\nmit gleichzeitiger Erweiterung des Schutzes von vollständigen Genehmigungsanträgen in\r\n§ 249 Abs. 2 BauGB (siehe 3.5.2.) ist die Regelung abzulehnen.\r\n3.5.1 Einschränkung der Untersagungsmöglichkeit (§ 245 e Abs. 2 BauGB)\r\nDie in § 245e Abs. 2 (neu) BauGB enthaltene weitreichende Untersagungsmöglichkeit ist in der\r\njetzigen Ausgestaltung in mehrfacher Hinsicht problematisch.\r\nDie unbeschränkte Untersagungsmöglichkeit bis 31. Dezember 2027 (Stichtag für den ersten\r\nFlächenbeitragswert) ist zu lang. Planungsträger können nach förmlicher Einleitung des Verfahrens untätig bleiben und ihre Pläne erst zum Stichtag fertigstellen. Der BDEW schlägt vor,\r\ndie maximale Dauer der Untersagung auf 12 Monate zu befristen mit gleichzeitiger Befristung\r\nder Untersagungsmöglichkeit bis längstens 31. Dezember 2026.\r\nZum Zeitpunkt der förmlichen Einleitung des Planungsverfahrens gibt es noch nicht einmal einen Entwurf des Plans, der das Vertrauen in die planungsrechtliche Zulässigkeit erschüttern\r\nkann und der zu schützende Wille des Planungsträgers und dessen Planungshoheit hat sich\r\nnicht konkretisiert. Der BDEW schlägt vor, dass Vorhaben frühestens ab Durchführung der Öffentlichkeitsbeteiligung im Planverfahren untersagt werden dürfen. Damit sind alle Anträge,\r\nSeite 8 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\ndie vor Durchführung der Öffentlichkeitsbeteiligung gestellt wurden, vor der Untersagung geschützt und können durch den Planungsträger bei der Ausweisung der Gebiete berücksichtigt\r\nwerden.\r\nIn der Praxis werden die ersten Planentwürfe häufig noch geändert und es kommt zu Gebietsverschiebungen und anderen Gebietszuschnitten, so dass Standorte teilweise erst später innerhalb der Gebiete liegen oder wieder rausfallen. Der BDEW schlägt vor, den Vertrauensschutz auch für Standorte in nur zwischenzeitlich in Planung befindlichen Gebieten auszuweiten.\r\nPositiv dem Vorhaben gegenüber eingestellte kommunale Planungsträger werden bei einer\r\nUntersagung in die für die Gemeinden aufwändige Bauleitplanung gezwungen mit der Folge,\r\ndass den Gemeinden die Gemeindebeteiligung (in Brandenburg durchschnittlich etwa 40.000\r\nEuro pro Anlage und Jahr zzgl. der Sonderabgabe für Windenergieanlagen, sog. WindEuro) in\r\nden ersten Jahren bis zur verspäteten Inbetriebnahme verloren geht. Der BDEW schlägt vor,\r\ndas Erfordernis einer Zustimmung des kommunalen Planungsträgers zur Untersagung mit aufzunehmen. Über den vom BDEW vorgeschlagenen § 249 Abs. 2 S. 5 2. Hs. BauGB wird dann\r\nauch die planungsrechtliche Zulässigkeit gesichert.\r\nZusammenfassend schlägt der BDEW folgende Anpassung in § 245e Absatz 2 BauGB vor:\r\nDer nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger kann im Einzelfall die Entscheidung über die Zulässigkeit\r\neines Vorhabens nach § 35 Absatz 1 Nummer 5, das der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie dient, gegenüber der zuständigen Genehmigungsbehörde befristet für\r\n12 Monate längstens bis zum 31. Dezember 2026 bis zum Ablauf des Stichtags für den Flächenbeitragswert nach Spalte 1 der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes untersagen, wenn\r\n1. das Verfahren zur Aufstellung eines Raumordnungs- oder Bauleitplan, mit dem der jeweilige\r\nFlächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder\r\nein daraus abgeleitetes Teilflächenziel erreicht werden soll, förmlich eingeleitet wurde und zu\r\ndem Entwurf des Plans die Beteiligung nach § 3 Absatz 2 dieses Gesetzes oder nach\r\n§ 9 Absatz 2 des Raumordnungsgesetzes durchgeführt wurde und\r\n2. der Vorhabenstandort außerhalb eines ausgewiesenen oder in Planung befindlichen Windenergiegebiets im Sinne des § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes liegt und\r\nauch in allen vorherigen Entwürfen des Plans außerhalb eines Windenergiegebietes gelegen\r\nhat und\r\n3. der kommunale Planungsträger die Zustimmung zur Untersagung erteilt hat, sofern er\r\nnicht selbst nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes zuständig ist. (…)\r\nSeite 9 von 9\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim\r\nWindenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus\r\n3.5.2 Investitionen sichern (§ 249 Abs. 2 BauGB)\r\nDer in § 249 Abs. 2 S. 4 bis 6 (neu) BauGB enthaltene Schutz vor Entprivilegierung und Untersagung betrifft nur wenige Altprojekte.\r\nDieser Schutz ist aus Sicht des BDEW auszuweiten auf all diejenigen Projekte, die sich zum\r\nZeitpunkt der Feststellung der Flächenbeitragsziele bereits im vollumfänglichen Genehmigungsverfahren befanden. Deren Zulässigkeit hängt nach jetziger Rechtslage allein vom Genehmigungszeitpunkt ab, auf den der Antragsteller nur bedingt Einfluss hat. Je nachdem, wie\r\nlange das Genehmigungsverfahren dauert, sind auch hier erhebliche Investitionen auf einen\r\nSchlag wertlos. Nun hat aber der Projektierer den Zeitpunkt der Genehmigungserteilung nicht\r\nin der Hand, sondern nur den der Antragstellung.\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, dass alle Vorhaben vor Entprivilegierung und Untersagung\r\ngeschützt werden, für die vor dem Zeitpunkt der Entprivilegierung ein vollständiger vollumfänglicher Genehmigungsantrag, also nicht bloß ein Vorbescheidsantrag, eingereicht wurde.\r\nGleichzeitig sollten auch alle Vorhaben geschützt werden, für die die Zustimmung der Gemeinde zur Durchführung des Vorhabens (nicht gleichzusetzen mit dem Einvernehmen nach\r\n§ 36 BauGB) vorliegt. Dadurch werden die Gemeinden vor zusätzlichem Aufwand durch sinnlose Bauleitplanung bewahrt.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Anpassung in § 249 Absatz 2 BauGB vor:\r\n(…) Die Rechtsfolgen der Sätze 1 und 2 treten nicht ein für Vorhaben,\r\n1. dessen nach § 7 Absatz 1 Satz 4 der Neunten Verordnung zur Durchführung des BundesImmissionsschutzgesetzes vollständiger Antrag auf Genehmigung bei der zuständigen Behörde eingegangen ist und\r\n2. dem zum Zeitpunkt der Antragstellung nicht die in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 entgegenstanden.\r\nDie Rechtsfolgen der Sätze 1 und 2 treten auch nicht ein für Vorhaben, für die die jeweilige\r\nFrist für die Entscheidung über den vollständigen Antrag auf Zulassung des Vorhabens nach\r\n§ 10 Absatz 6a Satz 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vor dem 2. Februar 2023 verstrichen ist oder zu dessen Durchführung der kommunale Planungsträger seine Zustimmung erteilt hat.\r\nDie Rechtsfolge nach den Sätzen 1 und 2 für Vorbescheide nach § 9 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes bleibt durch Satz 4 und 5 unberührt. Soweit die Voraussetzungen des Satz 4\r\noder 5 erfüllt sind, findet eine Untersagung nach § 245e Abs. 2 keine Anwendung."},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 24. Februar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nAuswirkungen der Methanemissionsverordnung auf Gasimporte,\r\nHandel und Versorgungssicherheit\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung................................................................................................... 3\r\n2 Hintergrund/Inhalt der Methanemissionsverordnung ........................................ 3\r\n3 Auswirkungen in der Praxis................................................................................ 4\r\n4 Lösungsansätze.................................................................................................. 4\r\n4.1 EU-Kommission............................................................................................... 4\r\n4.2 Nationale Ebene ............................................................................................. 4\r\n4.3 Rechtliche Nachjustierung.............................................................................. 5\r\n4.3.1 Kurzfristig........................................................................................................ 5\r\n4.3.2 Mittelfristig..................................................................................................... 5\r\n4.3.3 Langfristig ....................................................................................................... 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Vorbemerkung\r\nDie Methanemissionsverordnung sieht eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an\r\nGasimporte beginnend mit Berichtspflichten, gleichwertigen Anforderungen an Vorkettenemissionen von Gasimporten im Vergleich zu Emissionen innerhalb der EU und schließlich verpflichtenden Methanintensitäten vor.\r\nIn der Praxis zeigen sich allerdings trotz der schrittweisen Einführung bereits heute konkrete\r\nAuswirkungen in Verhandlungen mit wichtigen Lieferländern. Besonders der Mangel an Klarheit und konkreten Vorgaben zur Umsetzung erzeugt erhebliche Unsicherheit und Zurückhaltung bei langfristigen Lieferbeziehungen. Die BDEW-Mitgliedsunternehmen sind bereit, die\r\nMethanemissionsverordnung nach Kräften umzusetzen. Das geht aber nicht ohne politische\r\nund administrative Unterstützung, um Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und die\r\nLangfristbeziehungen zu vermeiden. Die Q&A-Liste der EU-Kommission zur Methanemissionsverordnung veranschaulicht im Grunde bereits, wie drängend klare Antworten notwendig\r\nsind: Methane regulation import requirements Q&A final.\r\n2 Hintergrund/Inhalt der Methanemissionsverordnung\r\nArtikel 28 der VO schreibt vor, dass für neue (d.h. ab Inkrafttreten der VO abgeschlossene\r\noder erneuerte) Importverträge für Öl, Gas und Kohle ab dem 1. Januar 2027 nachgewiesen\r\nwerden muss, dass diese Rohstoffe im Förderland denselben Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungspflichten unterliegen wie entsprechende in der EU geförderte Mengen. EU-Importeure müssen also ab dann den Nachweis erbringen, dass die Erzeuger außerhalb der Union hinsichtlich Messung, Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung von\r\nMethanemissionen solche Anforderungen einhalten, die jenen der Verordnung gleichwertig\r\nsind. Importeure von Rohöl, Erdgas und Kohle müssen bereits ab 2025 jährlich über Methanemissionen Bericht erstatten (Artikel 27 der VO).\r\nGemäß Artikel 29 der VO müssen die Erzeuger und Importeure zudem ab dem 5. August 2028\r\njährlich einen Bericht über die Methanintensität der von ihnen auf Basis von ab dem 4. August\r\n2024 abgeschlossenen Verträgen in der Union in Verkehr gebrachten Rohöl-, Erdgas- und Kohleförderung vorlegen. Dasselbe gilt für bereits zuvor bestehende Verträge. In diesem Fall müssen Erzeuger und Importeure alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um der zuständigen nationalen Behörde den Bericht über die Methanintensität zu melden. Ab dem 5. August\r\n2030 ist zudem der Nachweis zu erbringen, dass die Methanintensität unterhalb der festgelegten Höchstwerte liegt.\r\nDie tatsächliche Einhaltung der getroffenen Regelungen ist durch die Betreiber, Importeure\r\nund unabhängigen Prüfstellen zu überwachen. Die Zuständigkeit könnte in Deutschland dem\r\nSeite 4 von 5\r\nUmweltbundesamt übertragen werden. Zudem enthält die Verordnung keine einheitlichen\r\nSanktionen. Diese sind von den Mitgliedstaaten bis August 2025 festzulegen. Art. 33 begrenzt\r\nallerdings den Spielraum: Wirtschaftliche Vorteile müssen entzogen werden.\r\n3 Auswirkungen in der Praxis\r\nDie Methanemissionsverordnung war unter anderem ein Thema und Problem mit Katar, das\r\nseine Verträge nicht der Ungewissheit über die Höhe der Pönale unterwerfen will. Hier sind\r\nGasmengen für EU-Importeure gefährdet. Zu bedenken ist, dass die EU hier ganz klar im Wettbewerbsverhältnis mit anderen Abnehmern, bspw. in Asien, steht.\r\nFür Importe aus den USA dürfte es unter der neuen US-Regierung unter Präsident Trump, der\r\nbekanntermaßen Umweltstandards etc. lockern möchte, schwieriger werden, die von der EUMethanemissionsverordnung geforderte Dokumentation zu liefern.\r\nIm Ergebnis verknappt die EU mit der Methanemissionsverordnung nicht nur potenziell die\r\nGasmengen, die in den EU-Markt kommen können, sondern segmentiert den Markt noch in\r\nein „Premium-Segment“ für die EU, was zusätzlich Preisaufschläge bringt. Die globale Auswirkung der EU-internen Regelungen steht somit in Frage. Es braucht daher Lösungsansätze, um\r\ndie Vorgaben international anschlussfähig zu machen und dabei sowohl den Methanausstoß\r\nzu mindern als auch gleichzeitig Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\n4 Lösungsansätze\r\n4.1 EU-Kommission\r\nIn der Verantwortung der EU-Kommission liegt die Ausarbeitung von Durchführungs- und Umsetzungsrechtsakten, die Vorlage praktikabler Mustervertragsklauseln und insbesondere die\r\nVerhandlung bilateraler Gleichwertigkeitsabkommen.\r\nEine beschleunigte Bearbeitung dieser Umsetzungslücken ist der Schlüssel zur Verringerung\r\nder Verunsicherung in der Branche.\r\n4.2 Nationale Ebene\r\nAuf nationaler Ebene sollten die ausführenden Behörden abschließend benannt (vgl. Artikel 4\r\nder VO) und in der Hochlaufphase die Vorgaben und Sanktionen mit den in der Verordnung\r\nmöglichen Spielräumen und dem von der EU-Kommission nahe gelegten Pragmatismus angewandt werden.\r\nSeite 5 von 5\r\n4.3 Rechtliche Nachjustierung\r\nDer europäische BDEW-Partnerverband Eurogas hat gesonderte detaillierte Empfehlungen\r\nentwickelt, die der BDEW unterstützt (s. Anlage).\r\n4.3.1 Kurzfristig\r\n› Ausweitung der spezifischen Bestimmungen für bestehende (d. h. vor Inkrafttreten der\r\nMethanemissionsverordnung abgeschlossene) Verträge auf Zweitkäufe durch EU-Importeure und Verschiebung der Anforderungen an die Gleichwertigkeit von Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen (sog. MRV, Artikel 28.5 der VO)\r\num mindestens ein Jahr.\r\n› Beschleunigung des Durchführungsrechtsakts zur MRV-Gleichwertigkeit und der Verhandlungen mit den wichtigsten Ausfuhrländern über den MRV-Gleichwertigkeitsstatus (Artikel 28.6 der VO). Berücksichtigung internationaler Standards als potenziellem\r\nBenchmark für eine MRV-Gleichwertigkeit, um Doppelberichterstattung zu vermeiden.\r\n4.3.2 Mittelfristig\r\n› Beschleunigung des Durchführungsrechtsakts zur Bestimmung der Methode der Berechnung der Methanintensität (Artikel 29.4 der VO).\r\n4.3.3 Langfristig\r\n› Ermöglichung der Einhaltung der Vorschriften durch ein freiwilliges Zertifizierungssystem, das es ermöglicht, Informationen über Methanemissionen an Produktionsstandorten in Exportländern eindeutig EU-Importen zuzuordnen (s. Eurogas-Vorschläge).\r\nAnsprechpartner\r\nRobert Spanheimer\r\nFachgebietsleiter Gasmobilität, Biomethan und\r\nLNG/Wasserstoff-Importterminals\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\nTelefonnummer +49 162 4062163\r\nrobert.spanheimer@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Folgerichtig\r\nobliegt die Organisation der Aufgabenerfüllung\r\nden Kommunen. Sie sind frei zu entscheiden,\r\nob sie die Aufgabe unmittelbar selbst oder in\r\nPartnerschaft mit anderen Kommunen oder\r\nUnternehmen und in welcher Organisationsform\r\nwahrnehmen. Unabhängig davon gelten für\r\nalle Unternehmen im Wassersektor hinsichtlich\r\nQualität und Aufgabenerfüllung gleichwertige\r\nStandards und Vorgaben, sodass sich alle Bürgerinnen und Bürger in Deutschland wie auch die\r\nUnternehmen auf eine sichere und hochwertige\r\nDienstleistung verlassen können. Diese Zielsetzung soll auch zukünftig erreicht werden.\r\nAufgrund des Klimawandels und anderer Entwicklungen steht die Wasserwirtschaft vor enorm\r\ngroßen Herausforderungen. Umfangreiche Anpassungsmaßnahmen müssen in den nächsten\r\nJahrzehnten für Jahrzehnte umgesetzt werden,\r\num die öffentliche Wasserversorgung sowie Entsorgung und Aufbereitung von Abwasser weiterhin mit hoher Verlässlichkeit und einwandfreier\r\nQualität sicherzustellen.\r\nWesentliche Grundlage zur Sicherstellung der\r\nöffentlichen Wasserversorgung sowie Entsorgung\r\nund Aufbereitung von Abwasser ist der Rechtsrahmen. Dieser bedarf einer Anpassung und\r\nModernisierung des Wasserwirtschaftsrechts,\r\num eine zielgerichtete Steuerungswirkung\r\nauf die Bedürfnisse der nächsten Jahrzehnte\r\nzu entfalten.\r\nGerade weil die deutsche Wasserwirtschaft ihren\r\nAufgaben als Grundlage des gesellschaftlichen\r\nLebens wie auch der wirtschaftlichen Entwicklung in Deutschland mit hoher Expertise und\r\nVerlässlichkeit nachkommt, müssen ihre Belange\r\nweiterhin von besonders hoher Bedeutung und\r\nvorrangig betrachtet werden.\r\nDie Schutzbedürftigkeit der Wasservorkommen\r\nist sowohl qualitativ wie auch quantitativ sehr\r\nhoch. Beeinträchtigungen müssten so weit\r\nwie möglich vermieden werden. Themen der\r\nEnergiewirtschaft wie Geothermie oder Carbon\r\nCapture Storage (CCS) tangieren die Schutzbedürfnisse der Wasservorkommen immer\r\nhäufiger. Auch kritische Einträge von Nitrat aus\r\nder Landwirtschaft bis hin zu den sogenannten\r\nSpurenstoffen, induziert vor allem über Produkte\r\naus der Chemie- und Pharmaindustrie, stellen\r\ndie Wasserwirtschaft nicht nur vor neue Herausforderungen, sondern sind, wenn nicht umgesteuert wird, vor allem eine enorme zusätzliche\r\nKostenbelastung.\r\nVor diesem Hintergrund engagiert sich der\r\nBDEW als integrierter Fachverband für die Energieund Wasserwirtschaft seit vielen Jahren mit den\r\nund an der Seite der Mitgliedsunternehmen im\r\nInteresse aller für eine nachhaltige Wasserwirtschaft. Im respektvollen Dialog mit verantwortlichen Politikerinnen und Politikern im Parlament\r\nwie in der Regierung wollen wir, wegweisend für\r\ndie anstehende Legislaturperiode, Veränderungsund Anpassungsbedarfe aufzeigen.\r\nGemeinsam für eine nachhaltige Wasserund Abwasserpolitik!\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung und\r\nHauptgeschäftsführer Wasser und Abwasser\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht\r\nmodernisieren und\r\nFolgen des Klimawandels\r\nbewältigen 6\r\n1.1 Nutzungsordnung 8\r\n1.2 Versorgungssicherheit – Investitionsbeschleunigung\r\nzugunsten von Klimawandelanpassungen 9\r\n1.3 Wasserwiederverwendung hygienisch und ökonomisch\r\nsinnvoll einsetzen 10\r\n1.4 Starkregen und Stadtentwicklung 11\r\n1.5 Ökologische Bewirtschaftungsziele – Vermeidung von\r\nStoffeinträgen an der Quelle und Minimierung\r\nder Einträge von der Herstellung bis zur Anwendung 12\r\n1.6 Finanzierung 13\r\n1.7 Bürokratieabbau und Digitalisierung über alle Ämter\r\nund Behörden und für die Wasserwirtschaft zuständigen\r\nöffentlichen Ebenen voranbringen 14\r\n2. Die novellierte EU-Richtlinie\r\nKommunales Abwasser\r\neins zu eins in\r\ndeutsches Recht überführen 16\r\n3. PFAS-Auswirkungen erfassen,\r\nkritische Einträge\r\nbestmöglich vermindern\r\nund vermeiden 18\r\n4. Vorsorge- und\r\nVerursacherprinzip\r\nendlich durchsetzen 20\r\n5. Nationale Wasserstrategie\r\nder Bundesregierung\r\npriorisieren und zügig\r\numsetzen 22\r\n6. Agrarpolitik endlich\r\ngewässerverträglich\r\ngestalten 24\r\n6.1 EU-Nitratrichtlinie nicht novellieren,\r\nsondern endlich konsequent umsetzen 25\r\n6.2 Wasserentnahmen priorisieren und\r\nnachhaltig steuern 26\r\n7. Kreislaufwirtschaft\r\nvoranbringen 28\r\n7.1 Energetische Nutzung von Klärschlamm und\r\nKlärgas als Erneuerbare Energie unterstützen 29\r\n7.2 Phosphorrecycling endlich ermöglichen 30\r\n8. Wasserstoffhochlauf,\r\nGeothermie sowie\r\nCarbon-Management und\r\nWasser gemeinsam denken 32\r\n8.1 Geothermie und Wasserstoffhochlauf dürfen\r\nWasserversorgung nicht beeinträchtigen 33\r\n8.2 Carbon-Management-Strategie darf den Schutz\r\nder Wasserressourcen nicht gefährden 34\r\n 1. Wasserwirtschaftsrecht\r\n modernisieren und\r\n Folgen des Klimawandels\r\n bewältigen \u001F\u001E\u001D\u001C \u001B\u001C\u001A\u0019\r\n\u001B\u001C\u001A\u0018\r\n\u001B\u001C\u001A\u0017\r\n\u001C\u0016\u001C\r\n\u001C\u0016\u0017\r\n\u001C\u0016\u0018\r\n\u001C\u0016\u0019\r\n\u001F\u0016\u0015\r\n\u001F\u0016\u001D\r\n\u001F\u001E\u001E\u001C \u001F\u0019\u001F\u001C \u001F\u0019\u0014\u001C \u001F\u0019\u0013\u001C \u0015\u001C\u001C\u001C \u0015\u001C\u0015\u0014\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ unter Berücksichtigung der nachfolgenden Punkte einen einheitlichen Entwurf eines modernisierten\r\nWasserwirtschaftsrechts vorzulegen.\r\nDeutschland steht in der Wasserwirtschaft an\r\neinem Wendepunkt. Der Klimawandel wirkt\r\nsich bereits jetzt durch trockenheitsbedingte\r\nVersorgungsspitzen neuer Dimension und bei\r\nAbwasser- und Abflussregimen von Gewässern\r\ndurch punktuelle erheblich veränderte Wassermengen aus. Auch qualitativ werden die Herausforderungen immer größer.\r\nDaher sind die Ver- und Entsorgungssysteme für\r\ndie nächsten Jahrzehnte strukturell, technisch\r\nund hinsichtlich der Dimension neu auszurichten.\r\nDazu braucht es ein konsistentes zukunftsfähiges\r\nund modernes Wasserwirtschaftsrecht, das in\r\nder Lage ist, eine zielgenaue Steuerungswirkung\r\nzu entfalten. Zudem ist die Nationale Wasserstrategie allein nicht ausreichend, um eine\r\nrechtssichere Umsetzung zu erreichen.\r\nDas aktuelle Wasserwirtschaftsrecht stammt in\r\nseiner Gesamtheit aus einer Zeit, in der der heute\r\nvorhandene und für die Zukunft erkennbare\r\nAnpassungsbedarf aufgrund des Klimawandels\r\nnicht Grundlage und Gegenstand des Regelungssystems war. Entsprechend der grundlegenden\r\ntechnischen und tatsächlichen Anpassungsbedarfe in der öffentlichen Wasserversorgung\r\nwie auch in der Abwasserbeseitigung und -aufbereitung ist es deshalb erforderlich das Wasserwirtschaftsrecht in seiner Gesamtheit auf den\r\nPrüfstand zu stellen und damit ein konsistentes\r\nWasserwirtschaftsrecht zu schaffen.\r\nGlobale Temperaturveränderung\r\nRelativ zum Durchschnitt von 1961–2010 (°C)\r\n1,6° Erwärmung in 2024\r\nQuelle: https://showyourstripes.info\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 6—7\r\n1.\r\n2.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ eine Verwaltungsvorschrift auf der Grundlage des Art. 84 Abs. 2 GG\r\nzur Sicherstellung einer Umsetzung des verfassungsrechtlich verankerten Vorrangs der öffentlichen Wasserversorgung zu erlassen,\r\n▶ ein Zulassungssystem zur Nutzung von Wasserressourcen zu\r\nregeln, dass eine der heutigen Bewilligung entsprechende Rechtsstellung für die öffentliche Wasserversorgung vorsieht,\r\n▶ die Zulassungsverfahren so zu gestalten, dass die Verfahrensdauer\r\nund der Verfahrensaufwand erheblich reduziert werden,\r\n▶ für eine Transparenz aller Wasserentnahmen zu sorgen (Industrie,\r\nLandwirtschaft etc.) und dafür ein Wasserregister aufzubauen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ im Sinne eines Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes Regelungen\r\nfür Genehmigungsverfahren zu erarbeiten,\r\n▶ behördliche Genehmigungsverfahren zu verkürzen,\r\n▶ Umweltverträglichkeitsprüfungen zu beschleunigen,\r\n▶ vereinfachte Regelungen zur Nutzung von Grundstücken einzuführen,\r\n▶ eine erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte\r\nvorzusehen,\r\n▶ Die Bereitstellung finanzieller Mittel für Vorhalteleistungen zu klären.\r\n1.2 Versorgungssicherheit – Investitionsbeschleunigung zugunsten von Klimawandelanpassungen\r\nDie Aufgaben der öffentlichen Wasserversorgung\r\nsowie der Abwasserentsorgung und -aufbereitung\r\nsind als kommunale Pflichtaufgabe verstärkt\r\ndurch kommunale Zusammenarbeit zu lösen.\r\nZudem ist die Schnittstelle zur staatlichen\r\nGewässerbewirtschaftung so auszugestalten,\r\ndass die Gewässerbewirtschaftung dem Ziel der\r\nkommunalen Pflichtaufgabenerfüllung dient.\r\nDie sichtbaren Folgen des Klimawandels mit\r\nTrocken- und Hitzeperioden sowie Starkregenereignissen erfordern Unterstützung für Investitionen in die wasserwirtschaftliche Infrastruktur.\r\nIn den Jahren 2018 bis 2020 haben längere\r\nTrocken- und Hitzeperioden die Spitzenbedarfe\r\num 60 Prozent und mehr erhöht. Dadurch sind\r\ntechnische Engpässe entstanden, die viel\r\nBeachtung in den Medien gefunden haben.\r\nGenehmigungsverfahren insbesondere für Fernwasser- und lokale Anbindungsleitungen müssen\r\ndazu dringend vereinfacht und beschleunigt\r\nwerden. Hierzu brauchen wir im Sinne eines\r\nInfrastrukturbeschleunigungsgesetzes für Wasser\r\nNeuregelungen, die analog zum Ausbau Erneuerbarer Energien die Verfahren zum Bau für Infrastruktur beschleunigen, Finanzierungsthemen\r\nfür Vorhalteleistungen klären, vereinfachte\r\nRegelungen zur Nutzung von Grundstücken\r\nvorsehen und eine erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte enthalten.\r\n1.1 Nutzungsordnung\r\nDie verschiedenen Nutzungen von Wasserressourcen mit unterschiedlichen Nutzungsinteressen und die Zulassungssystematik sind zu\r\nbetrachten. Dabei ist dem verfassungsrechtlich\r\nverankerten Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung gerecht zu werden. Auch ein modernes\r\nZulassungssystem muss den verfassungsrechtlich geschützten besonderen Belangen der\r\nöffentlichen Wasserversorgung gerecht werden.\r\nDer verfassungsrechtlich gebotene und\r\nabgesicherte Vorrang der öffentlichen\r\nWasserversorgung bei der Nutzung von\r\nWasserressourcen muss im Vollzug und\r\nbei Erteilung und Ausgestaltung der Wassernutzungsrechte konsequent umgesetzt\r\nwerden, um die Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten. Bestehende Defizite im\r\nVollzug sollten beseitigt werden.\r\nAuch wenn dies noch kein Zeichen einer\r\nbundesweiten Ressourcenknappheit ist,\r\nbedarf es durch Anpassung von Leitungen,\r\nHochbehältern, Aus- bzw. Neubau von\r\nTalsperren, Ausweisung von Wasserschutzgebieten und Wasserwerken zeitnahen\r\nHandelns.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 8—9\r\n1.3 Wasserwiederverwendung hygienisch und ökonomisch sinnvoll einsetzen\r\nDie Trennung von Trinkwasserversorgung und\r\nAbwasserentsorgung seit dem 19. Jahrhundert\r\nhat entscheidend dazu beigetragen, dass Krankheiten wie Cholera und Typhus maßgeblich eingedämmt und damit die Lebenserwartung der\r\nMenschen erheblich gesteigert werden konnten.\r\nNeben der Coronapandemie haben auch die\r\nVogelgrippe sowie der EHEC-Erreger gezeigt,\r\ndass sich die bestehenden hohen hygienischen\r\nAnforderungen der Wasserversorgung absolut\r\nbewährt haben. Denn Trinkwasser dient auch\r\nzum Waschen von Händen, Lebensmitteln\r\nund Wäsche.\r\nDies darf auch durch die EU-Verordnung zur\r\nWasserwiederverwendung, die seit Juni 2023 in\r\nKraft ist, nicht gefährdet werden. Die zusätzliche\r\ndeutsche Umsetzung muss gewährleisten, dass\r\nhohe Qualitätsanforderungen für eine mögliche\r\nWiederverwendung vor allem in der Landwirtschaft gelten. Es darf dabei jedoch zu keinen\r\nSchadstoff- oder Vireneinträgen in die Wasserschutzgebietszonen kommen.\r\nEine Wasserwiederverwendung sollte darüber\r\nhinaus vorrangig für (geschlossene) Industrieprozesse gelten, in denen Trinkwasserqualität\r\nnicht erforderlich ist und die Gesundheit von\r\nMenschen nicht beeinträchtigt werden kann.\r\n1.4 Starkregen und Stadtentwicklung\r\nStarkregen und Überschwemmungen sowie länger\r\nanhaltende Trockenheiten markieren seit mehr als\r\nzwei Jahrzehnten deutliche Veränderungen im bis\r\ndahin eher weniger beachteten Wasserhaushalt\r\nunseres Landes. Nicht alles ist dabei dem Klimawandel zuzuordnen. Allen Studien zufolge, die auch\r\nkonkrete Perspektiven in den Ländern beleuchten,\r\nbesteht in Summe bundesweit für die nächsten\r\nzwei bis drei Jahrzehnte keine unmittelbare Wasserknappheit. Allerdings hat sich, nicht erst mit den\r\neinschneidenden Ereignissen im Ahrtal, die Art\r\nund Weise der Niederschlags- und Trockenwetterereignisse vor allem lokal und regional drastisch\r\nverändert. Extreme nehmen zu, die sich durch den\r\nfortschreitenden Klimawandel weiter forcieren\r\nwerden. Hiervon ist die Wasserwirtschaft massiv\r\nbetroffen, für erfolgversprechendes Handeln jedoch\r\nauf die Kooperation mit anderen angewiesen.\r\nSo müssen bereits bei der Städteplanung die\r\nFolgen des Klimawandels stärker berücksichtigt\r\nwerden. Eine nachhaltige Gewässerschutzpolitik\r\nmuss die Möglichkeiten verbessern, Wasserressourcen zu erneuern. Vor allem muss der\r\nWasserrückhalt in der Fläche verbessert werden.\r\nEs braucht Versickerungsflächen, damit das Wasser dezentral in den Boden sickern, Grundwasserressourcen erneuern und von Pflanzen aufgenommen werden kann. Die weitere massive Zunahme\r\nder Versiegelung muss dringend gestoppt werden.\r\nFlutrinnen, Retentionsräume oder multifunktional\r\ngenutzte Flächen können die Auswirkungen von\r\nStarkregenereignissen im urbanen Raum abmildern, ebenso die Begrünung von Dächern und\r\nFassaden. Zugleich fördert diese Maßnahmen\r\nfür prognostizierte Zunahmen von Hitzezeiten\r\nKühlungsmöglichkeiten in urbanen Räumen.\r\nFür all dies braucht es ein umfassendes Regenwasserkonzept. Sinnvoll ist zudem die Schaffung\r\nund Förderung von Regenwasseragenturen für\r\nLandkreise, Städte und Gemeinden, welche u. a.\r\nder Verknüpfung unterschiedlicher behördlicher\r\nZuständigkeiten für Wasserwirtschaft, Bauen und\r\nländliche Entwicklung dienen sollen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ der Hygiene zum Schutz des Menschen bei der öffentlichen\r\nWasserversorgung Vorrang einzuräumen, um Infektionen vorzubeugen,\r\n▶ die Wasserwiederverwendung für industrielle Produktionsprozesse zu\r\npriorisieren,\r\n▶ die Wasserwiederverwendung, besonders durch die Landwirtschaft, in den Wasserschutzgebietszonen sowie in\r\ndarüberhinausgehenden Trinkwassereinzugsgebieten\r\nzu verbieten.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ städtebauliche Konzepte, wie das der Schwammstädte, zu fördern,\r\nauch finanziell, und die Wasser- und Abwasserwirtschaft mitzudenken,\r\n▶ Maßnahmen zur Begrenzung der Auswirkung von Starkregen im\r\nurbanen Raum finanziell zu fördern,\r\n▶ Genehmigungsvorgaben so anzupassen, dass Neubauten nur mit\r\nVersickerungsmöglichkeiten vor Ort zulässig sind (z. B. Sickerschächte,\r\nAnger, durchlässige Bodenmaterialien),\r\n▶ in verdichteten Städtelagen die Begrünung von Dach oder Fassadenflächen zu fördern,\r\n▶ beim Neubau: der Verdichtung Vorrang vor der Neuerschließung von Flächen einzuräumen,\r\n▶ den Rückbau von Entwässerungsdrainagen zu prüfen und\r\nzu fördern,\r\n▶ Regenwasseragenturen einzurichten und finanziell zu fördern,\r\n▶ Kommunen und Wasserwirtschaft bei der Durchführung von\r\nSensibilisierungskampagnen zum Schutz vor Hochwasser\r\nund Überflutungen sowie vor Hitzewellen im urbanen Raum\r\nzu unterstützen.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 10—11\r\n1.6 Finanzierung\r\nZur Umsetzung der klimawandelbedingten\r\nAnpassungsmaßnahmen bedarf es ausreichender\r\nFinanzierungsinstrumente.\r\nZudem sind die erhöhten Anforderungen im\r\nRahmen der Wasseraufbereitung aufgrund von\r\nSpurenstoffen verursachergerecht zu finanzieren.\r\nIn diesem Zusammenhang ist verursachergerecht\r\ndie Herstellerverantwortung in den Mittelpunkt zu\r\nstellen. Hersteller von Stoffen, die bei der öffentlichen Wasserversorgung und der Abwasseraufbereitung Kosten der Aufbereitung verursachen,\r\nsind im Rahmen der Erweiterten Herstellerverantwortung an den Kosten zu beteiligen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ durch ordnungsrechtliche Maßnahmen den Eintrag von für die\r\nGewässer problematischen Stoffen bereits bei der Produktion\r\nbzw. an der Quelle zu reduzieren (z. B. Verwendung von Bioziden,\r\nvon Antibiotika in der Tiermast, von Mikroplastik, getrennte\r\nErfassung von Röntgenkontrastmitteln über Urinauffangsysteme),\r\n▶ die ökologische Abbaubarkeit bei der Zulassung von Medikamenten\r\nrechtlich zu verankern,\r\n▶ einen Nutzungskatalog bei der Verwendung von umweltverträglichen Medikamenten, analog zur Vorgehensweise in Schweden,\r\nrechtsverbindlich zu erstellen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert, Siehe hierzu auch Kapitel 3 und 4.\r\n▶ rechtliche Finanzierungsinstrumente für die Investitionen in\r\nklimawandelbedingte Anpassungsmaßnahmen für die Wasserinfrastruktur zu schaffen,\r\n▶ rechtliche Grundlagen für Fördermittel und Zuschüsse für\r\nWasserinfrastruktur zu schaffen und auszubauen,\r\n▶ die Erweiterte Herstellerverantwortung über die Kommunale\r\nAbwasserrichtlinie hinaus weiterzuentwickeln und umzusetzen,\r\n▶ verbunden mit einer Erweiterten Herstellerverantwortung auch im\r\nBereich der öffentlichen Wasserversorgung Hersteller bestimmter\r\nStoffe an den Aufbereitungskosten zu beteiligen.\r\nFonds\r\n1.5 Ökologische Bewirtschaftungsziele – Vermeidung von Stoffeinträgen an der Quelle\r\nund Minimierung der Einträge von der Herstellung bis zur Anwendung\r\nDer anthropozentrische Umweltschutz beinhaltet die Nutzung der Umwelt durch den\r\nMenschen in nachhaltiger und damit ökologisch\r\nverträglicher Weise. In diesem Sinne ist sicherzustellen, dass die öffentliche Wasserversorgung\r\nsowie Abwasserentsorgung und -aufbereitung als\r\nLebensgrundlage des Menschen, Sicherung\r\ndes Wohlstands und der wirtschaftlichen\r\nEntwicklung langfristig gesichert werden\r\nkönnen. Dazu bedarf es eines qualitativen\r\nund quantitativen Gewässerschutzes und\r\nzugleich der Möglichkeit der Nutzung der\r\nGewässer für den besonderen Allgemeinwohlbelang der öffentlichen Wasserversorgung und\r\nder Abwasserentsorgung und -aufbereitung.\r\nGewässer müssen vor Verschmutzung geschützt\r\nwerden. Dies fängt bei der Quelle der Verschmutzung an. Vorsorgeprinzip und Verursacherprinzip\r\nmüssen daher gestärkt werden.\r\nDies gilt für Arzneistoffe, Kosmetikprodukte und\r\ngenerell Spurenstoffe sowie Mikroplastik oder\r\nantibiotikaresistente Bakterien, die sich persistent, bioakkumulativ oder sogar ökotoxisch im\r\nÖkosystem Gewässer verhalten. Es macht keinen\r\nSinn, Gewässer erst zu verschmutzen, um diese\r\nanschließend mit hohem Energie und Kostenaufwand zu reinigen. Dies war Konsens in den\r\nletzten beiden Bundesregierungen und diese\r\nPosition setzt sich zunehmend in der EU durch.\r\nFonds-Lösung zu Spurenstoffen\r\nEinträge von Spurenstoffen\r\nFinanzierung von Maßnahmen\r\nnach Verursacherprinzip\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 12—13\r\n1.7 Bürokratieabbau und Digitalisierung über alle Ämter und Behörden und für\r\ndie Wasserwirtschaft zuständigen öffentlichen Ebenen voranbringen\r\nAls Folge des öffentlich dominierten Ordnungsrahmens stehen die Unternehmen des Wassersektors mit zahlreichen Ämtern, mit der kommunalen Ebene, der Landes- und Bundesebene in\r\nengem Austausch. Zahlreiche BenchmarkingProjekte sowie das Branchenbild der Wasserwirtschaft schaffen Transparenz und unterstreichen\r\ndie Leistungsfähigkeit.\r\nErheblich zugenommen haben in den letzten\r\nJahren jedoch Dokumentations- und Nachweispflichten, die nicht selten aus unterschiedlichen\r\neuropäischen Richtlinien abgeleitet und nicht\r\nimmer kohärent sind. Hinzu kommen die, wie\r\nbspw. im Wasserhaushaltsgesetz, teilweise unterschiedlichen Umsetzungen auf Länderebene.\r\nBundesweite Vereinheitlichungen, die Reduktion von kleinteiligen Nachweisführungen und\r\ndie durchgängige Digitalisierung von Prozessen\r\nwürden helfen, bürokratischen Aufwand zu\r\nvermindern, ohne dabei qualitative Einbußen\r\nhinnehmen zu müssen.\r\nDie Wasserwirtschaft agiert im Auftrag des\r\nGesetzgebers per se im Sinne der Nachhaltigkeit.\r\nSie ist gehalten, ihre Dienstleistung der Wasserver- und Abwasserentsorgung in hoher Qualität,\r\nabsolut versorgungssicher und preiswürdig für\r\nalle Bürgerinnen und Bürger sowie bedarfsorientiert für Unternehmen bereitzustellen. Gleichzeitig trägt sie eine hohe Verantwortung für\r\nUmwelt- und insbesondere für Gewässerschutz.\r\nVor diesem Hintergrund begrüßt die Wasserbranche generell die Nachhaltigkeitsorientierung, die sich auch in Berichterstattungen\r\nniederschlägt. So hat der BDEW gemeinsam\r\nmit VKU, DWA und DVGW einen Leitfaden für\r\ndie Branche zur Umsetzung der European\r\nSustainability Reporting Standards (ESRSStandard) zur CSRD erarbeitet, mit nicht\r\nunerheblichem Zeitaufwand. Das anstehende\r\nCSRD-Umsetzungsgesetz schafft nun nicht\r\nnur Unklarheit für berichtspflichtige Unternehmen, sondern parallel bestehende, in\r\nTeilen redundante Berichtspflichten konterkarieren auch die eigentliche Zielstellung\r\nund verursachen unnötigen Aufwand.\r\nDies sollte sich zeitnah ändern.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ den Bürokratieabbau insbesondere durch den Abbau von Berichts- und\r\nDokumentationspflichten voranzubringen,\r\n▶ die Digitalisierung von Verwaltungshandeln zu beschleunigen,\r\n▶ das CSRD-Umsetzungsgesetz zeitnah zu beschließen und dabei für die\r\nersten drei Jahre des Hochlaufes die Prüf- und Testierungspflicht insoweit\r\nzu lockern, dass einer generellen Testierung des Lageberichts auch bei\r\nmöglichen Mängeln am Anfang nichts entgegensteht,\r\n▶ sich auf EU-Ebene sowie in der nationalen Umsetzung dafür einzusetzen,\r\ndass weitere Berichterstattungspflichten, die aus dem Lieferketten- oder\r\ndem Energieeffizienzgesetz sowie der Taxonomie entstehen, vermindert\r\nwerden bzw. mit der Berichterstattung zur CSRD erledigt sind,\r\n▶ für nicht berichterstattungspflichtige Unternehmen,\r\ndie dennoch gegenüber Lieferpartnern oder Banken\r\nNachweise führen müssen, über einen freiwilligen\r\nVSME-Standard (Voluntary Sustainability Reporting\r\nStandards for Small and Medium Enterprises) eine\r\nebensolche „Verdichtung“ in einer Berichterstattung\r\nzu ermöglichen,\r\n▶ sich auf EU-Ebene dafür einzusetzen, dass der von der\r\ndeutschen Wasserwirtschaft gemeinsam erarbeitete\r\nStandard anerkannt und nicht, wie angekündigt für\r\nca. 2026, durch einen auf EU-Ebene erarbeiteten Sektorstandard ersetzt wird.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 14—15\r\n 2. Die novellierte EU-Richtlinie\r\n Kommunales Abwasser eins zu eins\r\n in deutsches Recht überführen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ bei der Umsetzung in nationales Recht deutsche Sonderwege\r\nzu vermeiden,\r\n▶ die Herstellerverantwortung zügig umzusetzen, da sie die\r\nfinanzielle Voraussetzung für die 4. Reinigungsstufe bildet,\r\n▶ zur Umsetzung der Herstellerverantwortung ein Fondsmodell\r\nvorzusehen. Hierzu hat der BDEW ein entsprechendes Modell\r\nvorgelegt. Zur Steuerung und Umsetzung des Fonds plädiert der\r\nBDEW für eine privatrechtliche Lösung, bspw. analog zur Schlichtungsstelle Energie, über einen Trägerverein,\r\n▶ bei der Umsetzung der 4. Reinigungsstufe für die Kläranlagen den\r\nrisikobasierten Ansatz gemäß den Vorgaben des nationalen Spurenstoffdialogs konsequent umzusetzen. Dies gilt sowohl für die\r\nBestimmung der Reihenfolge des Ausbaus der großen Kläranlagen\r\nals auch für die Priorisierung bei den kleineren Kläranlagen,\r\n▶ die Überwachungsmethodik zur Einhaltung der Vorgaben für\r\nStickstoff (Nges) und Phosphor (Pges) europäisch zu vereinheitlichen. Dies bedeutet, die qualifizierte Stichprobe als deutschen\r\nSonderweg jetzt abzuschaffen,\r\n▶ sich bei der Umsetzung der Vorgaben zum integrierten Regenwassermanagement am deutschen Regelwerk zu orientieren. Der\r\nBDEW wendet sich zudem nachdrücklich gegen eine einseitige\r\nPräferenz für ein bestimmtes Entwässerungssystem und gegen\r\nden Vorrang von Trennsystemen vor Mischsystemen,\r\n▶ Investitionen in Erneuerbare Energien stärker zu fördern und\r\nGenehmigungsverfahren für ihren Ausbau auf Kläranlagen bzw.\r\ndazugehörigen Off-site-Anlagen weiter zu beschleunigen, um\r\ndas geforderte Ziel der Energieneutralität erreichen zu können,\r\n▶ Klärgas von der EU als Erneuerbare Energie für alle Leistungsgrößen der Elektrizitätserzeugung anerkennen zu lassen. Die\r\nBundesregierung muss sich bei der EU-Kommission für die Wiederherstellung der Freistellung vor dem 01.01.2024 einsetzen.\r\n▶ bei den Informationspflichten analog zur Trinkwasserrichtlinie\r\neine Umsetzung durch die Branche im Rahmen eines Wasserportals zu befürworten.\r\nDeutschland hat nach dem Inkrafttreten\r\nder EU-Richtlinie Kommunales Abwasser\r\n30 Monate Zeit, um diese in nationales Recht\r\numzusetzen; die Herstellerverantwortung\r\nmuss nach 36 Monaten operativ sein.\r\nBesonders begrüßt der BDEW, dass die Erweiterte\r\nHerstellerverantwortung in den EU-Rechtsrahmen\r\naufgenommen wurde. Dies ist ein umweltökonomischer Meilenstein für eine moderne und\r\nverursachergerechte Abwasserbewirtschaftung\r\nder kommenden Jahrzehnte. Damit wird das Verursacherprinzip rechtskräftig umgesetzt und eine\r\nfaire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung\r\ngewährleistet. Vor allem jedoch werden Anreize\r\nfür die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig\r\nkritische Einträge von vornherein vermindern\r\nund vermeiden sollen.\r\n2. Die novellierte EU-Richtlinie Kommunales Abwasser eins zu eins in deutsches Recht überführen 16—17\r\n 3. PFAS-Auswirkungen erfassen,\r\n kritische Einträge bestmöglich\r\n vermindern und vermeiden\r\nDie besonderen chemischen Eigenschaften der\r\nper- und polyfluorierten Chemikalien (PFAS) als\r\nsogenannten Ewigkeitschemikalien machen diese für viele technische Anwendungen attraktiv.\r\nDa PFAS sehr langlebig sind und sich in Umwelt\r\nund Körpern akkumulieren, gefährden sie jedoch\r\nMensch und Umwelt in besonders besorgniserregendem Maße. Eine technische Entfernung\r\nvon PFAS aus Nahrung, aus Trinkwasser oder\r\nder Umwelt ist nicht oder wenn überhaupt nur\r\nunter sehr hohen Kosten und mit sehr hohem\r\nRessourcenverbrauch möglich (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.). Die Europäische\r\nChemikalienagentur ECHA prüft zurzeit den von\r\nmehreren Mitgliedstaaten eingereichten Beschränkungsvorschlag für die Stoffgruppe PFAS.\r\nNach Auffassung des BDEW muss dies im Rahmen pragmatischer Lösungen erfolgen, die mit\r\ndem Schutz der Bestandsanlagen, mit Übergangsfristen und Ausnahmeregelungen sowie\r\nBest-Practice-Beispielen sowohl die technischen\r\nAnforderungen der Energiewirtschaft – insbesondere mit Blick auf die notwendige Geschwindigkeit bei der Umsetzung der Energiewende – als\r\nauch die Schutzwürdigkeit der Umwelt, insbesondere der Trinkwasserressourcen und der\r\nmenschlichen Gesundheit widerspiegeln.\r\nDie Wasserwirtschaft ist jedoch schon heute von\r\nden PFAS-Belastungen aufgrund der Grenzwertvorgaben beim Trinkwasser und aufgrund der\r\ndamit verbundenen Kosten für die Aufbereitung\r\nmaßgeblich betroffen. Konkrete Beispiele zeigen,\r\ndass hieraus Preissteigerungen für die Bürgerinnen und Bürger von rund 20 Prozent zu erwarten\r\nsind. Darüber hinaus ist die Aufnahme von PFAS\r\nnicht über Trinkwasser, sondern nach heutigem\r\nKenntnisstand über die Nahrungsmittel der\r\nentscheidende Faktor für die Belastung des\r\nMenschen. Eine Absenkung von Grenzwerten\r\nbei Trinkwasser kann dies nicht kompensieren.\r\nLokale Aufbereitungsanforderungen von PFAS\r\nim Trinkwasser werden auch weiterhin erforderlich bleiben, weil kein vollständiges PFAS-Verbot\r\nzu erwarten ist. Deshalb muss es aus Sicht des\r\nBDEW eine verursachergerechte Finanzierung\r\nder bereits jetzt und zukünftig entstehenden\r\nAufbereitungskosten durch ein Fondsmodell\r\nim Sinne der Herstellerverantwortung geben.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ sich für eine pragmatische Umsetzung des EU-Beschränkungsvorschlags für die gesamte Stoffgruppe PFAS einzusetzen, die\r\nmit dem Schutz der Bestandsanlagen, mit Übergangsfristen und\r\nAusnahmeregelungen sowie Best-Practice-Beispielen sowohl die\r\ntechnischen Anforderungen der Energiewirtschaft als auch die\r\nSchutzwürdigkeit unserer Trinkwasserressourcen widerspiegelt,\r\n▶ sich gegen eine weitere Absenkung des PFAS-Grenzwerts für Trinkwasser einzusetzen, da Nahrungsmittel die Haupteintragsquelle\r\nfür Menschen sind und sonst Trinkwasserpreise stark steigen\r\nkönnten,\r\n▶ eine Strategie zur Bewältigung der PFAS-Belastung unter Berücksichtigung der hohen Kosten und des Energiebedarfs zu erarbeiten,\r\n▶ die Erweiterte Herstellerverantwortung zur Finanzierung der\r\nPFAS-bedingten Aufbereitungskosten der öffentlichen Wasserversorgung im Sinne des Verursacherprinzips kurzfristig einzuführen,\r\n▶ durch Forschung und Entwicklung Alternativen an der Seite der\r\nUnternehmen anzustoßen,\r\n▶ durch Forschung für mehr Transparenz in den Wirkweisen und\r\nEintragspfaden zu sorgen.\r\nder Erwachsenen in Deutschland\r\nnehmen täglich bereits mehr PFAS\r\nauf, als toxikologisch tolerierbar ist.\r\n50%\r\n3. PFAS-Auswirkungen erfassen, kritische Einträge bestmöglich vermindern und vermeiden 18—19\r\n 4. Vorsorge- und\r\n Verursacherprinzip\r\n endlich durchsetzen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ durch übergreifende Zusammenarbeit zwischen Umwelt- und\r\nGesundheitsministerium die Möglichkeiten der Minderung kritischer\r\nArzneimitteleinträge zu prüfen, darunter die Einführung von Klinikapothekerinnen und -apothekern, welche die Arzneimittelgaben\r\njeder Patientin und jedes Patienten überprüfen, die Einführung von\r\nUnit-Dose-Systemen oder die Erarbeitung möglicher alternativer\r\nEmpfehlungslisten für Arzneimittel mit geringerer Schadstoffwirkung\r\nbei gleicher gesundheitlicher Wirkung,\r\n▶ die pharmazeutische Ausbildung im Medizinstudium, um diese\r\nWirkzusammenhänge zu ergänzen, entweder direkt oder in nachgeordneten Qualifikationen,\r\n▶ an der Seite der Wasserwirtschaft für eine sachgerechte Entsorgung\r\nvon Altmedikamenten Sorge zu tragen.\r\nAufklärung, Forschung und Innovationen insbesondere im Medizinsektor voranbringen\r\nVor dem Hintergrund der demografischen Entwicklungen und des bisherigen Umgangs mit\r\nMedikamenten besteht ein nicht unerhebliches\r\nRisiko, dass Schadstoffeinträge aus diesem Sektor\r\nüber das Verbrauchsverhalten weiter steigen.\r\nPraxisuntersuchungen zeigen jedoch, dass es\r\nin Zusammenarbeit mit Medizinerinnen und\r\nMedizinern gelingen kann, Einträge zu mindern,\r\nohne gesundheitliche Risiken für Patientinnen\r\nund Patienten in Kauf zu nehmen.\r\nEin Modellvorhaben in Sachsen zeigt durch\r\nAufklärung zur Entsorgung von Medikamenten,\r\ndurch die Einführung von Klinikapothekerinnen\r\nund -apothekern sowie durch alternative Produkte in der Verschreibung Wege zur Minderung\r\nkritischer Arzneimitteleinträge auf.\r\nAnstieg wird es bis 2045 laut\r\nPrognosen voraussichtlich geben.\r\nCa.70%\r\n4. Vorsorge- und Verursacherprinzip endlich durchsetzen 20—21\r\n 5. Nationale Wasserstrategie\r\n der Bundesregierung priorisieren\r\n und zügig umsetzen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ die oben genannten priorisierten Maßnahmen zügig anzugehen,\r\n▶ inhaltliche Kohärenz zu gesetzlichen Vorhaben, wie in der\r\nKommunalen Abwasserrichtlinie, zu berücksichtigen,\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der\r\nModernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen\r\n(siehe Kapitel 1).\r\nDie bisherige Bundesregierung hat, aufbauend auf einem breiten Dialogprozess mit verschiedenen Stakeholdern, darunter die Wasserwirtschaft, in 2023 eine\r\n„Nationale Wasserstrategie“ (NWS) vorgelegt und deren Maßnahmen im Herbst 2024 priorisiert. Eine konkrete Umsetzung steht bedauerlicherweise noch aus.\r\nTransparenz aller Wasserentnahmen verbessern, Wasserregister aufbauen und\r\nAbbau von Ausnahmen von der Erlaubnispflicht bei Grundwasserentnahmen\r\nPrognosefähigkeit der Wasserhaushaltsanalysen verbessern sowie Leitlinien\r\nfür den Umgang mit Wasserknappheit entwickeln\r\nVorrang für die öffentliche Wasserversorgung bei Mangellage\r\nexplizit in einer Verwaltungsvorschrift nach Art. 84 Abs. 2 GG verankern Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung\r\nVermeidung von Spurenstoffen\r\nVerursacherprinzip stärken\r\nRückgewinnung von Nährstoffen aus Abwasser und Klärschlamm voranbringen\r\nStärkung der Verwaltung auf allen Ebenen durch\r\nübergreifende Digitalisierung\r\nBewusstsein für die Ressource Wasser fördern\r\nAufbau eines Netzwerks von Erlebnis- und Lernorten mit Schwerpunkt\r\nWasserthemen sowie Wasserthemen in der Schulbildung stärken\r\nLeitbild der „wassersensiblen Stadt“ weiterentwickeln\r\nund in Umsetzung bringen\r\nWasserfernleitungen und Infrastrukturmaßnahmen im Sinne des verfassungsrechtlich verankerten Vorrangs der öffentlichen Wasserversorgung beschleunigen und privilegieren sowie für die Finanzierung dieser Vorhalteleistungen Sorge tragen\r\nDer BDEW sieht die folgenden Priorisierungen als notwendig an:\r\n5. Nationale Wasserstrategie der Bundesregierung priorisieren und zügig umsetzen 22—23\r\n 6. Agrarpolitik endlich\r\n gewässerverträglich gestalten\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ das EuGH-Urteil vom 21.06.2018 vollständig in nationales Recht umzusetzen\r\nund das Düngegesetz entsprechend zu novellieren,\r\n▶ Initiativen einzuleiten, die die Nitrateinträge rasch senken, um weitere\r\nnegative Auswirkungen auf Boden und Grundwasser zu verhindern,\r\n▶ die Stoffstrombilanz und das Monitoring im Rahmen\r\neines Düngegesetzes sowie die damit verbundenen Verordnungen zeitnah zu verabschieden.\r\n6.1 EU-Nitratrichtlinie nicht novellieren, sondern endlich konsequent umsetzen\r\nDeutschland verletzt die EU-Nitratrichtlinie seit\r\nJahrzehnten, obgleich klar ist, dass die Nitratverschmutzung weiterhin das Hauptproblem\r\nfür den Grundwasserschutz darstellt. So weisen\r\n25,6 Prozent der Messstellen des Nitratmessnetzes\r\nder Europäischen Umweltagentur (EUA)im Mittel\r\nKonzentrationen größer 50 mg NO3/L auf. Der\r\nGrenzwert liegt bei 50 mg NO3/L. Zudem zeigen\r\n32,7 Prozent der Messstellen einen Anstieg der\r\nNitratbelastung (Quelle: Nitratbericht 2024 der\r\nBundesregierung).\r\nWegen Nicht-Umsetzung der EU-Nitratrichtlinie,\r\ndie seit über 34 Jahren nicht den EU-Vorgaben\r\nentspricht, verurteilte der EuGH die Bundesrepublik Deutschland im Jahr 2018. Die nachfolgende Gesetzgebung ist bis heute nicht\r\nabgeschlossen.\r\nDerzeit prüft die EU-Kommission darüber hinaus\r\neine Novelle der EU-Nitratrichtlinie. Aus Sicht\r\ndes BDEW sind Zielsetzung und Maßnahmen\r\nder Nitratrichtlinie weiterhin angemessen und\r\nim Sinne des Grundwasserschutzes auch zielführend. Deshalb bedarf es keiner Novelle,\r\nsondern endlich einer konsequenten Umsetzung\r\ngültigen Rechts.\r\nalso erst im Jahr 2120 würde\r\nder Grenzwert vom 50 mg NO3/L im\r\nganzen Land erreicht, wenn die\r\nNitratwerte weiterhin alle vier Jahre\r\num 1,1 Prozentpunkte sinken.\r\nIn 95Jahren\r\nJahr 2120,\r\n6. Agrarpolitik endlich gewässerverträglich gestalten 24—25\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ für die Landwirtschaft die gleichen\r\nAnforderungen an die wasserrechtliche Genehmigung vorzusehen und\r\nanzuwenden wie für die Wasserversorgungsunternehmen bzw. die\r\nanderen Unternehmenssektoren,\r\n▶ Regelungen zu etablieren, die die\r\ntatsächlichen Entnahmen erfassen,\r\ndokumentieren und überwachen.\r\n6.2 Wasserentnahmen priorisieren und nachhaltig steuern\r\nEs besteht eine Diskrepanz zwischen öffentlicher\r\nWasserversorgung und Entnahmen durch die\r\nLandwirtschaft u. a. zur Bewässerung. Während\r\ndie öffentliche Wasserversorgung ihre Wasserrechte durch aufwendige Genehmigungsverfahren erhält, werden Bewässerungen in der\r\nLandwirtschaft als vermeintliche Klein oder\r\nEigengebrauchsentnahmen kaum kontrolliert.\r\nVor dem Hintergrund vor allem klimawandelbedingter, aber auch länger anhaltender Wasserverfügbarkeitsprobleme oder direkter Knappheitssignale ist es von hoher Bedeutung, Transparenz über Entnahmen zu schaffen. Daher\r\nsind an die wasserrechtliche Genehmigung und\r\nÜberwachung der Nutzung in der Landwirtschaft\r\ndie gleichen Anforderungen zu stellen wie an\r\ndie öffentliche Wasserversorgung bzw. an die\r\nWasserentnahmen durch die anderen Unternehmenssektoren. Die tatsächlichen Wasserentnahmen sind zu erfassen und zu dokumentieren.\r\nZudem sind beim Vollzug Defizite abzubauen\r\nund die Entnahmen verstärkt behördlich zu\r\nüberwachen.\r\nentnahmen die Energieversorger\r\nfür die Eigenversorgung und nutzen\r\ndieses vor allem als Kühlwasser.\r\n176\r\nGesamtdargebot im Jahr 2022\r\n Mrd. m3\r\nEntnahmemenge in\r\nDeutschland pro Jahr\r\n8,8 Mrd. m3\r\nDas sind 44,2%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 26,5%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 2,2%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 26,8%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\n5,3 Mrd. m3 5,4 Mrd. m3\r\n0,4 Mrd. m3\r\nentnahmen Bergbau und verarbeitendes\r\nGewerbe für industrielle Zwecke.\r\nentfielen 2022 auf die\r\nöffentliche Wasserversorgung.\r\nentfielen 2022 auf die\r\nlandwirtschaftliche Beregnung.\r\n?\r\n20 Mrd. m3\r\nQuelle: Umweltbundesamt\r\n6. Agrarpolitik endlich gewässerverträglich gestalten 26—27\r\n?\r\n 7. Kreislaufwirtschaft\r\n voranbringen\r\n7.1 Energetische Nutzung von Klärschlamm und Klärgas als Erneuerbare Energie unterstützen\r\nDie energetische Nutzung von Klärschlamm und\r\nKlärgas ist zu unterstützen. Die Steigerung der\r\nEnergieeffizienz und der Weg zu einer energieautarken Abwasserreinigung sind das Ziel vieler\r\nkommunaler Klimakonzepte. Daher ist die Nutzung\r\nvon Klärgas und Klärschlamm zur Eigenstromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen\r\neine logische und ökologisch wichtige Konsequenz. Dennoch führen energiepolitische\r\nRegelungen oft dazu, dass Klärschlamm und\r\nKlärgasnutzung verteuert und damit unrentabel\r\nwerden. Die Bundesregierung muss sicherstellen,\r\ndass steuer oder beihilfenrechtliche sowie\r\nenergiepolitische Vorschläge die Nutzung\r\nweder finanziell belasten noch einschränken.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ sich in Brüssel dafür einzusetzen, dass auf europäischer Ebene\r\nKlärschlamm- und Klärgasnutzung eindeutig als Erneuerbare Energie\r\nfestgeschrieben werden,\r\n▶ die Energienutzung von Klärschlamm und Klärgas zu fördern,\r\n▶ kurzfristig den Wegfall von Hemmnissen und die Förderung\r\ndurch Verbesserung gesetzlicher Regelungen zu prüfen.\r\nKlärschlammverwendung 1991 vs. 2023 in 1.000 t Trockenmasse\r\nQuelle: Statistisches Bundesamt\r\nSonstige direkte Entsorgung\r\n(Deponierung bis 2009)\r\nThermische Entsorgung\r\nLandwirtschaftl. und\r\nlandschaftsbaul. Verwendung\r\nAbgabe an andere und sonstige\r\nstoffliche Verwertung\r\nZwischenlagerung\r\n13\r\n1.320\r\n1.236\r\n901\r\n266\r\n365\r\n188\r\n297\r\nGesamt: 2.956 t Gesamt: 1.630 t\r\n1991 2023\r\n7. Kreislaufwirtschaft voranbringen 28—29\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ gemeinsam mit den Ländern Anreize zu schaffen, die den Bau hinreichender Monoverbrennungsanlagen ermöglichen,\r\n▶ das Düngemittelrecht endlich anzupassen, sodass Klärschlammbürtigkeit des Phosphors\r\nnicht länger marktliche Lösungen behindert,\r\n▶ über Quotenregelungen o. ä. dafür zu sorgen, dass vor allem Düngemittelproduzenten die\r\nWeiterverarbeitung der Rezyklate nutzen,\r\n▶ auf EU-Ebene mit der Novellierung der Klärschlammverordnung dafür zu sorgen, dass\r\nP-Recycling kein deutscher Alleingang bleibt und Böden über ein Qualitätsmanagement\r\nnicht belastet werden.\r\n7.2 Phosphorrecycling endlich ermöglichen\r\nÜber die seit langem beschlossene Abfallklärschlammverordnung ist ab 2029, beginnend\r\nbei großen Kläranlagen, die Bodenverwertung\r\nuntersagt und gleichzeitig die Voraussetzung für\r\nPhosphorrecycling aus Klärschlamm zu schaffen. Mit dem Bau und Inbetriebnehmen erster\r\nMonoverbrennungsanlagen als bisher einziger\r\ntechnisch erprobter Lösung für den ersten Schritt\r\nsetzt sich der Markt langsam in Bewegung. Der\r\nzweite Schritt jedoch, der Bau und erst recht die\r\nInbetriebnahme von Phosphorrückgewinnungsanlagen aus Klärschlammasche, wurde bisher\r\nnoch nicht ausreichend umgesetzt. Weil die Wirtschaftlichkeit von recyceltem Phosphor im Vergleich zu Importen in absehbarer Zeit nicht gegeben ist, bedarf es verschiedener unterstützender\r\nMaßnahmen von Quotenregelungen bis hin zur\r\nAnpassung des Düngemittelrechts. Nicht zuletzt\r\nist es notwendig, über die Qualitätsprüfung von\r\nKlärschlämmen solche Verfahren zu wählen, die\r\nSchadstoffeinträge in Böden verhindern.\r\nP der deutschen Bevölkerung sind an\r\ndie Kanalisation angeschlossen.\r\nAbwasser gereinigt und wieder\r\ndem Wasserkreislauf zugeführt.\r\nJeden Tag werden\r\nin Deutschland\r\nAbwasserkanalnetz\r\nÜber\r\n25 Mio. m3 635.000 km\r\n Unsere Abwasserentsorgung\r\n24/7\r\n97,3 %\r\n7. Kreislaufwirtschaft voranbringen 30—31\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ im Hinblick auf das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz eine klarstellende gesetzlichen\r\nRegelung zu schaffen, durch die der Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung auch im\r\nHinblick auf die Ressourcenverfügbarkeit gewahrt bleibt; deshalb sollen die Belange der\r\nöffentlichen Wasserversorgung in Bezug auf das überragende öffentliche Interesse im\r\nWasserstoffbeschleunigungsgesetz unberührt bleiben,\r\n▶ die Belange der öffentlichen Wasserversorgung im Geothermiegesetz zu berücksichtigen,\r\nweil die öffentliche Wasserversorgung als Teil der Daseinsvorsorge im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegt:\r\n▶ dabei sind geothermische Anlagen in den Schutzzonen I und II von Wasserschutzgebieten gänzlich zu verbieten,\r\n▶ in der Schutzzone III von Wasserschutzgebieten sowie in ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten muss im jeweiligen Einzelfall im Rahmen einer wasserrechtlichen\r\nGenehmigung geprüft werden, welche Maßnahmen erlaubnisfähig sind,\r\n▶ um ausreichend Erfahrungen zu sammeln, sollten zunächst nur Heißwasserquellen\r\ngenutzt werden (hydrothermal); Heißgesteinquellen sollten zunächst außen vor\r\nbleiben (petrothermal),\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der Modernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen (siehe Kapitel 1).\r\n 8. Wasserstoffhochlauf,\r\n Geothermie sowie\r\n Carbon-Management und\r\n Wasser gemeinsam denken\r\n8.1 Geothermie und Wasserstoffhochlauf dürfen Wasserversorgung nicht beeinträchtigen\r\nDer beschleunigte Ausbau der Geothermie- und\r\nWasserstofferzeugungsanlagen beschreibt zwei\r\nder wichtigsten Bausteine für die Versorgung mit\r\nklimaneutraler Wärme und Molekülen. Allerdings darf der Wasserversorgung hieraus kein\r\nSchaden entstehen. Der Schutz der Wasserressourcen für die öffentliche Wasserversorgung ist\r\nunter allen Bedingungen sicherzustellen.\r\n8. Wasserstoffhochlauf, Geothermie sowie Carbon-Management und Wasser gemeinsam denken 32—33\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ die unterirdische Onshore-Speicherung von CO2 in Deutschland gänzlich auszuschließen,\r\n▶ den Schutz der Wasserressourcen für die öffentliche\r\nWasserversorgung sowohl für die Offshore-Speicherung als auch für den CO2-Abtransport\r\nsicherzustellen,\r\n▶ die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere für einen zügigen Aufbau\r\neiner Pipelineinfrastruktur zum CO2-Abtransport, anzupassen,\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der Modernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen (siehe Kapitel 1).\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nT +49 30 300199-0\r\nF +49 30 300199-3900\r\ninfo@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartner BDEW\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung und\r\nHauptgeschäftsführer Wasser und Abwasser\r\nM martin.weyand@bdew.de\r\nVera Szymansky\r\nFachgebietsleiterin Nationale Ordnungspolitik\r\nM vera.szymansky@bdew.de\r\nGestaltung\r\nSilke Roßbach\r\nBildrechte\r\nNiersverband ©Martin Hochbruck (S. 2), Thomas Imo/photothek.net (S. 3), Shutterstock (Titel; S. 6; S. 16; S. 18; S. 20; S. 22; S. 24; S. 28; S. 32)\r\nStand: Februar 2025\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde.\r\nRegistereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\n8.2 Carbon-Management-Strategie darf den Schutz der Wasserressourcen nicht gefährden\r\nBei allen Aspekten der Carbon-ManagementStrategie muss der Schutz der Wasserressourcen\r\nunter allen Bedingungen sichergestellt werden.\r\nZum Schutz der Grundwasserressourcen und\r\nangesichts entsprechender hoher Bevölkerungsdichte sowie des Vorkommens bestimmter\r\ntektonischer und seismischer Gegebenheiten\r\nsind Lagerstätten für die nationale unterirdische\r\nOnshore-Speicherung von CO2 nach Auffassung des BDEW nicht zu berücksichtigen. Dies\r\nschließt nicht aus, dass unter den vorgenannten\r\nBedingungen zum Ausgleich von Angebot und\r\nNachfrage und zum technisch und wirtschaftlich\r\noptimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport offshore zwischenzeitlich eine Nutzung von\r\nKavernenspeichern notwendig ist.\r\nHierzu sind entsprechende Rahmenbedingungen für den Betrieb und Notwendigkeiten für die\r\nentsprechenden Volumina abzustimmen. Bei\r\nOffshore-CO2-Speichervorhaben in Deutschland\r\nsind die Risiken für Salzwasserintrusionen sowie\r\nfür Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire zu\r\nberücksichtigen.\r\nHERAUSGEBER\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstr. 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-10"},{"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_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) (20. 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Legislaturperiode\r\nAmbition und Machbarkeit – worauf es jetzt ankommt\r\nDie Energiewirtschaft ist fundamental für eine\r\nsichere und klimaneutrale Versorgung, für die\r\nDekarbonisierung von Industrie, Verkehr und\r\nGebäuden und trägt damit zur Steigerung der\r\nWettbewerbsfähigkeit Deutschlands bei. Das\r\nEnergiesystem wird dabei stetig erneuerbarer\r\nund resilienter. Eine klimaneutrale Energieversorgung dient so auch der Souveränität Deutschlands und der Europäischen Union.\r\nEine solche Energieversorgung ist perspektivisch günstiger als ein vornehmlich auf fossilen\r\nEnergien basierendes System. Im Jahr 2024\r\nwurden mehr als 50 Prozent des verbrauchten\r\nStroms aus Erneuerbaren Energien erzeugt,\r\nTendenz steigend. Erneuerbare und kohlenstoffarme Gase müssen zunehmend an die\r\nStelle von Erdgas treten und ebenso wie der\r\nsteigende Anteil von (Groß-)Wärmepumpen\r\nund Geothermie in der Wärmeerzeugung die\r\nDekarbonisierung in allen Sektoren vorantreiben.\r\nFür diesen Weg braucht es jetzt ambitionierte Machbarkeit. Dies bedeutet, mit dem klaren\r\nZiel der Klimaneutralität vor Augen, die erforderlichen Maßnahmen kosten-, systemeffizient\r\nund vor allem praxistauglich umzusetzen. Ein\r\nklarer und verlässlicher rechtlicher Rahmen, der\r\nAmbitionen, Investitions- und Planungssicherheit vereint, ist dafür unabdingbar.\r\nDer weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien\r\nmuss sich zukünftig stärker am Ertrag und an den\r\nKosten für die Systemintegration orientieren.\r\nDer für die Transformation erforderliche Netzausbau und die Netzmodernisierung müssen\r\nwirtschaftlich und kosten- und systemeffizient\r\nmöglich sein. Die digitale Vernetzung kann hier\r\neinen wesentlichen Beitrag leisten. Es braucht\r\nferner die notwendigen Flexibilitäten mit Speichern und Wasserstofftechnologien. Auch bei\r\nder anstehenden Transformation der Gasnetze\r\nist ein wirtschaftlicher Betrieb zu gewährleisten.\r\nGleiches gilt bei der Wärmewende, bei der wir es\r\nuns nicht leisten können, Strom-, Gas- und Wärmenetze unabhängig voneinander zu installieren\r\nund somit möglicherweise Überkapazitäten zu\r\nschaffen. Priorisierung, Digitalisierung und kluge\r\nVerzahnung sind entscheidend. Integrierte und\r\npraxistaugliche Planung ist Grundlage für die\r\nRealisierung ambitionierter Ziele, für die Herstellung von Machbarkeit.\r\nDieser Fokus hilft zugleich im Hinblick auf den\r\nKapitalbedarf. Der Investitionsbedarf für die Transformation ist erheblich. Die Mittel des Staates\r\nsind dabei begrenzt. Künftig werden wir noch\r\nstärker privates Kapital für unsere Projekte gewinnen und hierzu die Investitionsbedingungen\r\ndurch ein attraktives Umfeld verbessern müssen.\r\nDabei dürfen wir nicht vergessen, dass wir im\r\ninternationalen Wettbewerb um Kapital stehen.\r\nWenn die Renditechancen nicht attraktiv sind,\r\nwird das Kapital im Ausland investiert.\r\nKlar ist: Mit diesen Investitionen in die\r\nZukunft erhalten wir modernste und\r\nresiliente Infrastruktur, sichern Lebensqualität für alle und tragen mit wichtigen\r\nInnovationen zur Wettbewerbsfähigkeit\r\nDeutschlands bei.\r\nGleichzeitig müssen wir auch einfacher und\r\nschneller werden und Behörden aller Ebenen\r\nsollten sich auf das Gelingen von Projekten\r\nfokussieren. Auch das gehört zur Machbarkeit\r\nvor allem beim Hochlauf neuer Technologien.\r\nWir brauchen mehr Pragmatismus in der Ausgestaltung und Umsetzung von Maßnahmen.\r\nDer Gesetzgeber muss sich darauf besinnen,\r\nLeitplanken zu setzen und sich nicht in Detaillösungen zu verlieren. Freiräume in der Gesetzgebung, in Forschung und Entwicklung sowie\r\nUmsetzung in der Praxis sind unerlässlich, um\r\ndie bestmöglichen Lösungen zu finden. Das gilt\r\nauch für die europäischen Rahmenregelungen.\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums, BDEW\r\nEs geht auch darum, neue Wertschöpfung zu\r\nschaffen und hierfür neue, wettbewerbsfähige\r\nMärkte, insbesondere zur Dekarbonisierung der\r\nIndustrie und des Mittelstands, zu etablieren.\r\nDafür braucht es neben günstigem Strom und\r\neinem ausreichendem Angebot an erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gasen auch CCS und CCU,\r\nalso die Speicherung und Nutzung von abgeschiedenem CO2\r\n. Diese werden bei der Dekarbonisierung zunehmend an Bedeutung gewinnen.\r\nHierbei ist der Schutz der Trinkwasserressourcen\r\nsicherzustellen.\r\nIm Ergebnis sichern ambitionierte Machbarkeit\r\nund Kosteneffizienz die Bezahlbarkeit. Diese\r\nsind der Grundpfeiler für Wettbewerbsfähigkeit unserer Wirtschaft sowie für Akzeptanz und\r\nTeilhabe. Transformation und Versorgungssicherheit gehen für die Energiewirtschaft Hand\r\nin Hand. Deutschland hat eines der stabilsten\r\nStrom- und Gasnetze der Welt und gewährleistet\r\nim europäischen Binnenmarkt und mit eigenen\r\nErzeugungskapazitäten die Versorgungssicherheit. Aber wir brauchen für den weiteren Pfad zur\r\nKlimaneutralität neue Kapazitäten – durch eine\r\nDiversifizierung unserer Bezugsquellen, Flexibilisierungen, Speicher und steuerbare Leistung.\r\nNach der Bundestagswahl müssen deshalb zeitnah die Ausschreibungen für neue zukunftsfähige\r\nKraftwerke erfolgen.\r\nDas Erreichen der Klimaneutralität im Jahr 2045\r\nbedingt Innovation und neue kluge Lösungen.\r\nDie Energiewirtschaft liefert – sowohl beim\r\nErreichen ihrer Klimaziele als auch bei\r\nInnovationen und Produkten. Dafür bedarf es\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit und Verlässlichkeit in der nationalen und europäischen\r\nEnergiepolitik.\r\nDie kommenden Jahre werden von der intelligenten Umsetzung dieser Maßnahmen geprägt\r\nsein. Dies betrifft vor allem die Neugestaltung\r\ndes Marktdesigns, einschließlich der zukünftigen Finanzierung der Erneuerbaren Energien,\r\nder Dekarbonisierung der steuerbaren Kraftwerksleistung, des Wasserstoff-Hochlaufs, der\r\nWärmewende und – last, but not least – der\r\nModernisierung der Netzinfrastruktur. Viele\r\nregulatorische Weichen, die für die Energiepolitik in Deutschland von höchster Relevanz sind,\r\nwerden auch auf EU-Ebene gestellt. Daher ist es\r\nvon großer Bedeutung, dass sich die kommende\r\nBundesregierung frühzeitig auf europäischer\r\nEbene für pragmatische Lösungen aktiv und\r\nkonstruktiv einsetzt. Dies gilt sowohl für Fragen\r\nder Wettbewerbsfähigkeit als auch der Resilienz\r\nund Rohstoffunabhängigkeit Europas, insbesondere bei der Ausgestaltung des Europäischen\r\nClean Industrial Deals. Die Vernetzung über den\r\nKontinent und der gemeinsame Markt sind ein\r\nKernanliegen, um die Energieunion zu stärken\r\nund zu modernisieren. Wir brauchen ein starkes\r\nMiteinander in Europa.\r\nBei allen künftigen Entscheidungen gilt es, die\r\nVielfalt, Kompetenz und Erfahrung der Energiewirtschaft einzubinden. Nur dadurch konnte sowohl bereits ein großer Teil der Energieversorgung\r\nvon morgen geschaffen als auch gleichzeitig eine\r\ndrohende Gasmangellage abgewendet werden.\r\nDieses Zusammenspiel von Politik und Energiewirtschaft ist essenzielle Gelingensbedingung für\r\nden Weg zur Klimaneutralität.\r\nMit unseren Handlungsempfehlungen wollen\r\nwir Impulse setzen, diesen Weg erfolgreich\r\nzu gehen.\r\nInhaltsverzeichnis\r\nInhaltsverzeichnis\r\nHandlungsempfehlungen der Energiewirtschaft\r\nfür die 21. Legislaturperiode 6\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz\r\nder Energiewende\r\nsicherstellen 10\r\n1.2 Versorgungssicherheit und\r\nResilienz gewährleisten 14\r\n1.3 Innovationsfreundliche\r\nGesetzgebung für das\r\ndigitalisierte Energiesystem 18\r\n1.4 Kapital für die\r\nEnergiewende schaffen 20\r\n1. Erfolgsfaktoren für die Energieversorgung von morgen 9\r\n2. Erfolgsfaktoren für einzelne Sektoren der Energieversorgung 23\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im\r\nZentrum des Energiesystems 24\r\n2.2 Netzinfrastruktur als\r\nRückgrat der Energiewende 30\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gase 34\r\n2.4 Wärmepaket für die\r\nWärmewende 38\r\n2.5 Standortfaktor\r\nElektromobilität 42\r\n2.6 Eine kundengerechte\r\nEnergieversorgung im Blick:\r\nDer Energievertrieb 46\r\nWas muss in den ersten 100 Tagen umgesetzt werden? 48\r\nDer BDEW in Zahlen 50\r\nHandlungsempfehlungen der Energiewirtschaft für die 21. Legislaturperiode\r\n1. Kosten- und Systemeffizienz sicherstellen\r\n\u0007Bei der Planung von Stromerzeugung und Netzen die Effizienz des Gesamtsystems in den Mittelpunkt stellen, Flexibilitäten\r\nund Speicher integrieren, Stromsteuer auf europäisches Mindestmaß senken, besondere Transformationskosten der Energieinfrastruktur übergangsweise staatlich abfedern.\r\n2. Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten\r\nEnergieimporte und Lieferketten diversifizieren, Gasversorgung sichern, schnellstmöglich Investitionsrahmen für steuerbare\r\nStromerzeugung schaffen (KWSG), KWKG weiterentwickeln, bis 2028 integrierten Kapazitätsmarkt einführen, EU-Binnenmarkt\r\nweiter stärken, Schutz kritischer Energieinfrastrukturen gewährleisten.\r\n4. Bürokratie abbauen und Verfahren beschleunigen\r\n\u0007Eigenes Bürokratieentlastungsgesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft verabschieden, Nachweis-, Dokumentationsund Berichtspflichten reduzieren und das Once-Only-Prinzip umsetzen, Energierechtsrahmen wieder vereinfachen und\r\npraxistauglich ausgestalten, Planungs- und Genehmigungsverfahren zielgerichtet beschleunigen.\r\n3. Zugang zu privatem Kapital für die Energiewende stärken\r\nZugang zu Eigenkapital stärken, Kapitalmarktfähigkeit verbessern, Energiewendefonds etablieren, wettbewerbsfähige\r\nRegulierung für Investitionen in Energienetze sicherstellen.\r\n10. Klimaneutrale Mobilität voranbringen\r\nElektromobilitätspolitik als Standortpolitik erkennen, EU-CO2\r\n-Flottengrenzwerte beibehalten, Steueranreize für\r\nE-Fahrzeuge setzen, Ladesäulenausbau entbürokratisieren und staatliche Ladesäulen-Förderung beenden.\r\n9. „Wärmepaket“ für erfolgreiche Wärmewende verabschieden\r\n\u0007Rechtsrahmen für die Wärmewende praxistauglich überarbeiten, Planungs- und Investitionsrahmen für klimaneutrale\r\nWärme, etwa für Geothermie und (Groß-)Wärmepumpen schaffen, Förderrahmen für Wärmenetze verbessern.\r\n8. Erneuerbare und kohlenstoffarme Gase etablieren\r\n\u0007Anforderungen an Wasserstoff praxistauglich ausgestalten, um Produktion und Import zu ermöglichen, Rechtsrahmen für\r\nTransformation der Gasnetze schaffen und Wasserstoffinfrastruktur aufbauen, Nachfrage langfristig absichern.\r\n7. Systemeffizienten Netzausbau sicherstellen\r\n\u0007Regulatorischen Rahmen für effizienten Netzausbau und -betrieb ausgestalten, integrierte Netzplanung mit fundierten,\r\nrealistischen Annahmen über alle Energieträger hinweg sicherstellen, Netzauslastung optimieren.\r\n6. Energiesystem für den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\noptimieren\r\n\u0007Förderrahmen für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien weiterentwickeln, Ausbaupotenziale aller Erneuerbaren\r\nEnergien nutzen, Photovoltaik-Mittagsspitzen steuerbar machen, regionale Wertschöpfung, Akzeptanz und Teilhabe sicherstellen.\r\n5. Energiewende durch Digitalisierung voranbringen\r\n\u0007Rechtsrahmen für Digitalisierung der Netze verbessern, Smart-Meter-Roll-out vereinfachen und unterstützen,\r\nReallabore für KI nutzen.\r\n6—7\r\n\r\nErfolgsfaktoren\r\nfür die Energieversorgung\r\nvon morgen\r\n1.\r\n8—9\r\n 1.1 Kosten- und Systemeffizienz\r\n der Energiewende sicherstellen\r\nIm Zentrum eines modernen, sicheren und klimagerechten Energiesystems werden Erneuerbare\r\nEnergien stehen, mit Gasen als Partner und\r\neinem resilienten Netz als Rückgrat. Perspektivisch sinken in diesem neuen Energiesystem die\r\nStromgestehungskosten. Zugleich erhöhen sich\r\ndie systemischen Herausforderungen durch eine\r\nfluktuierende Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien. Die Systemkosten treten zukünftig gegenüber Gestehungskosten in den\r\nVordergrund, Kosten- und Systemeffizienz\r\nwerden zentral. Sowohl beim weiteren Ausbau\r\nder Erneuerbaren Energien, dem Zubau steuerbarer Leistung als auch bei der Netzinfrastruktur\r\nmuss der Fokus auf integrierten, systemeffizienten\r\nErzeugungs- und Netzkapazitäten und Flexibilitätsoptionen liegen. Integrationstechnologien\r\nder Sektorkopplung, wie beispielsweise Elektrolyseure und andere Power-to-X-Technologien,\r\nSpeicher für alle Energieträger, Erzeugungs- und\r\nVerbrauchsflexibilitäten und Spitzenkappung,\r\nsind zusammen mit der Weiterentwicklung der\r\nNetzinfrastruktur die entscheidenden Faktoren,\r\num Kosten zu dämpfen und die Auslastung der\r\nNetze zu optimieren. Damit werden die Grundlagen unseres modernen Industrielandes sichergestellt.\r\nDie Investitionskosten lassen sich etwa durch\r\nsystemeffiziente Planung, beispielsweise Fokussierung auf den Gesamtertrag an Energie statt\r\nauf die maximal mögliche Einspeiseleistung bei\r\nOffshore Wind, und schlankere Vorhaben, beispielsweise Freileitungen statt Erdkabel, senken.\r\nAuch die netzdienliche Ansiedlung von standortunabhängigen Lasten wie Rechenzentren reduziert Kosten. Zusammen mit der Senkung der\r\nStromsteuer auf das europäische Mindestmaß\r\nfür alle Verbrauchergruppen und Zuschüssen\r\nüber den Bundeshaushalt bei Netzentgelten\r\nlassen sich die Stromkosten so bei allen Verbrauchergruppen bezahlbar halten. Weitere Einsparpotenziale ergeben sich beispielsweise aus der\r\nWeiterentwicklung der Förderung der Erneuerbaren Energien.\r\nDie Transformation des Energiesystems\r\nerfordert eine moderne, innovationsfreundliche Gesetzgebung. Dies bedeutet für den\r\nGesetzgeber die Setzung eines verlässlichen\r\nRahmens anstelle von Mikromanagement.\r\nInnerhalb dieses klaren Rahmens erhalten die\r\nUnternehmen Freiräume für ihr wirtschaftliches\r\nHandeln und für die Entwicklung von Innovationen.\r\nBürokratievermeidung und -abbau sowie Digitalisierung sind dabei wichtige Faktoren, die für ein\r\nintegriertes, effizientes und intelligentes Energiesystem unverzichtbar sind. Sie können – richtig\r\neingesetzt – zu Kosteneinsparungen führen.\r\nSo müssen bürokratische Regelungen für Planungs- und Genehmigungsverfahren dringend\r\nweiter reduziert und mithilfe von Digitalisierung\r\nauch in den Behörden eine Vereinfachung und\r\nBeschleunigung der Prozesse erreicht werden.\r\nSchnellere Verfahren und jedes nicht mehr erforderliche Sachverständigengutachten sparen\r\nKosten sowohl bei Unternehmen als auch bei\r\nBehörden.\r\nAuf Bundesebene sind derzeit rund 96.500 Normen\r\n(in Form von einzelnen Paragrafen und Artikeln)\r\nin Kraft. Hiervon entfallen 16 Prozent, rund\r\n15.500 Einzelnormen, allein auf die Energiewirtschaft. Der jährliche Erfüllungsaufwand für die\r\nEnergiewirtschaft beträgt 8,2 Milliarden Euro. Zeit\r\nund Geld, welche für das Wesentliche verloren sind.\r\n(in Form von einzelnen Paragrafen\r\nund Artikeln) – davon 52.200 in Gesetzen\r\nund 44.300 in Rechtsverordnungen.\r\ngelten für die Energiewirtschaft.\r\n96.500 Normen\r\n15.500 Bundesnormen\r\n16%\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz der Energiewende sicherstellen 10—11\r\nDieses legislative Mikromanagement muss\r\nabgebaut werden, die Nachweis-, Dokumentations- und Berichtspflichten sind auf\r\ndas Wesentliche zu reduzieren. Der BDEW\r\nfordert daher ein eigenes Bürokratieentlastungsgesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft.\r\nInsbesondere – aber keineswegs nur – kleine und\r\nmittlere Unternehmen (KMU) mit schlank aufgestellter Belegschaft und knappen Ressourcen\r\nleiden darunter, dass Bürokratie den Fokus auf\r\ndas Wesentliche verhindert. Um Mehraufwand\r\nzu vermeiden, ist das Once-Only-Prinzip bei\r\nder Erfüllung von Informationspflichten insbesondere mittels einer zentralen IT-Plattform umzusetzen. Zudem sind Gesetzes- und\r\nBehördenvorgaben häufig zu detailliert und\r\nsomit zu unflexibel, um auf Veränderungen angemessen zu reagieren, und binden unternehmerische Ressourcen. Eine klare gesetzgeberische\r\nPriorisierung und Konzentration auf das Wesentliche und verständliche, umsetzbare Regelungen\r\nsind im Hinblick auf Kosten und Nutzen für die\r\nVersorgungsaufgabe notwendig. Insbesondere\r\ndie Gleichzeitigkeit verschiedenster Umsetzungsprozesse, beispielsweise zu neuen IT-Verfahren,\r\nstellt Unternehmen des Energiesektors vor große\r\nHerausforderungen, da Fachkräfte bei hochspezifizierten Verfahren begrenzt sind. Prozesse,\r\ndie hohen Aufwand an den gleichen Engstellen\r\nerzeugen, müssen daher auch hinsichtlich der\r\nFristsetzungen politisch sinnvoll priorisiert\r\nwerden. Bei der Ausgestaltung neuer Erzeugungsund Verbrauchsmodelle wie Mieterstrom,\r\nGemeinschaftlicher Gebäudeenergieversorgung\r\nund Energy Sharing ist eine einfache und praxisnahe Umsetzung mit möglichst standardisierten\r\nProzessen zu ermöglichen.\r\nInsbesondere Speicher werden perspektivisch einen wichtigen Beitrag für die\r\nEffizienz des Gesamtsystems leisten. Sie\r\nkönnen volatile Einspeisung ausgleichen, Netzengpässe verhindern und dem Stromversorgungssystem notwendige netzstabilisierende Systemdienstleistungen bereitstellen. Das tun sie aber\r\nnur, wenn es wirtschaftlich und regulatorisch\r\nmöglich ist und Anreize existieren. Die Förderung\r\nvon (Heim-)Speichern muss daher konsequent\r\nan ihren netzdienlichen Einsatz geknüpft werden.\r\nUm die Flexibilitäten der Speicher zu nutzen,\r\nmuss das Abgaben- und Umlagensystem reformiert werden: Aktuell werden Energiespeicher\r\nals Letztverbraucher und Erzeuger eingestuft,\r\nwas beim Laden und erneut beim Entladen\r\neines Speichers zu einer höheren Belastung mit\r\nAbgaben und Umlagen oder zur Entwertung\r\nder grünen Stromeigenschaft der zwischengespeicherten elektrischen Energie führen kann.\r\nUm Speicher als eigenständige Säule des\r\nEnergiesystems rechtlich zu verankern und\r\nden wirtschaftlichen Einsatz zu fördern,\r\nEntwicklung verschiedener Stromspeichertechnologien\r\nin Deutschland\r\nQuelle: Destatis, Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nBruttoleistung in GW\r\nProzentangaben: Veränderung zum Vorjahr\r\nPumpspeicher\r\n+20,0 %\r\n+26,0 %\r\n+15,4 %\r\n+9,0 %\r\n+6,3 % +3,4 %\r\n2018\r\n15\r\n10\r\n5\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024*\r\nDruckluftspeicher\r\nBatteriespeicher > 1.000 kWh\r\nBatteriespeicher 30 – 1.000 kWh\r\nBatteriespeicher < 30 kWh\r\nbedarf es einer eigenständigen Definition\r\ndes Vorgangs der Energiespeicherung. Dabei\r\nsind auch bewährte Speichertechnologien wie\r\ndie Wasserkraft im System zu berücksichtigen.\r\nEntlastungen bei Speichern sind auch für Modernisierungsvorhaben zu ermöglichen, um systemdienliche Speicherkapazitäten zu erhalten und\r\nauszubauen. Ergänzend müssen Speicher im\r\nAußenbereich an geeigneten Netzverknüpfungspunkten privilegiert errichtet werden können.\r\nDazu sind die Regelungen für Speicher im\r\nBaugesetzbuch an jene für Erzeugungs- und\r\nVersorgungsanlagen anzugleichen.\r\nDie aktuell geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher bleiben aufgrund fehlender\r\nInvestitionsanreize deutlich hinter dem\r\nBedarf zurück. Um den Bau anzureizen,\r\nbraucht es deshalb einen staatlichen Finanzierungsmechanismus: eine Kombination aus\r\nerlösbasierten Differenzverträgen (CfD) und einer\r\nintertemporalen Umlagefinanzierung. Für den\r\nAufbau von Elektrolyseuren bedarf es Kriterien,\r\ndie die (gesamt-)systemdienliche und integrative\r\nSchnittstellen- und Sektorkopplungsfunktion\r\nvon Wasserstoff voranbringen.\r\nDamit Anschlussnehmer ihre Planung besser auf\r\nden Bedarf abstimmen können und unnötige\r\nAusbaumaßnahmen im Stromnetz vermieden\r\nwerden, sollten Baukostenzuschüsse für Stromspeicher und andere Anlagen so gestaltet sein,\r\ndass sie Anreize für eine effiziente Nutzung des\r\nNetzes schaffen.\r\nEnergieeffizienz schafft darüber hinaus Voraussetzungen dafür, dass in Gebäuden, in der Mobilität, in Industrieprozessen und mit vielfältigen\r\nDienstleistungen mehr Nutzen, Produktivität\r\nund Rentabilität erreicht werden. Aufgabe\r\neiner zukünftigen Politik muss es sein, die\r\nkostengünstigsten Effizienzmaßnahmen zur\r\nEmissionsreduktion zu realisieren. Energiedienstleistungen machen Energieeffizienz zum\r\nGeschäftsmodell. Um dieses Potenzial zu heben,\r\nmüssen Hemmnisse entsprechend der europäischen Energieeffizienzrichtlinie abgebaut werden.\r\nPerspektivisch muss die Zusammenführung\r\nzu einem einheitlichen gesamteuropäischen\r\nEmissionshandel mit einheitlichen Kriterien und\r\nRegeln Ziel der nationalen und europäischen\r\nKlimapolitik sein. Der nationale Emissionshandel\r\nnach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz\r\n(BEHG) ist umfassend in das europäische System\r\nzu überführen. Zugleich benötigt der Emissionshandel einen begleitenden Ordnungsrahmen,\r\nder rechtzeitig die erforderlichen Alternativen\r\nmitsamt der Infrastruktur anreizt. Zentrale\r\nBedingung für das Wirken des Emissionshandels und die Gewährleistung der\r\nPlanungssicherheit für Haushalte und\r\nIndustrie ist der Verzicht auf nachträgliche\r\npolitische Eingriffe bei Zertifikatemengen\r\nund Zielen, die die Preiswirkung abschwächen. Um die Akzeptanz bei Verbraucherinnen\r\nund Verbrauchern zu sichern, sollten die Einnahmen des Emissionshandels genutzt werden,\r\num soziale Härten durch Förderprogramme\r\nund Entlastungen abzumildern.\r\nDie Energiewirtschaft benötigt zudem dringend\r\nFachkräfte aller Qualifikationsstufen. Dafür\r\nist es auch erforderlich, die Vergleichbarkeit\r\ninländischer und europäischer Abschlüsse zu\r\nverbessern, um die innereuropäische Mobilität\r\nder Arbeitskräfte und die Passgenauigkeit bei\r\nStellenbesetzungen zu erhöhen.\r\nPrimärenergieverbrauch\r\nin Deutschland\r\nQuelle: AG Energiebilanzen; Stand 12/2024\r\n*Einschließlich Stromaustauschsaldo\r\n2024\r\nInsgesamt:\r\n10.478 PJ\r\n(vorläufig)\r\nMineralöl\r\n36,6 %\r\nErdgas 25,9 % Erneuerbare\r\nEnergien\r\n20,0 %\r\nSteinkohle\r\n7,2 %\r\nBraunkohle\r\n7,6 %\r\nSonstige* 2,7 %\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz der Energiewende sicherstellen 12—13\r\n 1.2 Versorgungssicherheit\r\n und Resilienz gewährleisten\r\nDie Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit ist von zentraler Bedeutung. Der\r\nrussische Angriffskrieg gegen die Ukraine hat\r\ndie mit der Abhängigkeit von russischen Erdgas-,\r\nSteinkohle- und Erdöllieferungen verbundenen\r\ngroßen Risiken deutlich gemacht. Die Gewährleistung der deutschen und europäischen Versorgungssicherheit muss daher eine Priorität der\r\nEnergiepolitik darstellen. Erneuerbare Energien\r\nund Flexibilitäten machen unser System unabhängiger von Importen fossiler Energien. Sie\r\nstehen im Zentrum des zukünftigen Energiesystems und sichern es so durch ihre immer\r\ngrößere Rolle ab.\r\nEinen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit wird weiterhin Erdgas liefern. Im Moment\r\nsichern Erdgas und teilweise noch Kohle die\r\nStrom- und Wärmeerzeugung ab. Moleküle sind\r\nauch wichtiger Grundstoff und Energieträger für\r\nIndustrie und Gewerbe. Deutschland mit seiner\r\nPosition in der Mitte Europas hat außerdem eine\r\nwichtige Rolle als Transportland und Speicherort\r\ninne. Die Herausforderung der Absicherung der\r\nErdgasversorgung ist mit Blick sowohl auf Diversifizierung der Quellen als auch auf Transportwege und die Wettbewerbsfähigkeit der Preise\r\nhoch. Gleichzeitig sind Moleküle und perspektivisch vor allem Wasserstoff unabdingbar als\r\nLangfristspeicher zur Absicherung der Stromerzeugung aus volatilen Erneuerbaren-Quellen.\r\nZur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und Umsetzung des Kohleausstiegs\r\nmuss bereits kurzfristig der notwendige\r\nZubau steuerbarer Erzeugungskapazitäten\r\ndurch Ausschreibungen ermöglicht werden.\r\nDie Überlegungen zum Kraftwerksicherheitsgesetz (KWSG) aus der 20. Legislaturperiode\r\nstellen im Grundsatz ein geeignetes Mittel dar.\r\nDie Rahmenbedingungen sind jedoch so auszugestalten, dass sie hinreichend Beteiligung\r\nan den geplanten Ausschreibungen für H2\r\n-readyund Gas-Kraftwerke ermöglichen, anstatt diese\r\ndurch überhöhte Anforderungen zu unterbinden.\r\nInsbesondere die zeitlichen Kriterien beim Wasserstoffeinsatz sind realistisch auszugestalten. Auch\r\ndürfen die Förderbedingungen Stadtwerke als\r\nwichtige Akteure nicht von einer Beteiligung\r\nausschließen.\r\nDie Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist ein zentraler\r\nBaustein für eine gesicherte Strom- und Wärmeerzeugung. Neben dem Vorhalten gesicherter\r\nLeistung dient sie durch die Bereitstellung von\r\nFlexibilität zur Abdeckung der Residuallast in\r\nZeiten geringer Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Eine wichtige Rolle spielt die\r\nKWK zudem bei der Wärmebereitstellung im\r\nVerbund mit Wärmenetzen und -speichern.\r\nPerspektivisch muss die KWK-Förderung so\r\nausgestaltet werden, dass die Integration\r\nin den geplanten Kapazitätsmarkt ermöglicht wird. Von zentraler Bedeutung wird dabei\r\ndie Umstellung auf erneuerbare und kohlenstoffarme Brennstoffe sein, wie insbesondere\r\nWasserstoff, die durch die KWK besonders\r\neffizient genutzt werden. Die Einführung eines\r\nKapazitätsmarktes ist eine der zentralen\r\nAufgaben der nächsten Jahre. Ein solcher\r\nMechanismus muss durch einen praxisgerechten\r\nRahmen ausreichend Sicherheit für Investitionen\r\nin steuerbare Stromerzeugungskapazitäten und\r\nFlexibilitäten schaffen. Diese neuen Anlagen sind\r\nerforderlich, um Schwankungen in der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auszugleichen und mit der Erbringung von Systemdienstleistungen für das Stromnetz eine stabile\r\nStromversorgung zu garantieren.\r\nWasserstoff verbrennt\r\nals Erdgas. Brennkammer und Turbine\r\nmüssen dafür umgerüstet werden.\r\nrund 200 Grad heißer\r\n1.2 Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten 14—15\r\nDer BDEW schlägt einen Integrierten Kapazitätsmarkt (IKM) vor, der alle Technologien\r\nund Lösungen einbezieht, um die Versorgungssicherheit und Systemstabilität\r\nsowohl für kürzere Lastspitzen als auch für\r\nlängere Dunkelflauten zu gewährleisten.\r\nEin solcher Markt muss Anreize für Investitionen\r\nin neue, flexible Kraftwerke schaffen und\r\ngleichzeitig bestehende Anlagen effizient einbinden sowie bestehende und neue Flexibilitäten integrieren. Durch das richtige Ausschreibungsdesign können sowohl zentrale als auch\r\ndezentrale Kapazitäten und Flexibilitäten einbezogen werden.\r\nDeutschland spielt eine zentrale Rolle in der\r\nEnergieversorgung Europas und profitiert enorm\r\nvom Energiebinnenmarkt. Dieser sorgt für eine\r\nsicherere und günstigere Energieversorgung\r\naller Bürgerinnen und Bürger. Die Stärkung des\r\nEU-Energiebinnenmarktes muss klares Ziel der\r\nneuen Bundesregierung sein.\r\nDaher ist es von großer Bedeutung, dass sich\r\ndie kommende Bundesregierung frühzeitig auf\r\neuropäischer Ebene für tragbare Lösungen aktiv\r\nund konstruktiv einsetzt. Dies gilt insbesondere\r\nfür die Ausgestaltung des Europäischen Clean\r\nIndustrial Deals und für weitere Maßnahmen zur\r\nEU-weiten Umsetzung des Gas- und Wasserstoffpakets. Die Bildung einer EU-Wasserstoff-Allianz\r\nvon Mitgliedstaaten mit vergleichbaren Herausforderungen wäre dafür hilfreich.\r\nUm die Energiewende abzusichern, brauchen\r\nwir Maßnahmen, die die deutschen und\r\neuropäischen Abhängigkeiten bei kritischen\r\nRohstoffen und Energiewendetechnologien\r\nreduzieren. Dazu gehören die Diversifizierung\r\nvon Lieferketten und von Rohstoff-, Technologieund Handelspartnerschaften, die Stärkung\r\nvon deutschen und europäischen Herstellungskapazitäten für Energiewendetechnologien und\r\nvon Kapazitäten für die Gewinnung von Rohstoffen sowie eine konsequente Förderung der\r\nKreislaufwirtschaft.\r\nIm Sinne der Stärkung der deutschen und europäischen Produktion von Energiewendetechnologien\r\nsollte sich die neue Bundesregierung für einen\r\nambitionierten und auf marktlichen Mechanismen\r\nbasierenden Clean Industrial Deal auf EU-Ebene\r\neinsetzen und den europäischen Net Zero Industry\r\nAct (NZIA) zügig und praxisnah umsetzen. Die\r\nvoraussichtliche Reform des EU-Vergaberechtsrahmens ist entsprechend auszurichten. Insbesondere sind die Investitionsbedingungen für den\r\nAusbau der europäischen Herstellungskapazitäten\r\ndurch neue und erweiterte Finanzierungsinstrumente, beispielsweise Kredit- und Bürgschaftsprogramme der KfW und Europäischen Investitionsbank, sowie weitere Maßnahmen zu verbessern.\r\nVersorgungsicherheit und der Schutz kritischer\r\nEnergieinfrastrukturen müssen als integraler Bestandteil der Verteidigungs- und Bündnisfähigkeit Deutschlands gedacht werden. Wichtige\r\nlegislative Bausteine stellen die Umsetzung der\r\nEU-Richtlinie über die Resilienz kritischer Einrichtungen (CER-Richtlinie) und der EU-Richtlinie\r\nfür ein hohes gemeinsames Cybersicherheitsniveau in der Union (NIS-2-Richtlinie) dar. Nur\r\ndurch eine optimale Verzahnung und Harmonisierung bei Informationssicherheit sowie\r\nphysischer Sicherheit können kritische Infrastrukturen im Cyberraum und in der analogen\r\nWelt ganzheitlich und bürokratiearm geschützt\r\nwerden. Die nationalen Umsetzungsgesetze sind\r\ndaher aufeinander abzustimmen.\r\nVor dem Hintergrund zunehmender Sabotageakte insbesondere auf maritime Infrastrukturen\r\nbesteht hinsichtlich des Schutzes der Energieinfrastrukturen und Netzanbindungssysteme\r\ndringender Handlungsbedarf. Dieser umfasst\r\ndie verstärkte Überwachung der Anlagen, den\r\nAusbau der Sicherheitsvorkehrungen und eine\r\nenge Zusammenarbeit zwischen Betreibern\r\nund staatlichen Stellen. Zudem sollten klare\r\nZuständigkeiten definiert werden, damit Betreiber\r\nim Ernstfall wissen, an welche Behörde sie sich\r\nwenden können.\r\nWeitere notwendige Maßnahmen sind die Neuregelung des Gefahrenabwehrrechts und bundesbehördlicher Zuständigkeiten zum besseren\r\nSchutz länderübergreifender Infrastrukturen\r\nsowie die Neuregelung von Veröffentlichungsund Transparenzpflichten von Leistungs- und\r\nGeodaten zu kritischen Energieinfrastrukturen.\r\nVeröffentlichungs- und Transparenzpflichten\r\ndürfen nicht zulasten des Schutzes kritischer\r\nInfrastrukturen ausgeweitet werden.\r\n1.2 Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten 16—17\r\n 1.3 Innovationsfreundliche\r\n Gesetzgebung für das\r\n digitalisierte Energiesystem\r\nEine sichere Digitalisierung ermöglicht die intelligente Vernetzung von rund 1,6 Millionen dezentralen Erzeugungsanlagen, Verbrauchern sowie\r\nSpeichern und damit eine optimierte Nutzung\r\nund Ausgestaltung des Systems. Durch digitale\r\nTechnologien können Unternehmen zudem\r\nflexibler auf Marktveränderungen reagieren und\r\nihren Kundinnen und Kunden innovative Dienstleistungen anbieten.\r\nUm digitale Vernetzung zu ermöglichen, gilt\r\nes, die Rahmenbedingungen so zu setzen, dass\r\nder Roll-out intelligenter Messsysteme (iMSys)\r\nwirtschaftlich und effizient erfolgen kann.\r\nDeutschland ist im europäischen Vergleich weit\r\nabgeschlagen. Der Einbau von Smart Metern\r\nmuss für die Unternehmen wirtschaftlich zu\r\nleisten sein. Genehmigungs- und Zertifizierungsverfahren sind schnell und einfach zu gestalten.\r\nDie Unternehmen müssen den Roll-out am\r\nMaßstab der Effizienz und des Nutzens für das\r\nEnergiesystem durchführen können. Die Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit in der\r\nInformationstechnik (BSI) müssen auf das zur\r\nSicherung des hohen Schutzniveaus Notwendige\r\nbeschränkt bleiben.\r\nUm die Möglichkeiten der Digitalisierung voll\r\nausschöpfen zu können, ist nicht nur die technische Ausstattung, sondern auch das gesetzgeberische Umfeld zu modernisieren. Noch\r\nimmer stehen ein hohes Datenschutzniveau\r\nund eine restriktive Auslegung der bestehenden\r\nNormen einer effizienten Digitalisierung entgegen: Innovative Entwicklungen, die auf die\r\nNutzung anonymisierter Daten beispielsweise\r\nzur besseren Laststeuerung und Effizienzplanung angewiesen sind, werden durch übermäßige Vorsicht und Regulierung gebremst. Die\r\nNutzung relevanter Daten muss erleichtert\r\nund rechtliche Hürden müssen abgebaut\r\nwerden, um die Digitalisierung der Energiewirtschaft effektiv zu gestalten. Dabei gilt\r\nes zu differenzieren: Erleichterungen bei der\r\nNutzung von Daten für die Energiewende und\r\nrestriktive Handhabung bei Daten der kritischen\r\nInfrastrukturen.\r\nKünstliche Intelligenz (KI) ist eine Schlüsseltechnologie des 21. Jahrhunderts und bietet\r\nder Energiewirtschaft große Potenziale,\r\nbeispielsweise bei der Modellierung und\r\nPrognostizierung von Verbräuchen und Netzauslastungen. Um den notwendigen Rahmen\r\nzu schaffen, sollte die nächste Bundesregierung\r\ndas nationale Durchführungsgesetz für die europäische KI-Verordnung unter Einbeziehung der\r\nbetroffenen Branchen, insbesondere der Energiewirtschaft, möglichst zügig beschließen.\r\nIm Rahmen der nationalen Durchführung sollten\r\ndringend alle Spielräume genutzt werden, um\r\neine innovationsfreundliche und bürokratiearme\r\nAuslegung der KI-Verordnung zu realisieren.\r\nDie Energiewirtschaft fordert von der Bundesregierung, über die Minimalanforderung der\r\nKI-Verordnung hinauszugehen, mehrere KI-Reallabore zu errichten und dabei auch die Energiewirtschaft zu berücksichtigen.\r\nDer Ausbau der Telekommunikationsinfrastruktur – sowohl von Mobilfunk- als auch\r\nvon Glasfasernetzen – ist ein wichtiger Baustein\r\nfür die Digitalisierung und das Gelingen der\r\nEnergiewende. Um einen schnelleren Ausbau\r\nhochleistungsfähiger Glasfasernetze zu ermöglichen, müssen Genehmigungsverfahren\r\nvereinfacht und digitalisiert werden. Zudem\r\nsollte der Bedeutung der Telekommunikationsinfrastruktur durch die Regelung eines überragenden öffentlichen Interesses Rechnung\r\ngetragen werden. Gleichzeitig sind gesetzliche\r\nMaßnahmen gegen die strategische Überbauung bestehender Glasfasernetze erforderlich:\r\nWurde in einer Region bereits ein Glasfasernetz\r\ngeschaffen, sollte dieses aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht durch ein zweites Netz\r\nüberbaut werden. Dies gefährdet die Investitionssicherheit des erstausbauenden Unternehmens\r\nund erhöht die Wartezeit unterversorgter Gebiete\r\nauf einen Glasfaseranschluss, da Tiefbaukapazitäten anderweitig gebunden werden.\r\n1.3 Innovationsfreundliche Gesetzgebung für das digitalisierte Energiesystem 18—19\r\n 1.4 Kapital für\r\n die Energiewende schaffen\r\nInvestitionen in die Energiewende sind Investitionen in die Zukunft: Sie ermöglichen\r\nmodernste und resiliente Infrastruktur,\r\nLebensqualität für alle und die langfristige\r\nWettbewerbsfähigkeit Deutschlands.\r\nDer Investitionsbedarf ist hoch: Um die politisch\r\ngesetzten Ziele der Energiewende zu erreichen,\r\nsind bis 2030 Investitionen von etwa 700 Milliarden\r\nEuro erforderlich.\r\nDieser Investitionsbedarf übersteigt das bisherige Investitionsvolumen der Unternehmen\r\num ein Vielfaches. Um das notwendige Kapital\r\nmöglichst kostengünstig bereitzustellen,\r\nsind die Rahmenbedingungen zu verbessern\r\nund privates Kapital anzureizen.\r\nEine angemessene Eigenkapitalquote stärkt nicht\r\nnur die Bilanzsituation, sondern verbessert auch\r\ndie Bonitätseinschätzung zur Fremdkapitalaufnahme und reduziert die Kosten. Hier gilt es,\r\nsowohl bestehende als auch innovative Finanzierungsinstrumente zu optimieren, private Investitionen zu ermöglichen und die Rahmenbedingungen zu verbessern. Auch die Möglichkeiten\r\nder Fremdkapitalbereitstellung und -aufnahme\r\nmüssen weiter gestärkt werden.\r\nUm private Investitionen in die Energiewende\r\nzu gewinnen, müssen zudem ganz grundsätzlich die entsprechenden Rahmenbedingungen\r\nverbessert werden, etwa durch Anpassungen von\r\nEigenkapitalanforderungen, der Zusammensetzung der Green Asset Ratio in der EU-Taxonomie\r\nsowie steuerliche Anreize.\r\nZugleich gilt es, die Nutzung aller Finanzierungsinstrumente zu ermöglichen. Der Kreditmarkt ist\r\nfür alle Unternehmen relevant, der Kapitalmarkt\r\nzurzeit eher für die größeren. Wo für die Energiewende auch öffentliche Mittel eingesetzt werden,\r\neröffnen sich zahlreiche zusätzliche Möglichkeiten\r\nfür Mischfinanzierungen aus öffentlichen und\r\nprivaten Mitteln. Diese nutzen öffentliche Mittel\r\nstrategisch, um private Kapitalflüsse zu aktivieren.\r\nZudem sind staatlich flankierende Maßnahmen\r\nwie finanzielle Garantien oder Bürgschaften\r\ndurch Bund und Länder sowie auf EU-Ebene\r\nnotwendig, um das Risiko für Investorinnen\r\nund Investoren zu minimieren und somit ein\r\nattraktives Risiko-Rendite-Profil zu schaffen.\r\nDies gilt insbesondere bei Transformationstechnologien, bei denen das Risiko aufgrund eines noch\r\nnicht ausgereiften Marktes nicht ausreichend\r\nabschätzbar ist und private Investitionen deswegen ausbleiben. Ein Energiewendefonds,\r\nder Unternehmen bei ihren Investitionen\r\nunterstützt, kann ein sinnvolles Instrument,\r\ninsbesondere bei der Wärmewende, darstellen. Ein solcher Fonds soll privates Kapital\r\nmobilisieren und Energieunternehmen stärken.\r\n1.4 Kapital für die Energiewende schaffen 20—21\r\n\r\nErfolgsfaktoren\r\nfür einzelne Sektoren\r\nder Energieversorgung\r\n2.\r\n22—23\r\n 2.1 Erneuerbarer Strom\r\n im Zentrum\r\n des Energiesystems\r\nUm Klimaneutralität in den Bereichen Wärme,\r\nVerkehr und Industrie und die Herstellung von\r\nWasserstoff zu erreichen, ist eine klimaneutrale\r\nStromversorgung Grundbedingung und damit\r\nVoraussetzung für das Gelingen der Energiewende\r\ninsgesamt. Die Energiebranche hat in den letzten\r\nJahren ihren Beitrag zur Dekarbonisierung der\r\nStromerzeugung geleistet und ihre Ziele sogar\r\nübererfüllt. Für einen kosten- und systemeffizienten Zubau ist in Zukunft stärker auf den Ertrag\r\nund nicht allein auf die installierte Leistung abzustellen sowie auf eine Synchronisation mit dem\r\nNetzausbau zu achten, ohne den Ausbau der\r\nErneuerbaren Energien zu verlangsamen.\r\nDabei gilt: Erneuerbare Energien stehen bereits heute im Zentrum der klimaneutralen\r\nStromerzeugung.\r\nIm Jahr 2024 erreichte der Anteil des Stroms\r\naus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch mit 55 Prozent eine neue Höchstmarke.\r\nIn zehn von zwölf Monaten wurde mehr als\r\ndie Hälfte des Strombedarfs aus Erneuerbaren\r\nEnergien gedeckt.\r\n EEG-Fördersystem mit Blick auf\r\n neue Gegebenheiten weiterentwickeln\r\nEin zukünftiger Förderrahmen für Erneuerbare\r\nEnergien (EE) muss vor allem Anreize dafür setzen,\r\ndass sowohl der Einsatz als auch der Standort\r\nvon EE-Anlagen markteffizient und systemdienlich gewählt werden. Zudem sind mit lokalen\r\nFlexibilitäten Erzeugungsspitzen lokal besser zu\r\nnutzen, beispielsweise durch Speicherung oder\r\nEigenversorgung in Kombination mit Wärmepumpen, E-Fahrzeugen oder Elektrolyseuren.\r\nMit dem weiteren Zubau von EE-ErzeugungsEntwicklung der Erneuerbaren-Quote Strom\r\nAnteil der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch\r\n20 %\r\n40 %\r\n2000 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032\r\n2024*\r\n55 %\r\n2030\r\nmind. 80 %\r\n60 %\r\n80 %\r\nQuellen: BDEW, ZSW, EEG; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nEE-Anteil am Bruttostromverbrauch\r\nZielpfad gemäß EEG\r\nBraunkohle\r\nSteinkohle\r\nErdgas\r\nMineralölprodukte\r\nSonst. konv. ET\r\nWasser\r\nWind an Land\r\nWind auf See\r\nPhotovoltaik\r\nBiomasse\r\nSiedlungsabfälle (50 %)\r\n16,2 %\r\n5,4 %\r\n15,8 %\r\n1,0 % 3,6 % 4,2 %\r\n23,6 %\r\n5,5 %\r\n14,7 %\r\n1,1 % 9,0 %\r\nErneuerbare\r\n58,1 %\r\nBruttostromerzeugung nach Energieträgern\r\nin Deutschland\r\nQuellen: Destatis, EEX, ZSW, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n2024\r\n488,5\r\nMrd. kWh*\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 24—25\r\nkapazitäten wird zunehmend das Angebot die\r\nNachfrage übersteigen. In der bisherigen EEGSystematik führt dies zu einem steigenden\r\nFörderbedarf. Produktionsabhängige Fördermodelle wie das derzeitige EEG sind langfristig nur bedingt geeignet. Das zukünftige\r\nFörderdesign sollte deshalb ein produktionsunabhängiges Fördermodell sein, das eine\r\nstärkere Wirksamkeit des Strompreissignals\r\nrealisiert. Dieses sollte unbedingt gemeinsam\r\nmit der Branche entwickelt werden. Übergangsweise sollte zunächst ein Marktmengenmodell\r\neingeführt werden, bei dem eine feste Strommenge zu Zeiten von Marktpreisen über null mit\r\neinem Differenzvertrag (CfD) vergütet wird. Bei\r\nPreisen unter null wird keine Vergütung gezahlt.\r\nUm weitere Kosten einzusparen, könnte dort, wo\r\nder Zubau ohne Förderung möglich ist, für die\r\nteuersten Anlagen die EEG-Vergütung reduziert\r\noder gestrichen werden, beispielsweise bei bestimmten PV-Aufdach-Anlagenkonstellationen.\r\n Erfolg des Photovoltaikausbaus verstetigen\r\nDer Erfolg des Zubaus von Photovoltaikanlagen\r\n(PV-Anlagen) ist auf dem Weg zur Klimaneutralität ein wichtiger Baustein. Im Jahr 2024 wurde\r\nein neuer Rekordwert von über einer Million\r\nAnlagen mit einer Gesamtleistung von rund\r\n17 Gigawatt erreicht. Unter Beachtung des\r\nsystemdienlichen Ausbaupfads und der Ertragsoptimierung sind weitere Potenziale zu heben.\r\n500\r\n600\r\n400\r\n300\r\n200\r\n100\r\n0\r\n1990 2000 2010 2020 2030 2040\r\nWasser Biomasse Sonst. EE\r\nWind an Land Wind auf See Photovoltaik\r\nInstallierte Leistung Erneuerbarer Energien bis 2040\r\nBis 2024 Ist, ab 2025 gemäß Zielen EEG 2023/WindSeeG\r\nInstallierte Leistung in GW\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, AGEE Stat, EEG, WindSeeG, BDEW (eigene Berechnungen); Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n2040-Ziele:\r\nPhotovoltaik:\r\n400 GW\r\nWind auf See:\r\n55 GW\r\nWind an Land:\r\n160 GW\r\n2030-Ziele:\r\nPhotovoltaik:\r\n215 GW\r\nWind auf See:\r\n30 GW\r\nWind an Land:\r\n115 GW\r\nLeistung 2024*:\r\nEE gesamt:\r\n188 GW\r\nPhotovoltaik:\r\n100 GW\r\nWind auf See:\r\n9 GW\r\nWind an Land:\r\n64 GW\r\nDer Ausbau im PV-Freiflächen-Segment ist weiter\r\nambitioniert voranzutreiben. So ist eine generelle\r\nÖffnung der benachteiligten Gebiete in den Bundesländern für PV-Freiflächenanlagen vorzusehen.\r\nDarüber hinaus sind, neben der Duldung der Verlegung von Netzanschlussleitungen sowie dem zügigen Ausbau von Speicherlösungen in Verbindung\r\nmit Photovoltaik-Parks, im Bereich des Erbschaftssteuerrechts bestehende Benachteiligungen für\r\nFlächen mit Photovoltaikanlagen abzubauen:\r\nAktuell genießen landwirtschaftliche Flächen erbschaftsteuerliche Vorteile. Diese entfallen jedoch,\r\nwenn die betroffene Fläche für die Errichtung\r\nvon Photovoltaik-Freiflächenanlagen verwendet\r\nwerden soll. Diese nachteiligen Regelungen führen\r\nzur Reduktion des möglichen Ausbaus.\r\nZudem bestehen insbesondere auf größeren\r\nDachflächen, die sich für PV-Anlagen von über\r\neinem Megawatt eignen, erhebliche Potenziale.\r\nBei der Planung von Neubaugebieten und Neubauten sind daher PV-Anlagen von Anfang an\r\nzu berücksichtigen. Eine frühzeitige Integration\r\nin die Planung ermöglicht eine optimale Ausrichtung und Dimensionierung der Anlagen, was die\r\nEffizienz steigert und Kosten reduziert.\r\nGrundlegend für alle weiteren Entwicklungen der\r\nPV-Einspeisung ist, dass die Regelungen für eine\r\nsichere Netzintegration neu kalibriert werden.\r\nSo ist einerseits sicherzustellen, dass der Anschluss\r\nder PV-Anlagen an das Stromnetz zu integrieren\r\nist, zum anderen müssen neue Akteure, wie\r\nbeispielsweise Prosumer, in angemessenem\r\nUmfang an den Kosten der Netznutzung beteiligt\r\nwerden und sich systemdienlich verhalten.\r\n Windenergieausbau weiter vorantreiben\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren für\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen wurden in den\r\nletzten Jahren maßgeblich vereinfacht. Das\r\nGenehmigungsklima hat sich klar verbessert,\r\ndie gesetzgeberischen Maßnahmen zeigen\r\nerste Wirkung. Dazu hat insbesondere die\r\nEU-Notfallverordnung beigetragen. Um keine\r\n„Entschleunigung“ zu riskieren, sind die\r\nBeschleunigungsvorgaben der ErneuerbareEnergien-Richtlinie (RED III) schnellstmöglich\r\nin nationales Recht umzusetzen.\r\nBruttoausbaumengen – Photovoltaik\r\nBruttoleistung in GW\r\nQuellen: Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nZubau pro Jahr 2000\r\n2002\r\n2004\r\n2006\r\n2008\r\n2010\r\n2012\r\n2014\r\n2016\r\n2018\r\n2020\r\n2022\r\n2024*\r\n0,1\r\n0,1\r\n0,1\r\n0,7\r\n0,9\r\n0,8\r\n1,2\r\n2,0\r\n4,4\r\n7,6\r\n8,0\r\n6,8\r\n3,1\r\n1,8\r\n1,4\r\n1,5\r\n1,7\r\n3,0\r\n4,0\r\n5,2\r\n5,7\r\n7,6\r\n5 GW\r\n10 GW\r\n15 GW 15,3\r\n17,0\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 26—27\r\nIm Jahr 2024 wurden nach vorläufigen Berechnungen rund 3,3 Gigawatt Wind an Land zugebaut und damit deutlich mehr als in den Jahren\r\n2018 bis 2022, allerdings etwas weniger als im\r\nJahr 2023. Die Ausbauziele sind dabei noch\r\nnicht erreicht. Bis Ende 2027 sollen 1,4 Prozent\r\nder Flächen für Windenergie ausgewiesen sein,\r\nbis Ende 2032 zwei Prozent. Zum Stichtag\r\n31. Dezember 2023 waren nur etwa 0,9 Prozent\r\nder Fläche der Bundesrepublik rechtswirksam\r\nausgewiesen. Das mit dem Wind-an-Land-Gesetz\r\nim Sommer 2022 neu eingeführte Planungsrecht\r\nmit den damit verbundenen Flächenzielen ist\r\ndaher unbedingt beizubehalten.\r\nWichtig ist zudem die Beseitigung von Unklarheiten, die in Prozessen durch weiterhin fehlende\r\nStandardisierung und veraltete Methoden\r\nzustande kommen. Konkret fehlt beispielsweise\r\nfür die artenschutzrechtliche Signifikanzbewertung bisher ein geeigneter Bewertungsmaßstab.\r\nHier sollten Standards durch die Verrechtlichung\r\nder Probabilistik rechtssicher, transparent und\r\nplanbar etabliert werden. Auf europäischer\r\nEbene sollten in diesem Sinne die bestehenden\r\nEU-Regelungen so überarbeitet werden, dass\r\nsie eindeutig Populations- vor Individuenschutz\r\nstellen und eine rechtssichere Erteilung von\r\nAusnahmegenehmigungen zulassen.\r\nUm den Ausbau Erneuerbarer Energien mit dafür\r\nerforderlicher Netzinfrastruktur zu unterstützen,\r\nsind das Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt sowie\r\ndas Recht zur Überfahrt und Überschwenkung\r\nwährend der Errichtung und des Rückbaus auch\r\nauf private Flächen auszuweiten. Insbesondere\r\nbeim Transport von Rotorblättern ist ein Überschwenken von Grundstücken kaum vermeidbar\r\nund der Eingriff zudem sehr gering. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzsowie Breitbandausbau üblich und finden bereits\r\nseit vielen Jahren Anwendung.\r\nBruttoausbaumengen – Wind an Land (Leistung in GW)\r\n1,4 1,9 2,4 3,0 4,7 3,8 4,5 5,5 2,5 0,9 1,4 1,9 2,4 3,6 3,3 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024*\r\nZubau pro Jahr\r\nQuellen: Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 * Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n Akzeptanz für Erneuerbare Energien vor Ort\r\n stärken, Bürgerinnen und Bürger beteiligen\r\nSkepsis gegenüber Energieprojekten beeinträchtigt\r\nderen Realisierung und kann damit die Umsetzung der Energiewende insgesamt gefährden.\r\nDie Akzeptanz für bestehende und neue Projekte\r\nist dem BDEW daher ein zentrales Anliegen.\r\nDeshalb sind lokale Finanzierungsmodelle, an\r\ndenen sich Kommunen oder auch Bürgerinnen\r\nund Bürger direkt oder indirekt beteiligen können,\r\nwichtig. Entsprechende Projekte fördern die\r\nAkzeptanz vor Ort und können – richtig aufgesetzt – zusätzliches Kapital für die Energiewende\r\nheben. Allerdings dürfen die verschiedenen\r\nBeteiligungsgesetze in den Ländern nicht zu\r\neinem bundesweiten Flickenteppich mit entsprechenden Standortnachteilen führen. Eine\r\nneue Bundesregierung sollte die Bürger- und\r\nGemeindebeteiligung an Energieprojekten durch\r\nbundeseinheitliche Rahmenvorgaben vereinfachen\r\nund dadurch stärken.\r\n Rahmenbedingungen für den Offshore-\r\n Wind-Ausbau sicherstellen\r\nUm bis 2045 die geplante Verachtfachung der\r\nOffshore-Leistung möglichst kosteneffizient zu\r\nerreichen, ist die Flächenentwicklungsplanung\r\nstärker auf den Ertrag und nicht auf die installierte\r\nLeistung auszurichten. Zudem gilt es, das Ausschreibungsdesign für Offshore-Wind-Flächen\r\nanzupassen. Dabei muss die Akteursvielfalt\r\nerhalten bleiben sowie die Transparenz in Ausschreibungsverfahren und die Flexibilität bei\r\nder Realisierung der größer werdenden Projekte\r\nerhöht werden. Neben Power Purchase Agreements (PPA) sind auch Differenzverträge (CfD)\r\nzu ermöglichen. Um den geplanten Ausbau und\r\nspäteren Erhalt der Offshore-Windparks auch\r\nlogistisch abzusichern, müssen Häfen, Werften,\r\nLiefer- und Rettungsketten ausgebaut werden.\r\nKosten können etwa durch eine kluge zeitliche\r\nAbfolge der Ausschreibungen und Inbetriebnahme, weniger dichte Bebauung sowie durch\r\nkürzere Seekabelführung optimiert werden.\r\nDie europäische Vernetzung von Offshore-Windparks kann zudem ein geeignetes Mittel sein, um\r\nden Strom noch effizienter zu nutzen, und ist im\r\neuropäischen Verbund voranzutreiben.\r\n Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und\r\n -Netzanbindungssystemen ermöglichen\r\nDie Genehmigungen der ersten großen OffshoreWindparks laufen ab etwa 2040 aus. Ohne anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten,\r\nineffizienten Rückbau der Anlagen nach circa\r\n25 Jahren Betriebszeit zur Folge. Ein Weiterbetrieb der Anlagen kann aber technisch und\r\nrechtlich möglich sein sowie zu einem hohen\r\nvolkswirtschaftlichen Nutzen führen, da Netzkosten auf einen längeren Zeitraum verteilt, mögliche Engpässe bei den Lieferketten reduziert und\r\ndie Umweltbilanz der Anlagen weiter verbessert\r\nwerden. Daher ist der koordinierte Weiterbetrieb\r\nfrühzeitig zu prüfen, einzuplanen und zu ermöglichen.\r\n Integration von Offshore-Wind und\r\n -Elektrolyse vorantreiben\r\nDie Integration von Offshore-Windparks mit\r\nElektrolyseuren zur Wasserstoffproduktion\r\nbietet ein erhebliches Potenzial für die\r\nEnergiewende. Sie kann einerseits dazu beitragen, größere Mengen Wasserstoff in Deutschland\r\nund der EU zu erzeugen und andererseits eine\r\nzusätzliche Säule des Offshore-WindenergieAusbaus bilden, durch die die Kosteneffizienz,\r\nErlöspotenziale und Systemintegration im\r\nSektor verbessert werden können. Hierfür\r\nist die Entwicklung und Implementierung\r\nvon Offshore-Elektrolyseuren durch einen\r\nentsprechenden regulatorischen Rahmen,\r\nder kombinierte Anschlusskonzepte mit\r\nStromkabeln und H2\r\n-Pipelines ermöglicht,\r\nund gezielte Förderprogramme zu unterstützen.\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 28—29\r\n 2.2 Netzinfrastruktur\r\n als Rückgrat der Energiewende\r\nNetze bilden das Rückgrat der Energiewende.\r\nSowohl Strom- als auch Wärme-, Gas- und Wasserstoffnetze brauchen dabei stabile Rahmenbedingungen hinsichtlich der beschlossenen\r\nAusbaupfade, um mit einer integrierten Planung\r\nüber die Sektoren hinweg eine volkswirtschaftlich effiziente Lösung zu ermöglichen.\r\nDabei unterscheiden sich die Herausforderungen\r\nder Sektoren. Gerade Stromnetze befinden sich\r\nauf einem rasanten Modernisierungs- und Wachstumspfad. Die dezentrale Stromerzeugung und\r\ndie Elektrifizierung der Industrie und des\r\nWärme- und Verkehrsbereichs erhöhen den\r\nInvestitionsbedarf in Stromnetze. Die Gasnetze hingegen sind perspektivisch zu transformieren und Wasserstoffnetze zu entwickeln.\r\nGrundsätzlich gilt: Stabile Rahmenbedingungen\r\nsind entscheidend. Ein Energiesystem, das auf\r\nMoleküle und auf Elektronen setzt, ist resilienter\r\nals ein All-Electric-Ansatz und kann die Vorteile\r\nder Sektorkopplung voll ausschöpfen. Eine\r\nintegrierte Netzplanung von Strom-, Gas-, Wärmeund auch CO2\r\n-Netzen, die auf realistischen Annahmen basiert, ist essenziell für die erfolgreiche\r\nIntegration Erneuerbarer Energien, die Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die optimale\r\nNutzung vorhandener Ressourcen und optimiert\r\nden Bedarf an Netzausbaumaßnahmen sowie\r\ndie Betriebskosten. Um den künftigen Netzausbau gesamtwirtschaftlich zu optimieren, muss\r\ndie Nutzung und Auslastung der Netze durch\r\nentsprechende Anreize effizienter werden.\r\n Maßnahmen zur Beschleunigung\r\n des Netzausbaus umsetzen\r\nIn den vergangenen Jahren wurden umfangreiche Regelungen zur Beschleunigung des Übertragungsnetzausbaus auf den Weg gebracht.\r\nDieser Regelungen zur Beschleunigung sowie\r\nzur Sicherstellung der zügigen Durchführung von\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren bedarf\r\nes dringend auch für den Aus- und Umbau der\r\nVerteilernetze. Aufgrund der planungsrechtlichen\r\nVorgaben liegt dabei ein Schwerpunkt im Bereich\r\nder Hochspannungsleitungen. Da Umbau- oder\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungsinfrastrukturen ebenfalls für das gesamte Energiesystem relevant sind und entlastende Wirkungen\r\nfür den Ausbaubedarf bei den Stromnetzen haben\r\nwerden, sollten diese Leitungen immer in die\r\nBeschleunigungsregelung einbezogen werden.\r\n Photovoltaik-Mittagsspitzen\r\n steuerbar machen\r\nDer Rekordzubau der PV ist auch ein Rekord an\r\nNetzanschlüssen. Rund die Hälfte der installierten Leistung der PV-Anlagen liegt dabei unterhalb der Grenze von 100 Kilowatt und speist\r\ndamit nach heutiger Rechtslage potenziell\r\nungesteuert in das Netz ein. Durch die hohe\r\nGleichzeitigkeit der PV-Einspeisung ergeben sich\r\ninsbesondere an sonnigen Tagen im Frühling\r\nund im Sommer zur Mittagszeit hohe „Einspeisespitzen“. Selbst bei perfektem Netzausbau muss\r\nsichergestellt sein, dass Last und Erzeugung\r\nim Gleichgewicht sind. Um das Netz stabil\r\nzu halten, ist daher eine Steuerbarkeit der\r\nAnlagen durch die Netzbetreiber wichtig.\r\nGasrohrnetz:\r\nStromkreislänge:\r\nFernwärme-/kältenetz:\r\n* Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nQuelle: Destatis; BDEW; Stand 12/2024\r\n613.500 km\r\n1.936.750 km\r\n36.530 km\r\nNetzlängen 2024*\r\n2.2 Netzinfrastruktur als Rückgrat der Energiewende 30—31\r\nAndernfalls besteht die Notwendigkeit, einzelne\r\nNetzstränge mit Erzeugern und Verbrauchern\r\nzeitweise vom Netz zu nehmen, um das System\r\nzu stabilisieren – sogenannte Brownouts.\r\nEs ist richtig, dass mit den neuesten Änderungen\r\nam Energiewirtschaftsgesetz entsprechende Maßnahmen getroffen wurden. Dies betrifft sowohl\r\ndie Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung\r\nvon Neuanlagen als auch die Steuerbarkeit von\r\nBestandsanlagen. Ebenso ist der Wegfall der\r\nVergütung bei negativen Preisen, damit keine\r\nfalschen Anreize gesetzt werden, zu begrüßen.\r\nIn Form eines Marktmengenmodells sollten zukünftig die entgangenen Stunden am Ende der\r\nFörderung angehängt werden. Zudem ist als\r\nweitere Maßnahme eine schrittweise verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen ab 25 Kilowatt\r\neinzuführen, damit Preissignale schneller wirken.\r\n Netzentgelte fair finanzieren und\r\n bundesseitig stützen\r\nZur Bewältigung der künftigen zusätzlichen\r\nVersorgungsaufgaben werden die Stromnetzbetreiber in den nächsten Jahren das Netz mit\r\nerheblichen Investitionen aus- und umbauen.\r\nUm Netzausbau und -modernisierung langfristig kosteneffizient zu gestalten, ist es\r\ndringend erforderlich, den Finanzierungsrahmen zu verbessern. Die regulatorische\r\nVerzinsung des eingesetzten Kapitals muss im\r\naktuellen Zinsumfeld attraktiv und wettbewerbsfähig sein, was eine deutliche Erhöhung bedeutet.\r\nAndernfalls werden weder internationale noch\r\nkommunale Geldgeber die notwendigen Investitionen tätigen können. Das gilt sowohl für Stromals auch für Gas- und Wasserstoffnetze.\r\nZugleich sind die Netzentgelte im Verteilnetz in\r\nden letzten Jahren regional unterschiedlich gestiegen. Es ist richtig, dass die Bundesnetzagentur hier gegengesteuert hat. Netzentgelte sollten\r\nzudem regional und über die Abnehmergruppen\r\n– beispielsweise Haushalte, Industrie, Handel,\r\nGewerbe – fair verteilt werden. Es empfiehlt sich\r\neine umfassende Analyse und evolutionäre Entwicklung des Systems, die auch die besondere\r\nPV-Leistungsklassen und Einspeisespitzen\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Hochrechnungs-Ist-Werte der ÜNB, BDEW (eigene Berechnung), Leistung von Balkon-PV wird nicht betrachtet; Stand 13.01.2025\r\n> 750 kW\r\n100 bis 750 kW\r\n45 bis 100 kW\r\n7 bis 45 kW\r\n2 bis 7 kW\r\n< 2 kW\r\n2 bis 7 kW: 3,0 GW\r\n7 bis 45 kW: 17,3 GW\r\n45 bis 100 kW: 4,1 GW\r\n100 bis 750 kW: 8,9 GW\r\n> 750 kW: 15,4 GW\r\n< 2 kW: 0,1 GW\r\nLeistung je Leistungsklasse\r\nam Mittagspeak:\r\n25,2 32,3\r\n16,0\r\n7,3 17,5\r\n8,1\r\n29,2\r\n34,9\r\n5,1\r\n5,7\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\n100\r\n2023 2024\r\nInstallierte Leistung [GW]\r\nInstallierte PV-Leistung\r\nnach Leistungsklassen\r\nAnzahl PV-Anlagen\r\nnach Leistungsklassen\r\n2,1\r\n2,6\r\n1,0\r\n1,1\r\n0,0\r\n0,5\r\n1,0\r\n1,5\r\n2,0\r\n2,5\r\n3,0\r\n3,5\r\n4,0\r\n4,5\r\n2023 2024\r\nAnzahl in Mio.\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\n100\r\n4 6 8 10 12 14 16 18 20 22\r\nEinspeiseleistung [GW]\r\nTag der maximalen PV-Einspeisung 2024\r\n(25. Juni 2024)\r\nRolle einzelner Gruppen wie Prosumer, Speicher,\r\nElektrolyseure und stromintensive Betriebe betrachtet. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass Netzentgelte grundsätzlich günstiger werden, je breiter\r\ndie Basis der auch finanziell beteiligten Netznutzer\r\nist und je effizienter die Netze ausgelastet werden.\r\nEin erheblicher Einflussfaktor für die Netzentgelte auf Übertragungsnetzebene aktuell ist der\r\nRedispatch. Redispatchkosten sind jedoch keine\r\noriginären Netzkosten, sondern entstehen übergangsweise bei der Transformation des Energiesystems. Kosten, die durch die Transformation des Energiesystems übergangsweise\r\nentstehen, sollten für die Dauer der Transformation nicht Teil der Netzentgelte sein. Dies\r\nsollte beispielsweise durch Zuschüsse aus\r\ndem Bundeshaushalt für Übertragungsnetzentgelte gelöst werden. Neben Netzausbau,\r\nNetzmodernisierung und Sektorkopplung bietet\r\ndie Weiterentwicklung der Stromnetzentgeltsystematik die Chance, trotz steigender Kosten die\r\nNetzentgelte für ein modernes, klimaneutrales\r\nStromnetz bezahlbar zu halten und gleichzeitig\r\nAnreize für ein effizientes Stromsystem zu setzen.\r\n Netzanschlüsse im neuen Energiesystem\r\n integriert und digital planen\r\nZentrale Stellschraube für die zügige Integration\r\nder exponentiell ansteigenden Zahl von EE-Anlagen\r\nund Verbrauchsanlagen ist die Flexibilisierung\r\nder Netzanschlussvereinbarungen inklusive\r\ngemeinsamer Netzverknüpfungspunkte. Hier\r\nmüssen das bestehende starre gesetzliche\r\nSystem aufgebrochen und flexible Lösungen\r\nzwischen Netzbetreibern und Netzkunden\r\nermöglicht werden. Eine sachgerechte Harmonisierung der Netzanschlussbedingungen und\r\nVerfahren ist dabei durch die Branche zu leisten.\r\n Rahmen für die Transformation der\r\n Gasnetze schaffen und H2-Kernnetz zum\r\n Gesamtnetz ausbauen\r\nAuch die Gasnetze müssen zukünftig enorme\r\nHerausforderungen bewältigen. Sie werden\r\nsowohl erneuerbare und kohlenstoffarme Gase\r\ntransportieren als auch mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen. Zentrales Element für\r\neine erfolgreiche Transformation der Gasnetze ist dabei die Etablierung eines dafür\r\ngeeigneten Rechtsrahmens. Die EU hat bereits\r\nzahlreiche Vorgaben verabschiedet, die zeitnah in das nationale Recht überführt werden\r\nmüssen. Neben dem dringend erforderlichen\r\nverbindlichen Rechtsrahmen für die Transformationsplantung der Verteilernetze müssen auch\r\ndie nationalen Gestaltungsspielräume bei den\r\nEntflechtungsvorgaben für Wasserstoffnetze\r\ngenutzt und umgesetzt werden. Durch weitere\r\nRegelungen ist die Transformation der Gasnetze\r\nkosteneffizient und im Sinne der Kundinnen\r\nund Kunden umzusetzen. Ein anlassloser Rückbau von Gasnetzen ist dringend zu vermeiden.\r\nDie bestehenden starren Regelungen der\r\nNetzanschluss- und -zugangspflichten sind\r\nzu flexibilisieren und an die Transformationserfordernisse anzupassen.\r\nDie Grundlagen für den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes wurden erfolgreich gelegt.\r\nZur weiteren Gestaltung des WasserstoffHochlaufs muss das Wasserstoff-Kernnetz\r\nmit einem Verteilernetz zur Erreichung der\r\nIndustrie- und Gewerbekunden zu einem\r\nWasserstoff-Gesamtnetz weiterentwickelt\r\nund in den geplanten EU-WasserstoffBackbone integriert werden. Hierzu bedarf\r\nes konkreter Planungen und eines neuen\r\nRegulierungs- und Finanzierungsrahmens.\r\nGesamtlänge des Wasserstoff-Kernnetzes\r\nTransformation\r\nbestehender\r\nErdgasleitungen:\r\n9.040 km\r\n40 %\r\n60 %\r\nNeubau:\r\n2.2 Netzinfrastruktur als Rückgrat der Energiewende 32—33\r\n 2.3 Hochlauf der erneuerbaren\r\n und kohlenstoffarmen Gase\r\nAuch im klimaneutralen Energiesystem sind Gase\r\nfür die Sektoren, die nicht oder nur zum Teil\r\nelektrifiziert werden können, wie Stahl-, Chemieund Zementindustrie, unabdingbar für die Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung.\r\nDies betrifft ebenso Teile der Mobilität und des\r\nTransports – insbesondere in der Luft- und\r\nSchifffahrt. Neben der Versorgung mit Erdgas\r\nmuss parallel die Transformation hin zu erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen erfolgen.\r\nDas bedeutet, eine bestehende Versorgung abzulösen und in neue Wertschöpfungsketten zu investieren. Dazu muss das notwendige Vertrauen\r\nbestehen, dass ein Markt entsteht.\r\n Wasserstoff-Markt aufbauen\r\nEs muss ermöglicht werden, große Mengen\r\nan Wasserstoff und Derivaten zu möglichst\r\nwettbewerbsfähigen Preisen zu erzeugen und\r\nzu beschaffen. Dafür gilt es unter anderem, die\r\nDelegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmem\r\nund erneuerbarem Wasserstoff auf EU-Ebene\r\npraxistauglich und ermöglichend auszuarbeiten\r\nbzw. international anschlussfähig anzupassen.\r\nMit dem weiteren Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten aus Erneuerbaren Energien wird\r\nzudem die Bedeutung von Wasserstoff aus der\r\nElektrolyse mit überschüssigem regenerativem\r\nStrom als heimischem Energieträger stark zunehmen. Um eigene Produktionskapazitäten\r\nanzureizen, ist die (gesamt-)systemdienliche\r\nErzeugung von Wasserstoff voranzubringen und\r\ninsbesondere die Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure zügig zu verabschieden\r\nund mit ausreichenden Mitteln auszustatten.\r\nZentral ist die Absicherung der Nachfrage,\r\nbeispielsweise durch Differenzverträge\r\n(CfDs). Um die Infrastruktur auszulasten,\r\nbraucht es langfristig absehbare Mengen\r\nan Wasserstoff. Um Importe zu realisieren, ist\r\nes erforderlich, dass die Infrastruktur – Anlandeterminals, Flächen für Tanklager, oberirdische\r\nSpeicher sowie Ammoniak-Cracker – hinreichend\r\nvorhanden ist. Dafür ist die Beschleunigung\r\nvon Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nerforderlich. Neben der Diversifizierung ist\r\ndeswegen auch die Priorisierung erster Importkorridore in der Aufbauphase zu prüfen. Leitbild\r\ndabei muss ein internationaler, wettbewerbsbasierter Markt sein. Grundsätzlich ist die\r\ntragende Marktrolle der Importeure und\r\nHändler – „Midstreamer“ – für die Organisation der Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette zwischen Produktion und\r\nNachfrage zu stärken, um die Erschließung\r\ndes Marktes zu befördern.\r\n Potenziale von Zertifikaten und Herkunfts-\r\n nachweisen für den Hochlauf heben\r\nEs braucht zudem einen funktionierenden Markt\r\nfür Zertifikate und Herkunftsnachweise. Eine\r\nSegmentierung und Kleinteiligkeit wie beim Biomethan muss in jedem Fall vermieden werden.\r\nHerkunftsnachweise und damit verbundene\r\nZertifikate besitzen das Potenzial, mittels\r\neines liquiden und handelbaren Markts einen\r\nökonomischen Mehrwert zu erzielen und zugleich den für die Dekarbonisierung notwendigen Hochlauf erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase entscheidend anzureizen.\r\nInsgesamt 2030:\r\n10GW\r\nZiele\r\nAls systemdienliche\r\nElektrolyseure:\r\n3GW\r\nfür die H2\r\nProduktionskapazitäten\r\nin Deutschland\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gase 34—35\r\nImport und Export\r\nvon Wassersto\u001F\r\nDarstellung geplanter europäischer\r\nKorridore und das genehmigte\r\nWassersto\r\nkernnetz in Deutschland\r\nQuelle: Bundesnetzagentur, BMWK, BDEW/EY-Fortschrittsmonitor\r\n(Destatis, BMWK, BDEW Stand 12/2024\r\nGeplant\r\nGenehmigt\r\n Nordsee\r\n Südwest\r\n Süd\r\n Ostsee\r\nHierzu bedarf es eines über alle Sektoren\r\neinheitlichen und europäisch harmonisierten\r\nHerkunftsnachweissystems. Die getrennte Handelbarkeit von Energieträger und Zertifikat ist hierbei wesentlich. Eine zu strikte Auslegung der\r\nAnforderung „Massenbilanzsystem“ kann den\r\nHochlauf des Marktes signifikant behindern.\r\nZudem muss dringend darauf hingewirkt werden,\r\ndass eine mengenmäßige Zielanrechnung und/\r\noder eine mengenmäßige Förderung ermöglicht\r\nund etabliert werden.\r\n Energieversorgung mit Biomethan\r\n nachhaltig gestalten\r\nBiomethan kann eine wichtige Rolle spielen, um\r\ndie Energieversorgung nachhaltiger zu gestalten.\r\nUm dieses Potenzial auszuschöpfen, ist eine\r\nErhöhung der Produktionskapazitäten durch\r\nOptimierung bestehender Anlagen und Umstellung auf Biomethaneinspeisung unter Berücksichtigung der lokalen Entwicklung der Gasnetze\r\nsowie bestehender Wärmenetze notwendig.\r\nDafür müssen Genehmigungsverfahren\r\nfür neue Biomethananlagen beschleunigt\r\nund die Regelungen zur Einspeisung in die\r\nGasnetze volkswirtschaftlich effizient angepasst werden, die Nachweisführung für\r\nNachhaltigkeit und Treibhausgasminderung\r\nvereinfacht sowie der EU-weite Handel mit\r\nBiomethan gefördert werden.\r\n Rechtlichen Rahmen für\r\n CCS und CCU schaffen\r\nDie Bedeutung von Carbon Capture and Storage\r\n(CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU)\r\nfür die Erreichung der Klimaziele wird angesichts\r\nder weltweit nicht schnell genug sinkenden\r\nEmissionen zunehmen. Für das Industrieland\r\nDeutschland gilt dies insbesondere angesichts\r\nunvermeidbarer CO2\r\n-Emissionen in bestimmten\r\nIndustrieprozessen wie der Zement- oder Stahlherstellung. Es bedarf dringend eines klaren\r\nrechtlichen Rahmens zur Ermöglichung der\r\nAnwendung von CCS- und CCU-Technologien, für die Offshore-Speicherung von CO2\r\nsowie für die Planung und den Aufbau einer\r\nCO2\r\n-Transportinfrastruktur. Für den Hochlauf\r\nder Technologie ist eine gezielte Förderung der\r\nWertschöpfungskette notwendig. Diese ist dabei\r\nauf schwer oder nicht vermeidbare Emissionen\r\nzu fokussieren.\r\nBei der Planung der CO2\r\n-Transportinfrastruktur\r\nist die Anbindung an das europäische Netz zu\r\nberücksichtigen. Entsprechend ist das Bestreben, auf EU-Ebene die Rahmenbedingungen für\r\nCO2\r\n-Transport und CO2\r\n-Qualitätsstandards zu\r\nschaffen, zu begrüßen und bei der nationalen\r\nAusgestaltung zu berücksichtigen. Hierbei ist\r\nder Schutz der Trinkwasserressourcen sicherzustellen.\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gase 36—37\r\n 2.4 Wärmepaket für\r\n die Wärmewende\r\nDer Anteil Erneuerbarer Energien am Wärmeverbrauch liegt bislang bei nur knapp 20 Prozent.\r\nDaher stellt die Dekarbonisierung die zentrale\r\nHerausforderung im Wärmesektor dar. Um die\r\nKlimaziele zu erreichen, muss die Wärmewende\r\nnun konsequent vorangetrieben werden.\r\nWärmenetze und klimaneutrale Fernwärme\r\nsind neben der Elektrifizierung der Wärme\r\nzentrale Bausteine für eine klimapolitisch\r\nerfolgreiche und volkswirtschaftlich kosteneffiziente Wärmewende. Für das Gelingen der\r\nWärme- und Energiewende hat die Bundesregierung bereits mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) und dem Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) einen Rahmen gesetzt. Besondere\r\nBedeutung für die klimaneutrale Wärmeversorgung kommt der Fernwärme zu.\r\nDer Wärmemarkt ist mit\r\ndes Gesamtendenergieverbrauchs\r\nder größte Endenergieverbrauchssektor\r\nDeutschlands. (Stand 2022)\r\nrund 57%\r\nAnteile der Energieträger im Wärmemarkt 2022\r\nQuelle: Berechnungen BDEW auf Basis AG Energiebilanzen;\r\nStand 11/2023; Rundungsdifferenzen möglich\r\n* Vorläufig, ohne Brennstoffeinsatz in\r\n Industriekraftwerken für Strom und\r\n Wärmeerzeugung, Erdgas mit Heizwert erfasst\r\nErdgas\r\nErneuerbare\r\nStrom\r\nÖl\r\nKohlen\r\nFernwärme\r\nAbfall (nicht biogen)\r\nAbwärme Sonstige\r\nInsgesamt hat Erdgas einen Anteil von 47,7 % am Energieverbrauch Wärme.\r\nDazu zählen Raumwärme, Warmwasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte.\r\nEnergieverbrauch\r\nWärme in %\r\n Insgesamt:\r\n1.344\r\nMrd. kWh*\r\n47,7\r\n13,2\r\n14\r\n42,6\r\n12,5 8,4\r\n7,8\r\n0,7\r\n0,6\r\n0,2\r\n 1,4\r\n 1,8\r\n 4,2\r\n 5,8\r\n 3,3 1,6\r\n 1,4\r\n2.4 Wärmepaket für die Wärmewende 38—39\r\nDie Zahl an die Fernwärmeversorgung angeschlossener Gebäude soll sich nach Verständigung von Bundesregierung und Energiebranche\r\nbis 2045 verdreifachen – das entspricht einem\r\nNeuanschluss von 100.000 Gebäuden pro Jahr.\r\nUm einen breiten gesellschaftlichen Konsens\r\nfür die Wärmewende zu erreichen, sollte in\r\nder neuen Legislaturperiode ein in sich schlüssiges und praxistaugliches Wärmepaket\r\nbeschlossen werden.\r\nDieses sollte auf Grundlage der kommunalen\r\nWärmeplanung und orientiert an einer effizienten\r\nEmissionsminderung die Weiterentwicklungen des\r\nGEG (einschließlich einer zielgenauen Förderung),\r\nder AVBFernwärmeV und der WärmeLV sowie\r\neinen konsistenten Förderrahmen beinhalten.\r\nHemmnisse für die Erschließung erneuerbarer und\r\nklimaneutraler Wärmequellen sind konsequent\r\nabzubauen.\r\n Förderrahmen für die Wärmewende\r\nUm die Wärmewende abzusichern, bedarf es\r\neiner Verstetigung der Förderkulisse. Die verschiedenen Förderkulissen – Bundesförderung für\r\neffiziente Wärmenetze (BEW), Bundesförderung\r\nfür effiziente Gebäude (BEG) und Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in\r\nder Wirtschaft (EEW) – sind besser aufeinander\r\nabzustimmen.\r\nBeheizungsstruktur 2024*\r\nAnteile der genutzten Energieträger\r\nIm Wohnungsneubau** (in %) Im Wohnungsbestand (in %)\r\nQuellen: Statistische Landesämter, BDEW; Stand 12/2024 * Vorläufig, teilweise geschätzt; ** zum Bau genehmigte neue Wohneinheiten; primäre Heizenergie; *** einschließlich Biomethan\r\nGas***\r\nElektro-Wärmepumpen\r\nSolar-/Geothermie\r\nFernwärme\r\nStrom\r\nHolz/Holzpellets\r\nHeizöl\r\n5,4 Sonstige\r\n65,9\r\n23,0\r\n2,7 0,1 0,9 2,0\r\n56,1\r\n15,5\r\n2,5 4,3 4,1\r\n0,2\r\n17,3\r\nDie BEW sollte durch eine gesetzliche\r\nRegelung der jährlichen Unsicherheit den\r\nHaushaltsberatungen entzogen werden\r\nund 3,5 Milliarden Euro jährlich umfassen,\r\num Planungs- und Investitionssicherheit für den\r\nwichtigen Fernwärmeausbau zu gewährleisten\r\nund Kosten der Wärmewende zu dämpfen. Auch\r\ndie Absicherung des Fündigkeitsrisikos von\r\nGeothermiebohrungen, beispielsweise durch\r\ndie KfW, ist für das Gelingen der Wärmewende\r\nzwingend erforderlich und im Haushalt abzubilden. Das KWKG ist auch in Hinblick auf die\r\nGewährleistung der Wärmeerzeugung weiterzuentwickeln und zu verstetigen.\r\n Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung\r\nDie Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung\r\nleistet einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele sowie zur Steigerung\r\nder Versorgungssicherheit und Resilienz.\r\nDafür müssen Planungs- und Genehmigungsverfahren insbesondere für Geothermieanlagen, Großwärmepumpen und Wärmespeicher beschleunigt werden. Die Nutzung\r\nvon Geothermie ist als überragendes öffentliches Interesse zu bestimmen, wobei das\r\nüberragende öffentliche Interesse an der\r\nöffentlichen Wasserversorgung in den engen\r\nWasserschutzbereichen Vorrang haben sollte.\r\nAuch für Großwärmepumpen und Wärmespeicher müssen weitere Erleichterungen bei\r\nPlanung, Errichtung und Betrieb erfolgen.\r\n Anpassung des Rechtsrahmens für\r\n die Wärmenetze\r\nUm den Einsatz klimaneutraler Versorgungstechnologien anzureizen und einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen, bedarf es eines\r\ngeeigneten Rechtsrahmens. Die aktuellen Bestimmungen der Verordnung über Allgemeine\r\nBedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) sowie der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) garantieren derzeit\r\nkeine anreizenden Rahmenbedingungen.\r\nKonkret muss bei der Novellierung der AVBFernwärmeV zwischen den Verbraucherschutzinteressen und den Fernwärmeversorgungsunternehmen ein angemessener Ausgleich\r\nhergestellt werden. Insbesondere braucht es\r\ndie Möglichkeit, Kosten für die Dekarbonisierung\r\nder (Fern-)Wärmeversorgung erwirtschaften zu\r\nkönnen. Um Investitionshemmnisse für den\r\nWärmenetzausbau abzubauen, muss der Vergleichsmaßstab für die Warmmietenneutralität\r\nin der WärmeLV auf GEG-konforme Versorgungstechnologien umgestellt werden.\r\n Gebäudeenergiegesetz konstruktiv\r\n weiterentwickeln\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG) setzt seit 2020\r\ndie Vorgaben der europäischen Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht\r\num. Die mit der zum 1. Januar 2024 in Kraft getretenen Novelle erfolgte Berücksichtigung der\r\nBestandsbauten neben den Neubauten ist hinsichtlich des Zieles der Emissionsreduzierung im\r\nWärmebereich – sowohl durch Gebäudeeffizienz\r\nals auch durch die genutzte Energie – sinnvoll.\r\nErforderlich sind jedoch die deutliche Vereinfachung und praxistaugliche Gestaltung der\r\nEmissionsreduzierung sowie der Zeithorizonte\r\nfür deren Umsetzung. Die bis Mai 2026 ohnehin\r\nzu erfolgende nationale Umsetzung der EPBD\r\nim GEG eröffnet die Chance einer ganzheitlichen\r\nÜberarbeitung des GEG.\r\n2.4 Wärmepaket für die Wärmewende 40—41\r\n 2.5 Standortfaktor\r\n Elektromobilität\r\nDer Verkehrssektor ist der drittgrößte Verursacher\r\nvon CO2\r\n-Emissionen und jener mit den geringsten Minderungen seit 1990. Der Hochlauf der\r\nemissionsfreien Mobilität kommt nun jedoch ins\r\nRollen: Automobilindustrie und die Energie- und\r\nLadebranche investieren seit Jahren massiv in\r\ndie Elektromobilität in Deutschland.\r\nEs ist klar: Damit wir als Technologiestandort\r\ninternational vorne mitspielen, ist ein starker\r\nHeimatmarkt für Elektromobilität die beste\r\nStandortpolitik. Ein verlässlicher politischer\r\nRahmen und damit Planungssicherheit für Unternehmen ist unbedingt notwendig, um Investitionen in innovative Mobilitätslösungen zu fördern.\r\nEin Nachlassen könnte zu einem industriepolitischen Rückschritt führen: Die europäischen\r\nCO2\r\n-Flottengrenzwerte sind entsprechend\r\nbeizubehalten, da sie Anreize für Innovationen schaffen, den Übergang zu umweltfreundlicheren Fahrzeugen fördern und\r\nden Ausbau der Ladeinfrastruktur anreizen.\r\n Ausbau der Ladeinfrastruktur und Fahr-\r\n zeughochlauf in Gleichschritt bringen\r\nCO2\r\n-neutrale Mobilität und ein klimafreundlicher Gütertransport erfordern eine veränderte\r\nInfrastruktur zum Laden und Tanken sowie die\r\ndazu passenden Fahrzeuge. Die Energiewirtschaft liefert nicht nur zuverlässig Energie und\r\nVerteilnetze für Elektro-, Gas- und Wasserstofffahrzeuge, sondern baut gleichzeitig auch die\r\nöffentliche sowie private Ladeinfrastruktur aus.\r\nIn den letzten Jahren wurde das Ladenetz für\r\nE-Pkw auf mittlerweile über 150.000 öffentliche\r\nLadepunkte mit einer Gesamtladeleistung von\r\nüber fünf Gigawatt ausgebaut. Diese Infrastruktur gewährleistet sichere Elektromobilität\r\nund bereits jetzt eine Übererfüllung der Zielwerte\r\nder EU. Für den weiteren marktgetriebenen Ausbau der Infrastruktur und einen kundenfreundlichen Preiswettbewerb ist die wirtschaftliche\r\nAuslastung zentral. Fahrzeugabsatz und Ladeinfrastruktur müssen also gemeinsam wachsen.\r\nDer Absatz von batterieelektrischen Fahrzeugen\r\nwird für die weitere Verkehrswende entscheidend\r\nsein. Insbesondere günstigere Modelle für eine\r\nbreit aufgestellte Elektromobilität sind dabei\r\nvon Bedeutung. Diese Dynamik sollte durch\r\nnachhaltige steuerliche Anreize statt teurer Förderprogramme unterstützt werden.\r\n Ladesäulenausbau entbürokratisieren –\r\n staatliche Förderprogramme beenden\r\nDer Wettbewerb führt bereits heute zu einem\r\ndeutlich schnelleren Ausbau der Ladeinfrastruktur als vom Staat anvisiert. Staatliche\r\nFörderprogramme beschleunigen den Ausbau\r\nnicht und sind zu beenden. Stattdessen sind\r\ndie Rahmenbedingungen zu verbessern, indem\r\ndie Genehmigungsverfahren entschlackt und\r\nHemmnisse bei der Flächenverfügbarkeit behoben\r\nwerden. Ladepunkte in öffentlichen Räumen\r\nsind in die Stadtplanung zu integrieren. Städtebauliche Verträge sollten beispielsweise eine\r\ngrundsätzliche Öffnungsklausel für die Umwidmung von Parkplätzen in Ladeplätze enthalten.\r\nwürden sich\r\nwieder für den\r\nKauf eines\r\nElektroautos\r\nentscheiden.\r\nElektromobilität ist ein Erfolgsmodell.\r\nDas zeigt auch unsere regelmäßige\r\nUmfrage unter E-Autofahrerinnen\r\nund -fahrern:\r\n97%\r\nQuelle: BDEW-Erhebung, 2024\r\n2.5 Standortfaktor Elektromobilität 42—43\r\nElektromobilität – Ausbau des Ladeangebotes\r\nÖffentlich zugängliche Ladepunkte, verfügbare Ladeleistung sowie der Bestand der Elektro-Pkw\r\nQuellen: BDEW-Ladesäulentracker, BNetzA, KBA, www.ladesaeulenregister.de; Stand: 1/2025 * Battery Electric Vehicle 34.000 53.850 83.200 136.600309.083 618.460 1.013.0091.555.2651.744.166\r\n0\r\n200.000\r\n400.000\r\n600.000\r\n800.000\r\n1.000.000\r\n1.200.000\r\n1.400.000\r\n1.600.000\r\n1.800.000\r\n2.000.000\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.10.2024\r\nAnzahl Elektro-Pkw (BEV*)\r\n6.460\r\n10.740\r\n19.200\r\n30.100\r\n42.620\r\n59.550\r\n85.430\r\n118.165\r\n157.958\r\n0\r\n20.000\r\n40.000\r\n60.000\r\n80.000\r\n100.000\r\n120.000\r\n140.000\r\n160.000\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.1.2025\r\nLadepunkte\r\n0,14\r\n0,24\r\n0,46\r\n0,82\r\n1,20\r\n1,74\r\n3,70\r\n5,40\r\n7,81\r\n0\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\n6\r\n7\r\n8\r\n9\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.1.2025\r\nSumme Ladeleistung GW\r\nVorgaben für Ladeinfrastruktur im Gebäudebereich sind so auszugestalten, dass Anreize\r\nzur optimalen Anbindung und Ausgestaltung\r\nder Ladevorgänge entstehen.\r\n Das Potenzial des bidirektionalen Ladens\r\n ausschöpfen\r\nBidirektionales Laden bietet einen attraktiven\r\nMehrwert und eine zusätzliche Flexibilitätsoption für das Energiesystem. Um das Potenzial zu heben, ist die Etablierung einheitlicher\r\ntechnischer Standards entscheidend. Zudem\r\nmuss der diskriminierungsfreie Zugriff auf die\r\nDaten der Fahrzeugbatterien geregelt werden,\r\num allen Marktakteuren den Zugang zu relevanten\r\nDaten zu ermöglichen und so die Integration\r\nvon Elektrofahrzeugen in das Energiesystem\r\nzu unterstützen. Detaillierte Regelungen, die\r\nden Innovationsspielraum einschränken, sind\r\ndagegen abzulehnen.\r\n E-Lkw-Ladenetz marktlich ausbauen\r\nAngesichts der steigenden Bedeutung der Elektromobilität auch im Schwerlastverkehr ist der\r\nAufbau einer flächendeckenden und leistungsfähigen Lkw-Ladeinfrastruktur in Deutschland\r\nunerlässlich. Wie im Pkw-Bereich ist ein marktorientierter Ausbau des Ladenetzes für E-Lkw\r\ndie richtige Lösung: Statt durch Ausschreibungen\r\nfür ein staatliches Ladenetz in den Markt einzugreifen, gilt es, die Nutzung von Bundesflächen\r\nwettbewerblich zu ermöglichen. Dies würde\r\nsowohl zu einer schnelleren Errichtung von Ladehubs als auch zu Einnahmen statt Ausgaben für\r\nden Staat führen.\r\nGleichzeitig müssen gerade im Schwerlastverkehr\r\nauch andere Antriebstechnologien weiterverfolgt\r\nwerden. Die Rolle des Staates sollte sich auf die\r\nSchaffung geeigneter Rahmenbedingungen\r\nund die Unterstützung in Bereichen beschränken, in denen der Markt allein nicht\r\nausreichend agieren kann.\r\n Biomethan, Wasserstoff und seine Derivate\r\n im Einsatz für Transport und Mobilität\r\nBio-CNG, Bio-LNG und insbesondere Wasserstoff und seine Derivate werden für den Luft- und\r\nSchiffsverkehr unabdingbar sein. Auch beim\r\nSchwerlasttransport und bei Nutzfahrzeugen\r\nkönnen sie zur Resilienz der Verkehrswende beitragen, wo eine Elektrifizierung nicht absehbar\r\nist oder wo ein Umstieg auf elektrifizierte\r\nLösungen aufgrund des Nutzungsverhaltens\r\nnur sehr verzögert zu erwarten ist. Erneuerbare\r\ngasförmige und flüssige Kraftstoffe bieten tragfähige Lösungen für den Umstieg in den treibhausgasneutralen Verkehr und sind effektive Optionen\r\nzur signifikanten Reduzierung der Treibhausgasemissionen für den ÖPNV sowie den Luft-,\r\nSchiff-, Schienen- und Nutzverkehr und es bedarf\r\ndeswegen der Bereitstellung der notwendigen\r\nTankinfrastruktur.\r\n2.5 Standortfaktor Elektromobilität 44—45\r\n 2.6 Eine kundengerechte\r\n Energieversorgung im Blick:\r\n Der Energievertrieb\r\nNeue Produkte rund um die Energiewende,\r\nindividuelle Angebote und nachhaltige Energielösungen tragen wesentlich dazu bei, dass die\r\nKundinnen und Kunden die Energiewende unterstützen und nutzen. Regulatorische Anforderungen aus Europa und vom nationalen Gesetzgeber lösen immer wieder erhebliche zusätzliche\r\nKosten aus, die die Vertriebe belasten und letztlich den Preis erhöhen. Es sind daher zu detaillierte gesetzliche Vorgaben auf ein Mindestmaß\r\nzurückzuführen, um Spielräume für die wettbewerbliche Entwicklung marktfähiger Produkte\r\nzu ermöglichen. Bürokratische Sonderlasten wie\r\nbeispielsweise die Energiepreisbremsengesetze\r\ndürfen sich so nicht wiederholen. In einem freien\r\nWettbewerb können die Vertriebe ihre Nähe zur\r\nBürgerin und zum Bürger einbringen und ihre\r\nwichtige Vor-Ort-Funktion wahrnehmen.\r\n Vertrieb bei der Gesetzgebung mitdenken\r\nDer Vertrieb war in den letzten Jahren, unter\r\nanderem durch die Umsetzung der Energiepreisbremse, mit hohen Belastungen konfrontiert, die\r\nzu hohen Kosten und Aufwendungen führten.\r\nDies betrifft sowohl Personal- und Beraterkapazitäten als auch weitere Dienstleistungsbedarfe.\r\nVor allem haben diese Belastungen wertvolle\r\npersonelle Ressourcen in den Unternehmen\r\ngebunden, die beim Service und der Umsetzung\r\nder Energiewende fehlen.\r\nEs muss stärker auf eine Kohärenz bestehender\r\nund neu geschaffener Gesetze und Verordnungen\r\ngeachtet werden. So passt beispielsweise die\r\nallgemeine Pflicht zum Anbieten dynamischer\r\nTarife, die die kurzfristige Preisentwicklung an\r\nden Strombörsen abbilden, nicht zur zeitgleichen\r\nDiskussion um Vorgaben zur langfristigen\r\nAbsicherung der Beschaffung an den Terminmärkten, um Kundinnen und Kunden vor den\r\nkurzfristigen Strompreisschwankungen zu\r\nschützen. Statt enge gesetzliche Vorgaben zu\r\nsetzen, sollte dem Markt vertraut werden, der\r\ndie besten kundennahen Lösungen findet.\r\nEine immer stärkere Regulierung bei Dienstleistungen wird dazu führen, dass entsprechende\r\nProdukte im Wettbewerb für Kundinnen und\r\nKunden nicht attraktiv werden und alternativ\r\nproprietäre Lösungen eingesetzt werden, die\r\nim Gesamtsystem nicht integrierbar sind.\r\n Vorgaben zu Kommunikation und\r\n Information praktikabel und zeitgemäß\r\n ausgestalten\r\nZur Erleichterung der Kundenbeziehung sollten\r\ndie Fristen für die Kommunikation von Preisänderungen in der Grundversorgung und bei\r\nSondervertragskundinnen und -kunden auf den\r\nEU-Standard der Strom- und Gas-Binnenmarktrichtlinie von vier Wochen angeglichen werden.\r\nIn Anbetracht der weiteren Digitalisierung sollten\r\nüberholte Veröffentlichungspflichten in Tageszeitungen zugunsten elektronischer Veröffentlichungen wegfallen. Ebenso sollte die elektronische Mitteilung anstelle der brieflichen als\r\nStandard definiert werden.\r\nUnternehmen der Energieversorgung\r\nZahl der Unternehmen in den\r\neinzelnen Marktbereichen*\r\nStromerzeuger 1.185\r\nÜbertragungsnetzbetreiber 4\r\nStromverteilnetzbetreiber 885\r\nStromspeicherbetreiber 219\r\nStromhändler (BKV) 1.236\r\nStromlieferanten 1.331\r\nErdgasfördergesellschaften 7\r\nTransportnetzbetreiber 12\r\nGasverteilnetzbetreiber 700\r\nGasspeicherbetreiber (inkl. H2\r\n) 38\r\nGashändler (BKV) 380\r\nGaslieferanten 1.011\r\nFernwärmeerzeuger 632\r\nFernwärmenetzbetreiber 480\r\nWärmespeicherbetreiber 69\r\nFernwärmelieferanten 598\r\nQuelle: BNetzA (MaStR), BVEG, BDEW; Stand 12/2024\r\n* Addition nicht möglich, da viele der Unternehmen in mehreren Sparten und auf mehreren Wertschöpfungsstufen tätig\r\nsind und somit mehrfach erfasst wurden; teilw. gerundet.\r\nInsgesamt sind knapp 2.300 Firmen auf dem Strom-/Gas-/\r\nFernwärmemarkt aktiv. BKV = Bilanzkreisverantwortlicher\r\n2.6 Eine kundengerechte Energieversorgung im Blick: Der Energievertrieb 46—47\r\nWas muss in den ersten 100 Tagen\r\numgesetzt werden?\r\nEs ist daher viel zu tun – und manches ist dringender und kurzfristiger notwendig als anderes. Einige Vorhaben sind auch\r\ndeshalb nicht umgesetzt, weil entsprechende Beratungsprozesse durch das vorzeitige Ende der 20. Legislaturperiode\r\nnicht mehr abgeschlossen werden konnten.\r\nDas Energiesystem steht vor großen Herausforderungen:\r\nKosten- und Systemeffizienz\r\nFinanzierung notwendiger Investitionen\r\nmoderne und bürokratiearme Umsetzung von Regelungen\r\nFragen der Versorgungssicherheit und Resilienz treffen alle\r\nSektoren\r\nund Bereiche\r\nIhre Relevanz besteht hingegen fort oder wird sogar noch dringlicher, sodass die Themen schnellstmöglich wieder aufgegriffen und durch eine neue Bundesregierung zum Ergebnis gebracht werden sollten. Bisher erzielte Erarbeitungs- und\r\nVerhandlungsfortschritte sollten dabei unbedingt genutzt werden, um den Abschluss der Verfahren zu beschleunigen.\r\nIm Folgenden schlagen wir zentrale Vorhaben für die ersten 100 Tage vor:\r\n 1 Ausschreibungen für steuerbare Kraftwerksleistungen ermöglichen.\r\n 2 Senkung der Stromsteuer und Zuschuss aus dem Bundeshaushalt zu den Übertragungsnetzentgelten verabschieden, um für Entlastung zu sorgen.\r\n 3 Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III, des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes und des Geothermie- und Wärmepumpengesetzes, um die Energiewende zu\r\nbeschleunigen.\r\n 4 BEHG novellieren und Festpreissystem bis zum Übergang zum ETS 2 beibehalten,\r\nunnötige Bürokratie und unnötige Berichtspflichten vermeiden.\r\n5 Europäisches Gas-, Wasserstoffpaket national umsetzen. Planungs- und Rechtssicherheit\r\nfür die Transformation der Gasnetze schaffen.\r\n48—49\r\nDer BDEW in Zahlen\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von\r\nlokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent\r\nder Trinkwasserförderung und rund ein Drittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nUnsere Mitglieder stehen für:\r\n90%\r\nStromabsatz\r\n90%\r\nErdgasabsatz\r\n60%\r\nNah- und Fernwärmeabsatz\r\n80%\r\nTrinkwasserförderung 30\r\nAbwasser-\r\n%\r\nentsorgung\r\nStromnetzlänge\r\n95%\r\n92%\r\nGasnetzlänge\r\nWärme- und Kälte78%\r\nnetzlänge\r\n80\r\nÖffentliche\r\n%\r\nLadesäulen\r\nInvestitionen in der\r\n95%\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft\r\n50—51\r\n Zahlen, Daten und Grafiken des BDEW\r\nDer BDEW erhebt und analysiert die Markt- und Basisdaten der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nund bereitet diese auf. Dazu zählen u. a. die Entwicklung der Energiepreise, die Struktur der\r\nEnergieerzeugung, die Investitionen der Branche, die Wasserförderung und der Wassergebrauch.\r\nIm Sinne von Transparenz und faktenbasierten Debatten stellt der BDEW viele Daten auf Anfrage\r\nzur Verfügung oder unter:\r\n Energieinfrastruktur in den Wahlkreisen\r\nDer BDEW stellt anlässlich der Bundestagswahl Daten speziell aufgeschlüsselt für alle Wahlkreise\r\nbereit. Auf den Karten finden Sie die Position, Anzahl und Leistung von Erneuerbare-EnergienAnlagen und anderen Kraftwerken. Auch die Energieinfrastrukturdaten sind dort trennscharf nach\r\nWahlkreisen sortiert. Hier haben Sie Zugriff auf die Wahlkreiskarten (Zugriff ab 24.02.2025 möglich):\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nT +49 30 300199-0\r\nF +49 30 300199-3900\r\ninfo@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartner BDEW\r\nGeschäftsbereich Strategie und Politik\r\nTilman Schwencke (Geschäftsbereichsleiter)\r\nM tilman.schwencke@bdew.de\r\nJakob Weißinger (Fachgebietsleiter)\r\nM jakob.weissinger@bdew.de\r\nDr. Martin Stark (Fachgebietsleiter)\r\nM martin.stark@bdew.de\r\nGestaltung\r\nSilke Roßbach\r\nBildrechte\r\nGettyimages fhm (Titel), Swen Gottschall Fotografie (S. 34), Shutterstock (Titel; S. 8/9; S. 10; S. 14; S. 16; S. 18; S. 20; S. 22/23; S. 24; S. 30; S. 38; S. 42; S. 46),\r\nTrutschel/photothek.de (S. 3)\r\nStand: Februar 2025\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde.\r\nRegistereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nHERAUSGEBER\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstr. 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de"},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) (20. WP)","shortTitle":"BMBF (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 31. Januar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Systementwicklungsstrategie\r\n2024\r\nSystementwicklungsstrategie (SES) 2024 des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz (BMWK) von November 2024\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nSeite 2 von 19\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Fragen zur SES und zum SES-Prozess .................................................................. 3\r\n2 Fragen zu den Inhalten der SES .......................................................................... 5\r\n2.1 Strategischer Rahmen................................................................................................ 5\r\n2.2 Energienachfrage ....................................................................................................... 6\r\n2.3 Energieangebot.......................................................................................................... 9\r\n2.4 Infrastrukturen......................................................................................................... 14\r\n3 Bewertung der Ankerpunkte.............................................................................18\r\n3.1 Weiterer Untersuchungsbedarf Ankerpunkte......................................................... 18\r\nSeite 3 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\n1 Fragen zur SES und zum SES-Prozess\r\nWie bewerten Sie die SES insgesamt? Welche relevanten Themen fehlen? Max. 3.000 Zeichen\r\nVerknüpfung des Top-Down Ansatzes der SES mit einem Bottom-Up Ansatz notwendig\r\nEs ist wichtig, anhand ambitionierter Szenarien ableiten zu können, welche konkreten Maßnahmen erforderlich sind, um die Klimaschutzziele zu erreichen (Top-Down-Ansatz). Für eine\r\nrobuste Infrastrukturplanung bedarf es allerdings gleichzeitig eines kontinuierlichen Abgleichs\r\nmit den realen Entwicklungen (Bottom-Up-Ansatz) sowie darauf basierender Anpassungen der\r\nEingangsgrößen der SES. Im Rahmen einer verantwortungsbewussten Netzplanung müssen\r\ndie realen Entwicklungen in den kommenden Versionen der SES angemessen berücksichtigt\r\nwerden.\r\nWirtschaftlichkeit als Teil des Zieldreiecks des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) fehlt bisher in der SES\r\nDas EnWG gibt vor, dass die SES eine „Systemkostenplanung einschließlich Szenarien“ beinhalten soll. Diese fehlen in der SES vollständig. Zudem lässt die SES Fragen zur betriebswirtschaftlichen Umsetzbarkeit unberücksichtigt. Zwar ist nachvollziehbar, dass eine umfassende Analyse politischer und regulatorischer Instrumente, die Infrastrukturbedarfe betriebswirtschaftlich darstellbar machen, den Rahmen der SES sprengen würde. Allerdings führt eine davon losgelöste Betrachtung zu mangelnder Vereinbarkeit mit Realitäten, was die Umsetzung erschwert. Deshalb müssen für die Weiterentwicklung der SES Prüfinstrumente entwickelt werden, die die Effizienz politischer und regulatorischer Maßnahmen bewerten und volks- sowie\r\nbetriebswirtschaftliche Faktoren berücksichtigen.\r\nEine Risikoanalyse ist notwendig\r\nDie SES sollte eine Risikoanalyse beinhalten, die alternative Transformationspfade aufzeigt,\r\num frühzeitig Handlungsspielräume zu identifizieren. Dafür sind kurzfristige Risikofaktoren zu\r\ndefinieren (beispielsweise Ziele, deren Erreichung innerhalb der nächsten fünf Jahre als besonders optimistisch erscheint) und alternative Transformationspfade in die weitere Entwicklung\r\nder SES einzubeziehen.\r\nWürdigung der veränderten Rolle der Verteilnetzbetreiber (VNB) im Rahmen der Transformation\r\nVNB übernehmen immer mehr Verantwortung für die Systemstabilität. Gleichzeitig stehen sie\r\nvor vielfältigen Herausforderungen, die nicht ausschließlich in ihrer eigenen Verantwortung\r\nliegen: Materialknappheit, langwierige Genehmigungsprozesse, Fachkräftemangel und fehlende gesellschaftliche Akzeptanz des Netzaus- und -umbaus. Das verstärkt die Notwendigkeit\r\ndie grundlegenden Pfadentscheidungen zur Erreichung wirtschaftlich effizienter technischer\r\nSeite 4 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nund prozessualer Handlungsoptionen aufzuzeigen und die dringlichsten Themen darüber hinaus an die Öffentlichkeit zu kommunizieren.\r\nDigitalisierung ist ein wesentlicher Bestandteil des Transformationsprozesses\r\nDie Digitalisierung ist eine unerlässliche Basis für die Umwandlung der gesamten Energieinfrastruktur. Bisher wird die Digitalisierung lediglich als Mittel zum Bürokratieabbau in der SES berücksichtigt.\r\nWie bewerten Sie die SES als gemeinsame Grundlage für die Szenariorahmen der Netzentwicklungsplanung? Welche Weiterentwicklungsbedarfe sehen Sie? Max. 3.000 Zeichen\r\nAbstimmung der Eingangsgrößen für die unterschiedlichen Planungsprozesse\r\nDie SES ist ein geeignetes Instrument, um die Prozesse der Szenariorahmen sowie der daraus\r\nresultierenden Netzentwicklungspläne (NEP) für das Übertragungsnetz Strom, das Fernleitungsnetz Gas/H2 und die Verteilnetze sektorübergreifend abzustimmen. Das Ziel, die dem\r\nNetzausbau zugrundeliegenden Daten und Prognosen – soweit erforderlich – abzustimmen\r\nund dadurch eine gemeinsame, konsistente Planungsgrundlage zu schaffen, sollte jedoch\r\ndeutlich stärker verfolgt werden.\r\nUnterschiedliche Planungszyklen erschweren die Aktualisierung der NEP\r\nDie SES ist im EnWG als Grundlage für die NEP-Strom und Gas/H2 verankert und wird alle vier\r\nJahre, beginnend 2027, von der Bundesregierung vorgelegt. Im Gegensatz dazu erstellen die\r\nFernleitungs- und Übertragungsnetzbetreiber (FNB/ÜNB) ihre Szenariorahmen und NEP alle\r\nzwei Jahre, sodass diese jeden zweiten Planungszyklus auf eine möglicherweise überholte SES\r\nzurückgreifen müssen.\r\nUnklarheit über die Verknüpfung der Planungsinstrumente\r\nDer BDEW empfiehlt, eine zeitliche Darstellung zu entwickeln, die zeigt, wie sich die Bundesregierung das Ineinandergreifen der unterschiedlichen Planungsinstrumente vorstellt. Die Darstellung sollte ebenfalls die regionalen Planungsprozesse (Kommunale Wärmeplanung, Netzausbauplanung der VNB-Strom sowie zukünftig die Stilllegungs- und Entwicklungs- sowie Wasserstofffahrpläne der VNB-Gas) und europäische Planungen mitabbilden. Gegebenenfalls müssen Hierarchieebenen festgelegt werden, um die Komplexität zu reduzieren und zu einem\r\nkonsistenten Gesamtbild zu gelangen. Neben den Fristen für die Einreichung der Infrastrukturplanungen und Szenariorahmen müssen deren Erarbeitungsphasen in der zeitlichen Darstellung unbedingt berücksichtigt werden.\r\nUnter Berücksichtigung der Planungszyklen aller Planungsinstrumente muss der Zeitplan für\r\ndie Veröffentlichung der SES und deren Aktualisierungsintervalle möglicherweise nochmals\r\nüberdacht werden.\r\nSeite 5 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nBewertungsverfahren für die Berücksichtigung der SES fehlt\r\nAnhand eines Bewertungsverfahrens sollte überprüft werden können, ob und wie gut die SES\r\nin den NEP und NAP berücksichtigt wird. Dadurch kann die Weiterentwicklung der SES konsequent und zielgerichtet gestaltet werden.\r\nPrioritäten sollten klar benannt und regelmäßig überprüft werden\r\nInsbesondere die Energiebranche ist auf allen Ebenen stark vom Fachkräftemangel sowie einer regelmäßigen Projektflut betroffen. Finanzmittel und Personalressourcen sollten fokussiert eingesetzt werden, um zunächst die größten Potenziale bei der CO2-Einsparung zu heben.\r\nDafür müssen Prioritäten klar definiert werden.\r\nFortentwicklung der Langfristszenarien\r\nDie SES basiert auf den Langfristszenarien der Bundesregierung. Damit diese bei der Weiterentwicklung der SES als belastbare Grundlage genutzt werden können, ist eine Aktualisierung\r\nder Daten auch unter Berücksichtigung der tatsächlichen Entwicklung erforderlich.\r\nWie bewerten Sie die Beteiligungsmöglichkeiten im Prozess der SES? Haben Sie Verbesserungsvorschläge? Max. 3.000 Zeichen\r\nDer BDEW bewertet die breite Stakeholderbeteiligung bei der Erstellung einer gesamtstrategischen Betrachtung positiv. Diese ist von großer Bedeutung, um ein umfassendes Bild zu entwickeln. Daher sollte sichergestellt werden, dass alle Akteursgruppen ausreichend Berücksichtigung finden.\r\n2 Fragen zu den Inhalten der SES\r\n2.1 Strategischer Rahmen\r\nWelche allgemeinen Anmerkungen habe Sie zur Beschreibung der Ausgangslage, Funktion\r\nund Ziele der SES? Max. 2.500 Zeichen\r\nDie Unsicherheiten welche konkreten Transformationspfade beschritten werden, ist groß. Die\r\nAussage, dass eine Risikostreuung und das Aufrechterhalten von Handlungsoptionen einen\r\nMehrwert bieten, bewertet der BDEW positiv. Dies sollte anhand einer Risikoanalyse transparent gemacht werden. Ebenso ist die Feststellung, dass die SES ein Prozess ist, in dessen Rahmen die technisch-systemischen Erkenntnisse regelmäßig überprüft und aktualisiert werden,\r\nzu begrüßen.\r\nSeite 6 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\n2.2 Energienachfrage\r\nTeilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die\r\nIndustrie? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? Max 3.000 Zeichen\r\nIm gesamten Kapitel Industrie sollte begrifflich stärker differenziert werden: „Biomasse“ als\r\nBegriff ist zu breit gefasst, um strategisch relevante Energieträger und deren Bedarf an eine\r\nInfrastruktur klar zu identifizieren. Der Begriff „Biomasse“ gibt keinen Aufschluss darüber, wie\r\nviel Biomethan, Biogas oder feste Biomasse genutzt wird bzw. werden soll. Auch bei Wasserstoffderivaten wäre eine genauere Aufschlüsselung hinsichtlich des Anteils der verschiedenen\r\nDerivate wünschenswert.\r\nLaut der SES wird der Wasserstoffbedarf der Industrie bis 2030 voraussichtlich primär in der\r\nStahlproduktion liegen, möglicherweise auch in der Chemieindustrie. Nach 2030 ist mit einem\r\ndeutlichen Anstieg der Nachfrage zu rechnen, sodass bis 2045 der größte Anteil des Wasserstoffs in der Chemieindustrie als Rohstoff genutzt werden könnte. Die Prognosen reichen bis\r\n2045 von einem Wasserstoffbedarf zwischen 200 und 450 TWh, abhängig von der Entwicklung. Aufgrund der Bandbreite des prognostizierten Wasserstoffbedarfs muss der Ausbau der\r\ndafür erforderlichen Infrastruktur zwingend zusammen gedacht und realisiert werden.\r\nDie Aufnahme des O45-H2 Langfristszenarios im Industriesektor ist positiv zu bewerten. Allerdings ist die Begrenzung auf einzelne Industriezweige (Stahl, Chemie und teilw. Hochtemperaturprozesse) kritisch. Ein erheblicher Teil der Industrie befindet sich im Verteilnetz, auch diese\r\nKunden haben definierte Dekarbonisierungsvorgaben zu erfüllen und streben ebenfalls eine\r\nWasserstoffversorgung an. Die Aufteilung zwischen stofflicher und elektrischer Energie ist ausschließlich in dezidierten Abstimmungen mit einzelnen Industriekunden und Letztverbrauchern abzuleiten. Insofern sind bei einem szenariobasierten Ansatz laufend die Bedarfe abzugleichen.\r\nDas EnWG gibt vor, dass die SES eine „Systemkostenplanung einschließlich Szenarien“ beinhalten soll. Auch mit Blick auf die Wasserstoff-Ziele sollte neben der volkswirtschaftlichen Perspektive und den politischen Zielen die betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit berücksichtigt\r\nwerden. Nur durch die Verbindung dieser Faktoren ist eine Vereinbarkeit der realen Entwicklungsmöglichkeiten mit den Zielen möglich.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die\r\nTransformation der Industrie von Bedeutung sind? Max 2.500 Zeichen\r\nDie Transformation der Industrie erfordert eine differenzierte Betrachtung verschiedener Aspekte. Ebenso wäre es sinnvoll zu prüfen, ob neue Industrieansiedlungen bevorzugt an\r\nSeite 7 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nerzeugungsstarken Standorten mit kurzen Transportwegen erfolgen könnten, während gleichzeitig die Erzeugungskapazitäten an industriellen Lastschwerpunkten ausgebaut werden. Derzeit zeichnet sich eine rückläufige Entwicklung im Industriebereich ab, die durch die Abwanderung energieintensiver Industrien an die Ränder der Europäischen Union (EU) mit günstigeren\r\nGrün-Stromgestehungskosten weiter verstärkt werden könnte – trotz des geplanten CO2-\r\nGrenzausgleichsmechanismus (Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM)).\r\nFür die vollständige Dekarbonisierung der Industrie sind die Nutzung von Kohlenstoff, die\r\nSpeicherung unvermeidbarer CO2-Emissionen und die Generierung von Negativemissionen unabdingbar. Hierfür bedarf es einer engen Verzahnung der Langfriststrategie für Negativemissionen, der Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie und der Nationalen Biomassestrategie sowie eines klaren Rechtsrahmens für den Transport, die Verteilung und die Speicherung von\r\nCO2. Zudem sollten die individuellen Nutzungs- und Investitionszyklen in Zusammenhang mit\r\nder notwendigen Kosteneffizienz an den verschiedenen Industriestandorten gebracht werden.\r\nEs besteht zudem Forschungsbedarf dazu, wie die internationale Wettbewerbsfähigkeit der\r\ndeutschen Industrie und das Ziel der Klimaneutralität in Übereinstimmung gebracht werden\r\nkönnen.\r\nTeilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den\r\nGebäudesektor? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? Max. 3.000 Zeichen\r\nAus Sicht des BDEW sollten bestehende oder sich entwickelnde Wasserstoff- und Biomethanbedarfe für Haushalts- und Gewerbekunden im Wärmemarkt berücksichtigt werden. Diese\r\nkönnen beispielsweise dort eine wichtige Rolle spielen, wo bereits ein Gasverteilnetz vorhanden ist und das Stromverteilnetz nicht für den flächendeckenden Betrieb von Wärmepumpen\r\nausgelegt ist, sodass ein kostenintensiver Ausbau der Strominfrastruktur erforderlich wäre.\r\nHier sollten die Kosten der jeweiligen Aus- bzw. Umbaubedarfe gegenübergestellt sowie die\r\nKundennachfrage berücksichtigt werden. Ein solcher Zusammenhang kann nicht allein aus den\r\nkommunalen Wärmeplänen abgeleitet werden, da diese keine integrierte Netzplanung umfassen. Die Ausweisung von Versorgungsgebieten in kommunalen Wärmeplänen sieht keine Prüfung der Stromnetzkapazitäten vor.\r\nPositiv hervorzuheben ist, dass in der SES bereits darauf eingegangen wird, dass eine Wasserstoffversorgung von Haushaltskunden unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit in Regionen möglich ist, in denen industrielle Ankerkunden beliefert werden. Gleichzeitig wurde der\r\nZubau von Wärmepumpen im Vergleich zum Zwischenbericht deutlich angehoben, ohne dabei\r\ndie Kosten und die Wirtschaftlichkeit ausreichend zu berücksichtigen. Gleiches gilt für den\r\nAusbau von Wärmenetzen. Neben einer Orientierung an wirtschaftlichen Kriterien sollte bei\r\nSeite 8 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nder dezentralen Wärmeversorgung mit grünen Gasen und Wasserstoff insbesondere auch die\r\n(Nicht-)Verfügbarkeit alternativer Wärmeversorgungsoptionen Berücksichtigung finden.\r\nDie SES konzentriert sich im Gebäudesektor ausschließlich auf das Szenario O45-Strom der\r\nBMWK-Langfristszenarien. Ähnlich wie im Industriesektor sollte jedoch auch das Szenario\r\nO45-H2 berücksichtigt werden, um eine größere Bandbreite an Lösungsmöglichkeiten aufzuzeigen.\r\nBiomethan und Biomasse können regionalspezifisch einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung leisten. Wie beim Wasserstoff sind hier die Ergebnisse der kommunalen Wärmeplanung abzuwarten.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die\r\nTransformation des Gebäudesektors von Bedeutung sind? Max. 2.500 Zeichen\r\nIn der SES vorgebrachte Argumente gegen den Einsatz von Wasserstoff im Gebäudesektor beziehen sich auf den unvorhersehbaren zukünftigen Preis sowie den höheren Strombedarf für\r\ndie Herstellung von Wasserstoff im Vergleich zur direkten Nutzung durch Wärmepumpen.\r\nDarüber hinaus fehlt ein belastbarer Kostenvergleich der verschiedenen Technologiepfade,\r\nder auf fundierten Kostenannahmen für die verschiedenen Energieträger basiert und ihre jeweiligen positiven Effekte auf das gesamte Energiesystem berücksichtigt.\r\nLaut SES wird bis 2030 kein signifikanter Einsatz von Wasserstoff im Gebäudebereich erwartet,\r\nwas mit dessen Verfügbarkeit und den hohen Kosten begründet wird. Langfristig könnte sich\r\ndiese Perspektive jedoch ändern, was in den aktuellen Szenarien nicht hinreichend berücksichtigt wird.\r\nEs sollte geprüft werden, wie die SES mit den Investitionszyklen im Gebäudesektor in Einklang\r\ngebracht werden kann und in welchem Umfang die Investitionsfähigkeit der Eigentümer gewährleistet ist.\r\nTeilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den\r\nVerkehrssektor? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? Max. 3.000 Zeichen\r\nDas Erreichen der klimaschutzpolitischen Ziele im Verkehrssektor gelingt nur, wenn alternative Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe verstärkt und konsequent zum Einsatz kommen und alle\r\nverfügbaren Optionen genutzt werden. Insbesondere im Personenkraftverkehr ist die Pfadentscheidung zugunsten der Elektromobilität gefallen, welche sich als die effizienteste Technologie herauskristallisiert hat. Dies lässt sich vor allem vom Rekordausbau von Ladeinfrastruktur\r\nin Deutschland und dem weltweit steigenden Absatz von Elektrofahrzeugen ableiten.\r\nSeite 9 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nMit Blick auf die schweren Nutzfahrzeuge tritt der BDEW für einen technologieoffenen und\r\nmarktbasierten Ansatz bei der Erfüllung der europäischen Vorgaben und nationalen Klimaschutzziele für den Verkehr unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe ein, da jede alternative Antriebsform spezifische Vorteile aufweist und\r\nalle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehrssektor erforderlich sein werden.\r\nVor diesem Hintergrund spricht sich der BDEW für eine zielgerichtete und ambitionierte Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für schwere Nutzfahrzeuge aus. Für den Hochlauf des\r\nelektrischen Schwerlastverkehrs ist vor allem die Bereitstellung von Flächen für die notwendige Infrastruktur sowie die Beschleunigung von Genehmigungs- und Netzanschlussverfahren\r\nunabdingbar.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die\r\nTransformation des Verkehrssektors von Bedeutung sind? Max. 2.500 Zeichen\r\nIn der langfristigen Perspektive der SES sollten auch erkennbar disruptive Entwicklungen untersucht werden. So könnten autonom fahrende Fahrzeuge schon auf mittlere Frist deutliche\r\nVeränderungen des Fahrzeugbestands und der Infrastruktur zur Bereitstellung der Energie im\r\nVerkehrssektor mit sich bringen.\r\n2.3 Energieangebot\r\nTeilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die Stromerzeugung? Max. 3.000 Zeichen\r\nDie SES betont die Notwendigkeit des beschleunigten Ausbaus der erneuerbaren Energien.\r\nDafür ist der ganzheitliche Planungsansatz der SES grundsätzlich zu begrüßen, der systemdienliche Zubau- und Produktionsentscheidungen unterstützen kann. Für den schnellen Ausbau\r\nder erneuerbaren Energien sind die Verfügbarkeit von Flächen und die Beschleunigung der\r\nGenehmigungsverfahren weiterhin von zentraler Bedeutung. Bei der Netzanbindung sind bei\r\ndeutlich steigender Erzeugungsleistung Optionen zur gemeinsamen Nutzung von Netzverknüpfungspunkten durch PV-Freiflächen, Wind an Land-Anlagen und Speichern zu prüfen, um\r\nverfügbare Netzkapazitäten effizient zu nutzen und den erforderlichen Netzausbau sachgerecht zu dimensionieren.\r\nZusätzlich greift die SES die Bedeutung von zusätzlichen, H2-ready-Gaskraftwerken für die Absicherung der Stromerzeugung auf. Da die Errichtung neuer Gaskraftwerke mehrere Jahre\r\ndauert, braucht es nun eine schnelle Lösung zum Aufbau dieser zusätzlichen gesicherten Leistung. Es wird auch nach 2030 einen Investitionsbedarf für flexible gesicherte Leistung geben.\r\nSeite 10 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nEs wird nicht klar, inwieweit die Zubaupläne der vom BMWK vorgelegten Kraftwerksstrategie\r\n(12,5 GW) mit dem in der SES genannten Bedarf an Wasserstoffkraftwerken (60 bis 80 GW\r\noder mehr bis 2045) in Einklang zu bringen sind.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Stromerzeugung? Max.\r\n2.500 Zeichen\r\nNeben den H2-ready-Gaskraftwerken können biomethanbasierte Reservekraftwerke gesicherte Leistung zur Verfügung stellen. Eine Nutzung deren Potenzials sollte im Rahmen der\r\nSES diskutiert werden. Hierbei sollte der maßgebliche Prozess des Versorgungssicherheitsmonitorings beachtet werden.\r\nDarüber hinaus besteht weiterer Untersuchungsbedarf wie eine Markt- und Netzintegration\r\nder erneuerbaren Energien verbessert werden kann, um die Transformation des Energiesystems kosteneffizient verwirklichen zu können und gleichzeitig die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Um den erforderlichen Ausbau der Energieinfrastruktur so effizient wie möglich\r\nvoranzutreiben, sollte der Ausbau der Transport- und Verteilnetze für Strom besser mit dem\r\nAusbau der erneuerbaren Energien harmonisiert werden, so dass Kapazitäten effizient aufeinander abgestimmt und genutzt werden.\r\nMaßgeblich für den Erfolg der Energiewende ist weiterhin der Ausbau der geplanten StromTrassen von Nord nach Süd, um die aktuell produzierten und insbesondere zukünftigen\r\nGrünstrommengen zu den Verbraucherinnen und Verbrauchern und für die Dekarbonisierung\r\nder Industrie in Mittel- und Süddeutschland zu transportieren und effizient nutzen zu können.\r\nIm Bereich Offshore-Windenergie kann eine bessere Auslastung der Offshore-Netzanbindungen durch Erhöhung der spezifischen Volllaststunden und Erträge der Offshore Windparks im\r\nRahmen einer Anpassung der Flächenbebauung sinnvoll erreicht werden. Um dieses Ziel effizient zu erreichen, sind die verfügbaren Flächen stärker auf Ertrag und Kosten zu optimieren.\r\nZu prüfen ist ein Wechsel zu Ertragszielen in Terawattstunden, ohne das Offshore-Ausbauziel\r\nzu verringern. Die wichtigen Offshore-Wind-Ausbauziele im WindSeeG schaffen langfristig Planungssicherheit für Betreiber, Hersteller, Zulieferindustrien und Netzbetreiber. Gleichzeitig\r\nwird das Vertrauen in Investitionen gestärkt.\r\nTeilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die Wärmeerzeugung in Wärmenetzen? Max. 3.000 Zeichen\r\nWärmenetze spielen insbesondere im dichtbesiedelten Ballungsraum eine zentrale Rolle bei\r\nder Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Es ist richtig, dass die SES neben Groẞwärmepumpen auch von ergänzenden Technologien wie stromgeführten Wasserstoff betriebenen\r\nSeite 11 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nKraft-Wärme-Kopplung (KWK) – Anlagen, Geothermie, Solarthermie, Elektrokesseln, (ind.) Abwärme und Abfall-KWK für die Wärmeerzeugung in Wärmenetzen ausgeht. Als gasförmiger\r\nEnergieträger könnte neben Wasserstoff auch der Einsatz von Biomethan in Fernwärmesystemen für viele Stadtwerke eine wertvolle Option zur Dekarbonisierung darstellen, insbesondere zur Abdeckung von Spitzenlasten. Bereits heute tragen zahlreiche Biogas- und Biomethananlagen durch die Versorgung von Nahwärmenetzen zur Dekarbonisierung bei. Diese bereits\r\nbestehenden Anlagen sollten unbedingt in der SES berücksichtigt werden.\r\nEs ist zutreffend, dass sich die Rolle der KWK in Zukunft verändern wird. In einem Energiesystem, das von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien dominiert wird, ist es entscheidend, eine möglichst flexible und damit systemdienliche Energieerzeugung durch KWK-Anlagen zu gewährleisten. Eine möglichst flexible und effiziente Fahrweise kann durch das umgebende System unterstützt werden. Dazu zählen insbesondere Wärmenetze und -speicher, alternative Wärmeerzeuger sowie die Möglichkeit, die Wärmenachfrage zu flexibilisieren. Ein\r\nderart flexibilisierter und systemdienlich orientierter Betrieb führt jedoch zu geringeren Vollbenutzungsstunden für KWK-Anlagen bei gleichzeitig höheren Investitionskosten (Leistung\r\nNetzanschlusspunkt, Wärmespeicher u.a.) im Vergleich zur Vergangenheit. Dennoch wird die\r\nKWK aufgrund ihrer Doppeleigenschaft – zur Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung\r\nsowie zur besonders effizienten Nutzung zunächst begrenzt verfügbarer klimaneutraler Brennstoffe – auch mit reduzierten Vollbenutzungsstunden in Wärmenetzen weiterhin eine zentrale\r\nRolle einnehmen.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Wärmeerzeugung in Wärmenetzen? Max. 2.500 Zeichen\r\nDas Energieeffizienzgesetz (EnEfG) von 2023 hat erstmals einen sektorübergreifenden rechtlichen Rahmen erschaffen, um die Energieeffizienz in Rechenzentren und IT-Betrieben einschließlich der Abwärmenutzung zu regulieren. In keinem der Langfristszenarien wurde dieses\r\nAbwärmepotenzial als Wärmequelle aufgeführt. Eine Untersuchung dieses Potenzials für die\r\nDekarbonisierung von Wärmenetzen ist daher notwendig.\r\nDarüber hinaus sollte die SES den zukünftigen Bedarf an KWK-Anlagen klarer herausarbeiten\r\nund darlegen, wie die Umstellung auf klimaneutrale Brennstoffe, wie insbesondere Biomethan\r\nund Wasserstoff, in diesen Anlagen erfolgen soll.\r\nTeilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für das Angebot von\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivaten? Max. 3.000 Zeichen\r\nSeite 12 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nMit einer systemdienlichen Verortung von Elektrolyseuren wird die Effizienz des Stromnetzes\r\nerhöht und zusätzlicher Netzausbau reduziert. Eine dezidierte Analyse der ÜNB zu systemdienlichen Regionen steht allerdings noch aus. Zukünftig sollte bei der Einstufung von Elektrolyseuren als systemdienlich auf diese Analyse Bezug genommen werden. Es ist wahrscheinlich, dass\r\nüberwiegend in Norddeutschland Standorte mit Überschussstrom vorliegen. Der Bau in diesen\r\nRegionen könnte durch verschiedene Werkzeuge, wie z.B. die regionale Differenzierung des\r\nBaukostenzuschusses oder eine Netzentgeltreduktion, angereizt werden. Elektrolyseure im\r\ngesamten Bundesgebiet sollten grundsätzlich als systemdienlich eingestuft werden können,\r\nwenn sie nicht zu Engpässen im Stromnetz führen. Hintergrund ist, dass Elektrolyseure für das\r\nVersorgungssystem potenzieller Wasserstoffabnehmer aufgrund des perspektivischen Bedarfs\r\nan grünem Wasserstoff essenziell sind. Die Systemdienlichkeit sollte sich daher nicht ausschließlich auf die Stromnetze begrenzen.\r\nZur Steuerung der Betriebsweise von Elektrolyseuren wird richtig dargestellt: „Elektrolyseure\r\nsollten in Zeiten einer hohen Stromerzeugung und gleichzeitig geringer Nachfrage Wasserstoff\r\naus erneuerbaren Energien erzeugen“ (S.39). Die aktuelle Regulierung durch die Strombezugskriterien verhindert dies. Die stündliche Korrelation zwischen Elektrolysebetrieb und Betrieb\r\nder unter Vertrag befindlichen EE-Anlage verhindert, dass sich der Elektrolyseur an den Strompreisen orientiert, was vielmehr „Zeiten hoher Stromerzeugung und gleichzeitig geringer\r\nNachfrage“ im Gesamtsystem entspricht. In der SES werden die Betriebsweise und die technischen Eigenschaften von Elektrolyseuren als wesentliche Herausforderungen bei der Systemintegration erkannt (S. 35). Die technische Umsetzbarkeit muss in jedem Falle gegeben\r\nsein.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf Wasserstoff und Wasserstoffderivate? Max. 2.500 Zeichen\r\nEs ist notwendig, die Ziele zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur mit der aktuellen Entwicklung hinsichtlich des Wasserstoffbedarfes abzugleichen und entsprechend anzupassen.\r\nZudem muss analysiert werden, in welchen Mengen Wasserstoff wem und ab wann zur Verfügung steht. Aus systemischen Gründen ist hier ein Abgleich der Industriebedarfe mit den Bedarfen für Wasserstoff-Kraftwerke dringend erforderlich.\r\nDie SES sieht für die Übergangsphase bis zur ausreichenden Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff blauen Wasserstoff als Möglichkeit zur Emissionsreduktion vor. Neben blauem Wasserstoff bieten ebenso andere kohlenstoffarme Wasserstoffe das Potenzial zur Emissionsreduktion und sollten daher nicht ausgeschlossen werden. Dies wäre auch konsistent mit der\r\nNationalen Wasserstoffstrategie 2023 sowie dem primär technologieoffenen Ansatz bzgl. der\r\nverschiedenen Herstellungsformen des kohlenstoffarmen Wasserstoffs im derzeit in Erstellung\r\nbefindlichen Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe.\r\nSeite 13 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nTeilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den Energiehandel? Max. 3.000 Zeichen\r\nDie SES beschreibt richtig, dass der Energiehandel die Versorgungssicherheit auf den Märkten\r\nerhöht. Folgerichtig muss ein erhöhter Stromhandel von den Stromnetzen abgedeckt werden.\r\nDamit verbunden ist ein erforderlicher Netzausbau. Die Schwierigkeit aus Sicht des BDEW ist,\r\ndas Optimum in der Kosten-/Nutzenbetrachtung entlang des Systementwicklungspfades zu\r\nfinden. Darüber hinaus sollte in der SES der europäische Handel mit Biomethan ebenfalls berücksichtigt werden.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf den Energiehandel? Max.\r\n2.500 Zeichen\r\nKeine Anmerkungen\r\nTeilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für Flexibilität und\r\nSpeicher (Strom-, Wärme-, Wasserstoffspeicher)? Max. 3.000 Zeichen\r\nDie SES identifiziert flexible Verbraucher und Speicher als wichtige nachfrageseitige Flexibilitätspotenziale, die helfen, variable Erzeugung erneuerbarer Energieträger zu integrieren und\r\nwichtige Dienstleistungen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität bereitzustellen. Lokaler\r\nVerbrauch oder lokale Speicherung von erneuerbarem Strom können außerdem die Netzausbaubedarfe reduzieren. Grundsätzlich teilt der BDEW diese Einschätzung, allerdings gibt die\r\nSES keine Hinweise darauf, wie dieses Zielbild erreicht werden soll. Im aktuellen Energy-only\r\nMarkt werden flexible Verbraucher und Speicher primär anhand des Marktpreises optimiert.\r\nDer Roll-out von Smart Metern fördert diese Optimierung in Zukunft weiter. Netzengpässe\r\noder lokale Erzeugungsüberschüsse werden hingegen nicht berücksichtigt. Entsprechende Anreize zur Nutzung von system- und/oder netzdienlichen Flexibilitäten müssen entwickelt werden.\r\nGleichzeitig erhalten die Stromnetzbetreiber derzeit immer mehr Anschlussbegehren von\r\nGroßbatteriespeichern, deren Zubau in der SES als Folge der Modellierung in den Langfristszenarien unterschätzt wird. Die in den Ankerpunkten genannten Zahlen für „stationäre Batteriespeicher“, die sowohl Kleinbatteriespeicher (in privaten Haushalten) als auch Großbatteriespeicher umfassen, sind nach Auffassung des BDEW mit > 35 GW im Jahr 2035 und > 50 GW\r\nim Jahr 2045 zu klein. Die in der SES genannten Zahlen für stationäre Batteriespeicher stellen\r\nallenfalls die untere Grenze für Kleinbatteriespeicher dar. Großbatteriespeicher wären dann\r\nnoch additiv hinzuzunehmen. Darüber hinaus wird in der SES die Entwicklung des Speichervolumens je GW installiertem Großbatteriespeicher ebenfalls unterschätzt. So wird im NEP der\r\nSeite 14 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nÜNB etwa eine Verdoppelung des Verhältnisses zwischen dem Speichervolumen und der installierten Speicherleistung im Zeitraum von 2037 bis 2045 angenommen.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf Flexibilität und Speicher\r\n(Strom-, Wärme-, Wasserstoffspeicher)? Max. 2.500 Zeichen\r\nDer BDEW sieht weitere Untersuchungsbedarfe bei der notwendigen regulatorischen Weiterentwicklung zur effizienten Steuerung von flexiblen Verbrauchern und Speichern zur Systemund Netzstabilität. Nur wenn Preissignale die tatsächliche Erzeugungs- und Netzkapazität widerspiegeln, können flexible Verbrauchsanlagen zur System- und Netzstabilität beitragen. Für\r\nden schnellen Ausbau von Speichern und Flexibilitätspotenzialen sollten die Maßnahmen der\r\nStrom-Speicherstrategie vom Dezember 2023 zügig umgesetzt werden.\r\nNeben der Hebung der Flexibilität im Stromsystem sollten auch die Sektorkopplungspotenziale\r\nweiter untersucht werden. Es sollte untersucht werden, wie sich beispielsweise eine weitgehendere Nutzung des Wasserstoffspeicherpotenzials auch für die Deckung des Flexibilitätsbedarfs in angrenzende Märkte auf das deutsche und europäische Energiesystem auswirkt.\r\n2.4 Infrastrukturen\r\nTeilen Sie die Beschreibung der Methan- und Wasserstoffnetze? Max. 3.000 Zeichen\r\nDie SES erkennt richtigerweise an, dass das Wasserstoff-Kernnetz lediglich die erste Stufe eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes ist. Das Kernnetz hat keinen Fokus auf die Abnehmer und umfasst keine Anschlussleitungen. Zudem gibt es Regionen, die mit dem WasserstoffKernnetz nicht ausreichend erschlossen sind. Die Dimension eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes sollte dabei an den aktuellen Entwicklungen und der realen Kundennachfrage ausgerichtet werden.\r\nAllein 1,4 Millionen Industrie- und Gewerbekunden sind am nachgelagerten Erdgasverteilnetz\r\nangeschlossen. Hinzu kommen viele Kraftwerke und Erzeugungsanlagen. Zudem wird richtigerweise in der SES darauf hingewiesen, dass auch im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung zunächst noch ermittelt werden muss, inwieweit Wasserstoff in der Wärmeversorgung\r\neingesetzt werden wird.\r\nErgänzend sollte ebenfalls ermittelt werden, welche Rolle Biogas und Biomethan in den verschiedenen Sektoren, wie beispielsweise in der Stromerzeugung oder der Wärmeversorgung\r\neinnehmen werden.\r\nDie SES muss die Weiterentwicklung des Methan- und Wasserstoffnetzes im Sinne eines bedarfsfolgenden Ausbaus umfänglich adressieren. Die Aussage: „eine Umwidmung von\r\nSeite 15 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nGasverteilnetzen bzw. Gasleitungen auf Wasserstoff kann in Einzelfällen sinnvoll sein“ greift\r\ndafür deutlich zu kurz.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Methan- und Wasserstoffnetze? Max. 2.500 Zeichen\r\nDie Genehmigung des Antrags für das Wasserstoff-Kernnetz war ein zentraler Schritt für den\r\nAufbau einer Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Im weiteren Verlauf der Umsetzung des\r\nKernnetzes gilt es, aktuelle Entwicklungen zu beobachten und die Planungen entsprechend\r\nanzupassen. Dabei können die systemisch benötigten H2-Mengen für die saisonale Speicherung in Gasspeichern einen wichtigen Ankerpunkt darstellen. Aus Sicht des BDEW sollte daher\r\ngeprüft werden, inwieweit Wasserstoffspeicher, soweit sie in der bisherigen Planung keine Berücksichtigung gefunden haben, eine Entlastung der Netze bewirken können und welches Potenzial ihr Einsatz für die Reduzierung des Netzausbaus bietet. Zudem könnte eine differenzierte Bedarfsabfrage bei Industrie und Gewerbe, unter Berücksichtigung realistischer Preisprognosen für grüne Gase, einen weiteren wichtigen Indikator liefern. Solche Bedarfsabfragen\r\nsollten zunehmend verbindlich werden, um Mehrfach-Nennungen von Unternehmen für Infrastrukturanbindungen (H2, CH4, Strom) sukzessive zu reduzieren und so eine Überdimensionierung der Infrastrukturen zu vermeiden. Dabei muss berücksichtigt werden, dass offiziell gestellte Netzanschlussanfragen bei Netzbetreibern für diese verbindlich sind.\r\nDie Weiterentwicklung regulatorischer Rahmenbedingungen, wie KANU 2.0, sowie die in der\r\nSES genannten Eckpunkte für einen neuen Ordnungsrahmen und deren Auswirkungen auf die\r\nWirtschaftlichkeit des Betriebs von Gasverteilnetzen müssen bei der Erstellung zukünftiger SES\r\nunbedingt berücksichtigt werden.\r\nDie SES geht davon aus, dass „Einspeisung und Transport von Biomethan […] langfristig nicht\r\nüber die Verbindung von Insellösungen hinausgehen werden.“ Im Kontext ansteigender Transite sowie Importe von Biomethan sollte im Rahmen der SES jedoch zunächst geprüft werden,\r\nin welchem Umfang zukünftig ein Fernleitungsnetz für Methan erforderlich ist und wie es sich\r\nauf die Effizienz und Stabilität des Energiesystems auswirken würde.\r\nEine Auswertung und Aggregation der Wärmepläne analog zu der bereits für Baden-Württemberg durch ifeu durchgeführten Zusammenfassung wäre wünschenswert, sobald ausreichendes Material vorliegt.\r\nTeilen Sie die Beschreibung der Stromnetze? Max. 3.000 Zeichen\r\nAuch aus Sicht des BDEW ist der Ausbaubedarf der Stromverteil- und Übertragungsnetze groß.\r\nAus der SES geht hervor, dass der erforderliche Netzausbau bei einem stärkeren Einsatz von\r\nSeite 16 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nFlexibilitäten \"etwas gesenkt\" werden kann. Dies müsste spezifiziert bzw. weiter ausgearbeitet\r\nwerden. Flexibilisierung ist derzeit kein Instrument zum Ersatz von Netzausbau. Flexibilitäten\r\nkönnen aber im Rahmen von Übergangszeiten z. B. bis zur Erneuerung für die Bewirtschaftung\r\neines Netzengpasses, eingesetzt werden. Es muss dabei unterschieden werden, mit welchem\r\nZweck – netzorientiert oder marktorientiert - die Flexibilitäten eingesetzt werden und welche\r\nAuswirkungen die unterschiedlichen Flexibilitätseinsätze auf den Ausbaubedarf der Stromnetze haben. Für die zweckdienliche Nutzung von verschiedenen Anlagen/Flexibilitäten (z.B.\r\nnetzdienliche Nutzung von Speichern, netzbildenden Stromrichtern) zur Systemstabilität können zeitlich begrenzte Anreizsysteme geschaffen werden, die dann an den Fortgang des Netzausbaus gekoppelt sind. Zudem kann die beobachtbare massive Preisdegradation der Batteriespeicher zu einer Veränderung des Lastverhaltens führen, wenn ein netzdienliches Verhalten\r\nder Speicher entsprechend angereizt wird.\r\nDer in den Langfristszenarien errechnete Ausbau der Interkonnektoren auf 80-90 GW bis 2045\r\nwäre zwar technisch wünschenswert, geht aber an der Realität vorbei. Hemmende Faktoren\r\nsind sowohl der aktuelle rechtlich-regulatorische Rahmen als auch die mangelnde Bereitschaft\r\nder Nachbarstaaten und der entsprechenden Transmission System Operator (TSO) zum Ausbau von Interkonnektoren. Die große Diskrepanz zwischen dem Vorgehen im NEP der ÜNB\r\n(Annahme der Interkonnektoren des TYNDP), die ein positives Kosten-Nutzen-Verhältnis vorweisen müssen, und dem Vorgehen in den Langfristszenarien (europaweite, volkswirtschaftlich optimierte Modellierung), bei dem der Zubau der Interkonnektoren die „günstigste Flexibilität“ ist, ist bisher nicht aufgelöst.\r\nEs fehlen in der Beschreibung der Stromnetze einige zentrale Aspekte, die den Netzausbau\r\nund Investitionsbedarf treiben bzw. die Weiterentwicklung der Energiewende ausbremsen.\r\nDazu gehört unter anderem die abgestimmte Planung und Realisierung des Netzausbaus im\r\nEinklang mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien. Gleichzeitig sollte mehr Transparenz\r\nüber freie Netzanschlusskapazitäten geschaffen, die gemeinsame Nutzung von Netzanschlusspunkten ermöglicht und eine weitere Fokussierung von netzdienlichen Verortungen in Ausschreibungen umgesetzt werden.\r\nSpezifische Planungsansätze wie auf Seite 49 des SES, “...sollten leitungsbezogene Ausbaumaßnahmen vorausschauend erfolgen und unmittelbar einen langfristig ausreichenden Leitungsquerschnitt vorsehen” sind bereits Teil der Grundsätze des Netzausbauplans, der im\r\nzweijährigen Turnus von Verteilnetzbetreibern nach §14d EnWG erstellt wird. Es ist jedoch sicherzustellen, dass solche vorausschauende Maßnahmen im Rahmen des regulatorischen Effizienzvergleichs berücksichtigt werden.\r\nSeite 17 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Stromnetze? Max. 2.500\r\nZeichen\r\nDer BDEW fordert mehr Transparenz zu den Kosten und deren Treibern beim Netzausbau.\r\nAuch für den Ausbaubedarf der Stromnetze sollten verschiedene Szenarien betrachtet werden. Insbesondere sollten in den Szenarien die sich derzeit abzeichnenden Entwicklungen wie\r\nz.B. die geringere Stromnachfrage oder der schnellere Hochlauf der Batteriespeicher und deren Auswirkungen auf den Stromnetzausbau analysiert werden.\r\nZudem sollten ergänzende Systemstudien zum Netzausbaubedarf unter Berücksichtigung der\r\nkombinierten Nutzung von Flexibilitäten und dynamischer Spitzenkappung durchgeführt werden. Insbesondere sollte dabei vor dem Hintergrund der sinkenden EE-Erzeugerpreise die\r\nWechselwirkung zwischen abgeregelten Energiemengen, zwischengespeicherten Energiemengen und Netzausbaukosten erneut analysiert werden.\r\nEbenfalls nicht ausreichend untersucht, erscheinen die Wechselwirkungen zwischen Übertragungs- und Verteilnetz. Von zunehmender Bedeutung wird zudem die Resilienz der Infrastrukturen gegen Unwetter, Klimaveränderungen oder äußere Angriffe sein. Dies sollte planerisch\r\nverstärkt eingepreist werden.\r\nBei der Planung und Entwicklung der Strominfrastruktur sollte zudem berücksichtigt werden,\r\ndass die Stromverteilnetze je nach Region derzeit entweder last- oder erzeugungsorientiert\r\nsind. Eine ausgeglichene Aufteilung des Erzeugungsangebotes und des Verbrauchs innerhalb\r\neines Versorgungsbereiches ist nicht die Regel.\r\nTeilen Sie die Beschreibung des CO2-Transportnetzes? Max. 3.000 Zeichen\r\nDie SES erkennt, dass eine rechtzeitige und zügige Bereitstellung zuverlässiger und kosteneffizienter Transportoptionen für CO2 die Voraussetzung schafft, um die Wettbewerbsfähigkeit\r\nder deutschen Industriestandorte – z. B. im Bereich Zement, Kalk, Chemie oder Stahl - auch\r\nkünftig zu erhalten und gleichzeitig die Klimaziele zu erreichen. Das CO2-Transportnetz wird\r\nvoraussichtlich neu aufgebaut werden müssen. Grund für den Neubau ist, dass sich die technischen Anforderungen von CO2 zu anderen Gasen unterscheiden und somit eine Umnutzung\r\ndes bestehenden (Erdgas-)Netzes dafür nicht bzw. schlecht geeignet ist.\r\nAktuell wird davon ausgegangen, dass es kostengünstiger und wettbewerbsfähiger ist, CO2 in\r\nder sogenannten “dense”-Phase pipelinegebunden zu transportieren. Wo es geht, werden\r\nTrassen nicht mehr benötigter Erdgasleitungen genutzt, um so wenig wie möglich in Flächen\r\neinzugreifen. Dies ist in Bezug auf Kapazitäten und Antriebsenergie weniger effizient als der\r\nTransport in flüssiger oder dichter Phase. Letztere erfordert zwar mehr technischen Aufwand\r\nSeite 18 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nfür die anfängliche Druckerhöhung, ist jedoch bei größeren Transportmengen und -distanzen\r\nklar zu bevorzugen.\r\nWelche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf das CO2-Transportnetz? Max.\r\n2.500 Zeichen\r\nEs ist zu prüfen, ob neben der technischen Machbarkeit auch eine zeitlich sinnvolle Reihenfolge für die Umstellung realisierbar ist.\r\nNeben den technischen Aspekten ist zusätzlich die Beantwortung der Fragen zum Finanzierungsrahmen und De-Risking für den CO₂-Infrastrukturaufbau untersuchungswürdig. Der Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur erfordert erhebliche Investitionen insbesondere in den\r\nersten Jahren, wenn die Infrastruktur noch nicht vollständig ausgelastet ist. Ohne geeignete\r\nfinanzielle Anreize und Absicherungsmechanismen könnten potenzielle Investoren durch die\r\nhohen Anfangskosten und die Unsicherheiten abgeschreckt werden. Ein verlässlicher Finanzierungs- und Absicherungsmechanismus ist notwendig, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und den Hochlauf der Infrastruktur zu beschleunigen. Dies könnte durch staatliche Förderungen, langfristige Abnahmeverträge oder andere finanzielle Anreize wie z. B. Bürgschaften\r\noder Garantien erreicht werden, die das Risiko für private Investoren minimieren. Ein solcher\r\nRahmen würde nicht nur die Attraktivität von Investitionen in die CO₂-Transportinfrastruktur\r\nerhöhen, sondern auch sicherstellen, dass die notwendigen Kapazitäten rechtzeitig zur Verfügung stehen, um die Klimaziele zu erreichen.\r\n3 Bewertung der Ankerpunkte\r\n3.1 Weiterer Untersuchungsbedarf Ankerpunkte\r\nSehen Sie Ergänzungsbedarf in Bezug auf die Ankerpunkte, z.B. Einbezug zusätzlicher Themen\r\noder Jahre? Max. 2.500 Zeichen\r\nDer BDEW regt an, dass die Ankerpunkte auch in den Netzausbauplänen der Stromverteilnetzbetreiber zu berücksichtigen sind. Für eine bessere Transparenz und Vergleichbarkeit sollten\r\ndie Stützjahre der Ankerpunkte und der Szenariorahmen und NEP der FNB und ÜNB identisch\r\nsein.\r\nZusätzlich zum Arbeitsgasvolumen sollte für die Wasserstoffspeicher noch die erforderliche\r\nEin- und Ausspeicherleistung angegeben werden. Ebenfalls müssen die Ankerpunkte um Angebot und Verbrauch von Biomethan in den jeweiligen Stützjahren ergänzt werden, um die gesamtsystemischen Entwicklungspfade abzubilden.\r\nSeite 19 von 19\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nDr. Isabell Braunger\r\nFachgebietsleiterin\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\n+49 30 300199-1131\r\nisabell.braunger@bdew.de\r\nVera Klöpfer\r\nFachgebietsleiterin\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\n+49 30 300199-1120\r\nvera.kloepfer@bdew.de\r\nChristiane Kutz\r\nFachgebietsleiterin\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\n+49 30 300199-1755\r\nchristiane.kutz@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung\r\nund rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nStellungnahme\r\nzum Kommissionsvorschlag für die\r\nAnpassung der Listen der prioritären\r\nStoffe und Umweltqualitätsnormen\r\n(KOM 2022 (540) final)\r\nÄnderung der Richtlinie 2000/60/EG zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen\r\nder Gemeinschaft im Bereich der Wasserpolitik, der Richtlinie 2006/118/EG zum Schutz des\r\nGrundwassers vor Verschmutzung und Verschlechterung und der Richtlinie 2008/105/EG über\r\nUmweltqualitätsnormen im Bereich der Wasserpolitik\r\nTransparenzregisternummer: 20457441380-38\r\nBrüssel, 29. November 2024\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nVorbemerkung\r\nAm 26. Oktober 2022 veröffentlichte die Europäische Kommission ihren Legislativvorschlag für\r\ndie Änderung der prioritären Stofflisten und Umweltqualitätsnormen. Durch die Festlegung\r\nvon Normen für eine Reihe von Schadstoffen und deren Gemische soll die europäische Bevölkerung und die natürlichen Ökosysteme vor den mit den Schadstoffen verbundenen Risiken\r\ngeschützt werden. Seitdem haben das Europäische Parlament sowie der Rat der EU ihre Positionen verabschiedet, sodass die Trilogverhandlungen in Kürze beginnen können.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt grundsätzlich die\r\nÜberarbeitung der Listen und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz\r\nder Gewässer beitragen werden. Vor allem der in der Parlamentsposition hervorgehobene Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen,\r\nist aus Sicht des BDEW maßgeblich für einen ganzheitlichen Gewässerschutz. Dem entgegen\r\nwürden einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung darstellen.\r\nFür die Trilogverhandlungen hebt der BDEW vier Kernaspekte für die deutsche Wasserwirtschaft hervor:\r\n1. Notwendige Anpassung des Grenzwerts für PFAS in Oberflächengewässer;\r\n2. Zeitliche Kohärenz der Fristen mit den Maßnahmen der kommunalen Abwasserrichtlinie (2024/3019/EU);\r\n3. Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung für die Produzenten der prioritären Substanzen;\r\n4. Grundwasser-Qualitätsnorm von 0,1 µg/L für nicht-relevante PSM-Metaboliten (nrM).\r\nBDEW-Forderungen im Detail\r\n1. Notwendige Anpassung des Grenzwerts für PFAS in Oberflächengewässer\r\nDer Richtlinienvorschlag sieht einen neuen Grenzwert in Höhe von 4,4 ng/L für die Summe von\r\n24 PFAS in Oberflächengewässern vor.\r\nPFAS werden unter natürlichen Bedingungen nicht abgebaut. Folglich ist bereits absehbar,\r\ndass die PFAS-Konzentrationen in der Umwelt so lange ansteigen werden, bis der Eintrag von\r\nPFAS in die Umwelt selbst gestoppt wird. Maßnahmen sollten daher bei den eigentlichen Verursachern wirksame Anreize schaffen, PFAS-Emissionen in die Umwelt vermeiden zu wollen.\r\nEigentliche Verursacher meint hierbei diejenigen, die den PFAS-Eintrag in die Umwelt tatsächlich selbst aktiv beeinflussen können.\r\nGrundsätzlich kann ein Grenzwert für Oberflächengewässer nur auf die aktuelle PFAS-Belastung hinweisen, jedoch nicht den Verursacher ermitteln. Eine Überschreitung dieses Grenzwertes birgt damit das Risiko, das nicht die eigentlichen Verursacher der PFAS-Belastung zur\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nUmsetzung von Maßnahmen verpflichtet werden, sondern nur jene, die PFAS unmittelbar in\r\ndas Oberflächengewässer eintragen, ohne selbst einen direkten Einfluss auf die PFAS-Belastung zu haben. Dies gilt insbesondere für kommunale Kläranlagen, welche systemcharakteristisch PFAS direkt in die Umwelt eintragen, jedoch keinen Einfluss auf die PFAS-Belastung, der\r\ndurch sie zu behandelnden Abwässer, nehmen können.\r\nDa PFAS auch technisch, wenn überhaupt, nur sehr schwer zu entfernen und aktuell noch\r\nkaum in diesen Konzentrationsbereichen zu messen sind, würde dieser vorgeschlagene niedrige Grenzwert zu massiven gesamtgesellschaftlichen Kosten führen, ohne dem Ziel einer Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt direkt an der Quelle Rechnung zu tragen. Der\r\nBDEW lehnt diesen niedrigen Grenzwert daher ab und plädiert dafür, dass PFAS-Grenzwerte in\r\nOberflächengewässern vorrangig nur im Sinne eines Monitorings der IST-Belastungssituation\r\nverstanden werden sollten. Etwaige Maßnahmen sollten zudem immer darauf abzielen, dass\r\nAnreize bei den eigentlichen Verursachern der PFAS-Belastung geschaffen werden, PFAS-Emissionen in die Umwelt direkt an der Quelle vermeiden zu wollen. Nach unserem Verständnis\r\nsollten Maßnahmen insbesondere auf die Hersteller von PFAS sowie Importeuren von PFAShaltigen Produkten abzielen.\r\nDer BDEW fordert die Europäischen Institutionen auf, den Grenzwert der\r\nSumme der 24 PFAS in Oberflächengewässern nur im Sinne eines Monitorings einzuführen und sicherzustellen, dass Maßnahmen nur bei den eigentlichen Verursachern der PFAS-Emissionen in die Umwelt ansetzen.\r\n2. Zeitliche Kohärenz der Fristen mit den Maßnahmen der kommunalen Abwasserrichtlinie (2024/3019/EU)\r\nDie neuen Grenzwerte der prioritären Stofflisten werden eine direkte Auswirkung auf die Notwendigkeit der Einführung der vierten Reinigungsstufe nach überarbeiteter kommunalen Abwasserrichtlinie haben. Es ist daher essenziell, dass sich beide Rechtsakte kohärent ergänzen\r\nund es nicht zu unbeabsichtigten Domino-Effekten kommt. Es ist bspw. zu vermuten, dass der\r\nneu vorgesehen Grenzwert für den Arzneiwirkstoff Diclofenac in einer Vielzahl deutscher Gewässer überschritten werden wird. Allein diese Überschreitung könnte es daher notwendig\r\nmachen, dass eine unverhältnismäßige Vielzahl von kleineren Kläranlagen (zwischen 10.000\r\nund 150.000 EW) eine vierte Reinigungsstufe errichten muss, bevor die vorgesehenen Fristen\r\nnach kommunaler Abwasserrichtlinie erreicht sind. Der BDEW begrüßt daher den Ansatz des\r\nRates, die Umsetzungsrelevanz des Anhangs dieses Legislativvorschlags mit den zeitlichen Vorgaben der überarbeiteten kommunalen Abwasserrichtlinie zu synchronisieren. Das heißt, die\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nEinhaltung der Grenzwerte sollte im zeitlichen Kontext mit den Fristen der kommunalen Abwasserrichtlinie stehen. Eine Verlängerung der Fristen für die Einhaltung der Grenzwerte bis\r\nzum 22. Dezember 2033 bzw. dem 22. Dezember 2039 ist deshalb sinnvoll und angemessen.\r\nDer BDEW unterstützt die Ergänzungen des Rates für die Richtlinie der Umweltqualitätsnormen in Artikel 3(a) im Sinne der Punkte (iii); (iv) und (v) zur\r\nVerlängerung der Fristen zur Einhaltung der angepassten und neuen Grenzwerte, um eine Synchronisation mit der Kommunalen Abwasserrichtlinie\r\nherzustellen.\r\n3. Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung für die Produzenten der prioritären Substanzen\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich die Position des Europäischen Parlaments, eine verursachergerechte Finanzierung der Überwachungskosten durch ein System der Erweiterten Herstellerverantwortung zu überprüfen. Sowohl für die gelisteten Schadstoffe im Grundwasser als\r\nauch in Oberflächengewässern müssen die entsprechenden Hersteller die Verantwortung für\r\nMaßnahmen zu Überwachung und auch der Reduzierung übernehmen. Dies entspricht sowohl\r\ndem Prinzip der Vermeidung an der Quelle als auch dem Verursacherprinzip. Das Parlament\r\nführt richtigerweise an, dass sich besonders ein marktwirtschaftliches Instrument wie die Erweiterte Herstellerverantwortung eignet, um diesen Grundsätzen Rechnung zu tragen und\r\nKosten angemessen zu allokieren.\r\nDer BDEW unterstreicht in diesem Zusammenhang die Umsetzung der Erweiterten Herstellerverantwortung im Rahmen eines Fondsmodells. Hierzu hat die Hochschule Ruhr-West mit\r\nder Beratungsgesellschaft MOcons ein Modell aus der Praxis heraus entwickelt, welches eine\r\nFondslösung vorschlägt, die eine verursachungsgerechte fiskalische Belastung vorsieht. Sie\r\nwurde im Zusammenhang mit der Finanzierung von Reinigungsmaßnahmen in Kläranlagen\r\nentwickelt und schafft zugleich Anreize zur Vermeidung schädlicher Stoffe. Das Modell lässt\r\nsich aber auch auf die Überwachungskosten im Sinne der Listen der prioritären Stoffe anwenden.\r\nGrundkonzept der Fondslösung:\r\n• Es wird ein Fonds eingerichtet, dessen Finanzmittel sich aus Beiträgen aller Verursacher (Hersteller und Importeure) der Spurenstoffproblematik speisen. Für die Koordinationsstelle des Fonds müsste nicht unbedingt eine neue Behörde geschaffen werden.\r\nSo schlägt der BDEW für die Herstellerverantwortung in der Kommunalen Abwasserrichtlinie eine privatrechtliche Lösung im Sinne eines Vereins vor.\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\n• Als Verursacher gilt jeder Hersteller oder Importeur, der spurenstoffbelastete Produkte\r\nin Verkehr bringt – unabhängig davon, ob in dem Gewässereinzugsgebiet, in dem er\r\nangesiedelt ist, eine Umweltqualitätsnorm-Überschreitung vorliegt oder nicht.\r\n• Fonds-Beiträge werden verursachergerecht gemäß der relativen Schädlichkeit der Spurenstoffe ermittelt. Die Bestimmung der Schädlichkeit erfolgt auf Basis von Umweltqualitätsnormen oder vergleichbarer Festlegungen.\r\n• Durch fortlaufende Gewässeruntersuchungen unter Berücksichtigung sowohl diffuser\r\nQuellen als auch Punktquellen werden die Beiträge dynamisch an die Entwicklung der\r\nSpurenstoffeinträge angepasst – sowohl in Bezug auf aktuell nachweisbare und relevante Spurenstoffe als auch hinsichtlich zukünftig neu identifizierter Spurenstoffe\r\n(Weiterentwicklung der UQN Umweltqualitätsnormen). Der (internationalen) Oberliegerproblematik wird dabei vollumfänglich Rechnung getragen.\r\n• Die Fonds-Lösung ist technologieneutral, sodass Verursacher eigenständig entscheiden\r\nkönnen, welche Maßnahmen sie zur Spurenstoffreduktion ergreifen wollen.\r\n• Abwasserentsorger führen unter gewissen Voraussetzungen eine erweiterte Abwasserbehandlung zur Spurenstoffelimination durch. Zusätzliche entstehende Kosten werden\r\naus dem Fonds erstattet.\r\n• Ebenso werden Kosten anwendungsbezogener Maßnahmen durch den Fonds gedeckt,\r\nderen zentrales Ziel die Sensibilisierung von professionellen und privaten Anwendern\r\nist, um einen eintragsmindernden Umgang mit den entsprechenden Stoffen und Produkten zu induzieren.\r\nDer BDEW unterstützt die Änderungsanträge 51, 53, 94, 95, 132 und 133 des\r\nEuropäischen Parlaments zur Prüfung der Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung.\r\n4. Grundwasser-Qualitätsnorm von 0,1 µg/L für nicht-relevante PSM-Metaboliten (nrM)\r\nUm die Kohärenz mit der Trinkwasserrichtlinie (2020/2184/EU) und der Wasserrahmenrichtlinie (2000/60/EG) herzustellen, ist aus Sicht des BDEW eine Grundwasserqualitätsnorm für einzelne nrM von 0,1 µg/L, wie vom Europäischen Parlament vorgeschlagen, unverzichtbar. Laut\r\nTrinkwasserrichtlinie darf für relevante PSM-Metaboliten ein Grenzwert von 0,1 µg/L im Trinkwasser nicht überschritten werden. Zudem erfolgte in der Vergangenheit wiederholt eine Umstufung von nrM in relevante Metaboliten. Weitere Umstufungen werden derzeit in Deutsch-\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nland für eine beträchtliche Anzahl von nrMs diskutiert. Werden die Werte im Grundwasser gemäß einer Grundwasserqualitätsnorm für nrMs von 0,1 µg/L unter 0,1 µg/L gehalten, führt\r\neine Umstufung zu einem relevanten Metaboliten nicht zu einer Grenzwertüberschreitung im\r\nTrinkwasser. Andernfalls kann bei sehr vielen Wasserversorgern ein Ausbau der Trinkwasseraufbereitung unumgänglich werden. Ein Ausbau der Aufbereitung steht jedoch im Widerspruch zur Wasserrahmenrichtlinie, Artikel 7.3, und deren Ziel, den Aufbereitungsaufwand bei\r\nder Trinkwassergewinnung zu reduzieren.\r\nDer BDEW unterstützt den Änderungsantrag 148 des Europäischen Parlaments für einen Grenzwert von 0,1 µg/L für einzelne nrM, um die Kohärenz\r\nmit der Trinkwasserrichtlinie und der Wasserrahmenrichtlinie herzustellen.\r\nKontakt\r\nSandra Olbrechts\r\nBrüsseler EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 774 5119\r\nsandra.olbrechts@bdew.de\r\nAndrea Danowski\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nTelefon: +49 30 300199-1210\r\nandrea.danowski@bdew.de\r\nDr. Anja Höhne\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nTelefon: +49 30 300199-1200\r\nanja.höhne@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nZu den Ausschreibungen für\r\nsystemdienliche Elektrolyse\r\nnach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nVersion: 1.0\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien....................................................................3\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation................................................................5\r\n3.1 Strombezogene Kriterien ......................................................................5\r\n3.1.1 Standortwahl .........................................................................................5\r\n3.1.2 Flexibilität ..............................................................................................8\r\n3.1.3 Betriebsweise ........................................................................................8\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien.............................................................8\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen .......................................................9\r\n5 Ausschreibungsverfahren ........................................................................10\r\n6 Fazit ........................................................................................................12\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie deutsche Bundesregierung hat mit der Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie\r\ndas Ziel für die inländische Elektrolysekapazität im Jahr 2030 von 5 Gigawatt (GW) auf 10 GW\r\nverdoppelt. Dieses Ziel soll unter anderem über verschiedene Fördermechanismen erreicht\r\nwerden.\r\nEin großer Baustein hierbei sind die Ausschreibungen nach § 96 Nr. 9 im Windenergie-auf-SeeGesetz (WindSeeG). Bis 2030 sollen hierdurch 3 GW der anvisierten 10 GW Elektrolyseleistung\r\nsystemdienlich grünen Wasserstoff erzeugen. In der Verordnungsermächtigung für das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aus dem WindSeeG ist festgehalten,\r\ndass über sechs Jahre jährlich Ausschreibungen von jeweils insgesamt 500 MW Elektrolyseleistung erfolgen sollen. Das BMWK wird voraussichtlich zeitnah den Rahmen für die erste Ausschreibungsrunde konsultieren. Der BDEW will sich mit diesem Positionspapier proaktiv mit\r\nVorschlägen für das Ausschreibungsdesign einbringen.\r\nDie Erzeugungskapazitäten Erneuerbarer Energien werden stetig ausgebaut und es besteht\r\nnach wie vor ein großes Potenzial für den weiteren Ausbau. Bei Photovoltaik wurden bereits\r\ngroße Fortschritte erzielt. Onshore- und Offshore-Windkraft bieten weiterhin großes Potenzial. Insbesondere durch den Ausbau der Offshore-Windkraft in Norddeutschland ergeben sich\r\nNetzengpässe, sodass regelmäßig Strom abgeregelt werden muss. Die Ausschreibungen nach\r\n§ 96 Nr. 9 im WindSeeG sollen auf Kriterien beruhen, die Engpässe in den Übertragungsnetzen\r\nund den zusätzlichen Netzausbaubedarf reduzieren. Auch Standorte in Mittel- und Süddeutschland können diese Kriterien potenziell erfüllen und bei der Ausschreibung eine Rolle\r\nspielen.\r\nZu den Ausschreibungen nach § 96 WindSeeG hat der BDEW bereits Ende 2023 ein Positionspapier veröffentlicht. In diesem Papier gehen wir nun konkreter auf mögliche Kriterien für die\r\nAusschreibungen ein.\r\nFür die Ausschreibungen sollten Präqualifikationskriterien aufgestellt werden, die erfüllt werden müssen, um am weiteren Verfahren teilnehmen zu dürfen. Alle Betreiber, die die Präqualifikationskriterien erfüllen, sollten dann an den Ausschreibungen teilnehmen können, in denen eine wettbewerbliche Vergabe erfolgt. Dies garantiert eine effiziente Verwendung der\r\nFördermittel.\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien\r\nIm Vorfeld ist es entscheidend, Kriterien für die Ausschreibungen aufzustellen, die den Bau an\r\nStandorten anreizen, die keinen zusätzlichen Netzausbau bedingen und grundsätzlich nicht\r\nweiter belastend auf das Stromnetz wirken. Gleichzeitig sollten auch zusätzliche Kriterien\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neinbezogen werden, sodass auch Aspekte der Wasserstoffwirtschaft in den Ausschreibungen\r\nBerücksichtigung finden. So kann es hilfreich sein, dass auch der Abtransport des Wasserstoffs\r\nim Vorfeld, beispielsweise über eine Anbindung an das Kernnetz, gesichert ist oder eine direkte Nutzung vor Ort möglich ist. Auch entsprechende Zusagen über die Abnahme durch Verbraucher (bspw. MoU, LoI) können ein hilfreiches Kriterium sein, um die Realisierungswahrscheinlichkeit eines geförderten Projekts zu erhöhen.\r\nJedoch sollte bei der Gestaltung der Kriterien für die Ausschreibungen darauf geachtet werden, dass diese durch zu vielfältige Kriterien nicht im Vorfeld übermäßig verkompliziert werden und die Anzahl der möglichen Standorte und Bieter zu stark eingeschränkt wird. Es ist\r\nauch denkbar, dass sich nach den ersten Ausschreibungsrunden zusätzliche oder weniger Kriterien als sinnvoll erweisen. Auch Obergrenzen für die Förderung könnten bei ersten Ausschreibungen flexibler gestaltet werden und nach der ersten Runde entsprechend angepasst\r\nwerden. Hier ist eine sinnvolle Abwägung notwendig, um die richtige Balance zu finden.\r\nEs sollte konkret und nur bezogen auf die Ausschreibungen eine Definition für Systemdienlichkeit anhand der unter Kapitel 3 aufgeführten Kriterien festgelegt werden, die dem § 96 WindSeeG gerecht wird. In den Ausschreibungen sollte zwischen Kriterien zur Präqualifikation und\r\nKriterien für die Bewertung der Gebote unterschieden werden. Hierfür sollten pragmatisch\r\nsinnvolle Kriterien aufgestellt werden, die bei den Ausschreibungen Anwendung finden können. Auf diese Weise kann ein zeitnaher Start der Ausschreibungen ermöglicht werden und\r\ndie Kriterien können, wenn nötig, angepasst werden. Für diesen Ansatz haben wir uns auch\r\nbereits im vorherigen Positionspapier ausgesprochen.\r\nDie Standortfrage sollte breiter betrachtet werden. Es ist zwar davon auszugehen, dass sich\r\nvor allem Standorte in Küstennähe anbieten. Es sollte jedoch auch ermöglicht werden, Elektrolysekapazitäten an anderen Standorten auszubauen. Ein wichtiges Kriterium bei der Betrachtung ist die Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes. Netzdienlichkeit umfasst dabei\r\nStandorte, durch die bestehende Netzengpässe verringert werden können und möglicherweise auch der Bedarf für Redispatch reduziert werden kann. Des Weiteren ist an netzneutralen Standorten langfristig grundsätzlich keine Verschärfung bestehender Netzengpässe zu erwarten. Insbesondere in den Industrieregionen ist der zeitnahe Ausbau der Elektrolysekapazitäten entscheidend, um die Nutzung von Wasserstoff in den entsprechenden Branchen zu ermöglichen. Auch die lokale Nutzung von Elektrolyse an Standorten, die nicht ans H2-Kernnetz\r\nangeschlossen sind, sowie an Standorten, an denen ein Ausbau Erneuerbarer Energien durch\r\nNetzengpässe verhindert wird, kann zur Netzdienlichkeit beitragen, wenn durch den Zubau\r\nder Elektrolysekapazität die Netzsituation nicht negativ beeinflusst wird.\r\nDer BDEW plädiert für eine Festlegung von Präqualifikationskriterien, die eine Teilnahme möglichst vieler Akteure an den Ausschreibungen ermöglichen. Grundsätzlich sollten hierfür keine\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nstrikten Kriterien bezüglich Erfahrungen und Kompetenzen des Betreibers der Elektrolyseure\r\nbetrachtet werden. Denkbar sind Mindestanforderungen an Unternehmen zu finanziellen Sicherheiten, wie schon an anderer Stelle im WindSeeG verankert.\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt dringend sehr rasche Signale und Investitionsentscheidungen, um Skalierungspotenziale zu heben, technische Machbarkeit zu demonstrieren und operative Erfahrungen zu sammeln. Deshalb sollte im Rahmen einer strukturierten\r\nAusschreibung zunächst in einem „No-Regret-Tender“ für systemdienliche Elektrolyseure mit\r\nmöglichst einfach gehaltenen Kriterien agiert werden. Für die erste Tranche sollten aufgrund\r\nder bereits heute vorhandenen Netzengpässe Anforderungen eines netzdienlichen Standorts\r\neine große Rolle spielen. Der netzdienliche Betrieb an diesen Standorten ist dabei durch die\r\nEinhaltung der Anforderungen an RFNBO-konformen Wasserstoff erfüllt. Für die Definition\r\ndieser ersten Ausschreibungskriterien ist eine hohe Umsetzungsgeschwindigkeit wichtig. Weitere Kriterien können helfen, eine sinnvolle Strukturierung auch mit Blick auf die Umsetzungsgeschwindigkeit zu erzielen. Gleichzeitig sollte jedoch auch sichergestellt werden, dass eine\r\nSystemdienlichkeit aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft gegeben ist. Systemdienlichkeit für das\r\ngesamte Energiesystem umfasst sowohl strombezogene als auch wasserstoffbezogene Kriterien.\r\n3.1 Strombezogene Kriterien\r\n§ 96 Nr. 9 nennt als strombezogene Kriterien: Standort, Flexibilität und Betriebsweise sowie\r\nVollbenutzungsstunden.\r\n3.1.1 Standortwahl\r\nDer Standort ist ein sehr wichtiger Aspekt bei der Betrachtung der strombezogenen Kriterien.\r\nWenn Elektrolyseure am richtigen Standort verortet sind, bedeuten Elektrolyseure keine zusätzliche Belastung des Stromnetzes. Es gibt zudem auch mögliche Standorte für Elektrolyseure, die netzneutral sind und zumindest keine zusätzlichen Netzengpässe verursachen. Insofern sollte sichergestellt werden, dass die Standortwahl für die Ausschreibungen nach § 96\r\nNr. 9 im WindSeeG nach Kriterien verläuft, die ebendies unterstützen.\r\nInsofern ist ein entscheidender Faktor, dass durch den Bau des Elektrolyseurs keine zusätzlichen Netzengpässe entstehen oder bestehende Netzengpässe verschärft werden. Entscheidend bei der Festlegung von Kriterien ist, dass die zukünftige mittel- bis langfristige Netzsituation (inkl. Netz- und EE-Ausbau) einbezogen wird, die für den Betrieb der zu fördernden Elektrolysekapazitäten repräsentativ ist. Ein möglicher Ansatz ist hierbei die netzknotenscharfe\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnalyse der Engpassmanagementvolumina für den Betrachtungszeitraum eines gesamten Jahres und der sich daraus ergebenden Netzkosten. Entsprechende Analysen wären durch die\r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) durchzuführen und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA)\r\nzu prüfen. Auf dieser Basis können Standorte identifiziert und definiert werden, die in der Jahresbilanz einen netzneutralen oder -entlastenden Effekt durch die Investition aufweisen. Diese\r\nKriterien spiegeln die stromseitigen Anforderungen an einen systemdienlichen Standort in erster Näherung wider.\r\nDie Prüfung von Standorten und die daraus folgende Ausweisung von geeigneten Standorten\r\nfür Elektrolyseure ist eine Aufgabe, die die ÜNB im Normalfall im Rahmen der Netzausbauplanung und -analyse bewältigen können. So könnten in regelmäßigen Abständen diese Prüfungen stattfinden und daraus resultierende Regionen ausgewiesen werden. Allerdings benötigt\r\nes für diese Prüfungen eine gewisse Vorlaufzeit, weshalb nicht garantiert werden kann, dass\r\nbis zum Start der ersten Ausschreibungsrunde nach § 96 Nr. 9 des WindSeeG eine solche Analyse durchgeführt werden kann. Zur Planbarkeit der Gebotsabgabe für Elektrolyseurbetreiber\r\nist eine Bekanntgabe der systemdienlichen Regionen mindestens 3-4 Monate vor Ausschreibungsstart notwendig.\r\nInsofern könnte es für die erste Ausschreibungsrunde eine Übergangslösung benötigen. Hierfür sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden. Eine erste Orientierung könnten die ausgewiesenen Entlastungsregionen nach § 13k EnWG (Nutzen-statt-Abregeln) sein, die als netzdienlich eingestuft werden könnten. Wenn jedoch lediglich diese Standorte zur Verfügung stehen, wäre dies jedoch eine recht starke Einschränkung der verfügbaren Standorte.\r\nWenn im Vorfeld der ersten Ausschreibungsrunde ausreichend Zeit für eine genaue Prüfung\r\ndurch die ÜNB vorhanden ist, könnte über die Prognosen der ÜNB eine genauere Analyse erfolgen, welche Regionen netzdienlich und welche Regionen zumindest netzneutral sind. Hierdurch sollte eine signifikante Ausweitung der geeigneten Standorte über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG ermöglicht werden.\r\nSollten die Ausschreibungen zeitnah starten, wäre zu prüfen, inwiefern eine pragmatische\r\nAusweitung über die Entlastungsregionen hinaus als Überganslösung für die erste Ausschreibungsrunde möglich ist. Die Prognosen der ÜNB für die Höhe von Baukostenzuschüssen (BKZ)\r\nkönnten hier als Orientierung dienen. Für die Prognose der Höhe der BKZ wurden eigens Analysen angefertigt, die somit möglicherweise als Grundlage dienen können, um Regionen zu\r\nidentifizieren, in denen der Anschluss von Elektrolyseuren möglich ist.\r\nSo könnten alle Regionen, in denen der BKZ bis zu 40% oder 60% des Maximalwerts beträgt,\r\ndie Grundlage bilden. Ein möglicher Ansatz wäre hier, dass die Entlastungsregionen nach § 13k\r\nEnWG als netzdienlich und die Regionen mit abgesenktem BKZ als netzneutral gelten. Die\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nRegionen, die über die Entlastungsregionen hinausgehen, könnten dabei zumindest als netzneutral eingestuft werden.\r\nFür kleinere Elektrolyseure mit einer Leistung von beispielweise bis zu 30 MW könnte in einer\r\nersten Ausschreibung möglichweise auch eine pragmatische Ausweitung über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG hinaus erfolgen, wenn die insgesamt auf diese Weise installierte\r\nElektrolysekapazität begrenzt ist. Es ist zu prüfen, welche pragmatischen Kriterien hierfür herangezogen werden können und ob sich auch hier möglicherweise die Prognosen für die Höhe\r\ndes BKZ als Grundlage eignen. Dabei sollte ein negativer Einfluss auf das Stromnetz ausgeschlossen werden.\r\nEin Standort in einem netzneutralen oder netzdienlichen Gebiet wäre hierbei als Präqualifikationskriterium anzusehen, um an den Ausschreibungen teilzunehmen. Gleichzeitig sollte verhindert werden, dass die Elektrolyseure überwiegend in netzneutralen Regionen gebaut werden und weniger in netzdienlichen Regionen. Ein möglicher Ansatz wäre, dass die Gebote in\r\nnetzdienlichen Regionen einen Bonus erhalten, der sich daran orientiert, in welchem Maße\r\ndurch den Bau in diesen Regionen zusätzlicher Redispatch verhindert werden kann. Hierfür\r\nbräuchte es einen Orientierungswert, der nicht für jede einzelne Region berechnet werden\r\nmuss, sondern allgemein für die Unterscheidung zwischen netzneutralen und netzdienlichen\r\nGebieten anzuwenden wäre. Gleichzeitig sollte der Bonus nicht zu einem faktischen Ausschluss von weiteren Gebieten führen.\r\nDa noch nicht im Detail abzusehen ist, wie viele und welche Regionen durch diese Methoden\r\nan den Ausschreibungen teilnehmen können, müssen diese Mechanismen regelmäßig überprüft werden, damit dieses Werkzeug eine ausreichend breite Diversifizierung der Standorte\r\nermöglichen kann. Als Präqualifikationskriterien darf zudem nicht allein die Netzdienlichkeit\r\nbzw. die Netzneutralität auf der Stromseite herangezogen werden, sondern es muss auch der\r\nNutzen für die Wasserstoffwirtschaft und die potenziellen Abnehmer gegeben sein. Hierauf\r\ngehen wir im nächsten Abschnitt ein.\r\nAn dieser Stelle verweisen wir ebenfalls auf den Prüfprozess der EU-Kommission zur Erlangung\r\ndes europäischen Status als „Project of Common Interest“ (PCI). Gemäß der dahinterstehenden TEN-E Verordnung müssen Elektrolyseure im Auswahlverfahren u.a. Eigenschaften nachweisen, dass sie eine netzbezogene Funktion, insbesondere im Hinblick auf die allgemeine Systemflexibilität und die Gesamteffizienz der Strom- und Wasserstoffnetze haben. Der Status\r\nPCI sollte somit sowohl bei der Standortauswahl als auch im Ausschreibungsverfahren berücksichtigt werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n3.1.2 Flexibilität\r\nDie wesentlichen technischen Rahmenbedingungen an Flexibilität werden durch die Technischen Netzanschlussbedingungen (TAB) für signifikante Netznutzer gesetzt, die auch ein Elektrolyseur zu erfüllen hat. Es muss selbstverständlich sichergestellt werden, dass die Netzstabilität durch den Anschluss von Elektrolyseuren nicht gefährdet wird. Gleichzeitig können sehr\r\nanspruchsvolle Anforderungen die Kosten für den Bau deutlich erhöhen. Weitere Anforderungen an Flexibilität sollten nicht gestellt werden.\r\n3.1.3 Betriebsweise\r\nHierzu sollten sich die Präqualifikationskriterien auf die Anforderungen nach DA Grünstromkriterien ((EU) 2023/1184) beschränken. Geographische und zeitliche Korrelation setzen hier bereits enge Vorgaben. Wichtig ist eine pragmatische Vorgehensweise, die auch die Kosten des\r\nerzeugten Wasserstoffs im Blick behält. Gleichzeitig sollte es möglich sein, dass ein gewisser\r\nAnteil des erzeugten Wasserstoffs nicht RFNBO-konform hergestellt werden kann. Dies ist unter anderem eine Notwendigkeit, die sich aus der Fahrweise der Elektrolyseure ergibt, da\r\ndiese nicht immer zeitgleich auf schwankende Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen reagieren können. Zudem können durch die Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff die\r\nVollbenutzungsstunden des Elektrolyseurs erhöht werden, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit\r\nverbessert, und der Förderbedarf reduziert wird.\r\nDarüber hinaus ist der Betrieb des Elektrolyseurs ein ergänzender Aspekt. Durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, bspw. gem. § 13k EnWG, Regelleistung, kann der systemdienliche Beitrag erhöht werden. Dabei ist die Vereinbarkeit mit dem Doppelförderungsverbot zu prüfen, inwiefern Betreiber hier zusätzliche Erträge generieren können. Dennoch ist\r\nmit Blick auf den Fördermechanismus sicherzustellen, dass die Bereitstellung und Erbringung\r\nvon Systemdienstleistungen nicht beschränkt wird. Der Netzbetreiber sollte über die gesetzlich, bzw. in Verordnungen oder Festlegungen geregelten Möglichkeiten hinaus keinen Einfluss\r\nauf die Betriebsweise von systemdienlich verorteten Elektrolyseuren nehmen.\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien\r\nNeben der Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes ist beim Bau von Elektrolyseuren auch\r\ndie Einbindung in die Wasserstoffwirtschaft, die Nutzung der H2-Infrastruktur und der Hochlauf eines Wasserstoffmarktes ein wichtiger Faktor für die Systemdienlichkeit. Wenn sinnvolle\r\nKriterien aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft aufgestellt werden, kann garantiert werden, dass\r\nder Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann.\r\nAuf diese Weise kann eine Systemdienlichkeit aus Sicht des Gesamtenergiesystems ermöglicht\r\nwerden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nDabei gibt es verschiedene Ansätze, um sinnvolle Produktionsstandorte zu definieren. Die\r\nwichtigsten Faktoren könnten hier der Nachweis der Abnahme des produzierten Wasserstoffs\r\nsowie ein nachvollziehbares Transportkonzept darstellen. Bei entsprechender Gestaltung des\r\nKriteriums und unter der Voraussetzung, dass der Elektrolyseur netzdienlich betrieben wird,\r\nkann für den Transport von Wasserstoff zudem auch Wasserstoff an Standorten jenseits des\r\nKernnetzes produziert werden, wodurch abgelegenere Industriestandorte profitieren könnten. Gleichzeitig sollten die Kriterien keinen übermäßigen bürokratischen Aufwand erzeugen.\r\nIn Umsetzung von § 96 Nr. 9 Buchstabe g. (Anschluss an ein Wasserstoffnetz) und h. (Verwendung des erzeugten Wasserstoffs) sollte der Elektrolysebetreiber Wasserstoffabnehmer für\r\neinen Mindestanteil (bspw. 30%) der maximalen geplanten H2-Produktion pro Jahr vorweisen:\r\n› bspw. durch Letter of Intent (LoI), Memorandum of Understanding (MoU) oder sonstiger\r\nForm. Gleichzeitig sollte hierdurch die Flexibilität in der Vermarktung nicht eingeschränkt\r\nwerden.\r\n› Ebenfalls Vorweisung von LoI o. Ä. bei Leistungen Dritter (bspw. bei Transport durch Pipelines durch einen H2-Netzbetreiber) oder eine Darstellung des Transportkonzepts (end-toend; z.B. Transport über Binnenschiffe oder Trailer).\r\nKonkrete Verwendungszwecke (z.B. Sektoren, Ausschluss von Industriebranchen) sollten hierbei nicht vorgegeben werden.\r\nZudem sollte ein Mindestanteil (bspw. über die Hälfte) festgelegt werden, zu welchem Anteil\r\nder Wasserstoff für den Betrachtungszeitraum eines Kalenderjahres aus erneuerbarem Strom\r\nproduziert werden muss, also RFNBO- bzw. 37. BImSchV-konform gemäß Delegated Act, bzw.\r\ngemäß dem aktuellen Rechtsrahmen. Es sollte jedoch zusätzlich ermöglicht werden, dass auch\r\ninsbesondere kohlenstoffarmer Wasserstoff hergestellt wird, was für den Betrieb und die\r\nWirtschaftlichkeit der Elektrolyseure eine wichtige Voraussetzung darstellt. Dass der Mindestanteil an RFNBO-konformem Wasserstoff hergestellt wurde, weist der Betreiber im Nachgang\r\nnach, um die Förderung weiterhin zu erhalten.\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen\r\nZudem sollten folgende Punkte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Zuschlag sollte unerheblich vom Kunden/Sektor sein. Auch bereits geförderte Kunden\r\n(bspw. mit Klimaschutzverträgen (KSV)) sollten den H2 abnehmen können.\r\n› Es sollte keine grundsätzlichen regionalen Einschränkungen und eine geringe Mindestgröße\r\n(bspw. 1 MW) für Elektrolyseure geben.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n› Für das verwendete Verfahren zur Elektrolyse mit Wasser (beispielsweise alkalische oder\r\nPEM-Elektrolyse) sollte es keine Beschränkungen geben. Vorteile oder sonstige Anreize\r\n(bspw. Netzentgeltbefreiung) sollten für die Ausschreibung unerheblich sein.\r\n› Die Vermarktung der Abwärme oder Abnahme von Sauerstoff sollten nicht Teil der Präqualifikation sein. Dies sollte Teil der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Betreibers sein.\r\n› Die Technischen Anschlussbedingungen sind entsprechend der zum Zeitpunkt der Ausschreibung/Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags geltenden Regeln zu erfüllen.\r\nFür die Ausschreibungen sind zudem die Bedingungen relevant, die für den Netzanschluss gelten. Insofern ist zu berücksichtigen, dass durch die TAB und die Erhebung eines Baukostenzuschusses (BKZ) potenziell Mehrbelastungen auf die Betreiber von Elektrolyseuren zukommen,\r\nwas sich auch auf den Förderbedarf auswirkt.\r\n5 Ausschreibungsverfahren\r\nDie beschriebenen Präqualifikationskriterien in Kapitel 3 sind zu erfüllen, um in der Gebotsrunde berücksichtigt werden zu können. Hierbei sollte insgesamt sichergestellt werden, dass\r\npragmatische Lösungen gefunden werden, die die Seriosität der Angebote mit vertretbarem\r\nAufwand sicherstellen und gleichzeitig die Systemdienlichkeit des Standorts sicherstellen.\r\nEingegangene Gebote sollten grundsätzlich nach ihrem Förderbedarf pro Megawatt (MW) geplanter Elektrolyseursleistung gelistet und entsprechend vergeben werden. Für netzdienliche\r\nStandorte könnte im Vergleich zu netzneutralen Standorten ein Bonus bei den Ausschreibungen angerechnet werden. Die Vermarktung der Abwärme oder eine Abnahme von Sauerstoff\r\nsollten nicht bei der Vergabe berücksichtigt werden. Aus Sicht des BDEW fließt dies in den Förderbedarf der Unternehmen ein. Eine Einbeziehung in die Vergabekriterien würde die Ausschreibungen unnötig verkomplizieren.\r\nDarüber hinaus sollten weitere Aspekte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Elektrolysebetreiber könnte auf einen Betrag bieten, den er pro MW Elektrolysekapazität erhalten würde; ein bestimmter Anteil (bspw. 50 %) der Fördersumme könnte bei Inbetriebnahme ausgezahlt werden, die restliche Auszahlung über einen festgelegten Zeitraum\r\n(bspw. 7 Jahre) gestreckt werden.\r\n› Der Jahresförderbetrag könnte jedes Jahr auf die Produktionsmenge, die sich aus den ersten Volllaststunden (bspw. 2.500 Vlh) zur Produktion von RFNBO-konformem H2 ergibt,\r\naufgeteilt werden. Im Folgejahr könnte ein bestimmter Betrag (bspw. 500 Vlh) nachgeholt\r\nwerden. So kann sichergestellt werden, dass Fördermittelgeber und -empfänger kalkulierbare Zahlungsströme erhalten.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n› Die grundsätzlichen technischen und wirtschaftlichen Risiken sollten beim Elektrolysebetreiber verbleiben. Ausgenommen davon sollten Risiken sein, die der Betreiber nicht zu verantworten hat. Dazu gehören unter anderem der Netz- und Pipelineanschluss des Elektrolyseurs, genehmigungsrechtliche Verzögerungen und weitere nicht selbst verschuldete Risiken. Ein Widerruf bereits ausgezahlter Förderung, im Falle einer durch wirtschaftliche oder\r\ntechnische Risiken verursachten Minderproduktion, sollte ausgeschlossen werden. Im Falle\r\neiner Verzögerung bspw. beim Anschluss an das H2-Kernnetz sollte der Elektrolysebetreiber erst in Betrieb gehen müssen, wenn der Pipelineanschluss realisiert wurde.\r\n› Die Herstellung des Anteils des Wasserstoffs, der über die Ausschreibungen gefördert wird,\r\ndarf nicht mit anderen direkten Förderungen zur H2-Produktion kumuliert werden, um eine\r\nDoppelförderung auszuschließen. Davon bleibt eine Kumulierbarkeit mit dem Instrument\r\nder „Strompreiskompensation“ und dem 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ unbenommen.\r\nEs muss zudem sichergestellt werden, dass die geförderten Projekte gleichermaßen von Instrumenten wie Netzentgeltbefreiung und Strompreiskompensation profitieren können\r\nund Systemdienstleistungen erbracht werden können, ohne einen Verlust der Förderung zu\r\nriskieren. Gleiches gilt für die freie Zuteilung von EU-ETS-Zertifikaten für die Produktion von\r\nWasserstoff, diese sollte unbeachtet der Förderung vom Bieter ohne eine Rückforderung\r\ndes Fördergebers genutzt werden können. Außerdem sollte ein Vertrieb des produzierten\r\nund geförderten Wasserstoffs an alle potenziellen Abnehmer, auch solche mit Klimaschutzvertrag oder einzelnotifizierter Förderung (z.B. CEEAG), möglich sein.\r\n› Ein Zuschlag sollte ein Drittel des festgelegten Budgets der Auktion nicht übersteigen.\r\nDadurch könnten mindestens drei Projekte je Gebotsrunde zum Zug kommen.\r\n› Eine Fertigstellungsbürgschaft eines bestimmten Anteils des Förderbetrags (z.B. 5 % des\r\nverlangten Förderbetrags) könnte fällig werden bei Nicht-Realisierung nach festgelegter\r\nZeit (bspw. 5 Jahre). Die Bürgschaft sollte nach einer Entscheidungsfrist (bspw. 3 Monate)\r\nab Zuschlag wirksam und bis zur offiziellen Inbetriebnahme der Anlage aufrechterhalten\r\nwerden.\r\n› In der ersten Auktionsrunde könnte die Grenze für Höchstgebote aufgrund fehlender Erfahrungswerte hoch angesetzt werden. Alternativ könnte eine Förderung nach dem Prinzip\r\nPay-as-cleared erfolgen, um strategische Gebote zu reduzieren.\r\n› Bei einer Unterzeichnung der Ausschreibung sollte das nicht abgerufene Budget auf die\r\nnächste Ausschreibungsrunde übertragen werden. Aufgrund des verzögerten Starts der\r\nAusschreibungen sollten die Kapazitäten, die nicht ausgeschrieben wurden, möglichst in\r\nden folgenden Ausschreibungen zusätzlich ausgeschrieben werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nInsgesamt ist festzuhalten, dass die Ausschreibungen dringend für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt werden. Da der ursprünglich geplante Ausschreibungsstart bereits\r\nverzögert ist, wäre ein Hochlaufpfad für die Ausschreibungen eine mögliche Option, sodass die\r\nUnternehmen sich auf die Teilnahme mit entsprechender Leistung der Elektrolyseure vorbereiten können. Insbesondere bei Realisierungsfristen von 5 Jahren können jedoch auch frühzeitig größere Ausschreibungsmengen von der Branche umgesetzt werden.\r\n6 Fazit\r\nDie Ausschreibungen sind notwendig, wenn die Ziele für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erreicht werden sollen. Zudem ermöglicht die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien ermöglicht wird. Nach den bisherigen Verzögerungen\r\nsollten nun schnellstmöglich Fortschritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah\r\ndie Ausschreibungen starten können.\r\nFür die Ausschreibungen sollten pragmatische Kriterien angewendet werden, über die Systemdienlichkeit definiert werden kann. Dabei ist eine Verortung, die das Stromnetz insgesamt\r\nnicht zusätzlich belastet und Engpässe zumindest nicht verstärkt, eine notwendige Voraussetzung. Dies muss die zukünftige Netzsituation mit einbeziehen und regelmäßig überprüft werden. Dabei sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden, der Netzdienlichkeit garantiert,\r\ngleichzeitig jedoch auch eine ausreichende Diversifizierung der Standorte ermöglicht.\r\nWichtig ist dabei, dass ebenso Kriterien berücksichtigt werden, die Aspekte der Wasserstoffwirtschaft berücksichtigen. Hierzu wären die Vorlage von Abnahmezusagen und Transportkonzepten geeignete Kriterien, die gewährleisten können, dass der erzeugte Wasserstoff auch an\r\nStandorten produziert wird, von denen aus H2-Abnehmer gut erreichbar sind, entweder durch\r\nlokale Netze oder Anbindung an das Kernnetz.\r\nEs sollten keine Regionen im Vorfeld ausgeschlossen werden. Eine Auswahl der Standorte\r\nsollte nach den diskutierten Kriterien erfolgen. Eine Mindestgröße für Elektrolyseure sollte\r\nnicht festgelegt oder sehr niedrig angesetzt werden.\r\nDer Zubau von Elektrolyseuren ermöglicht auch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien, auch in Regionen mit Netzengpässen. So können durch den Bau von Elektrolyseuren\r\nauch die Erneuerbaren Energien profitieren. Gleichzeitig ist auch zu betonen, dass mit dem Zubau von Elektrolysekapazitäten weiterhin auch der Ausbau der Erneuerbaren Energien einhergehen muss.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nDie Ausgestaltung der Kriterien muss einerseits den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft effizient und zielgerichtet unterstützen und gleichzeitig die Situation der Stromnetze sinnvoll einbeziehen. Hierzu soll die Diskussion der vorgeschlagenen Kriterien eine Orientierung geben.\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Kruse\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njan.kruse@bdew.de\r\nRouven Kelling\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1261\r\nrouven.kelling@bdew.de\r\nTimon Groß\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1309\r\ntimon.gross@bdew.de\r\nLea Schöttner\r\nAbteilung Energienetze und europäisches Regulierungsmanagement\r\n+49 30 300199-1111\r\nlea.schoettner@bdew.de"},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 13. November 2024\r\nKurzstellungnahme\r\nHinweise zur Importstrategie\r\nfür\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nVersion: 1.0\r\nHinweise zur Importstrategie für\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Hinweise zur Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der\r\nBundesregierung: Positive Ansätze mit Nachbesserungspotenzial ..............3\r\n2 Breiter Ansatz als Chance...........................................................................3\r\n3 Konkrete Nachbesserungspotenziale für die Aufnahme von Importen........4\r\nHinweise zur Importstrategie für\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 5\r\n1 Hinweise zur Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der Bundesregierung: Positive Ansätze mit Nachbesserungspotenzial\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate von der\r\nBundesregierung vorgelegt wurde. Sie ist ein essenzieller Baustein für den Wasserstoffhochlauf\r\nin Deutschland, da Importe von Wasserstoff und Derivaten eine entscheidende Rolle spielen\r\nwerden, um die Verfügbarkeit von Wasserstoff in Deutschland sicherzustellen. Dies ist notwendig, um die Dekarbonisierung aller Bereiche der deutschen Wirtschaft und die ambitionierten\r\nKlimaziele zu erreichen. Der BDEW hat seine Empfehlungen für eine Importstrategie und die\r\nnotwendigen Gelingensbedingungen bereits im Vorfeld in die Diskussion eingebracht. Das\r\nBDEW-Positionspapier finden Sie hier.\r\nDie Importstrategie der Bundesregierung enthält viele sinnvolle Ansätze und Einblicke in die\r\nVielzahl der Instrumente des Wasserstoffhochlaufs. Für die Realisierung von Wasserstoffimporten sowie Derivaten nach Deutschland braucht es aus Sicht des BDEW Schnelligkeit, die Verfügbarkeit von ausreichenden Mengen, wettbewerbsfähigen Preise von Wasserstoff am Importpunkt sowie eine ausreichende Nachfrage. Diese Bedingungen werden an vielen Stellen der Importstrategie nicht deutlich genug adressiert. Die Bundesregierung muss nun, abgeleitet aus der\r\nImportstrategie, Schritte und Zeithorizonte für eine sachgerechte Operationalisierung sowie Lösungswege aufzeigen, die zu einem Hochlauf der Importe führen. Ohne dies droht der Hochlauf\r\nder H2-Wirtschaft nicht erfolgreich zu verlaufen. 1 Die Branche steht bereit, mit der Bundesregierung in einen konstruktiven Dialog über die Gelingensbedingungen zu treten.\r\n2 Breiter Ansatz als Chance\r\nPositiv hervorzuheben ist, dass die Bundesregierung beim Import sowohl auf Pipelines als auch\r\nauf Schiffstransporte und Hafeninfrastrukturen baut und Zuordnungen zwischen Wasserstoff\r\nund Derivaten trifft. Das eröffnet vielen Partnerländern in der EU, der europäischen Nachbarschaft und dem fernen Ausland die Möglichkeit, Wasserstoff und seine Derivate nach Deutschland zu exportieren. Mittelfristig wird eine klare Präferenz für Pipelinebezug deutlich. Dennoch\r\nist wichtig, dass den Derivaten über Schiffstransporte ebenfalls eine hohe Relevanz zugeschrieben wird. Beides muss parallel verfolgt werden, denn nur so kann Diversifizierung bei den Importen erreicht werden.\r\n1\r\nSo sieht etwa der Nationale Wasserstoffrat (2024) dringenden Nachbesserungsbedarf beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft, um diesen nicht zu gefährden.\r\nHinweise zur Importstrategie für\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 5\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Importstrategie sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoffarmen\r\nWasserstoff sowie deren Derivate in die Bedarfsdeckung miteinbezieht. Dies ist vor allem in der\r\nInitial- und Aufbauphase entscheidend, um in dieser kritischen Zeit die absehbare Knappheit\r\nzügig zu überwinden.\r\nWeiterhin wird das Thema Zertifizierung als zentraler Baustein für die Erfüllung der Wasserstoffimporte sowie der gesamten Wasserstoffwirtschaft gesehen. Die Importstrategie betont,\r\ndass der H2-Markthochlauf möglichst einheitliche Nachhaltigkeitsstandards sowie Transparenz\r\nüber die Eigenschaften des gehandelten H2-Produkts erfordert. Dies ist für einen funktionierenden internationalen Handel unabdingbar. Dennoch sollten keine zusätzlichen Standards eingeführt werden, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft nicht zu verlangsamen. Nun sollte\r\nman sich mit Hochdruck für eine schnellstmögliche Ausgestaltung von Zertifizierungssystemen\r\neinsetzen, um für Investoren und Projektentwickler weltweit Rechtssicherheit zu schaffen und\r\neine Anrechnung auf definierte EU-Ziele und Quoten zu ermöglichen.\r\nDarüber hinaus müssen nun die Bilanzierungsvorschriften für kohlenstoffarmen Wasserstoff\r\nschnellstmöglich vorgelegt und dann auch umgesetzt werden. Aktuell bereitet die EU-Kommission im Rahmen eines Delegierten Rechtsakts die Kriterien für kohlenstoffarmen Wasserstoff\r\nvor. Für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist es essenziell, dass die EU-Kommission mit\r\ndem Delegierten Rechtsakt pragmatische und praxistaugliche Kriterien für kohlenstoffarmen\r\nWasserstoff vorlegt – und zwar so, dass dieser auch global handelbar ist. Es bedarf eines pragmatischen Ansatzes für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff, welcher sich im\r\nnächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff widerspiegeln muss.\r\n3 Konkrete Nachbesserungspotenziale für die Aufnahme von Importen\r\nAktuell aber fehlt der Importstrategie die Priorisierung der Maßnahmen und Ziele. Dadurch\r\nsteht das Kernziel, große Mengen an Wasserstoff und Derivate zu möglichst wettbewerbsfähigen Preisen importieren zu können, nicht im Zentrum der Strategie. Kurzfristig mögliche Maßnahmen sollten dabei zunächst betrachtet werden, um rasch in praktisches Handeln zu kommen. Dennoch muss bei den Wasserstoffimporten Offenheit bei Produkten und Geografie gelten, um dem Diversifizierungsgedanken zu entsprechen. Der Instrumentenmix der Importstrategie setzt zwar richtigerweise an den verschiedenen Wertschöpfungsstufen der Wasserstoffwirtschaft an, gleichzeitig müssen bisherige Instrumente zur Mengenbeschaffung sinnvoll ergänzt und weiterentwickelt werden, um auch wirklich für Importe von Wasserstoff und Derivaten passgenau zu sein. Insbesondere im Hinblick auf die Stärkung der Nachfrageseite in\r\nDeutschland fehlt es aus Sicht des BDEW weiterhin an geeigneten Rahmenbedingungen,\r\nHinweise zur Importstrategie für\r\nWasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 5\r\nPlanungssicherheit und passgenauen Förderinstrumenten. Dies ist insbesondere deshalb von\r\nzentraler Bedeutung, weil der bisher vorgesehene Markthochlauf wesentlich von der Zahlungsbereitschaft der Kunden abhängt. Die Branche steht bereit in einen konstruktiven Dialog zu treten, um den Markthochlauf zu forcieren.\r\nEs ist positiv hervorzuheben, dass die Problematik der Finanzierung und Risikoabsicherung (für\r\nCommodity und Infrastruktur) erkannt und in der Importstrategie adressiert wird. Die Entwicklung von Importprojekten erfolgt unter sehr hohen marktlichen, regulatorischen, infrastrukturellen und projektbasierten Herausforderungen. Bisher fehlt es seitens der Endkunden an verbindlichen Zusagen zu einem „offtake“, das heißt an Verträgen für die Abnahme von Mengen\r\nzu bestimmten Preisen und Risikokonditionen. Importeure stehen vor der Herausforderung,\r\nwesentliche Risiken entlang der Lieferkette zu übernehmen. Absicherungsinstrumente zur Risikomitigation, wie es sie in ausgeprägten, liquiden Commodity-Märkten gibt, werden im Wasserstoffmarkthochlauf nicht in vollem Umfang zur Verfügung stehen. Es ist unklar, wie Unternehmen unter diesen Voraussetzungen Dienstleistungen wie Versorgung, Beschaffung, Portfolioaufbau und Produktstrukturierung entwickeln können. Da in der Anfangsphase die Risiken in\r\nden einzelnen Stufen des Importprozesses zwischen den Vertragsparteien nicht lösbar sind,\r\nmüssen diese durch adäquate Regulierung und staatliche Absicherung, auch im europäischen\r\nVerbund, adressiert werden, um den Hochlauf in Anbetracht des Phasenmodells zu ermöglichen. Diese Risiken in den verschiedenen Stufen von Importprojekten werden in der Importstrategie nicht ausreichend adressiert.\r\nDarüber hinaus fehlen in der Importstrategie Hinweise auf die notwendigen Marktrollen, welche für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft jedoch unabdingbar sind. Insbesondere die\r\nRolle der Midstreamer ist nicht adäquat adressiert. Aus Sicht des BDEW ist die Rolle der Midstreamer jedoch von zentraler Bedeutung für alle Phasen des Hochlaufs. Der Midstreamer fungiert beim Importprozess als Aggregator auf der Nachfrageseite. Auf der Angebotsseite sichert\r\nder Midstreamer die Versorgungssicherheit durch eine diversifizierte Beschaffung. Operativ\r\nkümmert sich der Midstreamer um die physische Abwicklung der importierten Warenflüsse von\r\nder Quelle bis zum Kunden, die Vorratshaltung, den Mengenausgleich von Schwankungen auf\r\nAngebots- und Nachfrageseite, sowie die Qualitätskontrolle bei der Molekülbeschaffung und\r\nbei der Zertifizierung. Dies ist insbesondere beim Import von größeren Mengen entscheidend.\r\nAktuell bestehen jedoch vielfach konkrete Herausforderungen und Risiken, weshalb es Unterstützung für die unternehmerische Ausgestaltung der Midstreamer-Rolle bedarf. Diese Rolle\r\nkann nicht von H2Global abgebildet werden, wie auch das Auktionsdesign und die Ergebnisse\r\nder ersten Ausschreibung zeigen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014855","regulatoryProjectTitle":"Anpassungen Gasspeichergesetz: Füllstandsvorgaben und Befüllinstrumente ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/94/485187/Stellungnahme-Gutachten-SG2502270018.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 3\r\nBDEW-Handlungsempfehlung: Gasspeicherfüllstandsvorgaben national\r\n20.02.2025\r\nAusgangslage\r\n§ 35 b EnWG macht verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen: 80 Prozent am\r\n1. Oktober; 90 Prozent am 1. November, 30 Prozent am 1. Februar. Das Gesetz sieht außerdem\r\nvor, dass zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit der Marktgebietsverantwortliche nach\r\nZustimmung des BMWK und im Einvernehmen mit der BNetzA in marktbasierten, transparenten und nichtdiskriminierenden öffentlichen Ausschreibungsverfahren strategische Instrumente zur Förderung der Erreichung der Füllstandsvorgaben (Befüllungsinstrumente) in angemessenem Umfang zu beschaffen hat (§ 35 c EnWG). Das Gesetz ist befristet bis 31. März\r\n2027.\r\nDie Füllstandsvorgaben für Gasspeicher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des\r\nrussischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Dies hat nach der Reduzierung bzw. Einstellung\r\nder russischen Gaslieferungen zur Versorgungssicherheit in den Wintermonaten beigetragen.\r\nDie Energieunternehmen haben einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa in den vergangenen drei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Lieferländern aufgebaut, Vereinbarungen mit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit\r\nLNG-Terminals und die notwendigen Anbindungsleitungen errichtet. Auch der europäische\r\nEnergiebinnenmarkt spielt eine wichtige Rolle, um Erdgasimporte aus neuen und diversifizierten Erdgasquellen aus der ganzen Welt nach Europa zu ziehen.\r\nBlick auf die Situation Ende des Winters 2024/2025\r\nDie starren, gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher wirken nun jedoch kontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen Vorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug auf die saisonale Eindeckung\r\nund Speichernutzung. Damit geht das Risiko eines weiteren deutlichen Anstiegs der Gasspeicherumlage einher, wenn THE im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben tätig werden müsste.\r\nSeite 2 von 3\r\nDer BDEW teilt die Einschätzung des BMWK, dass Versorgungssicherheit nicht „egal zu welchem Preis“ angestrebt, sondern kosteneffizient gewährleistet werden soll. Es ist nämlich ein\r\nureigenes Anliegen der Branche, Erdgas zu marktfähigen Preisen anzubieten. Es gilt, Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit in Balance zu halten. Es besteht Konsens, dass die aktuelle\r\nAusgestaltung des im EnWG verankerten Mechanismus aus verbindlichen Gasspeicher-Füllstandsvorgaben in Kombination mit den vorgegebenen Befüllungsinstrumenten bei Nichterreichung der Füllstandsziele durch den Markt dem entgegensteht.\r\nKurzfristiger Handlungsbedarf\r\nUm die Ziele einer marktgerechten und kosteneffizienten Befüllung der Gasspeicher in 2025\r\nund einer sicheren Versorgung im Winter 2025/26 zu erreichen, bedarf es daher schnellstmöglich einer Anpassung der Füllstandsvorgaben.\r\nHier sind unterschiedliche Ansätze denkbar wie u.a. eine Anpassung der Höhe der Füllstandsziele, des Zeitpunkts, der Verbindlichkeit der Ziele oder Einführung eines Korridors. Diese Ansätze sind mit unterschiedlichen Vor- und Nachteilen verbunden.\r\nAus Sicht des BDEW wäre die Absenkung der Füllstandsvorgabe zum 1. November von 90 Prozent auf 80 Prozent ein guter und sehr rasch umzusetzender Schritt (im Wege einer Verordnung gemäß § 35b Abs. 3 EnWG). Damit wird ein wichtiges Signal in den Markt gesendet. Es\r\nbliebe die Möglichkeit erhalten, Marktreaktionen zu beobachten und ggf. über den Sommer\r\nnachzusteuern.\r\nVon besonderer Relevanz ist der Füllstand und damit das Risiko eventueller Fehlmengen am\r\nEnde des Winters. Daher sollte das Füllstandsziel zum 1. Februar erhalten bleiben. Die Zwischenziele bzw. Befüllungspfade sollten jedoch gestrichen werden.\r\nUnabhängig davon sind die rechtlichen Rahmenbedingungen, die durch das Gasspeichergesetz\r\nmit den §§ 35a ff EnWG gesetzt werden, also vor allem die gesetzlich normierten Füllstandsziele und Befüllungsinstrumente situationsgerecht fortzuentwickeln. Es gilt, diese effizienter\r\nauszugestalten (s. hierzu BDEW-Stellungnahme zur Gestaltung eines Befüllproduktes nach\r\n§ 35c Abs. 1 EnWG - Kommentierung der ersten Überlegungen zur Weiterentwicklung SSBO\r\nvom 18. Februar 2025).\r\nMittelfristige Perspektive\r\nMit Perspektive über den Winter 2025/26 hinaus ist die Notwendigkeit von alternativen Instrumenten zur Absicherung besonderer, außergewöhnlicher Risiken („low probability, high impact“) zu prüfen.\r\nSeite 3 von 3\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der\r\nMitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60\r\nProzent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und\r\nrund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex\r\nnach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen Vorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug auf die saisonale Eindeckung\r\nund Speichernutzung. Damit geht das Risiko eines weiteren deutlichen Anstiegs der Gasspeicherumlage einher, wenn THE im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben tätig werden müsste.\r\nSeite 2 von 3\r\nDer BDEW teilt die Einschätzung des BMWK, dass Versorgungssicherheit nicht „egal zu welchem Preis“ angestrebt, sondern kosteneffizient gewährleistet werden soll. Es ist nämlich ein\r\nureigenes Anliegen der Branche, Erdgas zu marktfähigen Preisen anzubieten. Es gilt, Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit in Balance zu halten. Es besteht Konsens, dass die aktuelle\r\nAusgestaltung des im EnWG verankerten Mechanismus aus verbindlichen Gasspeicher-Füllstandsvorgaben in Kombination mit den vorgegebenen Befüllungsinstrumenten bei Nichterreichung der Füllstandsziele durch den Markt dem entgegensteht.\r\nKurzfristiger Handlungsbedarf\r\nUm die Ziele einer marktgerechten und kosteneffizienten Befüllung der Gasspeicher in 2025\r\nund einer sicheren Versorgung im Winter 2025/26 zu erreichen, bedarf es daher schnellstmöglich einer Anpassung der Füllstandsvorgaben.\r\nHier sind unterschiedliche Ansätze denkbar wie u.a. eine Anpassung der Höhe der Füllstandsziele, des Zeitpunkts, der Verbindlichkeit der Ziele oder Einführung eines Korridors. Diese Ansätze sind mit unterschiedlichen Vor- und Nachteilen verbunden.\r\nAus Sicht des BDEW wäre die Absenkung der Füllstandsvorgabe zum 1. November von 90 Prozent auf 80 Prozent ein guter und sehr rasch umzusetzender Schritt (im Wege einer Verordnung gemäß § 35b Abs. 3 EnWG). Damit wird ein wichtiges Signal in den Markt gesendet. Es\r\nbliebe die Möglichkeit erhalten, Marktreaktionen zu beobachten und ggf. über den Sommer\r\nnachzusteuern.\r\nVon besonderer Relevanz ist der Füllstand und damit das Risiko eventueller Fehlmengen am\r\nEnde des Winters. Daher sollte das Füllstandsziel zum 1. Februar erhalten bleiben. Die Zwischenziele bzw. Befüllungspfade sollten jedoch gestrichen werden.\r\nUnabhängig davon sind die rechtlichen Rahmenbedingungen, die durch das Gasspeichergesetz\r\nmit den §§ 35a ff EnWG gesetzt werden, also vor allem die gesetzlich normierten Füllstandsziele und Befüllungsinstrumente situationsgerecht fortzuentwickeln. Es gilt, diese effizienter\r\nauszugestalten (s. hierzu BDEW-Stellungnahme zur Gestaltung eines Befüllproduktes nach\r\n§ 35c Abs. 1 EnWG - Kommentierung der ersten Überlegungen zur Weiterentwicklung SSBO\r\nvom 18. Februar 2025).\r\nMittelfristige Perspektive\r\nMit Perspektive über den Winter 2025/26 hinaus ist die Notwendigkeit von alternativen Instrumenten zur Absicherung besonderer, außergewöhnlicher Risiken („low probability, high impact“) zu prüfen.\r\nSeite 3 von 3\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der\r\nMitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60\r\nProzent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und\r\nrund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex\r\nnach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBrüssel, 11. Februar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nReduktion von Berichtspflichten auf\r\nEU-Ebene\r\nVorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben\r\nzur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nSeite 2 von 15\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer BDEW hält es für zwingend erforderlich, Unternehmen von den umfangreichen Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) zu entlasten und unterstützt daher die Pläne der EU-Kommission,\r\ndies in Form eines Omnibus-Pakets umzusetzen. Für das Verfahren sollten die folgenden zwei\r\nGrundsätze gelten:\r\n1. Ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben insbesondere bei der anstehenden Überprüfung der Taxonomie-Verordnung und\r\nihrer Umsetzungsrechtsakte sowie der angekündigten sektorspezifischen Standards für\r\ndie Energie- und Wasserwirtschaft in der CSRD.\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung des bestehenden Regelwerks, die über die Streichung\r\ndoppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen zur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes\r\nin Frage zu stellen.\r\nKonkret schlägt der BDEW u. a. die folgenden Änderungen vor:\r\n› Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD)\r\n Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und Verschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die Finanzierungs- oder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.\r\n Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards.\r\n Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie).\r\n› Taxonomie-Verordnung\r\n Ergänzung eines Wesentlichkeitsvorbehalts für die Offenlegungspflichten.\r\n Streichung der Verpflichtung zur Offenlegung von Informationen zur Taxonomiekonformität der Betriebsausgaben (OpEx).\r\n Verzicht auf den verpflichtenden Nachweis zu den „do no significant harm“-Kriterien für\r\nWirtschaftstätigkeiten innerhalb der EU.\r\n Sicherstellung der Kompatibilität von Taxonomie-Anforderungen mit spezialgesetzlichen\r\nRegelungen (z. B. die Energieeffizienz- oder Erneuerbare-Energien-Richtlinien).\r\n› Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\n Streichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nSeite 3 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG.\r\n2 Einleitung\r\nIn der vergangenen Legislaturperiode wurden auf EU-Ebene zahlreiche Vorgaben beschlossen,\r\ndie Unternehmen verpflichten, verstärkt Informationen zur Nachhaltigkeit ihres Geschäftsgebarens entlang ihrer gesamten Lieferkette offenzulegen. Den Anfang machte die TaxonomieVerordnung, ein System zur Klassifizierung von nachhaltigen Wirtschaftstätigkeiten. Es folgten\r\ndie Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), die sowohl den Kreis der verpflichteten Unternehmen als auch den Umfang der nachhaltigkeitsbezogenen Offenlegungspflichten\r\ndeutlich ausweitete, und die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) mit einem Fokus auf Lieferkettensorgfaltspflichten für Unternehmen. Bereits zuvor hatte Deutschland mit dem Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) ähnliche, aber weniger umfangreiche\r\nPflichten auf nationaler Ebene eingeführt.\r\nDie deutsche Energie- und Wasserwirtschaft steht zu den klima-, energie- und umweltpolitischen Zielen der Europäischen Union und setzt sich daher auch im Zuge der Diskussionen um\r\ndie Wettbewerbsfähigkeit Europas für eine Aufrechterhaltung der Ziele des Green Deal ein.\r\nDie Unternehmen der Energiewirtschaft befinden sich bereits im vollen Gange der Transformation zur Klimaneutralität. Gleichermaßen hat die Wasserwirtschaft als Kreislaufwirtschaft\r\nper se ein großes Interesse an Umwelt- und Ressourcenschutz. In diesem Kontext können\r\nnachhaltigkeitsbezogenen Offenlegungspflichten sinnvoll sein, um weltweit für ein unternehmerisches Handeln einzutreten, das im Einklang mit unseren eigenen klima-, umwelt- und sozialpolitischen Zielen steht. Gleichzeitig darf Nachhaltigkeitsberichterstattung nicht zum\r\nSelbstzweck werden, sondern sollte immer daran gemessen werden, ob sie einen Beitrag zur\r\nErreichung unserer klimapolitischen Ziele bei gleichzeitiger Stärkung unserer Wettbewerbsfähigkeit leistet.\r\nDer BDEW hat im Zuge der Erarbeitung der genannten Rechtsakte stets betont, dass die regulatorischen Vorgaben Unternehmen nicht überlasten dürfen. Andernfalls binden sie Ressourcen, die diese Unternehmen nicht zum Vorantreiben der Energiewende einsetzen können. Die\r\nersten Erfahrungen der Mitgliedsunternehmen des BDEW mit der Umsetzung von Taxonomie\r\nund CSRD sowie die Vorbereitungen zur Umsetzung der CSDDD haben nun gezeigt, dass der\r\nUmfang und die Detailtiefe der in den vergangenen fünf Jahren beschlossenen Vorgaben Unternehmen unverhältnismäßig stark belasten und gleichzeitig ihr Ziel, Unternehmen in der\r\nTransformation zur Klimaneutralität zu unterstützen, kaum erfüllen.\r\nAus BDEW-Sicht sollte die Öffnung von Level-1 Rechtsakten (Richtlinien und Verordnungen)\r\naus Gründen der regulatorischen Planungssicherheit für betroffene Unternehmen\r\nSeite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\ngrundsätzlich nur dann erfolgen, wenn dies zur Erreichung des gesetzten Ziels zwingend notwendig ist. Es ist zu beachten, dass viele Energieversorger längst Projekte zur Vorbereitung auf\r\ndie Berichtspflichten aufgesetzt haben und sich zum Teil in einem fortgeschrittenen Projektstadium befinden. Zur Ermöglichung signifikanter Erleichterungen im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten werden nach Ansicht des BDEW\r\njedoch Anpassungen der Level-2 Texte (delegierte Rechtsakte) nicht ausreichend sein. Deshalb\r\nunterstützt der BDEW die Pläne für ein Omnibus-Paket zur Vereinfachung von Taxonomie,\r\nCSRD und CSDDD und fordert sowohl die EU-Kommission als auch das Europäische Parlament\r\nund die EU-Mitgliedstaaten dazu auf, das Verfahren für eine deutliche Reduzierung der Komplexität der drei Rechtsakte und damit des Umfangs der Berichtspflichten zu nutzen.\r\nEine stärkere Fokussierung der Berichterstattung sowie des Kreises der berichtspflichtigen Unternehmen stellt nicht die energie-, klima- und umweltpolitischen Ziele der EU in Frage. Im Gegenteil, sie ermöglicht es gerade kleineren und mittleren Unternehmen, sich auf ihre zentralen\r\nAufgabenbereiche der Umsetzung der Energiewende sowie der Sicherstellung einer nachhaltigen Wasserversorgung zu konzentrieren. Darüber hinaus führen Vereinfachungen nicht zwingend dazu, dass interessierte Stakeholder signifikant weniger Informationen über Unternehmen erhalten, da wesentliche Informationen in der Regel ohnehin weiter veröffentlicht werden. Durch eine Verschlankung der Vorgaben und die Beseitigung redundanter Berichts- oder\r\nAuditverpflichtungen ließe sich also eine Reduktion des Aufwands erreichen, ohne dass dies\r\nzwingend mit einem signifikanten Transparenzverlust verbunden ist. Die Behebung doppelter\r\nBerichtspflichten allein wird dagegen für einen spürbaren Entlastungseffekt bei den Unternehmen dagegen nicht ausreichen.\r\nIm Zuge des Omnibus-Pakets sowie in anderen die Nachhaltigkeitsberichterstattung betreffenden Prozessen sollten daher die folgenden zwei Grundsätze gelten:\r\n1. Ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten. Dies muss insbesondere bei der anstehenden Überprüfung der TaxonomieVerordnung und ihrer Umsetzungsrechtsakte beachtet werden. Aber auch die angekündigten sektorspezifischen Standards für die Energie- und Wasserwirtschaft in der CSRD\r\nsollten nicht zusätzlich verpflichtend, sondern als freiwillige Ergänzung hinzutreten, da\r\nsich bei der Umsetzung in diesen Sektoren in der Praxis ohnehin sektorspezifische Ansätze entwickeln beziehungsweise entwickelt werden.\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung und Präzisierung des bestehenden Regelwerks zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und für Lieferkettesorgfaltspflichten. Dies muss über die\r\nStreichung doppelter Berichtspflichten in verschiedenen Rechtsakten hinausgehen und\r\nSeite 5 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\neine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen zur Folge haben, ohne\r\ndabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in Frage zu stellen.\r\na. In einem ersten Schritt müssen die relevanten EU-Richtlinien und Verordnungen\r\nüberprüft und, sofern zur Vereinfachung der Berichtspflichten notwendig, überarbeitet werden (Level 1). In diesem Zeitraum sollte die noch laufende Ausarbeitung oder Überprüfung von darauf aufbauender Umsetzungsgesetzgebung\r\nausgesetzt werden.\r\nb. In einem zweiten Omnibus-Paket muss auch die Umsetzungsgesetzgebung auf\r\neuropäischer Ebene (Level 2) entsprechend der zuvor vorgenommenen Änderungen an der übergeordneten Gesetzgebung schnellstmöglich und konsequent\r\nüberprüft, überarbeitet und präzisiert werden (insbes. delegierte Rechtsakte zur\r\nEU-Taxonomie und den Standards zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach\r\nCSRD). So ist beispielsweise eine Harmonisierung der Angaben zu Energieeffizienz bei Abwasser mit der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und der TaxonomieVerordnung in Analogie zur Trinkwasser-Richtlinie erforderlich. Darüber hinaus\r\nbetrifft das auch nicht-legislative Leitlinien, die – wenn zur Umsetzung der Vorgaben erforderlich – immer mit ausreichender Vorlaufzeit vor Inkrafttreten der\r\nBerichtspflichten veröffentlicht werden sollten.\r\nBei der nationalen Umsetzung sollte die EU-Kommission gemeinsam mit den EU-Mitgliedstaaten dafür Sorge tragen, dass diese im Sinne des EU-Binnenmarktes möglichst harmonisiert erfolgt. Die weiterhin noch nicht erfolgte Umsetzung der CSRD in deutsches Recht sorgt bei vielen Unternehmen für Verunsicherung. Nationales „Gold plating“ sowie abweichende oder\r\ndoppelte Regelungen sind dabei weitestmöglich zu vermeiden.\r\nFür neue Vorgaben sollte darüber hinaus grundsätzlich eine Umsetzungsfrist von mindestens\r\nzwei vollen Kalenderjahren ab dem Zeitpunkt der Veröffentlichung im EU-Amtsblatt gelten,\r\num Unternehmen hinreichen Vorbereitungszeit zuzugestehen. Zwingend zu vermeiden sind\r\nkurzfristigen Umsetzungspflichten innerhalb eines Geschäftsjahres.\r\nKonkrete Änderungsvorschläge zu CRSD, Taxonomie und CSDDD können dem Anhang entnommen werden. Gerne sind wir bereit, Praxisbeispiele für die Anpassungen von CSRD, Taxonomie und CSDDD im Rahmen des Omnibus-Pakets zu verdeutlichen. Die sich daraus ergebenden oder aus BDEW-Sicht grundsätzlich sinnvollen Anpassungen der dazugehörigen delegierten Rechtsakte sind noch nicht Gegenstand dieser Stellungnahme und werden Teil eines separaten Positionspapiers sein.\r\nSeite 6 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nAnsprechpartner\r\nMoritz Petersen\r\nEU-Vertretung\r\n+32 2 774-5115\r\nmoritz.petersen@bdew.de\r\nFatbardh Kqiku\r\nBetriebswirtschaft und Digitalisierung\r\n+49 30 300 199-1665\r\nfatbardh.kqiku@bdew.de\r\nDr. Jörg Rehberg\r\nWasser/Abwasser\r\n+49 30 300199-1211\r\njoerg.rehberg@bdew.de\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nSeite 2 von 15\r\n3 Anhang I: Konkrete Änderungsvorschläge für CSRD, Taxonomie und CSDDD\r\nDie in der nachfolgenden Tabelle enthaltenen Änderungsvorschläge beziehen sich ausschließlich auf die Primärgesetzgebung. In einem zweiten\r\nSchritt sind aus BDEW-Sicht konsequente Änderungen der Sekundärgesetzgebung erforderlich – insbesondere der delegierten Rechtsakte zu den\r\nOffenlegungspflichten nach der Taxonomie sowie zu den ESRS – um Unternehmen spürbar zu entlasten.\r\nÄnderungsvorschlag Artikel Begründung\r\nCorporate Sustainability Reporting Directive (CSRD); Richtlinie 2013/34/EU\r\nAngleichung der Schwellenwerte für die\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD)\r\nund die Lieferkettensorgfaltspflichten\r\n(CSDDD).\r\nArtikel 19a, Absatz 1:\r\n„(1) Große Unternehmen sowie kleine und mittlere\r\nUnternehmen – mit Ausnahme von Kleinstunternehmen –, bei denen es sich um Unternehmen von öffentlichem Interesse im Sinne von Artikel 2 Nummer\r\n1 Buchstabe a handelt Unternehmen, für die eine der\r\nfolgenden Bedingungen gilt, nehmen in den Lagebericht Angaben auf, die für das Verständnis der Auswirkungen der Tätigkeiten des Unternehmens auf Nachhaltigkeitsaspekte sowie das Verständnis der Auswirkungen von Nachhaltigkeitsaspekten auf Geschäftsverlauf, Geschäftsergebnis und Lage des Unternehmens erforderlich sind:\r\na) Das Unternehmen hatte im letzten Geschäftsjahr,\r\nfür das ein Jahresabschluss angenommen wurde oder\r\nhätte angenommen werden müssen, im Durchschnitt\r\nDas Aufsetzen der für die Berichterstattung erforderlichen Prozesse bindet nicht nur große personelle Ressourcen – viele Unternehmen müssten ihre Nachhaltigkeitsabteilungen signifikant aufstocken – sondern\r\ngeht auch darüber hinaus mit hohen Kosten einher\r\n(IT-Systeme, externe Berater etc.).\r\nWenngleich diese Aspekte im Grundsatz für alle Unternehmen gleichermaßen gelten, so sind gerade\r\nkleine und mittelgroße Unternehmen (in der Energieund Wasserwirtschaft häufig kommunale Stadtwerke)\r\nbesonders stark davon betroffen, da sie weniger personelle und finanzielle Ressourcen zur Verfügung haben und die eventuellen Vorteile der Nachhaltigkeitsberichterstattung, wie beispielsweise erleichterter Zugang zu Kapital, für sie meist weniger stark ersichtlich\r\nsind.\r\nSeite 3 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nmehr als 1 000 Beschäftigte und erzielte einen weltweiten Nettoumsatz von mehr als 450 000 000 EUR;\r\nb) das Unternehmen ist ein kleines oder mittleres Unternehmen – mit Ausnahme von Kleinstunternehmen\r\n–, bei dem es sich um Unternehmen von öffentlichem\r\nInteresse im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 Buchstabe\r\na handelt.“\r\nArtikel 29a, Absatz 1:\r\n„(1) Mutterunternehmen einer großen Gruppe nach\r\nArtikel 3 Absatz 7, die die Schwellenwerte in Artikel\r\n19a Absatz 1a erreicht hat, nehmen in den konsolidierten Lagebericht Angaben auf, die für das Verständnis der Auswirkungen der Gruppe auf Nachhaltigkeitsaspekte sowie das Verständnis der Auswirkungen von\r\nNachhaltigkeitsaspekten auf Geschäftsverlauf, Geschäftsergebnis und Lage der Gruppe erforderlich\r\nsind.“\r\nDeshalb sollten weniger große Unternehmen durch\r\neine Angleichung der Schwellenwerte aus der CSRD an\r\ndie Schwellenwerte der CSDDD entlastet und von den\r\nverpflichtenden Offenlegungspflichten ausgenommen\r\nwerden. Eine Berichterstattung auch kleinerer Unternehmen auf freiwilliger Basis soll selbstverständlich\r\nweiterhin möglich bleiben.\r\nNach einigen Jahren Erfahrung mit der Umsetzung der\r\nCSRD kann unter Umständen geprüft werden, inwieweit eine Absenkung des Schwellenwerts mit reduzierten Berichtspflichten (bspw. durch die Anwendung\r\nder freiwilligen Berichtsstandards für KMU) sinnvoll\r\nund für die betroffenen Unternehmen handhabbar\r\nwäre.\r\nVerschiebung der Berichtspflicht für noch\r\nnicht berichtspflichtige Unternehmen um\r\nzwei Jahre\r\nArtikel 5, Absatz 2:\r\n„(2) Die Mitgliedstaaten wenden die erforderlichen\r\nVorschriften an, um Artikel 1, mit Ausnahme von Nummer 14, nachzukommen:\r\n[…]\r\nb) auf am oder nach dem 1. Januar 2025 2027 beginnende Geschäftsjahre\r\nZwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits\r\nmit der Vorbereitung auf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen.\r\nAngesichts des großen Umfangs der Berichtspflichten\r\nwürde es nicht von der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen aber stark entlasten, bei\r\nBedarf mehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen\r\nSeite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n[…]\r\nc) auf am oder nach dem 1. Januar 2026 2028 beginnende Geschäftsjahre\r\n[…]“\r\nAnalog auch Änderungen in den folgenden Unterabschnitten des Absatz 2. Auch die bereits in den ESRS\r\nvorgesehene Möglichkeit, gewisse Datenpunkte in den\r\nersten ein bis zwei Jahren der Berichterstattung auszulassen muss im weiteren Verlauf des Überprüfungsverfahrens angepasst werden.\r\nzu können und erste Berichte maximal auf freiwilliger\r\nBasis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht).\r\nVerzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards\r\nArtikel 29b, Absatz 1:\r\n„[…]\r\nIn den in Unterabsatz 1 genannten delegierten Rechtsakten legt die Kommission bis zum 30. Juni 2026 Folgendes fest:\r\ni) ergänzende Informationen, über die Unternehmen in Bezug auf Nachhaltigkeitsaspekte und\r\ndie unter Artikel 19a Absatz 2 aufgeführten Bereiche der Berichterstattung erforderlichenfalls\r\nBericht zu erstatten haben;\r\nii) Informationen, über die Unternehmen freiwillig\r\nBericht zu statten habenerstatten können, die für\r\nden Sektor, in dem sie tätig sind, spezifisch sind.\r\n[…]“\r\nIn Deutschland hat die Wasserwirtschaft einen Standard für die doppelte Wesentlichkeitsprüfung und der\r\nZuordnung der jeweiligen Datenpunkte entwickelt.\r\nDabei sind als Beiprodukt auch sektorspezifische Standards entwickelt worden, weil sich viele ESRS nur\r\ndurch eine sektorspezifische Auslegung verständlich\r\nmachen lassen.\r\nAuch die Energiewirtschaft im BDEW entwickelt entsprechende Muster und wird dabei sektorspezifische\r\nBesonderheiten ausarbeiten.\r\nWeitere verpflichtende Standards durch die EFRAG\r\nbergen die Gefahr, gefundene Standards zu überschreiben und damit zu einer Doppelarbeit führen.\r\nGleichzeitig können sektorspezifische Standards Unternehmen auch bei der Berichterstattung\r\nSeite 5 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nunterstützen, wenn sie wesentliche Themen und spezifische Angaben für Organisationen dieser Branche\r\nfestlegen und konkretisieren. Anstatt verpflichtender\r\nStandards sollten daher freiwillige sektorspezifische\r\nStandards erarbeitet werden, um den Unternehmen\r\nselbst die Entscheidung zu überlassen, ob deren Nutzung für sie sinnvoll ist. Dabei sollten weitestgehend\r\nbereits etablierte Branchenstandards, wie beispielsweise die GRI-Standards, übernommen werden.\r\nAnpassung der Berichtspflichten für Konzerngesellschaften, die alleinstehend\r\nnicht nach CSRD berichtspflichtig wären\r\nArtikel 29 a Im Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen, dass Gesellschaften sich noch im Konsolidierungskreis befinden, obgleich sie ggf. für den Konzern\r\nnicht sehr wesentlich sind, aber auch noch nicht so\r\nunwesentlich, dass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden könnte.\r\nDurch die Einbeziehung in den Konzernabschluss sind\r\nauch diese Gesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen. Das\r\nsog. Konzernprivileg wird in diesem Fall für kleine Gesellschaft zur Bürde, denn es besteht die Gefahr, dass\r\ndie Unternehmen bei Einbezug in einen Konzernabschluss interne und externe Aufwände stemmen müssen, obgleich sie am Ende nur von wenigen Berichtspflichten tatsächlich betroffen sind.\r\nEs sollte daher die Möglichkeit für eine punktbezogene und begründete Ausgrenzung entsprechender\r\nkonsolidierter Gesellschaften von der\r\nSeite 6 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung geprüft werden (in\r\nForm einer Art Wesentlichkeitsanforderung).\r\nSimplifizierung und Verkürzung der Mindestanforderungen an die Berichtsdarstellung\r\nArtikel 29d:\r\n„(1) Unternehmen, die den Anforderungen von Artikel\r\n19a dieser Richtlinie unterliegen, stellen ihren Lagebericht ab dem 1. Januar 2030 im in Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 der Kommission\r\ndargelegten einheitlichen elektronischen Berichtsformat auf und zeichnen ihre Nachhaltigkeitsberichtserstattung, einschließlich der Angaben nach Artikel 8 der\r\nVerordnung (EU) 2020/852, gemäß dem in jener Delegierten Verordnung dargelegten elektronischen Berichtsformat aus.\r\n(2) Mutterunternehmen, die den Anforderungen von\r\nArtikel 29a unterliegen, stellen ihren konsolidierten Lagebericht ab dem 1. Januar 2030 im in Artikel 3 der\r\nDelegierten Verordnung (EU) 2019/815 dargelegten\r\nelektronischen Berichtsformat aus und zeichnen die\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung, einschließlich der\r\nAngaben nach Artikel 8 der Verordnung (EU)\r\n2020/852, gemäß dem in jener Delegierten Verordnung dargelegten elektronischen Berichtsformat aus.“\r\nDie Umsetzung der Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD sind ein beträchtlicher Aufwand, insbesondere für Unternehmen, welche erstmalig zu Nachhaltigkeitsthemen extern berichten. Die Umsetzbarkeit der Maschinenlesbarkeit (Tagging) mit paralleler Ersteinführung der CSRD-Anforderungen ist eine merkliche Belastung. Dies betrifft sowohl Kapazitätsgrenzen als auch technische Grenzen\r\nin Bezug auf Datenverfügbarkeiten.\r\nEs sollte zunächst konkretisiert werden, ab wann die\r\nVerpflichtung für Unternehmen besteht, das Tagging\r\nanzuwenden. Zudem sollte eine spätere, schrittweise\r\nEinführung der Tagging-Anforderung geschaffen werden, sodass aktuelle Verzögerungen in der Regulatorik\r\nBeachtung geschenkt wird, Komplexitäten und die Anforderungen letztendlich angemessen und reduziert\r\numgesetzt werden können.\r\nTaxonomie-Verordnung; Verordnung 2020/852/EU\r\nErgänzung eines Wesentlichkeitsvorbehalts analog zur CSRD\r\nArtikel 8: Eine Beschränkung der Offenlegungspflichten in der\r\nEU-Taxonomie würde Unternehmen dahingehend entlasten, dass sie auf den teilweise sehr aufwändigen\r\nSeite 7 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n„(1) Jedes Unternehmen, das verpflichtet ist, nichtfinanzielle Angaben nach Artikel 19a oder Artikel 29a\r\nder Richtlinie 2013/34/EU zu veröffentlichen, nimmt in\r\nseine nichtfinanzielle Erklärung oder konsolidierte\r\nnichtfinanzielle Erklärung Angaben darüber auf, wie\r\nund in welchem Umfang die finanziell wesentlichen\r\nTätigkeiten des Unternehmens mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltige\r\nWirtschaftstätigkeiten gemäß Artikel 3 und Artikel 9\r\nder vorliegenden Verordnung einzustufen sind.\r\n(2) Insbesondere geben Nicht-Finanzunternehmen Folgendes an:\r\na) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Umsatzerlöse, der mit Produkten oder Dienstleistungen, erzielt\r\nwird, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind,\r\ndie als ökologisch nachhaltige gemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind; und\r\nb) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Investitionsausgaben und, soweit zutreffend, den Anteil der Betriebsausgaben im Zusammenhang mit Vermögensgegenständen oder Prozessen, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltig\r\ngemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind.“\r\nNachweis der Taxonomiekonformität für Wirtschaftstätigkeiten verzichten könnten, die keinen für\r\ndas Unternehmen relevanten Umfang haben. Es\r\nkönnte außerdem mehr Konsistenz zur Regulatorik der\r\nCSRD hergestellt und damit doppelte Datenberichterstattung vermieden werden.\r\nGleichzeitig hätte der Wegfall dieser Informationen\r\nkeine relevanten Auswirkungen auf die Qualität des\r\nNachhaltigkeitsberichts. Im Gegenteil würde die Fokussierung auf wesentliche Informationen die Qualität\r\nder Berichte sogar erhöhen.\r\nFür die praktische Umsetzung sollten Wertgrenzen in\r\nBezug auf den Anteil einer Wirtschaftstätigkeit am Gesamt-Umsatz und/oder -CAPEX erlassen werden,\r\nwann eine Wirtschaftstätigkeit als wesentlich gilt.\r\nDer geforderte Wesentlichkeitsvorbehalt soll Unternehmen jedoch weiterhin die Möglichkeit zugestehen,\r\nfreiwillig auch Informationen zur Taxonomiekonformität- und Fähigkeit nicht finanziell wesentlicher Wirtschaftstätigkeiten offenzulegen.\r\nStreichung der Verpflichtung zur Offenlegung von Informationen zu Betriebsausgaben (OpEx)\r\nArtikel 8 Absatz 2: Betriebsausgaben sind für Unternehmen keine relevante Steuerungsgröße. Die Offenlegung des taxonomiefähigen oder taxonomiekonformen Anteils der\r\nSeite 8 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n„(2) Insbesondere geben Nicht-Finanzunternehmen\r\nFolgendes an:\r\n[…]\r\nb) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Investitionsausgaben und, soweit zutreffend, den Anteil der Betriebsausgaben im Zusammenhang mit Vermögensgegenständen oder Prozessen, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltig gemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind.“\r\nBetriebsausgaben hat daher keinen signifikanten\r\nMehrwert, erzeugt aber dennoch einen großen Berichtsaufwand.\r\nStattdessen sollte der Fokus der Taxonomie-Berichterstattung auf den Investitionsausgaben, denn sie geben\r\neinen klaren Hinweis, in welche Richtung sich ein Unternehmen entwickelt.\r\nVerzicht auf die verpflichtende Prüfung\r\nder „do no significant harm“-Kriterien für\r\nProjekte in der EU, die ohnehin die bestehenden EU-Regularien in Bezug auf Umwelt- und Sozialstandards einhalten müssen.\r\nArtikel 17, Absatz 3 (NEU):\r\n„(3) Ergänzend zu Absatz (1) und (2) kann für eine\r\nWirtschaftstätigkeit, die innerhalb der Europäischen\r\nUnion ausgeübt wird, immer davon ausgegangen\r\nwerden, dass sie nicht zu einer erheblichen Beeinträchtigung eines oder mehrerer der Umweltziele des\r\nArtikels 9 führt.“\r\nFür Wirtschaftstätigkeiten innerhalb der Europäischen\r\nUnion müssen Unternehmen bereits eine Vielzahl\r\nklima-, umwelt- und naturschutzrechtlicher Vorgaben\r\neinhalten, die sicherstellen, dass sie keines der Umweltziele aus der Taxonomie-Verordnung erheblich\r\nbeeinträchtigen.\r\nDie Prüfung der Kriterien für die Vermeidung einer erheblichen Beeinträchtigung ist bislang dennoch mit\r\nsehr hohem Aufwand verbunden. Durch den Verzicht\r\nauf diese Prüfpflicht für Wirtschaftstätigkeiten in der\r\nEU könnten Unternehmen daher signifikant entlastet\r\nwerden, ohne das Schutzniveau der Taxonomie in relevantem Ausmaß zu verringern.\r\nCorporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD), Richtlinie 2024/1760/EU\r\nSeite 9 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nFokussierung der Sorgfaltspflichten auf\r\ndirekte Geschäftsbeziehungen\r\nInsbesondere Artikel 7, 8, 10, 11, 12, 14 und 15 der\r\nCSDDD, sowie Artikel 3g zur Definition der „Aktivitätskette“.\r\nDarüber hinaus müssen in der Folge im Sinne der Kohärenz auch die Vorgaben in der CSRD bzw. den ESRS\r\nzur Einbeziehung von indirekten Geschäftspartnern\r\nsowie den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsketten angepasst werden.\r\nFür Unternehmen ist es nur sehr schwer möglich Einfluss auf die Handlungen ihrer indirekten Geschäftspartner auszuüben. Wenngleich es verständlich ist,\r\ndass die Lieferkette auch über direkte Geschäftsbeziehungen hinaus betrachtet und bewertet werden muss,\r\nso muss vor allem für die Verpflichtungen zur Verhinderung und Behebung negativer Auswirkungen die\r\nMöglichkeit zur Einflussnahme der Unternehmen stärker berücksichtigt werden.\r\nAnalog zum deutschen LkSG sollte in der CSDDD eine\r\ndaher eine klarere Differenzierung zwischen den direkten und indirekten Geschäftspartnern (in Deutschland unmittelbare und mittelbare Zulieferer) und den\r\nin Abhängigkeit der jeweiligen Geschäftsbeziehung zu\r\nerbringenden Sorgfaltspflichten vorgenommen werden. Auch in Bezug auf den Begriff der „Aktivitätskette“ (Artikel 3 g)) sind Anpassungen erforderlich, um\r\neine Angleichung mit vergleichbaren Definitionen\r\nbspw. in der CSRD zu erwirken und so Unklarheiten in\r\nder Berichterstattung zu vermeiden.\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung Artikel 25, Absatz 9:\r\n„(9) Beschlüsse der Aufsichtsbehörden betreffend die\r\nEinhaltung der gemäß dieser Richtlinie erlassenen\r\nnationalen Rechtsvorschriften durch ein Unternehmen lassen die zivilrechtliche Haftung des Unternehmens nach Artikel 29 unberührt.“\r\nEine umfangreiche zivilrechtliche Haftung schafft für\r\nUnternehmen mit komplexen Lieferketten enorme\r\nrechtliche Unsicherheit und das Risiko übermäßiger\r\nRechtsstreitigkeiten. Stattdessen sollte analog zum\r\ndeutschen LkSG auf eine Bemühenspflicht der Unternehmen abgestellt werden.\r\nSeite 10 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nArtikel 29:\r\n„Zivilrechtliche Haftung von Unternehmen und Anspruch auf vollständige Entschädigung\r\n(1) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass ein Unternehmen für Schaden haftbar gemacht werden kann,\r\nder einer natürlichen oder juristischen Person entstanden ist, sofern\r\n[…]\r\n(7) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass die nationalen Rechtsvorschriften zur Umsetzung dieses Artikels zwingend Anwendung finden und Vorrang haben\r\nin Fällen, in denen das auf entsprechende Ansprüche\r\nanzuwendende Recht nicht das nationale Recht eines\r\nMitgliedstaats ist.“\r\nArtikel 36, Absatz 2:\r\n„f) die Wirksamkeit der auf nationaler Ebene eingerichteten Durchsetzungsmechanismen und der Sanktionen und der Vorschriften über die zivilrechtliche\r\nHaftung;““"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. 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Das Spektrum\r\nder Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und\r\ngut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der TrinkwasserFörderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex\r\nnach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nBerlin, 9. Januar 2025\r\nFakten und Argumente\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nHerausgegeben vom BDEW\r\nBundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.,\r\nReinhardtstraße 32, 10117 Berlin\r\nWissenschaftliche Ausarbeitung vom IHPH\r\nInstitut für Hygiene und Öffentliche Gesundheit/Public Health\r\nUniversitätsklinikum Bonn, Venusberg-Campus 1, 53127 Bonn\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 2 von 27\r\nExecutive Summary: Fokus auf Relevanz für den Menschen\r\nPFAS (Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen) sind aufgrund ihres vielfältigen, langjährigen und\r\nweltweiten Einsatzes sowie ihrer äußerst schlechten Abbaubarkeit in der Umwelt bereits weltweit in der Luft, im Wasser und in den Böden sowie in der Nahrungskette bis hin zum Blut und\r\nin den Organen von Lebewesen nachweisbar. Wissenschaftliche Studien zeigen, dass PFAS unterschiedliche gesundheitsschädliche Wirkungen an Organen, wie z. B. der Leber und den Nieren sowie auch an dem Immunsystem haben können. Angesichts dessen stellen PFAS eine signifikante human- und ökotoxikologische Gefährdung dar.\r\nMenschen nehmen PFAS vor allem über die Nahrung, über Wasser und über die Luft auf. Die\r\nEuropäische Behörde für Lebensmittelsicherheit (EFSA) hat im September 2020 eine Bewertung\r\nder gesundheitlichen Risiken von PFAS in Lebensmitteln veröffentlicht1\r\n. Die Bewertung der EFSA\r\nfokussiert sich auf die vier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS, nämlich PFOA (Perfluoroctansäure), PFNA (Perfluornonansäure), PFHxS (Perfluorhexansulfonsäure) und PFOS\r\n(Perfluoroctansulfonsäure). Für diese sogenannten EFSA-PFAS konnte aufgrund der toxikologischen Datenlage eine tolerierbare wöchentliche Aufnahmemenge in der Höhe von insgesamt\r\n4,4 Nanogramm (ng) pro Kilogramm (kg) Körpergewicht pro Woche abgeleitet werden. Laut\r\ndem Umweltbundesamt gibt dieser Wert an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine\r\ngesundheitliche Besorgnis besteht2\r\n. Für einen Menschen ergibt sich unter Berücksichtigung der\r\nStandardannahme für das Körpergewicht von 70 kg damit rechnerisch eine tolerierbare EFSAPFAS-Gesamtmenge von 308 ng pro Woche (4,4 ng pro kg Körpergewicht pro Woche multipliziert mit 70 kg Körpergewicht) bzw. 44 ng pro Tag.\r\nIm Hinblick auf die tatsächlich aufgenommene EFSA-PFAS-Gesamtmenge stellte das Bundesinstitut für Risikobewertung (BfR) 20213 unter Verwendung der Daten aus den Überwachungsprogrammen der Bundesländer in Deutschland jedoch fest, dass „die langfristige Exposition\r\n1\r\nEuropäische Behörde für Lebensmittelsicherheit. Risk to human health related to the presence of perfluoroalkyl\r\nsubstances in food. (2020) URL: https://www.efsa.europa.eu/en/efsajournal/pub/6223\r\n2 Webseite Umweltbundesamt zum Konzept zur Ableitung toxikologisch begründeter Trinkwasserleitwerte.\r\n(2023) URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-destrinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n3 Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr. 020/2021. PFAS in Lebensmitteln - BfR bestätigt kritische Exposition gegenüber Industriechemikalien. (2021) S.6 und Tabelle 7. URL:\r\nhttps://www.bfr.bund.de/cm/343/pfas-in-lebensmitteln-bfr-bestaetigt-kritische-exposition-gegenueber-industriechemikalien.pdf\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 3 von 27\r\nErwachsener in Deutschland gegenüber [den EFSA-PFAS] durch Verzehr von Lebensmitteln außer Trinkwasser bei mittleren Gehalten etwa dem Zweifachen (Mittelwert) bis Fünffachen\r\n(95. Perzentil4\r\n) der Höhe der von der EFSA abgeleiteten tolerierbaren wöchentlichen Aufnahmemenge“ entspricht5\r\n. Das heißt, dass Erwachsene in Deutschland bereits bis zu 1540 ng pro Woche bzw. 220 ng pro Tag allein durch Nahrung aufnehmen bzw. die tolerierbare EFSA-PFAS-Gesamtmenge längst um ein Vielfaches überschreiten können (Abbildung 1).\r\nZum Vergleich: Die mögliche EFSA-PFAS-Aufnahme durch Trinkwasser ist durch den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert auf maximal 20 ng pro Liter beschränkt. Unter Berücksichtigung der\r\nStandardannahme eines täglichen Trinkwasserkonsums von zwei Litern ergibt sich folglich eine\r\nEFSA-PFAS-Gesamtaufnahme von maximal bis zu 280 ng pro Woche bzw. 40 ng pro Tag. Das\r\nUmweltbundesamt betonte zudem, dass „Trinkwasser […] nur dann als eine besondere PFASQuelle [gilt], wenn das Rohwasser durch Schadensfälle mit PFAS verunreinigt wurde. In Deutschland sind bisher erst wenige Fälle bekannt.“6\r\n4\r\nEin Perzentil gibt an, wie viel Prozent der Messwerte unter dem angegebenen Wert lagen.\r\n5\r\nEs ist zu beachten, dass die Schätzungen des BfR über die EFSA-PFAS-Aufnahme durch Nahrung stark zwischen\r\nAltersgruppen und Geschlecht variieren. Zudem sind die Schätzungen von erheblichen Unsicherheiten geprägt, da\r\nes sich um Abschätzungen aus verschiedenen Verzehrstudien handelt, welche ihrerseits wiederum von Unsicherheiten hinsichtlich der Verzehrgewohnheiten der Studienteilnehmer und/ oder der tatsächlichen unterschiedlichen Belastung der Lebensmittel durch die EFSA-PFAS geprägt sind.\r\n6 Umweltbundesamt. PFAS – Gekommen, um zu bleiben. (2020). Das Magazin des Umweltbundesamtes 1/2020.\r\nURL: https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/schwerpunkt-1-2020-pfas-gekommen-um-zu-bleiben\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 4 von 27\r\nAbbildung 1: Qualitativer Vergleich der tatsächlichen täglichen EFSA-PFAS-Aufnahme von Erwachsenen in Deutschland durch Trinkwasser und durch Nahrung mit der toxikologisch-tolerierbaren Gesamtaufnahme. Die Abbildung nimmt für die EFSA-PFAS-Aufnahme einen Trinkwasserkonsum von 2 Litern pro Tag und den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert von 20 Nanogramm\r\n(ng) pro Liter an. Die EFSA-PFAS-Aufnahme durch Nahrung basiert auf den Expositionsschätzungen für Erwachsene zwischen 18 – 64 Jahre in Deutschland und wurde der Tabelle 8 in Kapitel\r\n3.1.3.2 der Stellungnahme 020/2021 des Bundesinstituts für Risikobewertung „PFAS in Lebensmitteln“ von 2021 entnommen. Die rote Linie kennzeichnet die, auf Basis toxikologischer Studien\r\nrechnerisch ermittelte, tolerierbare tägliche Gesamtmenge für den Menschen unter Berücksichtigung der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg.\r\nInsgesamt wird deutlich, dass bereits bei jedem zweiten Erwachsenen der BfR-Stellungnahme\r\ndie toxikologisch tolerierbare EFSA-PFAS-Gesamtmenge überschritten wird7 und Nahrung in der\r\nRegel der Hauptaufnahmepfad für den Menschen ist. Aufgrund der Größe der Stichprobe in der\r\nBfR-Stellungnahme (N = 10525 Personen) ist zu vermuten, dass diese Folgerungen auch für die\r\nGesamtheit der erwachsenen Bevölkerung in Deutschland gelten.\r\nDie PFAS-Problematik ist ein Dilemma. Die besonderen chemischen Eigenschaften machen sie\r\nzwar attraktiv für viele technische Anwendungen, bedingen jedoch aufgrund ihrer Persistenz\r\nund Akkumulationsfähigkeit eine besonders besorgniserregende human- und ökotoxikologische Gefährdung. Gleichzeitig ist eine technische Entfernung von PFAS aus der Nahrung, aus\r\nTrinkwasser oder auch aus der Umwelt gar nicht oder wenn überhaupt nur unter sehr hohen\r\nKosten und Ressourcenverbrauch (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.) möglich. Angesichts der weitreichenden Umweltbelastung mit PFAS und ihrer hohen chemischen Stabilität\r\nwären die PFAS-bedingten Aufbereitungskosten erheblich. Gemäß einer Analyse der Landesbank Baden-Württemberg von 20248 könnte PFAS für die Versicherungsbranche zum bislang\r\nteuersten Versicherungsschaden werden. Insofern werden PFAS sich voraussichtlich noch so\r\nlange in der Umwelt und in unserer Nahrungskette anreichern, bis der Eintrag in die Umwelt\r\nweitgehend reduziert bzw. vermieden wird.\r\n7 Die BfR-Stellungnahme (2021) ermittelte das 50. Perzentil mit 4,4 Nanogramm pro Kilogramm Körpergewicht\r\npro Woche. Damit entspricht das 50. Perzentil genau der von der EFSA ermittelten toxikologisch tolerierbaren\r\nAufnahmemenge.\r\n8\r\nLandesbank Baden-Württemberg. Pressemitteilung vom 26.03.2024. Steht die Branche vor dem teuersten Versicherungsschaden ihrer Geschichte? URL: https://www.lbbw.de/artikelseite/pressemitteilung/stehen-versicherervor-ihrem-groessten-schadensfall_ah3a5ggb4x_d.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 5 von 27\r\nVor diesem Hintergrund braucht es nicht nur eine Strategie, um den weiteren PFAS-Eintrag in\r\ndie Umwelt zu vermeiden, sondern auch eine Strategie, um mit der bestehenden Umweltbelastung sowie den Kosten für die Aufbereitung umzugehen. Der auf EU-Ebene diskutierte Beschränkungsvorschlag für PFAS ist daher grundsätzlich die richtige Strategie. Allerdings werden\r\nPFAS auch in vielen Schlüsseltechnologien u. a. für die Energiewende gebraucht und sind hier\r\ntechnisch anscheinend teils noch alternativlos. Eine Beschränkung der Stoffgruppe PFAS sollte\r\ndaher, aus gesundheitlicher Perspektive, zwar möglichst umfassend erfolgen, aber technische\r\nErwägungen (z. B. Erreichung von Energie- und Klimazielen) könnten beispielsweise angemessene Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen oder Ausnahmeregelungen bedingen.\r\nIn der Fachwelt wurde zum Umgang mit der bereits bestehenden PFAS-Umweltbelastung und\r\ninsbesondere der Finanzierung der dadurch bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten das\r\nKonzept der erweiterten Herstellerverantwortung als ein möglicherweise geeigneter umweltökonomischer Lösungsansatz bereits diskutiert. Dieses Konzept sieht vor, dass die Hersteller\r\nund Importeure von PFAS und PFAS-haltigen Produkten sich an den PFAS-bedingten Kosten wie\r\nz. B. etwaigen Aufbereitungskosten, Kosten der analytischen Kontrolle von Grenzwerten, möglichen gesundheitlichen Folgekosten, Schadensersatzforderungen u. a. beteiligen. Die erweiterte Herstellerverantwortung würde damit am Anfang des Lebenszyklus der PFAS ansetzen und\r\nbei den Herstellern und Importeuren entsprechend Anreize setzen, dass nicht nur der Eintrag\r\nvon PFAS in die Umwelt vermieden wird, sondern gleichzeitig auch effektive Recyclinglösungen\r\nund umweltschonende technologische Alternativen entwickelt werden.\r\nZusammengefasst erstreckt sich die PFAS-Problematik im globalen Maßstab von der gesamten\r\nUmwelt über Pflanzen und Lebewesen bis hin zum Menschen. Die Auswirkungen der allgegenwärtigen Belastung sind für Mensch und Umwelt zugleich vielfältig, komplex und höchst besorgniserregend. Folglich ist auch die Dimension einer Lösung hierfür vielschichtig und kann insbesondere nur durch globale politische Zusammenarbeit gelingen, analog den ab 1989 in Kraft\r\ngetretenen Maßnahmen zur globalen Beschränkung der Herstellung und des Einsatzes von\r\nFluor-Chlor-Kohlenwasserstoffen (FCKW), bei welchen entschieden wurde, zum Schutz der\r\nOzonschicht der Erdatmosphäre innerhalb eines mehrjährigen Zeitrahmens weitgehend aus der\r\nFCKW-Produktion auszusteigen9\r\n.\r\n9 Montreal-Protokoll. URL: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Industrie/chemikaliensicherheit-internationale-regelungen-montrealer-protokoll.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 6 von 27\r\n1 Einleitung\r\nPer- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS) sind eine Stoffgruppe von bereits mehr als\r\n10.000 synthetischen (nicht natürlich vorkommenden) Industriechemikalien, welche aufgrund\r\nihrer extrem schlechten Abbaubarkeit (hohe Persistenz) für lange Zeit in der Umwelt verbleiben\r\nund daher als „Ewigkeitschemikalien“ bekannt sind. PFAS sind gemäß OECD-Definition (OECD,\r\n2021) organische Verbindungen, bei denen die molekularen Kohlenstoff-Wasserstoffbindungen\r\nentweder teilweise (polyfluoriert)10 oder vollständig (perfluoriert) durch Kohlenstoff-Fluorbindungen ersetzt sind. Die Einzelchemikalien der Stoffgruppe PFAS unterscheiden sich in ihrem\r\njeweiligen molekularen Aufbau (z. B. Kohlenstoffkettenlänge, funktionelle Gruppen) und sind\r\ninsbesondere wasser-, fett-, und schmutzabweisend sowie chemisch und thermisch sehr stabil.\r\nAufgrund dieser technologisch attraktiven Eigenschaften werden PFAS daher seit den 1950er\r\nJahren weltweit in zahlreichen Produkten wie Textilien, Papieren, Verpackungsmaterialien, Antihaftbeschichtungen, in der Galvanik oder in Feuerlöschschäumen eingesetzt. Infolge der Anwendungsbreite können PFAS durch zahlreiche Wege in die Umwelt gelangen und reichern sich\r\ndort aufgrund ihrer Persistenz und Akkumulationsfähigkeit überall an: in Wasserressourcen, in\r\nBöden, in Pflanzen sowie in Tieren und letztlich über die Nahrungsmittel auch in uns Menschen.\r\nZu den vier wichtigsten, sich im menschlichen Körper anreichernden PFAS gehören PFOA (Perfluoroctansäure), PFNA (Perfluornonansäure), PFHxS (Perfluorhexansulfonsäure) und PFOS\r\n(Perfluoroctansulfonsäure). Die Summe dieser vier PFAS macht ca. 50 % der PFAS in der\r\nmenschlichen Nahrungsaufnahme bzw. ca. 90 % der internen Körperbelastung aus. Wissenschaftliche Studien zeigen, dass PFAS unterschiedliche gesundheitsschädliche Wirkungen an\r\n10 Gemäß dem Leitfaden zur PFAS-Bewertung des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz von 2022 sind der Großteil der PFAS polyfluorierte Verbindungen z. B. PFAS-Pestizide, Fluorpolymere oder fluorhaltige Kältemittel, welche analytisch i.d.R. schwer erfassbar sind. Die polyfluorierten Verbindungen können in der Umwelt zu den nicht mehr weiter abbaubaren perfluorierten Carbon- und Sulfonsäuren abgebaut werden. In der Literatur werden polyfluorierte PFAS daher auch oft als “PFAS-Vorläuferverbindungen” oder auch “PFAS-Precursoren ” bezeichnet. URL: https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Bodenschutz/pfas_leitfaden_bf.pdf (Abgerufen am 04.09.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 7 von 27\r\nOrganen, wie z. B. der Leber und der Nieren, aber auch am Immunsystem haben können. Angesichts dessen stellen PFAS eine signifikante human- und ökotoxikologische Gefährdung dar. 11\r\nIn der vorliegenden Ausarbeitung wird ein Überblick der Eintrags- und Verbreitungswege sowie\r\nder bisher bekannten PFAS-Belastung der Umwelt bis hin zum Menschen gegeben. In diesem\r\nZusammenhang wird für den Verbraucher beispielhaft die tägliche PFAS-Aufnahme durch Nahrung und durch Trinkwasser verglichen. Mögliche Lösungsansätze zur PFAS-Problematik, insbesondere derzeitige politische Maßnahmen und Entwicklungen werden genannt und mit Blick\r\nauf eine ganzheitliche Lösung der PFAS-Problematik eingeordnet. Ziel ist es, die Dimension der\r\nPFAS-Problematik als auch die daraus notwendigen Anforderungen an eine mögliche Lösung\r\naufzuzeigen und abzuleiten.\r\nDie vorliegende Betrachtung beschränkt sich mit einigen Ausnahmen auf Europa, insbesondere\r\nDeutschland, und erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.\r\n2 PFAS-Belastung: Von der Umwelt bis zum Menschen\r\n2.1 Eintragspfade und Verbreitungswege in der Umwelt (Luft, Boden, Wasser)\r\nPFAS können über alle Pfade, sprich über die Luft (z. B. Abluft von Verbrennungsanlagen, Herstelleremissionen, atmosphärischer Abbau von fluorierten Kältemitteln), über das Wasser (z. B.\r\nIndustrieabwassereinleitungen, Klarwasser von Kläranlagen (u. a. durch Haushalte, Gewerbe\r\nund Industrie und die in diesem Zusammenhang genutzten Produkte), Deponiesickerwasser)\r\nund über den Boden (z. B. Löschschaumeinsätze, Klärschlammausbringung und Pestizideinsatz\r\nin der Landwirtschaft sowie Unfälle) sowohl diffus als auch punktuell in die Umwelt gelangen\r\n(Abbildung 2).\r\nDie vielfältigen Verbreitungswege von PFAS in der Umwelt führen weltweit zur Anreicherung\r\nder PFAS in der Umwelt, in der Nahrungskette als auch in Lebewesen. Vor allem der Luft-, aber\r\nauch der Wasserpfad sind verantwortlich für die weltweite Verteilung der PFAS. Böden stellen\r\nvor allem eine Senke dar und können zur Belastung des Grundwassers sowie der Pflanzen und\r\nder Organismen beitragen. Grundsätzlich variieren die Muster und Konzentrationen von PFAS\r\nin Böden und Gewässern je nach Boden- bzw. Wassertyp, den lokalen Gegebenheiten sowie\r\nden unterschiedlichen chemisch-physikalischen Eigenschaften der PFAS-Moleküle.\r\n11 Webseite des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz. FAQ\r\nzu PFAS. URL: https://www.bmuv.de/faqs/per-und-polyfluorierte-chemikalien-pfas (Abgerufen am 19.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 8 von 27\r\nAbbildung 2: Schematische Darstellung der bislang bekannten Eintragspfade und Verbreitungswege von PFAS in\r\nder Umwelt. Die Abbildung wurde unverändert aus dem Beitrag „PFAS – Gekommen, um zu bleiben“ in dem Magazin des Umweltbundesamtes von 01/2020 übernommen (Umweltbundesamt, 2020 A).\r\nPFAS können atmosphärisch als flüchtige Stoffe oder partikelgebunden durch Luftströmungen\r\nweltweit verteilt werden. Abhängig von der Luftbelastung können daher Niederschläge, wie Regen oder Schnee, PFAS enthalten (D´Ambro et al, 2023; Kim et al, 2023; Liu et al, 2017; Umweltbundesamt, 2023 C). Auch bei niedrigen PFAS-Konzentrationen in der Luft oder in Niederschlägen können PFAS durch ihre Akkumulationsfähigkeit langfristig in abgelegenen Gebieten sowie\r\nbei dort lebenden Organismen nachgewiesen werden. In Innenräumen können PFAS ebenfalls\r\npartikelgebunden in der Luft vorkommen, z. B. durch Imprägniersprays oder durch Abrieb von\r\nbehandelten Textilien, insbesondere Teppichen (Shoeib et al. 2011; Scher et al., 2019).\r\nLandwirtschaftlich genutzte Böden und andere Landflächen werden lokal bis global vor allem\r\ndurch Luftdeposition und PFAS-haltige Niederschläge belastet. Der bodenbezogene landwirtschaftliche Einsatz von Klärschlämmen als Dünger, welcher nach den Vorgaben der Klärschlammverordnung (AbfKlärV, i.d.F.v. 19.06.2020) sowie der Düngemittelverordnung (DüMV,\r\ni.d.F.v. 02.10.2019) möglich ist, kann bei entsprechender Belastung des Klärschlamms mit\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 9 von 27\r\nSchadstoffen ebenso zu einer flächigen Kontamination von Agrarflächen beitragen. Deshalb\r\nwerden Klärschlämme vor der landwirtschaftlichen Verwertung untersucht und entsprechend\r\nzertifiziert. Um Schadstoffkreisläufe zu unterbrechen, wurde im Rahmen der Klärschlammverordnung entschieden eine thermische Verwertung von Klärschlämmen umzusetzen. Damit können Schadstoffsenken (z. B. Schwermetalle, Dioxine, PCB, PFAS u. a.) zukünftig vermieden werden. Auch durch den Einsatz sogenannter PFAS-Pestizide und –Biozide kann eine Bodenbelastung – vor allem mit Trifluoracetat bzw. Trifluoressigsäure (TFA) - erfolgen.\r\nTFA ist ein Sonderfall unter den PFAS. Insbesondere wird wissenschaftlich kontrovers diskutiert,\r\nob TFA auch durch natürliche (geogene) Prozesse z. B. bei Vulkanausbrüchen emittiert werden\r\nkann. Zum anderen ist TFA ein bekanntes Abbauprodukt aus manchen Pestiziden, Bioziden, fluorhaltigen Kältemitteln sowie anderen PFAS-haltigen Komponenten und kommt aufgrund der\r\nvolkswirtschaftlichen Relevanz, insbesondere von Pestiziden und Kältemitteln, bereits in großen\r\nMengen überall in der Umwelt vor. Gleichzeitig ist TFA jedoch aufgrund seiner hohen Mobilität\r\nund guten Wasserlöslichkeit aufbereitungstechnisch sehr schwer zu entfernen und könnte daher zukünftig für die Wasserwirtschaft ein großes Problem darstellen. Die toxikologische Relevanz von TFA ist bisher nicht eindeutig geklärt und wird wissenschaftlich noch untersucht. (Umweltbundesamt, 2023 B)\r\nPFAS können zudem punktuell und lokal durch den Einsatz von PFAS-haltigen Feuerlöschschäumen bei der Brandbekämpfung auf Flughäfen oder Raffinerien oder durch unsachgemäße Entsorgung in die Böden gelangen. Belastete Böden stellen wiederum eine interne, durch Aufnahme über die Pflanzenwurzeln, oder externe, durch oberflächliche Kontamination, Belastung\r\nfür Pflanzen dar. Durch in diesem Zusammenhang versickerndes Wasser (z. B. in Folge von Niederschlägen) kann es darüber hinaus zu einer relativ schnellen vertikalen Verlagerung, insbesondere von kurzkettigen PFAS (mit einer Kettenlänge von weniger als sieben perfluorierten\r\nKohlenstoffatomen), bis ins Grundwasser kommen. Langkettige PFAS (mit sieben bzw. mehr als\r\nsieben perfluorierten Kohlenstoffatomen) verweilen durch ihre Sorptionseigenschaften i.d.R.\r\nlänger in den oberen Bodenschichten und können dort lebende Organismen belasten. (Li et al,\r\n2020; Tang et al, 2022; Li et al, 2022; Reinikainen et al, 2022)\r\nAnalog zu den Böden, unterliegen auch Oberflächengewässer, wie Flüsse und Seen, einem direkten Einfluss durch atmosphärische PFAS-Depositionen. Zudem können PFAS auch durch Abschwemmungen und Drainageprozesse von kontaminierten Böden, etwa bei Regen, direkt in\r\nangrenzende Gewässer gelangen (Gallen et al, 2018; Dauchy et al, 2019). Einen weiteren mittelbaren Eintragspfad können die geklärten Abwassereinleitungen (Klarwasser) aus Kläranlagen\r\ndarstellen. Hier spielen vor allem kurzkettige, wasserlösliche PFAS aus diffusen Abwasserbelastungen durch Haushalte, Gewerbe und Industrie und die in diesem Zusammenhang genutzten\r\nProdukte eine Rolle. PFAS können sich auch in Sedimenten von Flüssen und Seen anreichern\r\n(Campo et al, 2016; Lv et al, 2019). Bei Hochwasserereignissen kann das PFAS-haltige Sediment\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 10 von 27\r\nmobilisiert werden und die Böden und Oberflächengewässer der Überschwemmungsgebiete\r\nkontaminieren.\r\n2.2 PFAS in der Umwelt\r\nDie Recherchen der Reporter des \"Forever Pollution Project\" von 2023 zeigen gemeinsam mit\r\n15 europäischen Partnermedien, dass in ganz Europa bereits mehr als 17.000 Orte mit relevanter PFAS-Verschmutzung, darunter gut 2.000 Hotspots, belastet sind12. Für Deutschland zeigen\r\ndie Recherchen mehr als 1.500 mit PFAS belastete Flächen, darunter mehr als 300 Hotspots. In\r\nDeutschland sind die bisher vermutlich bedeutsamsten Eintragsursachen von PFAS in die Umwelt der Einsatz von PFAS-haltigen Feuerlöschschäumen zu Feuerlöschübungen und zur Brandbekämpfung in Raffinerien sowie auf zivilen und militärischen Flughäfen oder bei anderen Großbränden, die Verwendung von PFAS-haltigen Materialien in der Landwirtschaft und im Forstbereich (z. B. Kompost, Bodenverbesserer, Pestizide, Füllmaterial) sowie in der industriellen Produktion, aber auch über Altlasten und unbekannte Quellen.\r\nBekannte Bodenkontaminationen mit PFAS in Deutschland sind u. a. der „Düsseldorfer Flughafen“13 und „Köln-Süd“14. Allein im Kölner Süden sind dadurch ca. 60 Brunnen und ca. 25.000\r\nPersonen durch eine PFAS-Belastung des Grundwassers – bedingt durch den Einsatz von Feuerlöschschäumen in den dort ansässigen Industriegebieten, z. B. Raffinerien - betroffen. In den\r\nentsprechenden Gebieten Köln-Rodenkirchen und Köln-Porz darf das dortige Brunnenwasser\r\nnun nicht mehr zur Gartenbewässerung genutzt werden15. In Nordrhein-Westfalen wurden Feuerlöschmittel als Hauptursache für mehr als zwei Drittel aller bekannten PFAS-Belastungen von\r\nBöden und Gewässern identifiziert, gefolgt von Belastungen aus der Galvanik und der Klärschlammausbringung16\r\n.\r\n12 Daten und Quellen unter https://foreverpollution.eu/maps-and-data/data/\r\n13 Webseite Düsseldorf Airport. URL: https://www.dus.com/de-de/konzern/nachhaltigkeit/gew%C3%A4sserschutz (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n14 Webseite Bezirksregierung Köln. URL: https://www.bezreg-koeln.nrw.de/bezirksregierung-koeln-nimmt-stellung-zu-pfas (Abgerufen am 12.12.2024)\r\n15 Webseite Stadt Köln. Pressemitteilung vom 11.05.2020. URL: https://www.stadt-koeln.de/politik-und-verwaltung/presse/mitteilungen/21846/index.html (Abgerufen am 12.12.2024)\r\n16 Webseite LANUV NRW. URL: https://www.lanuv.nrw.de/umwelt/gefahrstoffe/pfas (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 11 von 27\r\nDie Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt ist national bzw. international gesetzlich nur\r\nvereinzelt geregelt. Gleichzeitig fehlen umfangreiche rechtliche Regelungen zur Überwachung\r\nund Beherrschung eines PFAS-Vorkommens in der Umwelt. In Oberflächengewässern wird bislang nur PFOS über die Umweltqualitätsnormen-Richtlinie 2008/105/EG 17 als prioritär gefährlich eingestuft. Die Einführung von Qualitätsnormen für weitere PFAS im Grundwasser und in\r\nOberflächengewässern wird zurzeit auf europäischer Ebene diskutiert. Entsprechende PFASQualitätsnormen bzw. –vorgaben für Böden (Bundes-Bodenschutzgesetz, BBodSchG, i.d.F.v.\r\n25.02.2021) und Luft (Bundes-Immissionsschutzgesetz, BImSchG, i.d.F.v. 03.07.2024) existieren\r\nbislang nicht. In der 2021 novellierten Bundes-Bodenschutz-und-Altlastenverordnung\r\n(BBodSchV, i.d.F.v. 09.07.2021) sind bisher nur Prüfwerte für einige PFAS aufgenommen worden. Diese Prüfwerte haben vor allem einen vorbeugenden Charakter und werden schwerpunktmäßig im Rahmen von Verdachtsfällen und bei Sanierungsfällen ermittelt, um Hinweise\r\nauf negative Bodenveränderungen, Altlasten oder Sickerwasser und damit Risiken für Verschmutzungen des Grundwassers zu geben. Daneben gibt es einige weitere Regelungen, welche\r\nebenfalls weder umfassend noch einheitlich sind.\r\n2.3 PFAS im Trinkwasser\r\nBundesweite Informationen über die PFAS-Konzentrationen im Trinkwasser werden spätestens\r\nab dem 12.01.2026 gemäß den neuen Vorgaben der EU-Trinkwasserrichtlinie (EU-Richtlinie\r\n2020/2184) öffentlich verfügbar sein. In Deutschland trat am 20.06.2023 die novellierte Trinkwasserverordnung in Kraft, welche in ihrer Anlage 2, Teil 1 zur Umsetzung der EU-Trinkwasserrichtlinie erstmals Grenzwerte für PFAS gesetzlich festlegt. Für PFAS werden zwei Summengrenzwerte definiert: Ab dem 12.01.2026 gilt gemäß der EU-Trinkwasserrichtlinie ein Summengrenzwert für eine Gruppe von 20 trinkwasserrelevanten PFAS-Substanzen (Summe PFAS-20) in\r\nHöhe von 100 ng/L. Ab dem 12.01.2028 gilt in Deutschland zusätzlich ein Summengrenzwert für\r\ndie vier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4) von 20 ng/L. Die gesetzlichen Trinkwassergrenzwerte sind so gewählt, dass bei Einhaltung dieser Grenzwerte das\r\n17 Die Umweltqualitätsnormen-Richtlinie stuft bestimmte Stoffe bzw. Stoffgruppen in Oberflächengewässern, die\r\naufgrund des erheblichen Risikos, das von ihnen für die bzw. durch die aquatische Umwelt ausgeht, als prioritäre\r\nSchadstoffe ein und legt für diese Stoffe Höchstkonzentrationen fest, die nicht überschritten werden dürfen.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 12 von 27\r\nTrinkwasser lebenslang ohne Gefährdung für die menschliche Gesundheit getrunken werden\r\nkann18\r\n.\r\nBisher existieren für Deutschland nur vereinzelte PFAS-Messungen im Trinkwasser, jedoch\r\nkeine systematische bundesweite Erhebung. In einer Erhebung von Borchers et al (2022) über\r\nPFAS-Konzentrationen im Trinkwasser mit insgesamt 1119 Proben überschritten etwa 3,8 % der\r\nuntersuchten Proben den gesetzlichen Summengrenzwert PFAS-20 von 100 ng/L und ca. 5,4 %\r\nden Summengrenzwert PFAS-4 von 20 ng/L. Häufig ließen sich die erhöhten Werte auf spezifische Punktquellen wie Flughäfen (Einsatz von Feuerlöschschäumen) oder industrielle Kontaminationen zurückführen. Eine weitere Studie von Ingold et al (2023) untersuchte 89 Trinkwasserproben auf verschiedene PFAS. Die Proben wurden in allen deutschen Bundesländern gezogen,\r\nwobei auch große Versorgungsgebiete (> 400.000 Personen) und auch verschiedene Rohwasserarten (Grundwasser, Oberflächenwasser, Uferfiltrat) inkludiert wurden. Hierbei wurden\r\nTrinkwassersummenkonzentrationen für PFAS-20 von bis zu 80,2 ng/L und damit unterhalb des\r\ngesetzlichen Trinkwassergrenzwertes von 100 ng/L gefunden. Eine Bewertung beider Studienergebnisse hinsichtlich einer repräsentativen bundesweiten PFAS-Belastung von Trinkwässern\r\nist nicht möglich, weil jeweils nicht hervorgeht, wie viele Wasserwerke beprobt bzw. wie viele\r\nversorgte Personen betroffen sind19. Wesentlich ist, dass für die Versorgung der Bevölkerung\r\ndie gesundheitsrelevanten Parameter im Trinkwasser immer eingehalten werden.\r\nDas Umweltbundesamt (Umweltbundesamt, 2020 A) betont, dass Trinkwasser in der Regel nur\r\ndann höhere PFAS-Konzentrationen aufweise, wenn die genutzten Trinkwasserressourcen\r\ndurch Schadensfälle mit PFAS verunreinigt wurden. In Deutschland seien erst wenige Fälle mit\r\nerhöhten Trinkwasserbelastungen durch PFAS bekannt. Beispielsweise kam es 2006 im Hochsauerlandkreis durch das Ausbringen von belasteten Bodenverbesserern und Klärschlämmen zu\r\neiner erhöhten Belastung der Flüsse Ruhr und Möhne und in der Folge auch zu einer Belastung\r\ndes aus der Ruhr und Möhne gewonnenen Trinkwassers (Exner, M. et al., 2006). Ein weiterer\r\nSchadensfall wurde 2013 in Mittelbaden, im Landkreis Rastatt, bekannt. Hier erfolgte eine erhebliche PFAS-Kontamination des Grundwassers und des daraus gewonnenen Trinkwassers,\r\nwelche auf den Einsatz von PFAS-belastetem Kompost auf hauptsächlich landwirtschaftlich\r\n18 Webseite Umweltbundesamt zu Trinkwasserleitwerte. URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-des-trinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am\r\n04.07.2024)\r\n19 So können z. B. mehrere Probenwerte von einem einzigen Wasserwerk stammen. Das heißt, dass die Anzahl\r\nder Probenwerte weder mit der Anzahl der betroffenen Wasserwerke noch mit der Anzahl der betroffenen Personen korreliert.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 13 von 27\r\ngenutzten Flächen von mindestens 1105 ha zurückgeführt werden konnte20. Diese Fläche entspricht in etwa der Fläche von mehr als 1500 Fußballfeldern. In allen Fällen wurde die Trinkwasseraufbereitung umgehend erweitert, so dass stets alle gesundheitswissenschaftlichen und gesetzlichen Vorgaben gemäß der Trinkwasserverordnung (TrinkwV, i.d.F.v. 20.06.2023) eingehalten werden.\r\n2.4 PFAS in Lebensmitteln, in Lebensmittelkontaktmaterialien und in Futtermitteln\r\nPFAS-Belastungen in Lebensmitteln und in Lebensmittelkontaktmaterialien, z. B. in Verpackungen, wurden in zahlreichen Studien weltweit untersucht. Hinsichtlich der PFAS-Belastung von\r\nLebensmittelhauptgruppen (ohne Trinkwasser) gibt nachfolgende Tabelle aus einer umfangreichen Stellungnahme des deutschen Bundesinstituts für Risikobewertung (BfR, 2021) einen\r\nÜberblick über die mittlere und die 95-Perzentil21\r\n-Belastung unter Verwendung des LowerBound-Ansatzes22 wieder. Zur Einordnung der gemessenen Konzentrationswerte der BfR-Stellungnahme wurde die Tabelle mit den zurzeit geltenden PFAS-Höchstwerten für Lebensmittel\r\naus der europäischen Kontaminanten-Verordnung (EU-Verordnung 2022/2388) verglichen. In\r\nder EU-Kontaminanten-Verordnung werden bislang nur Höchstwerte für die vier wichtigsten\r\nsich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA und PFOS) für eine\r\nAuswahl von Lebensmitteln tierischer Herkunft (ohne Milch) gesetzlich geregelt. Bei Überschreitung dieser Höchstwerte dürfen diese Lebensmittel nicht mehr als Rohstoffe oder Zutaten\r\nverwendet werden. Produkte pflanzlicher Herkunft wie z. B. Gemüse, Obst, Getreide oder stärkehaltige Knollen sind bisher nicht aufgeführt. Seit 2022 empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten das Vorkommen von PFAS auch in anderen relevanten Lebensmitteln zu überwachen (EU-Empfehlung 2022/1431).\r\n20 Webseite Stadt Rastatt. URL: https://www.rastatt.de/mein-rastatt/natur-und-umwelt/pfas-belastung (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n21 95-Perzentil bedeutet, dass 95 % der Werte unter dem angegebenen Wert liegen.\r\n22 Beim Lower-Bound-Ansatz wird für alle analytisch nicht bestimmbaren Werte der Wert auf Null gesetzt. Zum\r\nVergleich: Beim Upper-Bound-Ansatz werden die nicht bestimmbaren Werte auf die jeweilige Bestimmungsgrenze des analytischen Verfahrens für eine bestimmte Substanz festgesetzt. Laut dem BfR führt der UpperBound-Ansatz dadurch zu einer Überschätzung der tatsächlichen Exposition, weshalb der Lower-Bound-Ansatz\r\nals die realistischere Expositionshöhe angesehen wird (BfR, 2021).\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 14 von 27\r\nTabelle 1: Vergleich der gemessenen PFAS-Konzentrationen zu den entsprechend gesetzlich geltenden Höchstkonzentrationen in Lebensmitteln: Die in Lebensmitteln gemessenen PFAS-Konzentrationen in μg/kg für die Summe der\r\nvier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA und PFOS) stammen aus\r\nder BfR-Stellungnahme (2021) Kapitel 3.1.3.1.1, welche auf den Ergebnissen der Überwachungsprogramme der\r\nBundesländer unter Verwendung des Lower-Bound-Ansatzes basieren. Sofern vorhanden wurden die entsprechenden geltenden gesetzlichen PFAS-Höchstwerte gemäß der EU-Kontaminanten-Verordnung 2022/2388 zum Vergleich ergänzt. Mit einem Asterisk (*) gekennzeichnete Einträge weist darauf hin, dass der Anteil bestimmbarer\r\nWerte < 5 % lag und deshalb der Wert für das 95-Perzentil auf Null gesetzt wurde.\r\nSumme PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA, PFOS\r\nLebensmittelhauptgruppen nach\r\nBfR-Stellungnahme (2021)\r\nMittelwert nach\r\nBfR-Stellungnahme\r\n(2021) in µg/kg\r\n95-Perzentil nach\r\nBfR-Stellungnahme\r\n(2021) in µg/kg\r\nHöchstwerte nach EU-Verordnung 2022/2388 in µg/kg\r\nFleisch und Fleischerzeugnisse 52,9 339,87 1,3 (Fleisch von Rindern, Schweinen, Geflügel)\r\n1,6 (Fleisch von Schafen)\r\n9,0 (Wildfleisch ohne Bären)\r\n8,0 (Schlachtnebenerzeugnisse\r\nvon Rindern, Schafen, Schweinen und Geflügel)\r\nFleisch Schwein 0,05 0,01\r\nFleisch Rind/Kalb 1,34 2,95\r\nFleisch Huhn 0,19 1,49\r\nFleisch Ente, Gans, Wachtel 2,37 10,65\r\nFisch und Fischerzeugnisse 5,38 30,0 2,5 – 45 (je nach Fischart)\r\nKarpfen 18,93 47,78\r\nForelle 1,21 4,98\r\nLachs 1,89 11,31\r\nEier und Eiprodukte 0,36 1,60 1,7\r\nGemüse und Gemüseprodukte 0,18 1,29 -\r\nGetreide und Produkte auf Getreidebasis\r\n0,07 0* -\r\nMilch und Milchprodukte 0,01 0,04 -\r\nStärkehaltige Wurzeln oder\r\nKnollen, Obst und Obstprodukte\r\n0,01 0* -\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 15 von 27\r\nDie Ergebnisse nach Tabelle 1 zeigen, dass vor allem Fleisch und Fisch sowie deren Erzeugnisse\r\ndie zurzeit am stärksten mit PFAS-belasteten Lebensmittel sind. In geringerem Maße sind auch\r\nEier und Eiprodukte sowie Milch und Milchprodukte mit PFAS belastet. Diese Beobachtung lässt\r\nsich chemisch plausibel erklären: PFAS werden gut an Proteine/Eiweiße gebunden. Zudem reichern sich PFAS infolge ihrer schlechten Abbaubarkeit unter natürlichen Bedingungen in der\r\nUmwelt und letztendlich auch in der Nahrungskette an. Daher sind tierische Lebensmittel in der\r\nRegel stärker belastet als pflanzliche Lebensmittel.\r\nZur PFAS-Belastung von Futtermitteln existieren aufgrund der hierfür bislang noch begrenzten\r\nLaborkapazitäten nur wenige und hinsichtlich der Datenlage nicht belastbare Messwerte. Ein\r\nEinfluss von Futtermitteln, z. B. auf die Kontamination von tierischen Lebensmitteln, ist grundsätzlich möglich und soll zukünftig – auch über entsprechend sensitive Analyseverfahren - weiter erforscht werden (BfR, 2023). Seit 2022 empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten,\r\nwelche über die entsprechenden Analysefähigkeit verfügen, auch die Futtermittel auf PFAS zu\r\nüberwachen bzw. die Analysekapazitäten hierfür entsprechend aufzubauen (EU-Empfehlung\r\n2022/1431).\r\nLebensmittelverpackungen können nennenswerte PFAS-Konzentrationen enthalten. Laut einer\r\nZusammenstellung des BUND von 2021 („Der PFAS-Verpackungscheck“, 5/2021) wiesen insbesondere Einweggeschirr (Teller, Schüsseln aus Zuckerrohr) und Verpackungen aus dem FastFood-Bereich sehr hohe Gesamt-PFAS-Gehalte auf (BUND, 2021). Einige Studien lassen vermuten, dass PFAS aus Lebensmittelverpackungen in die Lebensmittel übergehen (migrieren) können (Fraunhofer IVV, 2012; Phelps, 2024). Aufgrund der Komplexität der Analytik und der bisher\r\nnicht standardisierten Methoden existieren allerdings kaum belastbare Zahlen hierzu. Zum\r\nSchutz der menschlichen Gesundheit sind im Rahmen einer Novellierung der europäischen Verpackungs-Verordnung bereits Beschränkungen und Verwendungsverbote von PFAS in Verpackungen, die mit Lebensmittel in Berührung kommen, vorgesehen23\r\n.\r\n2.5 PFAS im Menschen\r\nMenschen können PFAS über die Nahrung, über das Wasser und auch über die Luft aufnehmen.\r\nDer Verzehr von Lebensmitteln tierischer Herkunft wie Fleisch und Fisch sowie deren Erzeugnisse als auch von Früchten und Eiern wird von der Europäischen Behörde für Lebensmittelsicherheit (EFSA) zurzeit als Hauptquelle für die Belastung des Menschen durch PFAS eingestuft\r\n(EFSA, 2020). Lebensmittel mit vergleichsweise sehr hohen PFAS-Gehalten, die einen\r\n23 Webseite Rat der Europäischen Union. Pressemitteilung vom 04.03.2024. URL: https://www.consilium.europa.eu/de/press/press-releases/2024/03/04/packaging-council-and-parliament-strike-a-deal-to-make-packaging-more-sustainable-and-reduce-packaging-waste-in-the-eu/ (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 16 von 27\r\nsignifikanten Beitrag zur Gesamt-Exposition für den Menschen leisten können, sind jedoch solche, die in der Regel selten konsumiert werden, wie beispielsweise Wildschweinfleisch, Karpfen,\r\nAal und andere Süßwasserfische sowie tierische Innereien. Regelmäßiger konsumierte, jedoch\r\ndeutlich geringer belastete, Lebensmittel mit signifikanten Beiträgen sind Rind- und Kalbsfleisch, Lachs, Seelachs sowie sonstiges Geflügel (ohne Fleisch von Wild). Insgesamt belegen\r\nUntersuchungen nicht nur einen Zusammenhang zwischen dem Konsum bestimmter PFAS-belasteter Lebensmittel und erhöhten PFAS-Konzentrationen im Blutserum von Menschen (Yang\r\net al, 2019; BfR, 2021), sondern auch, dass bereits alle Menschen PFAS im Blut haben.\r\nIn Deutschland prüft das Umweltbundesamt regelmäßig in der größten Studie zur Schadstoffbelastung der deutschen Bevölkerung - GerES24 (bisher Umwelt-Survey genannt) - mit welchen\r\npotenziell schädlichen Substanzen und Umwelteinflüssen die Menschen in Deutschland in Berührung kommen. In einer aktuellen Untersuchung wurde unter anderem die PFAS-Belastung\r\nim Blutplasma von Kindern und Jugendlichen untersucht (Umweltbundesamt, 2023 A). Zur gesundheitsbezogenen Beurteilung der gemessenen PFAS-Gehalte im Blutserum hat die Kommission Human-Biomonitoring des Umweltbundesamts zudem toxikologisch und epidemiologisch\r\nbegründete Beurteilungswerte, die sogenannten HBM-I und HBM-II Werte25, für bestimmte\r\nPFAS abgeleitet. Die aktuellen Studien zeigen, dass die HBM-Werte für manche PFAS bei einigen\r\nuntersuchten Personengruppen bereits überschritten wurden (Umweltbundesamt, 2020 B).\r\nDie Toxizität von PFAS für Mensch und Umwelt wurde in vielen Studien belegt (Brunn et al,\r\n2023). Bisher gilt die akute Toxizität der PFAS als gering, jedoch wird eine chronische Toxizität\r\naufgrund ihrer Akkumulationsfähigkeit und langen Verweildauer im Körper, vor allem von langkettigen PFAS-Verbindungen, angenommen (BfR, 2021). Neuere Studien über die Toxizität von\r\nPFAS fokussieren sich zunehmend auf kurzkettige und neuartige PFAS-Alternativen, wie\r\n24 Webseite Umweltbundesamt zu Deutsche Umweltstudie zur Gesundheit. URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/belastung-des-menschen-ermitteln/deutsche-umweltstudie-zur-gesundheit-geres\r\n(Abgerufen am 16.12.2024)\r\n25 Laut dem UBA (2024) ist „der HBM-I-Wert […] quasi als Prüf- oder Kontrollwert anzusehen. Der HBM-II-Wert\r\nentspricht der Konzentration eines Stoffes in einem Körpermedium, bei dessen Überschreitung nach dem Stand\r\nder derzeitigen Bewertung durch die Kommission eine als relevant anzusehende gesundheitliche Beeinträchtigung\r\nmöglich ist, so dass akuter Handlungsbedarf zur Reduktion der Belastung besteht und eine umweltmedizinische\r\nBetreuung (Beratung) zu veranlassen ist. Der HBM-II-Wert ist somit als Interventions- und Maßnahmenwert anzusehen.“ URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/kommissionen-arbeitsgruppen/kommission-human-biomonitoring/beurteilungswerte-der-hbm-kommission (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 17 von 27\r\nbeispielsweise GenX26\r\n. Grundsätzlich können PFAS im Körper verschiedene Organe negativ beeinflussen, darunter das Immunsystem, die Schilddrüse, die Leber, die Nieren und das Gehirn.\r\nBereiche besonderer Besorgnis umfassen Reproduktionstoxizität, wobei PFOA in Tierversuchen\r\neine reproduktionstoxische Wirkung zeigte, Immunotoxizität, mit nachteiligen Effekten auf das\r\nImmunsystem, insbesondere bei Kindern, und die karzinogene Wirkung, wobei ein Zusammenhang zwischen PFOS/PFOA und Leberadenomen (leberspezifische Tumore) sowie Nieren- und\r\nHodenkrebs bei Menschen festgestellt wurde. Endokrine und neurotoxische Effekte wurden\r\nebenfalls beobachtet, insbesondere in Bezug auf Schilddrüsenhormone und die neuronale Entwicklung. Weitere Zusammenhänge konnten zwischen erhöhten PFAS-Konzentrationen in der\r\nMuttermilch und niedrigerem Geburtsgewicht sowie Beeinträchtigungen der männlichen und\r\nweiblichen Fertilität festgestellt werden.\r\n2.5.1 Beispielrechnung: Wie viel PFAS nehmen Menschen durch Nahrung und\r\nTrinkwasser auf?\r\nDie EFSA hat im September 2020 eine Bewertung der gesundheitlichen Risiken von PFAS in Lebensmitteln veröffentlicht (EFSA, 2020). Die Bewertung der EFSA fokussiert sich auf die vier\r\nwichtigsten, sich im Körper anreichernden PFAS (PFAS-4: PFOA, PFNA, PFHxS und PFOS). Für\r\ndiese vier PFAS konnte aufgrund der toxikologischen Datenlage eine tolerierbare wöchentliche\r\nAufnahmemenge für den Menschen (tolerable weekly intake, TWI) in der Höhe von 4,4 Nanogramm (ng) pro Kilogramm (kg) Körpergewicht pro Woche abgeleitet werden. Laut dem Umweltbundesamt gibt der TWI an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine gesundheitliche Besorgnis besteht27\r\n. Für den Menschen ergibt sich unter Berücksichtigung der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg damit rechnerisch eine tolerierbare wöchentliche\r\nDosis von 308 ng PFAS-4 pro Woche (4,4 ng PFAS-4 pro kg Körpergewicht pro Woche multipliziert mit 70 kg Körpergewicht) bzw. 44 ng PFAS-4 pro Tag (Abbildung 3).\r\nIm Hinblick auf die tatsächlich aufgenommene PFAS-4-Gesamtmenge pro Woche stellte das\r\nBundesinstitut für Risikobewertung (BfR, 2021) unter Verwendung der Daten aus den Überwachungsprogrammen der Bundesländer jedoch fest, dass „die langfristige Exposition Erwachsener in Deutschland gegenüber [diesen vier PFAS] durch Verzehr von Lebensmitteln außer Trinkwasser [unter Verwendung des Lower Bound Ansatzes bereits] bei mittleren Gehalten etwa dem\r\n26 GenX ist das Ammoniumsalz von Hexafluorpropylenoxid-Dimersäurefluorid.\r\n27Webseite Umweltbundesamt zum Konzept zur Ableitung toxikologisch begründeter Trinkwasserleitwerte. URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-destrinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 18 von 27\r\nZweifachen (Mittelwert) bis Fünffachen (95-Perzentil) der Höhe der von der EFSA abgeleiteten\r\ntolerierbaren wöchentlichen Aufnahmemenge [entspricht]“.\r\nDas heißt, dass Erwachsene in Deutschland bereits bis zu 22 ng pro kg Körpergewicht pro Woche\r\nbzw., unter Berücksichtigung der Standardannahmen, bis zu 1540 ng pro Woche bzw. 220 ng\r\npro Tag, alleine durch Nahrung aufnehmen können. Es ist zu beachten, dass die Schätzungen\r\ndes BfR über die PFAS-4-Aufnahme durch Nahrung stark zwischen Altersgruppen und Geschlecht variieren. Zudem sind die Schätzungen von erheblichen Unsicherheiten geprägt, da es\r\nsich um Abschätzungen aus verschiedenen Verzehrstudien handelt, welche ihrerseits wiederum\r\nvon Unsicherheiten hinsichtlich der Verzehrgewohnheiten der Studienteilnehmer und/ oder der\r\ntatsächlichen unterschiedlichen Belastung der Lebensmittel durch PFAS-4 geprägt sind (BfR,\r\n2021).\r\nZum Vergleich: Die mögliche PFAS-4-Aufnahme durch Trinkwasser ist durch den gesetzlichen\r\nTrinkwassergrenzwert auf maximal 20 ng pro Liter beschränkt. Unter Berücksichtigung der Standardannahme eines täglichen Trinkwasserkonsums von zwei Litern ergibt sich folglich eine\r\nPFAS-4-Gesamtaufnahme von maximal bis zu 40 ng pro Tag bzw. 280 ng pro Woche. Damit trägt\r\nTrinkwasser maximal nur bis zu 90 % der toxikologisch tolerierbaren wöchentlichen PFAS-4-Gesamtaufnahme gemäß EFSA (2020) bei. Die tatsächliche PFAS-4-Aufnahme ist in Anbetracht der\r\nbisherigen Trinkwasser-Erhebungen vermutlich deutlich geringer, so wiesen ca. 94 % der untersuchten Proben in der Studie von Borchers et al. (2022) PFAS-4-Gehalte von weniger als 20 ng/L\r\nauf.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 19 von 27\r\nAbbildung 3: Vergleich der tatsächlichen PFAS-4-Aufnahme von Erwachsenen durch Trinkwasser und durch Nahrung mit der toxikologisch-tolerierbaren wöchentlichen Gesamtaufnahme in prozentualen Anteilen (linke y-Achse),\r\nbzw. in den korrespondierenden Tagesaufnahmen (rechte y-Achse). Die rote Linie kennzeichnet, die auf Basis toxikologischer Studien rechnerisch ermittelte, tolerierbare wöchentliche Gesamtmenge (TWI) für die vier wichtigsten\r\nsich im menschlichen Körper anreichernden PFAS: 4,4 Nanogramm (ng) PFAS-4 pro Kilogramm (kg) Körpergewicht\r\npro Woche. Der TWI gibt an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine gesundheitliche Besorgnis besteht. Unter der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg ergibt sich eine wöchentliche Maximaldosis von 308 ng PFAS-4 pro\r\nWoche bzw. 44 ng PFAS-4 pro Tag, welche hier mit 100 % am TWI (PFAS-4-TWI) definiert wird. Der prozentuale\r\nBeitrag von Trinkwasser am TWI für PFAS-4 nimmt einen Trinkwasserkonsum von 2 Litern pro Tag und den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert in Deutschland von 20 ng pro Liter an. Die prozentualen Anteile von Nahrung am TWI\r\nfür PFAS-4 basieren auf den Expositions-Daten der Überwachungsprogramme der Bundesländer für Erwachsene\r\nzwischen 18 – 64 Jahre unter Verwendung des Lower Bound-Ansatzes: 4,4 (50. Perzentil, P50), 8,0 (Mittelwert, MW)\r\nund 19,8 (95. Perzentil, P95) ng PFAS-4 pro kg Körpergewicht pro Woche (Vgl. Tabelle 8 in Kapitel 3.1.3.2. der Stellungnahme des Bundesinstituts für Risikobewertung von 2021). Ein Perzentil gibt an, wie viel Prozent der Messwerte\r\nunter dem angegebenen Wert lagen.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 20 von 27\r\nInsgesamt wird deutlich, dass bereits bei jedem zweiten Erwachsenen der BfR-Stellungnahme\r\ndie toxikologisch tolerierbare PFAS-4-Gesamtmenge überschritten wird28 und Nahrung in der\r\nRegel der Hauptaufnahmepfad für den Menschen ist. Aufgrund der Größe der Stichprobe in der\r\nBfR-Stellungnahme (N = 10.525 Personen) ist zu vermuten, dass diese Folgerungen auch für die\r\nGesamtheit der erwachsenen Bevölkerung in Deutschland gelten.\r\n3 Wege zur Beherrschung und Minderung der PFAS-Belastung von Menschen und Umwelt\r\nDie PFAS-Problematik ist ein Dilemma. Die besonderen chemischen Eigenschaften macht diese\r\nStoffgruppe zwar attraktiv für viele technische Anwendungen, bedingen jedoch aufgrund ihrer\r\nPersistenz und Akkumulationsfähigkeit eine besonders besorgniserregende human- und ökotoxikologische Gefährdung. Gleichzeitig ist eine technische Entfernung von PFAS aus der Nahrung,\r\naus Trinkwasser oder auch aus der Umwelt gar nicht oder wenn überhaupt nur unter sehr hohen Kosten und Ressourcenverbrauch (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.) möglich.\r\nFlüssigkeiten können bisher nur über Membranfiltration, Aktivkohleverfahren sowie ggf. zukünftig auch über Ionenaustauschverfahren wirksam behandelt werden. Aus Feststoffen wie\r\nNahrungsmittel, Böden usw. sind PFAS kaum bis gar nicht zu entfernen. Wichtig ist hierbei zu\r\nberücksichtigen, dass bei all diesen Verfahren mit PFAS angereicherter Abfall oder Abwasser\r\nanfällt, welcher wiederum mit speziellen Verfahren, z. B. der Hochtemperaturverbrennung, behandelt oder z. B. in Sonderdeponien entsorgt werden muss. Die Verbrennungsabluft muss\r\ndann ebenfalls speziell behandelt werden. Angesichts der ubiquitären Umweltbelastung mit\r\nPFAS und ihrer hohen chemischen und thermischen Stabilität wären die PFAS-bedingten Aufbereitungskosten demnach erheblich. Gemäß einer Analyse der Landesbank Baden-Württemberg von 2024 könnte PFAS für die Versicherungsbranche zum bislang teuersten Versicherungsschaden werden29. Vor diesem Hintergrund werden PFAS sich voraussichtlich noch so lange in\r\nder Umwelt und in unserer Nahrungskette anreichern, bis der Eintrag in die Umwelt weitgehend\r\nreduziert bzw. vermieden wird.\r\n28 Die BfR-Stellungnahme (2021) ermittelte das 50. Perzentil mit 4,4 Nanogramm pro Kilogramm Körpergewicht\r\npro Woche. Damit entspricht das 50. Perzentil genau der von der EFSA ermittelten toxikologisch tolerierbaren\r\nAufnahmemenge.\r\n29 Webseite Landesbank Baden-Württemberg. Pressemitteilung vom 26.03.2024. URL: https://www.lbbw.de/artikelseite/pressemitteilung/stehen-versicherer-vor-ihrem-groessten-schadensfall_ah3a5ggb4x_d.html (Abgerufen\r\nam 21.10.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 21 von 27\r\nSeit einigen Jahren wird daher versucht, der öko- und humantoxikologischen PFAS-Problematik\r\nmit verschiedenen gesetzgeberischen und politischen Mitteln entgegenzusteuern. So wurden\r\nfür einzelne PFAS mittlerweile internationale Produktions- und Anwendungsbeschränkungen\r\nerlassen (z. B. PFOS-Verbot gemäß EU-Richtlinie 2006/122/EG) bzw. sind weitere in Bearbeitung30\r\n. In Europa wurden neben Anwendungsbeschränkungen wie z. B. für PFHxA (EU-Verordnung 2024/2462) auch PFAS-Höchstgehalte für bestimmte Lebensmittel (EU-KontaminantenVerordnung 2022/2388) sowie PFAS-Grenzwerte für Trinkwasser (EU-Trinkwasserrichtlinie\r\n2020/2184) festgelegt bzw. sind weitere Vorgaben in Vorbereitung. Weitere Maßnahmen umfassen die Aufnahme von bestimmten PFAS in die Europäische Wasserrahmenlichtlinie (EURichtlinie 2000/60/EG)\r\n31. So wurden Umweltqualitätsnormen z. B. die Einstufung von PFOS als\r\nprioritär gefährlicher Stoff (Umweltqualitätsnormen-Richtlinie 2008/105/EG) festgelegt. Für\r\nBöden wird eine gleichartige Rahmenrichtlinie zurzeit in der EU diskutiert. Eine analoge Rahmenrichtlinie für Luft fehlt bisher gänzlich. Politische Vorgaben, welche auf eine Sanierung bzw.\r\nBeseitigung der bereits bestehenden ubiquitären Umweltbelastungen durch PFAS abzielen, fehlen ebenfalls.\r\nAlle laufenden Maßnahmen greifen erst seit wenigen Jahren bzw. treten erst zukünftig in Kraft\r\nund umfassen bisher weder alle relevanten Eintragspfade der PFAS-Stoffe in die Umwelt noch\r\ndie gesamte Stoffgruppe PFAS (über 10.000 Komponenten). Letztendlich hat sich zudem gezeigt, dass Einzelstoffverbote bei PFAS nicht zielführend sind. EU-Verbotsverfahren zur Beschränkung von Stoffen sind sehr komplex, mehrstufig und dauern i.d.R. mehrere Jahre. Bis eine\r\nEinzelsubstanz daher verboten ist, kann bereits eine neue PFAS-Substanz entwickelt und auf\r\nden Markt gebracht werden, welche gleiche/ähnliche Eigenschaften wie die zu beschränkende\r\nPFAS-Substanz hat, jedoch dann nicht unter das Verbot fällt. Ein bekannter Fall für dieses Substitutions-Problem war beispielsweise der Ersatz von PFOA mit GenX, welches auch als besonders besorgniserregend gilt32\r\n.\r\n30 Details unter „Welche PFAS wurden bislang reguliert“. PFAS-FAQ des BMUV. URL:\r\nhttps://www.bmuv.de/faqs/per-und-polyfluorierte-chemikalien-pfas (Abgerufen am 04.12.2024)\r\n31 Zum Schutz und zur Verbesserung der Wasserqualität sowie der Wasserquantität aller Wasserkörper (Oberflächengewässer, Grundwasser, Binnengewässer und Übergangsgewässer) wurde in der EU ein gemeinsamer Ordnungsrahmen, die sogenannte Wasserrahmenrichtlinie, geschaffen. Ziel ist es einen „guten chemischen und ökologischen Zustand“ von Europas Flüssen, Seen und Grundwasser zu erreichen.\r\n32 Webseite VDI zum EuGH-Urteil zur GenX-Chemikalie. URL: https://www.vdi-nachrichten.com/technik/gesundheit/eugh-urteil-genx-chemikalien-sind-besonders-besorgniserregend/ (Abgerufen a, 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 22 von 27\r\nVor diesem Hintergrund ist der auf EU-Ebene diskutierte Vorschlag von Deutschland, Dänemark,\r\nNorwegen, Schweden und den Niederlanden zur Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS\r\ngrundsätzlich die richtige Strategie33. Allerdings werden PFAS auch in vielen Schlüsseltechnologien für die Energiewende gebraucht und sind hier technisch anscheinend teils noch alternativlos. Eine Beschränkung der Stoffgruppe PFAS sollte daher, aus gesundheitlicher Perspektive,\r\nzwar möglichst umfassend erfolgen, aber technische Erwägungen (z. B. Erreichung von Energieund Klimazielen) könnten beispielsweise angemessene Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen oder Ausnahmeregelungen bedingen. Laut Damgaard-Moller, einem Spezialisten für PFAS-Alternativen des Dänischen Technologischen Instituts, seien bereits 80 % aller\r\nPFAS durch bestehende Technologien und Materialen ersetzbar34. Laut dem Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) enthalten beispielsweise ungefähr 20 % der Photovoltaik-Module PFAS, können jedoch durch Glas- oder anders modifizierte Oberflächenbeschichtungen auch PFAS-frei produziert werden (BDEW-Stellungnahme, 2023). Für alle anderen\r\nAnwendungen, für welche es bislang noch keine PFAS-freien gleichwertigen Alternativen gibt,\r\nist maßgeblich, dass PFAS möglichst in geschlossenen Recyclingprozessen geführt, wiederverwertet und nicht in die Umwelt emittieren können. Diese Prozesse sollten Hersteller entsprechend früh einplanen, was auch durch politische Vorgaben und gegebenenfalls durch Förderungen gezielt unterstützt werden kann. Im Einklang mit dem Vorsorgeprinzip sowie dem sogenannten Multibarrierenprinzip muss die präventive Vermeidung von PFAS-Emissionen in die\r\nUmwelt immer Vorrang vor Aufbereitungsmaßnahmen im Sinne von End-of-Pipe-Ansätzen haben.\r\nNeben der Frage zum zukünftigen Umgang mit PFAS und wie der Eintrag in die Umwelt vermieden werden kann, gehört auch die Frage zum Umgang mit der bereits bestehenden Umweltbelastung und insbesondere der Finanzierung der PFAS-bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten. Gemäß dem Verursacherprinzip, einem der wichtigsten Grundsätze der EU-Umweltpolitik\r\n(TFEU35, Artikel 191 Abs 2) sollten „die Verursacher von Umweltverschmutzungen für\r\n33 Webseite der Bundesanstalt für Arbeitsschutz und Arbeitsmedizin zu allgemeinen Informationen zum europäischen Beschränkungsvorschlag von PFAS. URL: https://www.reach-clp-biozid-helpdesk.de/DE/REACH/Verfahren/Beschraenkungsverfahren/Deutsche_Vorschlaege/PFAS/PFAS_node.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n34 ChemSec Webinar. (2024). Folien 41 - 42 unter URL: https://chemsec.org/app/uploads/2024/03/240318-Webinar-Fluoropolymers-JK.pdf (Abgerufen am 04.12.2024)\r\n35 TFEU - Consolidated version of the Treaty on the Functioning of the European Union - PART THREE. URL:\r\nhttps://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:12012E/TXT:en:PDF (Abgerufen am 12.11.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 23 von 27\r\nMaßnahmen zu deren Vermeidung, Verminderung und Beseitigung sowie für die Kosten aufkommen, die der Gesellschaft durch die Umweltbelastung entstehen“\r\n36. Angesichts der diversen\r\nEintragspfade von PFAS in die Umwelt, den lokalen bis globalen Verbreitungswegen sowie den\r\nnicht nachvollziehbaren zeitlichen Zusammenhängen zwischen dem einzelnen Stoffeintrag in\r\ndie Umwelt und der Überschreitung von Grenzwerten, können die Verursacher dieser Stoffeinträge schlichtweg kaum identifiziert werden.\r\nIn der Fachwelt wurde zum Umgang mit der bereits bestehenden PFAS-Umweltbelastung und\r\ninsbesondere der Finanzierung der dadurch bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten das\r\nKonzept der erweiterten Herstellerverantwortung als ein möglicherweise geeigneter umweltökonomischer Lösungsansatz bereits diskutiert. Das Konzept sieht vor, dass die Hersteller und\r\nImporteure von PFAS und PFAS-haltigen Produkten sich an den PFAS-bedingten Kosten wie z. B.\r\netwaigen Aufbereitungskosten, Kosten der analytischen Kontrolle von Grenzwerten, möglichen\r\ngesundheitlichen Folgekosten, Schadensersatzforderungen u. a. beteiligen. Die erweiterte Herstellerverantwortung würde damit am Anfang des Lebenszyklus der PFAS ansetzen und bei den\r\nHerstellern und Importeuren entsprechend Anreize setzen, dass nicht nur der Eintrag von PFAS\r\nin die Umwelt vermieden wird, sondern gleichzeitig auch effektive Recyclinglösungen und umweltschonende Alternativen entwickelt werden. Die erweiterte Herstellerverantwortung wird\r\ndamit der Konsequenz der PFAS-Problematik gerecht, dass nur durch die Vermeidung von weiteren PFAS-Einträgen in die Umwelt, die öko- und humantoxikologische Gefährdung durch PFAS\r\nwieder vermindert und vor allem beherrschbar wird.\r\nZum Umgang mit der bestehenden Umweltbelastung sind zusätzlich umfassende und transparente Verbraucherinformationen für informierte Konsum- und Kaufentscheidungen erforderlich. Insbesondere sollte die Bewertung von PFAS in der Umwelt, in Produkten sowie in Lebensmitteln, auch mit Blick auf etwaige Grenzwerte, verbrauchergerecht und transparent erläutert\r\nund eingeordnet werden37\r\n.\r\nZusammengefasst erstreckt sich die PFAS-Problematik im globalen Maßstab von der gesamten\r\nUmwelt über Pflanzen und Tiere bis hin zum Menschen. Die Auswirkungen der allgegenwärtigen\r\n36 Webseite EU-Kommission. Beitrag zum Verursacherprinzip. URL: https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/13546-Verursacherprinzip-Eignungsprufung-seiner-Anwendung-auf-die-Umwelt_de (Abgerufen am 02.09.2024)\r\n37 Bislang existieren erst wenige verbrauchergerechte Informationen zum Vorkommen und zur Bedeutung von\r\nPFAS in Lebensmitteln und der Umwelt. Verbraucher können sich grundsätzlich an das UBA sowie an Verbraucherzentralen etc. wenden.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 24 von 27\r\nBelastung sind für Mensch und Umwelt zugleich vielfältig, komplex und höchst besorgniserregend. Folglich ist auch die Dimension einer Lösung hierfür vielschichtig und kann insbesondere\r\nnur durch globale politische Zusammenarbeit gelingen, analog den ab 1989 in Kraft getretenen\r\nMaßnahmen zur globalen Beschränkung der Herstellung und des Einsatzes von Fluor-Chlor-Kohlenwasserstoffen (FCKW), bei welchen entschieden wurde, zum Schutz der Ozonschicht der\r\nErdatmosphäre innerhalb eines mehrjährigen Zeitrahmens weitgehend aus der FCKW-Produktion auszusteigen38\r\n.\r\n4 Quellen\r\nBDEW-Stellungnahme (2023). Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Stellungnahme zum PFAS-Beschränkungsvorschlag. URL: https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/bdew-stellungnahme-zum-pfas-beschraenkungsvorschlag/\r\nBfR-Stellungnahme 020/2021 (2021). Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr.\r\n020/2021 vom 28. Juni 2021. PFAS in Lebensmitteln: BfR bestätigt kritische Exposition gegenüber Industriechemikalien. URL: https://www.bfr.bund.de/cm/343/pfas-in-lebensmitteln-bfrbestaetigt-kritische-exposition-gegenueber-industriechemikalien.pdf\r\nBfR-Stellungnahme 033/2023 (2023). Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr.\r\n033/2023 vom 10. Juli 2024. Futtermittel sind ein Schlüssel zur Einhaltung von PFAS-Höchstgehalten in tierischen Lebensmitteln. URL: https://www.bfr.bund.de/cm/343/futtermittel-sindein-schluessel-zur-einhaltung-von-pfas-hoechstgehalten-in-tierischen-lebensmitteln.pdf\r\nBorchers, U. et al. (2022). U. Borchers, C. Beulker, A. Kämpfe, H. Knapp, F. Sacher, R. Suchenwirth. PFAS im Trinkwasser: ein erster Überblick über Befunde und Herausforderungen für die\r\nWasserversorgung. URL: https://energie-wasser-praxis.de//wp-content/uploads/2023/05/ewp_0922_64-71_Borchers.pdf\r\nBrunn, H. et al. (2023). H. Brunn, G. Arnold, W. Körner, G. Rippen, K. G. Steinhäuser,\r\nI. Valentin. PFAS: forever chemicals—persistent, bioaccumulative and mobile. Reviewing the\r\nstatus and the need for their phase out and remediation of contaminated sites. Environmental\r\nSciences Europe. Volume 35, No. 1. DOI: 10.1186/s12302-023-00721-8\r\n38 Montreal-Protokoll. URL: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Industrie/chemikaliensicherheit-internationale-regelungen-montrealer-protokoll.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 25 von 27\r\nBUND (2021). Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland. Webseite-Artikel. Der PFASVerpackungscheck vom 27.05.2021. URL: https://www.bund.net/service/publikationen/detail/publication/pfas-verpackungscheck/ (Abgerufen am 19.12.2024)\r\nCampo, J. et al. (2016). J. Campo, M. Lorenzo, F. Pérez, Y. Picó, M. Farrè, D. Barceló. Analysis of\r\nthe presence of perfluoroalkyl substances in water, sediment and biota of the Jucar River (E\r\nSpain). Sources, partitioning and relationships with water physical characteristics. Environmental Research. Volume 147: 503- 5012. URL: https://doi.org/10.1016/j.envres.2016.03.010\r\nDauchy, X. et al. (2019). X. Dauchy, V. Boiteux, A. Colin, J. Hémard, C. Bach, C. Rosin, J.-F. Munoz.\r\nDeep seepage of per- and polyfluoroalkyl substances through the soil of a firefighter training\r\nsite and subsequent groundwater contamination. Chemosphere. Volume 214: 729-737. URL:\r\nhttps://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2018.10.003\r\nEFSA (2020). EFSA Panel on Contaminants in the Food Chain. Risk to human health related to\r\nthe presence of perfluoroalkyl substances in food. Efsa journal. Volume 18, issue 9. URL:\r\nhttps://doi.org/10.2903/j.efsa.2020.6223\r\nD´Ambro, E. L. et al. (2023). E. L. D’Ambro, B. N. Murphy, J. O. Bash, R. C. Gilliam, H. O. T. Pye.\r\nPredictions of PFAS regional-scale atmospheric deposition and ambient air exposure. Science of\r\nthe Total Environment. Volume 902(19):166256. URL: https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2023.166256\r\nFraunhofer IVV (2012). K. Müller, R. Fengler, M. Still, M. Schlummer. Studies on the migration\r\nof per- and polyfluorinated compounds from paper based packaging into real food and food\r\nsimulants. URL: https://www.researchgate.net/publication/234057051_Studies_on_the_migration_of_per-_and_polyfluorinated_compounds_from_paper_based_packaging_into_real_food_and_food_simulants\r\nGallen, C. et al. (2018). C. Gallen, G. Eaglesham, D. Drage, T. H. Nguyen, J. F. Müller. A mass\r\nestimate of perfluoroalkyl substance (PFAS) release from Australian wastewater treatment\r\nplants. Chemosphere. 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Wang, H. Du, L. Xu, S. Liu, J. Yi, X. Qian, Y. Chen, Q. Jiang, G.\r\nHe. Factors associated with exposure of pregnant women to perfluoroalkyl acids in North\r\nChina and health risk assessment. Science of The Total Environment. Volume 655: 356-362.\r\nURL: https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2018.11.042"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Gesundheit (BMG)","shortTitle":"BMG","url":"https://www.bundesgesundheitsministerium.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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